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Área: Economía >> Energía e hidrocarburos
Actualizado el 2011-02-03 a horas: 20:58:12

YPFB ofrece nuevas áreas de explotación a más de 60 petroleras

El campo Sararenda, la base de la seguridad energética de Bolivia

(HORA 25 y ABI).- Ante el anuncio de Repsol-YPF a sus inversionistas del mundo de que estaría explorando el Sararenda X-1, con una inversión de 55 millones para embolsillarse más de mil millones de dólares, cívicos de Camiri presentaron una propuesta técnica al gobierno para explorar este campo desde la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNNE) de un YPFB-Operativo, con sede en aquella ciudad, para garantizar que las reservas del mismo -defendido por los bolivianos en la Guerra del Chaco- sean la base del cambio de la matriz energética de Bolivia y que las utilidades se queden en el país.

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Los cívicos de Camiri consideran que los campos Camiri y Guairuy son económicamente rentables porque tienen una reserva estimada 1.2 TCF (trillones de pies cúbicos por sus siglas en inglés) de gas natural y 45 millones de condensado.

“Diversas evaluaciones y estudios tanto geológicos como de reservorios efectuados en YPFB, en el periodo 1980 a 1994, más un estudio con análisis de simulación de ingeniería de reservorios, efectuado por la Compañía Scientific Software Intercomp de USA en 1993, han establecido con alto grado de seguridad que en la estructura de Camiri con un plan intensivo de reacondicionamientos y reterminaciones de pozos, hay excelentes posibilidades de recuperar una reserva probada de 1.2 millones de barriles de petróleo de 52-56 Grados API (excelente para la obtención de diesel) más una reserva adicional de 7.5 millones de barriles en función de 2 pozos adicionales y un plan de inyección de agua-gas”, señalaron los cívicos en un documento presentado al gobierno.

Las evaluaciones geológicas basadas en los descubrimientos de la estructura Huamanpampa en San Alberto y Sábalo al sur, y datos de Colpa Caranda al Norte (llano oriental), permiten establecer que hay un alto grado de probabilidad de encontrar ingentes reservas de gas-condensado en la formación Huamampampa (tres cuerpos), en el área de Camiri con un pozo profundo de 5500 a 5800 metros. Este potencial del Huamampampa en el campo Camiri en su nivel profundo lo confirma el estudio presentado por un consorcio de especialistas extranjeros. Sin embargo, este estudio entregado a la Gerencia de Exploración el año 1995, fue inmediatamente archivado para que no salga a luz pública y así justificar la capitalización, asegura el documento.

Cabe recordar que Repsol YPF, viene manejando el campo Margarita con una explotación irracional e impericia, claro ejemplo de esto el pozo MGT-X4 inundado de agua, según informes de los Fiscalizadores de YPFB que salieron a la luz pública y hasta el momento no se realizó ningún tipo de auditoría para conocer el grado de afectación del campo.

Andina S.A.-Repsol YPF operó 12 años los campos Camiri y Guairuy y no invirtió nunca los montos comprometidos y solamente generó un drenaje irracional de estos pozos. “No es justo que hoy día Repsol YPF recién quiera perforar un pozo profundo (aunque el profundo no entra en el contrato de capitalización ni en los contratos de operación), después que tuvieron 12 años para efectuar intervenciones y mejoramiento de la producción tradicional. Pero no lo hicieron porque pretendían seguir drenando recursos para sí, sin invertir un peso, lo que ha generado un panorama desolador importando hidrocarburos de otros países teniéndolos en casa, dice el documento.

Los cívicos de Camiri sugieren al gobierno "nacionalizar verdaderamente los campos petroleros y ductos para garantizar un manejo coherente, sin injerencia externa y sin la corrupción de las petroleras transnacionales". De esta manera, la GNEE contaría con todas sus competencias y se convertiría en el nervio motor de la empresa petrolera Nacional YPFB, generando propuestas y trabajos en la exploración de nuevos yacimientos y la exploración de los mismos para incrementar las reservas de hidrocarburos en todo el país.

Añaden que al nacionalizar todos los campos petroleros y ser YPFB el Operador, debe ser YPFB quien recupere los “Costos Recuperables” (que las transnacionales petroleras cobran en los contratos petroleros actuales). Al mismo tiempo, retenga para sí el 100% de las utilidades al no tener socios. De esta manera si estaría fortaleciendo a YPFB dejándolo con bastantes recursos para su operatividad y para efectuar inversiones en toda la cadena productiva incluyendo la parte exploratoria con descubrimientos de nuevos campos petroleros, perforación de pozos para su producción, instalación de plantas separadoras de líquidos, incluyendo una planta de GTL, para solucionar el problema interno del diesel, además de generar volúmenes para exportación. Los varios millones de dólares con que el gobierno subvenciona a la producción de campos marginales deberán mantenerse para este fin, de manera que este monto pasea a YPFB como operador de estos campos petroleros menores.

