Exploración, el ‘talón de Aquiles’ del negocio del gas

Invertir para ganar. Ese es el principio básico que aplica un empresario para desarrollar un negocio. Bajo esa premisa, de 2009 a 2013 YPFB casa matriz, sus subsidiarias y las operadoras privadas destinaron alrededor de $us 758 millones (o sea entre un 12 y 24% de las inversiones anuales del sector) para ejecutar actividades de exploración en el país e incrementar las reservas de los hidrocarburos, según una revisión a los boletines con estadísticas de gestión de la estatal petrolera.

Sin embargo los resultados fueron insuficientes, según coinciden expertos del sector. En ese mismo periodo se perforaron alrededor de 40 pozos exploratorios, se realizaron unos 5.000 km de sísmica 2D y 3D y las reservas de gas se incrementaron solo en 0,51 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés), una cifra menor al consumo anual de 0,7 TCF.

En 2009 la Ryder Scott certificó que el país tenía 9,94 TCF de gas y en 2013 subió a 10,45 TCF, según la nueva certificación de la canadiense GLJ Petroleum Consultant, un incremento de solo un 5% en ese mismo tiempo.

Empero conforme a las declaraciones de Carlos Villegas, presidente de YPFB en el programa No Mentirás, en estos últimos cuatro años se descubrieron 3,3 TCF de gas, de los cuales 2,8 TCF los consumió el mercado interno y las exportaciones a Brasil y Argentina.

Villegas aseguró que en el transcurso de los próximos años el consumo de gas en el país crecerá a 0,8 TCF al año por lo cual, actualmente 12 unidades (ocho privadas y cuatro subsidiarias) están realizando exploración en 47 áreas. El promedio de éxito de la exploración es del 20%; es decir, si se perforan 10 pozos dos serán exitosos. Se solicitó información oficial sobre el tema a YPFB, pero no hubo respuesta.

¿Por qué se ha avanzado poco en la actividad exploratoria? El analista Hugo de la Fuente indica que definitivamente el ‘proceso de nacionalización’, pese a los beneficios de corto y mediano plazo para el país, produjo en su momento gran incertidumbre en los inversionistas.

Sin embargo, cree que por el tiempo transcurrido las ‘aguas se han tranquilizado’ e inclusive YPFB ha firmado varios contratos petroleros de estudios y de operación. “Empero, es substancial reforzar la CPE en su capítulo de hidrocarburos, además de que tenemos que entrar al mercado del gas natural licuado (LNG) y llegar exportar a Asia que paga más de $us 15 por millón de BTU”, apuntó.

Resultados insuficientes
El geofísico y docente de ingeniería petrolera, Ciro Vargas, aseguró que todas las compañías que inician exploración en el país quieren llegar a los niveles de interés profundo (pasar el carbonífero), pero topan con estructuras complejas que encarecen los costos de exploración. Según Vargas y otros expertos, las exploraciones pueden superar los $us 50 millones y llegar hasta los $us 70 millones en la zona sur del país, dependiendo de los equipos que se utilicen.

Para el analista Francesco Zaratti las petroleras están ganando bien extrayendo gas sin arriesgar nada. Mientras que el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, indica que el marco regulatorio y los incentivos no son los adecuados para la masiva exploración que se requiere.

El exsuperintendente de Hidrocarburos, Carlos Miranda, explicó que la legislación actual ha creado una serie de ‘ataduras’, como la ley de empresas públicas, que prohíbe que YPFB se asocie con capitales privados para realizar la exploración. Dijo que debido a esto la búsqueda no sale del área tradicional, donde los principales prospectos ya fueron tomados en cuenta.

Trabajo de las petroleras

En Repsol indicaron que recién concluyeron los trabajos de registro de sísmica 3D y 2D en la zona norte del área Caipipendi, cuya interpretación permitirá definir el plan de desarrollo en el campo Huacaya, con la perforación de nuevos pozos en el departamento de Chuquisaca. Además, están ejecutando la sísmica 2D al sur del área de contrato Caipipendi, que abarca 250 km².

Calculan destinar $us 350 millones en inversiones exploratorias en el mediano plazo.

El plan exploratorio 2014-2018 de Petrobras incluye trabajos en el área Cedro (Santa Cruz), que se adjudicó en febrero y que consta de una superficie de 997,5 km². Dentro de sus proyectos en evaluación están el Sunchal (575 km²), San Telmo (1.933 km²) y Astillero (210 km²) localizadas en el departamento de Tarija.

Dentro del área tradicional apenas se exploró un 20%
GERARDO CORCOS - Director de Ingeniería Petrolera de la Uagrm

Las empresas están obligadas a certificar sus reservas a fin de que puedan entrar en negocio con el Gobierno u otros países. Se enseña cuatro métodos de certificación: volumétrico, balance de materia, el de curva de declinación y de simulación de reservorios. Si usted tiene historial de producción puede hacerlo por curva de declinación o por balance de materia.

Con respecto a la anterior certificación no hubo un incremento sustancial de reservas por lo consiguiente no ha habido suficiente exploración. Todo incremento de reservas está en función de los resultados. No siempre todo es exitoso. Usted puede invertir miles de millones y encontrar pozos secos.

En certificaciones anteriores se han gastado alrededor de $us 250.000, dependiendo del número de campos y de pozos existentes que hay que certificar. Las reservas probadas tienen una certidumbre del 90 al 95%, las probables de un 50% y las posibles pueden alcanzar un 10%.

Se requiere más inversión en exploración. Tiene que ver con un tema económico y la exploración además es de alto riesgo. Un pozo profundo está alrededor de $us 30 o 40 millones.
Hay que estudiar como cinco o siete años antes de hacer el pozo y en ese lapso buscar financiamiento. Creo que deben ver las áreas tradicionales ya que ahí apenas se ha explorado un 20% de los prospectos. Falta mucho por hacer en áreas tradicionales. No hay que asustarse del gas shale. Recuerdo que cuando perforábamos atravesábamos lutitas y había detección de gas.

Se debe reponer 1 TCF de gas por año por más consumo
Bolivia consumirá 0,8 trillones de pies cúbicos (TCF) este año, pero para 2015 y 2016 esta cifra trepara a cerca de 0,87 TCF por más exportaciones a Argentina y crecimiento de la demanda interna.

Así lo sostiene el ex secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Álvaro Ríos, que además alertó que el país necesita reponer 1 TCF por año y para esto se requiere masiva exploración.

Por su parte, el analista energético Francesco Zaratti señala que “si se amplía el contrato con Brasil por 20 años más, en las mismas condiciones de volúmenes, necesitamos más de
7 TCF que actualmente no los tenemos, debido a que con las actuales reservas (10,45 TCF) a lo sumo llegamos al año 2025, antes que fenezca el contrato con Argentina que es el 2026.”

El ex ‘súper’ Carlos Miranda estima que al 2020 los 10,4 TCF de reserva habrán disminuido por el saldo de los contratos a Brasil, Argentina, el consumo interno y el de fertilizantes, a tal punto que si no hay una adición importante de reservas, no serían suficientes para respaldar un contrato como el que fenecerá