Producción de gas se incrementa a 40 millones de metros cúbicos día en Tarija

El Director General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Carlos Torrico, informó este sábado que la producción de gas en Tarija se incrementó de 23 a 40 millones de metros cúbicos día en los últimos 11 años.

"Por las inversiones que se realizaron en el departamento de Tarija en exploración y explotación de hidrocarburos la producción creció de manera exponencial. El 2005, la producción de gas en Tarija fue de 23 millones de metros cúbicos día (MMmcd), y se incrementó el 2016 hasta 36,6 MMmcd, además se tiene una capacidad de producción total en Tarija arriba de 40 MMmcd", explicó, citado en un boletín de prensa.

Informó que desde 2005 al 2016 la capacidad de procesamiento en plantas pasó de 32,5 a 58,9 millones de metros cúbicos y se construyó dos plantas en Margarita, una en Sábalo, otra en Itaú y en Caigua.

Torrico precisó que desde 2006 al 2016 la inversión en Tarija superó los 3.652 millones de dólares, y dijo que para este año se prevé una inversión de 397 millones de dólares.

La autoridad explicó que Tarija recibió por concepto de renta petrolera entre 1995 y 2005 al menos 300 millones de dólares; mientras que entre 2006 y 2016 recibió 4.260 millones de dólares.

"El Ministerio de Hidrocarburos junto a YPFB proponen un plan de exploración en el departamento de Tarija que contempla proyectos muy importantes en cuanto a recursos como Boyuy con aproximadamente 3 TCF´s, Iñiguazu con más de 2,7 TCF, La Ceiba, Los Monos, Caigua entre otros", subrayó.

Dijo que la explotación de los campos de son reservorios naturalmente fracturados, altamente productivos y el manejo de los mismos se realizan con monitoreo frecuente de las presiones y la producción de agua de formación.

"Los campos Margarita-Huacaya, Sábalo y San Alberto-Itaú fueron explotados en el marco de la norma, contratos y prácticas prudentes de la industria. Las estrategias de producción aplicada en estos campos son, la perforación de pozos necesarios para una producción uniforme de los reservorios; control de las presiones diferenciales del reservorio y cabeza de pozo (arbolito de producción); monitoreo y control de la producción de agua de formación; Implementación de sistema de compresión para maximizar la recuperación de reservas", apuntó. (29/07/2017)