Invitan a inversionistas

El presidente de YPFB Corporación Carlos Villegas invitó el lunes a más de 60 compañías petroleras del mundo reunidas en Rio de Janeiro a visitar Bolivia y analizar la posibilidad de suscribir contratos de exploración y explotación de hidrocarburos. "Se ha presentado el plan de exploración de YPFB con el objetivo de difundir el contenido y motivar a las empresas petroleras a que se decidan visitar Bolivia para ver posibilidades de suscribir convenios de estudio y suscribir contratos de servicios para exploración y explotación", señaló en el marco de la conferencia internacional de Oil and Gas Latin América Summit 2011, que reúne a los principales inversores gubernamentales y privados en materia de hidrocarburos a nivel mundial.

Bajo el título "Bolivia y su Potencial Exploratorio", Villegas explicó las ventajas y condiciones que ofrece el gobierno boliviano a las empresas petroleras para emprender sociedades estratégicas, para la exploración y explotación de nuevas reservas de gas natural y petróleo. Subrayó que el país elevó entre 33 a 56 las áreas bajo reserva para encarar nuevas tareas de prospección.

En 2010, Bolivia elevó de 33 a 56 las áreas para exploración y cuenta con un potencial hidrocarburífero calculado en 54 Trillones de Pies Cúbicos de gas natural (TCF, por sus siglas en inglés) y 1.409 millones de barriles de petróleo (MMBbl), de acuerdo a informes de prospección de YPFB Corporación. Villegas añadió que la petrolera boliviana puede asignar una o más áreas a empresas interesadas, en función a un proceso de licitación pública, en la perspectiva de evaluar las condiciones y el potencial hidrocarburífero.

Por otro lado, el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Juan José Sosa informó que el pozo Itaú-X2 ingresó en la fase de producción de gas natural con un aporte de 50 Millones de Pies Cúbicos por día (MMpcd), "Se ha iniciado la producción del pozo Itaú - X2 a horas 14.30 del miércoles con una capacidad aproximada de 50 millones de pies cúbicos que se están procesando en la Planta de Gas de San Alberto", dijo el funcionario.Según YPFB Corporación, el proyecto para desarrollar el campo Itaú, ubicado en el Bloque XX, en el departamento de Tarija, demandará una inversión de 350 millones de dólares, para activar la producción en los pozos X1 y X2 y la perforación del pozo X4. El desarrollo del campo Itaú está dividido en dos fases: en la primera se invertirán 20 millones de dólares con el objetivo de iniciar la producción y aprovechar la capacidad ociosa en la planta de San Alberto, aunque posteriormente Itaú construirá su propia planta.Para la segunda fase del proyecto, se estima una inversión complementaria de 330 millones de dólares, para alcanzar una producción de gas natural de 5 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd) y condensado asociado en el orden de 4.400 barriles por día. Adicionalmente, se tiene previsto la construcción de una planta de procesamiento de gas para Itaú, que estará ubicada en los predios de la actual planta de gas de San Alberto. Este complejo debe estar listo y en funcionamiento en el segundo semestre de 2013, de acuerdo con las proyecciones de YPFB Coorporación.

De otra parte, YPFB Corporación comercializó un promedio de 36,79 millones de MMmcd de gas natural en el primer mes del 2011, para el abastecimiento interno y los mercados de Brasil y Argentina. "En función a los contratos vigentes con PETROBRAS, en dicho período se comercializó al mercado brasileño un volumen promedio de gas natural de 22,86 MMmcd. En tanto que a la Argentina se enviaron 6,00 MMmcd en condiciones contractuales con Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA). El mercado interno consumió en este periodo un volumen promedio de 7,93 MMmcd", informó la Dirección Nacional de Gas Natural de YPFB.Según ese reporte, los volúmenes pico de exportación de gas al mercado brasileño se registraron los días 9, 15, 16 y 31 de enero último con volúmenes de entre 24,59 MMmcd a 26,66 MMmcd. En el mercado argentino, los volúmenes más importantes corresponden a los tres primeros días este año con envíos de entre y 7,73 MMmcd y 7,76 MMmcd.Con relación al consumo interno, los datos de la estatal petrolera señalan que los requerimientos de gas natural durante el primer mes de este año se tradujeron en un promedio 7,93 MMmcd, destinados en mayor parte para cubrir la demanda del sector termoeléctrico. En los días 18, 19 y 26 de enero, el país consumió en promedio 8,51, 8,49 y 8,59 MMmcd de gas natural, respectivamente.

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