YPFB Andina, subsidiaria de YPFB Corporación, eleva la producción del pozo gasífero RGD-82 en 8 millones de pies cúbicos día (MMpcd), alcanzando un volumen de 53 MMpcd en el Campo Río Grande, ubicado a 55 kilómetros al sudeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.
El pozo está ubicado en el bloque centro sud de la estructura, siendo el primero en perforarse en esta área, motivo por el cual inicialmente fue clasificado como pozo exploratorio
Un informe de la compañía petrolera señala que “las labores de perforación se iniciaron a fines de septiembre de 2011 con el objetivo de encontrar nuevos volúmenes de hidrocarburos en el área centro sud del campo, alcanzándose una profundidad final de 3.585 metros”.
YPFB Andina tiene previsto continuar con la exploración del reservorio Iquiri-1, aguardándose para agosto la perforación del pozo exploratorio RGD-86, en el área sudeste de la estructura, para determinar su potencialidad e iniciar su desarrollo conforme a los planes de trabajo y presupuesto (PTPs) correspondientes a esta gestión.
De acuerdo con el informe oficial, en noviembre se realizará la perforación del pozo RGD-85, hasta llegar a los 4.000 metros de profundidad con el objetivo de continuar con el desarrollo del reservorio Iquiri-1, además de alcanzar y ensayar niveles arenosos mucho más profundos para evaluar sus posibilidades de contenido comercial de hidrocarburos.
YPFB Andina tiene programada para este 2012 la perforación de pozos de desarrollo que incrementarán los caudales de gas y condensado del Campo Río Grande, actualmente compuesto por 23 pozos, entre ellos está la perforación de los pozos RGD-78D, RGD-83 y RGD-84, los dos últimos ubicados en el área centro sud recientemente descubierta.
El Campo Río Grande fue descubierto en 1960 y produce hidrocarburos principalmente del reservorio Taiguati en profundidades inferiores a los 3.000 metros.
Brasil bajó demanda de gas en enero
De acuerdo con los datos proporcionados por el director nacional de Gas Natural de YPFB, Jorge Sosa Suárez, el mercado brasileño demandó, en enero, un volumen promedio de 19,87 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural, por debajo de los 31,5 MMmcd establecidos en el acuerdo contractual entre YPFB y Petrobras.
Sosa atribuyó esta baja en la demanda del combustible en el mercado brasileño “al inicio de la época de lluvias”.
“Brasil, principalmente, requirió menor generación térmica toda vez que las empresas hidroeléctricas han empezado a generar más y, consecuentemente, ha habido una baja demanda de las térmicas”, explicó Sosa.
El volumen pico de exportación al mercado brasileño fue de 24,14 MMmcd, el 20 de enero.
En tanto que a la Argentina se enviaron 10,04 MMmcd, en condiciones contractuales con Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa).
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