El campo San Alberto (Bloque San Alberto) se encuentra ubicado en la serranía del Aguaragüe de la Faja Sub- Andina Sur y posee ocho pozos productores (SAL-13, SAL-10, SAL-14, SAL12, SAL-15, SAL-17, SAL-11 y SAL-16). La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. 35%, YPFB Andina S.A. (subsidiaria de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 15%. San Alberto, Tarija 16 mar (AN-YPFB).- (AN-YPFB).- Los megacampos San Alberto e Itaú aportan 456 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) a la producción nacional de gas natural, informó el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Luis Alberto Sánchez.
“San Alberto e Itaú aportan una producción de 456 MMpcd de gas natural, 9.413 barriles por día (BPD) (BPD) de condensado y aproximadamente 638 BPD de gasolina”, detalló el vicepresidente de la estatal petrolera durante la visita de una delegación de líderes de opinión de diferentes medios de información a estas plantas gasíferas. Los dos campos ubicados en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija ocupan parte de los municipios de Yacuiba y Caraparí. Cuentan con pozos exploratorios y de desarrollo que aportan todo el caudal de gas de la planta.
La producción hidrocarburífera en el campo San Alberto ha entrado en su fase de “declinación natural”, mientras que en el caso c aso deSan Antonio (Sábalo), el proceso es
más lento por su magnitud. Ese es el informe que se conoció recientemente en la Gobernación, luego de haber realizado una inspección a ambos pozos. Eldirector de Hidrocarburos y Minería de la Gobernación, Christian Echart, informó que la semana pasada realizaron una visita técnica a los activos de San Alberto-Itaú y de San Antonio, a cargo de las empresas Total E&P, YPFB Andina, y Petrobras. Fue en e n esa actividad que conocieron estos datos y por ello, expresó su preocupación al respecto. Dijo que solicitará a Yacimientos Y acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), acelerar los trabajos al máximo para mantener la producción, toda vez que de continuar esa línea, se espera un descenso marcado de las regalías departamentales a partir de 2017. “San Alberto-Itau y Sábalo, son yacimientos que están siendo explotados hace muchos años, ya han entrado a una etapa de madurez, estos yacimientos han producido muchos hidrocarburos, son parte de los tres megacampos que hay en toda Bolivia y han aportado al desarrollo económico del país”, indicó Echart.
Según el funcionario, las medidas técnicas que aplican las operadoras ante esta situación, más la puesta en funcionamiento de nuevos pozos en departamentos como Chuquisaca y Santa Cruz, permitirán cumplir con las l as exportaciones a Brasil y a Argentina. Aclaró que hay un momento en que los pozos llegan a un estado donde no son económicamente rentables, y que esa es conocida como la fase de declive. San Alberto-Itaú El campo Itaú es adyacente a San Alberto, y entre ambos producen actualmente 4,5 millones de Metros Cúbicos de Gas al Día(MMm3D). El último informe sobre actividad en estos campos revela que la presión del yacimiento disminuyódebido disminuyódebido a la madurez del campo, lo que se traduce en la reducción de la producción de gas y condensado. La producción de estos dos campos se procesa en una sola planta, que tuvo una capacidad de producción diaria promedio de 8 MMme3D y 5.800 barriles b arriles día (BlsD) de líquidos. San Alberto fue descubierto por YPFB el 15 de octubre de 1990, pero alcanzó su máxima producción a partir del 2005. “Se pudo conversar con el equipo de YPFB y Petrobras, quienes informaron que este
yacimiento entró en una etapa de declinación d eclinación natural, como todo yacimiento, que tiene una etapa de desarrollo, de estabilización donde alcanza su máxima producción, y
obviamente, al ser un recurso no renovable, en algún momento tiene que entrar en descenso. San Alberto ya entró en l a curva de disminución”, explicó Echart. Para que no haya una declinación muy exponencial, dijo que se verificó que las operadoras “no se han quedado de brazos cruzados”. Entre los varios proyectos que se
realizan,se está terminando la activación de un nuevo pozo denominado SAL 19, que inició trabajos el 9 de noviembre de 2014. Se estima que en este último pozo se tenga una producción de 30 MMm3D, pero la cifra aún está por confirmarse mediante estudios que se conocerán a finales de diciembre del 2015. En caso de ser positivos, permitirían estabilizar y evitar que la l a producción de todo el campo decline drásticamente. “Esto es muy bueno, están invirtiendo mucho dinero Petrobras con YPFB, esto
permitirá prolongar la vida vida del campo San Alberto-Itaú, manteniendo manteniendo su nivel de producción unos unos dos a tres años años más, y posteriormente, posteriormente, como es natural, el campo campo va a entrar en una declinación”, agregó Echart.
