Bolivia entró en un proceso de declinación de sus principales yacimientos de gas. Una consultora advierte que para el 2030 tendrá que importar este producto
Fuente: eldeber.com.bo
“Hemos tocado fondo”, esta frase resume la situación hidrocarburífera en Bolivia, y no es para menos. Los propios datos de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señalan una caída en la producción del 35% entre 2014 y 2023. Ante esto, la estatal apunta a un plan exploratorio que contempla reactivar campos maduros. Dos especialistas consultados por EL DEBER afirman que la idea de YPFB es buena, pero está condicionada a un factor clave: modificar las reglas de juego para que la reexploración de estos yacimientos sea atractiva, de lo contrario, todo puede quedar en nada.
Desde 2021, la petrolera estatal trabaja en el Plan de Reactivación del Upstream (PRU), el cual desarrolla 42 proyectos exploratorios, a los que se suman 29 pozos en campos maduros y cerrados para su reactivación.
El ex gerente de Producción de YPFB, José Escobar Rosas, señaló que actualmente en todo el país hay 45 campos maduros que pueden ser aprovechados a través de nuevas tecnologías y modificación de las reglas podrían aportar muchos gas y petróleo.
Explicó que en los actuales campos maduros o en proceso de declinación solo se está recuperando un 25% del recurso. Pero si se trabaja con nuevas tecnologías, el factor puede subir entre un 50% y un 70%, aproximadamente.
Para Escobar, lo más importante es hacer la recuperación de campos petroleros, lo que permitirá incrementar la producción de combustibles líquidos en muy poco tiempo. Observó que actualmente la operadora ha centrado sus esfuerzos en la búsqueda de líquidos en zonas no tradicionales, como en Madre de Dios.
“En los últimos 22 años solo se ha descubierto reservorios muy pequeños, como los que están anunciando en Boquerón. Entonces, son insuficientes para la incorporación o la restitución de reservas que puedan incrementar o mantener la producción de petróleo”, explicó.
Actualmente, estos campos tienen un alto costo de mantenimiento debido a que las operadoras no hacen ninguna inversión.
“Ya no perforan, no reacondicionan, limitan el uso de tecnologías nuevas y también asignan muy poco presupuesto”, dijo.
Incluso, algunas han decidido devolverlos. Un ejemplo son Colpacaranda, Bermejo, La Vertiente, Monteagudo, entre otros yacimientos que para las empresas privadas “son deficitarios”.
No obstante, Escobar sostiene que haciendo uso de tecnologías, como la inyección de agua alterna con gas, la inyección de misiles de hidrocarburos, la inyección de gases inéditos como CO2 y nitrógeno, y diferentes métodos químicos se pueden reactivar la producción de estos proyectos.
El especialista explica que la reserva original de los campos maduros de petróleo es de 957 millones de barriles, pero el país solo recuperó 228 millones de barriles.
“Todavía tenemos una reserva remanente de 730 millones de barriles que hemos recuperado solo en un 10%, lo que resolvería la importación”, señaló.
Según el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), en 2020 se destinaron $us 768 millones para la importación de combustible en líquidos. En 2021, el monto subió a $us 2.132 millones, mientras que en 2022 esta cifra se disparó a $us 4.231 millones.
Mientras que la producción de gas natural llega actualmente a los 38 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMmcd) y 22.200 barriles por día (Bppd).
El pico más alto ascendió a casi 60.000 barriles de petróleo y 59 MMmcd de gas natural.
“Ahora hay un problema para las refinerías, cada una tiene una capacidad de 40.000 Bppd, tanto la de Cochabamba como la de Santa Cruz”, señaló.
Agrega que en algunos campos maduros no se han logrado extraer ni la mitad de sus recursos. Por ejemplo, en el área Surubí “tiene un potencial de 100 millones de barriles, pero solo se ha recuperado un 22%. En Camiri, en Sararenda, solo se extrajo un 31%, en Palomar un 11%, y en las Peñas el 31%”.
“Existe un porcentaje elevado de reservas por recuperar si se aplican tecnologías adecuadas. Estos campos maduros se presentan como una fuente potencial grande para el presente y futuro del país”, señaló el especialista.
Siguiendo su análisis, dice que esta alternativa representa “menos riesgo en inversión” e incluso la producción es más inmediata.
“En cambio, en pozos exploratorios, hasta que se descubren y desarrollan, pasan entre 5 y 7 años”, sostuvo.
Miraflores el gigante dormido
Si Argentina encontró en Vaca Muerta una solución a sus problemas en el abastecimiento de energía, Bolivia tiene en el bloque Miraflores una alternativa similar, si el Estado y las normas ambientales se abren a la producción no convencional de hidrocarburos.
Esta área, según un estudio encargado por YPFB en los años 90 en la empresa Cancambria, cuenta con un potencial de 400 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) de gas natural y 20 millones de barriles de petróleo. De esta cantidad, se pueden recuperar hasta 135 TCF y 7 millones de barriles de crudo.
El costo de perforar un pozo es de $us 14 millones, asegura el experto Víctor Berdeja.
Este prospecto está en el municipio de Macharetí (Chuquisaca). Para Berdeja, el país y las normas tienen que abrirse a la perforación de pozos horizontales y a la tecnología de fracturación hidráulica o fracking para desarrollar este campo no convencional y permitir su producción.
El especialista agrega que el estudio de Cancambria concluye que hay potencial similar a los campos no convencionales que se desarrollan en Argentina, Estados Unidos o Canadá.
Cancambria basó su análisis en la información de dos pozos perforados en el año 1990, el Miraflores I y el Miraflores II, que confirmaron la presencia de gas y petróleo. Pero la tecnología de la época impedía una operación.
El especialista sugiere retomar este proyecto, primero usando la actual tecnología dado en se pueden hacer perforaciones verticales y obtener resultados positivos.
“Han quedado como pozos de cerro abandonados. Son estos dos pozos que hay actualmente. Entonces, lo que se propone es que vayan a uno de estos pozos, lo adecúen y hagan un fracturamiento normal”, planteó.
YPFB trabaja en Miraflores
Consultado sobre este tema, el presidente de la estatal YPFB, Armin Dorgathen, explicó que actualmente la estatal está trabajando en este proyecto que, según él, tiene características similares a la del proyecto Remanso, un pozo exploratorio que recientemente fue anunciado por la estatal como un hallazgo exitoso.
“Si estamos con un proyecto para ingresar al pozo Miraflores. Es similar a lo de Remanso”, dijo.
Sobre el potencial de campo dijo que es relativo que solo haciendo estudios se podrá saber con exactitud con cuanto recurso tiene este yacimiento.
“El potencial es relativo. Tenemos que perforar porque cada pozo tiene su propia recuperación”, explicó el ejecutivo.
Además, dijo que actualmente YPFB está trabajando en 20 campos maduros.
Un reciente informe la Fundación Jubileo advierte que si el Estado no realiza modificaciones en su normativa hidrocarburifera, en el mejor de los casos para el 2030 el país se convertirá en un país importador de gas natural.
Otro informe de la consultora internacional Wood Mackenzie estima que en 2030 la producción boliviana caerá a 11 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).
“La reversión de este escenario depende del éxito de las inversiones exploratorias en Bolivia. La estatal YPFB promete aumentar las campañas exploratorias a partir de 2023 y buscar nuevas fronteras”, dijo la consultora.
Raúl Velásquez, analista de la Fundación Jubileo, señala que el país está sufriendo la falta de exploración y de una política que busca la captura de la renta.