San Antonio o Sábalo En el campo Sábalo, conocido también como activo San Antonio, conformado por 8 pozos productores, productores, se evidencia evidencia que algunos algunos de estos pozos pozos bajaron levemente levemente su producción y presentan agua, lo cual según Echart “es un mal dato”, ya que revela una
madurez avanzada en esos casos. La declinación en Sábalo, se visualizará en dos a tres años, pero existe la posibilidad de lograr estabilidad y un pequeño incremento en los volúmenes de producción, en caso de encontrarse más hidrocarburos en los pozos Sábalo X14 y X6, que están en desarrollo. La producción diaria promedio del campo es de 18 1 8 MMm3D de gas y de 18.000 BlsD de líquidos, sin embargo, el pozo Sábalo X5,por ejemplo,redujo al 20% su producción. Las operadoras intentaron mejorar estas condiciones con pozos de relleno, con la implementación de reducción de presión en el cabezal, pero esto generó complicaciones, complicaciones, por lo que se desechó esta opción y se optó por la implementación de tecnología capilar (espumantes) de Halliburton. Ésta es una de las últimas medidas que se aplican en el área hidrocarburífera para preservar la p
roducción. roducción.http://www.paginasie http://www.paginasiete.bo/u/fotografias/fotosnoticias te.bo/u/fotografias/fotosnoticias/2016/6/25/11393 /2016/6/25/113938.jpg 8.jpg
obviamente, al ser un recurso no renovable, en algún momento tiene que entrar en descenso. San Alberto ya entró en l a curva de disminución”, explicó Echart. Para que no haya una declinación muy exponencial, dijo que se verificó que las operadoras “no se han quedado de brazos cruzados”. Entre los varios proyectos que se
realizan,se está terminando la activación de un nuevo pozo denominado SAL 19, que inició trabajos el 9 de noviembre de 2014. Se estima que en este último pozo se tenga una producción de 30 MMm3D, pero la cifra aún está por confirmarse mediante estudios que se conocerán a finales de diciembre del 2015. En caso de ser positivos, permitirían estabilizar y evitar que la l a producción de todo el campo decline drásticamente. “Esto es muy bueno, están invirtiendo mucho dinero Petrobras con YPFB, esto
permitirá prolongar la vida vida del campo San Alberto-Itaú, manteniendo manteniendo su nivel de producción unos unos dos a tres años años más, y posteriormente, posteriormente, como es natural, el campo campo va a entrar en una declinación”, agregó Echart.
San Antonio o Sábalo En el campo Sábalo, conocido también como activo San Antonio, conformado por 8 pozos productores, productores, se evidencia evidencia que algunos algunos de estos pozos pozos bajaron levemente levemente su producción y presentan agua, lo cual según Echart “es un mal dato”, ya que revela una
madurez avanzada en esos casos. La declinación en Sábalo, se visualizará en dos a tres años, pero existe la posibilidad de lograr estabilidad y un pequeño incremento en los volúmenes de producción, en caso de encontrarse más hidrocarburos en los pozos Sábalo X14 y X6, que están en desarrollo. La producción diaria promedio del campo es de 18 1 8 MMm3D de gas y de 18.000 BlsD de líquidos, sin embargo, el pozo Sábalo X5,por ejemplo,redujo al 20% su producción. Las operadoras intentaron mejorar estas condiciones con pozos de relleno, con la implementación de reducción de presión en el cabezal, pero esto generó complicaciones, complicaciones, por lo que se desechó esta opción y se optó por la implementación de tecnología capilar (espumantes) de Halliburton. Ésta es una de las últimas medidas que se aplican en el área hidrocarburífera para preservar la p
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El megacampo megacampo San Alberto, ubicado en Tarija, es considerado considerado como el yacimiento que volvió a poner a Bolivia en en el mapa de la industria petrolera petrolera en la década década de los años 90. Ahora, su producción declina. San Alberto fue el escenario del anuncio de la Nacionalización del Gobierno, en 2006. Su aporte en la producción del país significó el 31% pero en la actualidad sólo es del 13%; es decir que produce seis millones mi llones de metros cúbicos día (MMmcd). Expertos en hidrocarburos hidrocarburos coincidieron en calcular calcular que la producción del del megacampo San Alberto durará máximo seis años y que sufrirá un descenso gradual hasta 2022. El investigador Raúl Raúl Velásquez, de la Fundación Jubileo, Jubileo, señaló que hace 10 años, en 2006, la producción producción en promedio era de 12 MMmcd de gas natural, natural, volumen que que representaba el 30% del del total producido en Bolivia. "Hoy no llega ni a la mitad, hecho que refleja la sobreexplotación a la que que fue sometido. El panorama hacia hacia delante es delicado si no se adoptan adoptan medidas urgentes. urgentes. Resulta claro que los contratos de operación no incentivan la exploración como tampoco lo hace la Ley 767 de Incentivos. Hoy nos encontramos ante el hecho inédito de no poder cumplir con con las máximas cantidades cantidades que pueden demandar demandar nuestros principales principales mercados de exportación”, evaluó.
Ante el panorama, indicó que en el país no sólo se sobreexplotaron los megacampos sino que, en estos 10 años, YPFB no tuvo la capacidad capacidad de descubrir un campo importante a diferencia de la estatal antigua que sí logró explorar Sábalo Sábalo y San Alberto. Expuso que Bolivia está a puertas de renegociar renegociar el contrato con Brasil en un un contexto muy distinto de la época de la década de los años 90. "Hoy ya no somos el único proveedor de gas gas en la región, región, está el mercado mercado del LNG y otros precios de referencia, referencia, s umamente atrasados en exploración”, además del petróleo, y para rematar vamos sumamente precisó. En criterio de Velásquez, es urgente elaborar una nueva ley de hidrocarburos, gestionar nuevos mercados, invertir en el sistema de transporte t ransporte hacia el occidente, institucionalizar YPFB y debatir debatir el régimen fiscal, el uso y destino de la renta petrolera. La importancia
Para los expertos del sector sector Gustavo Navarro y Francesco Francesco Zaratti, no hay un nuevo megacampo que que pueda reemplazar a la producción de San Alberto. Alberto. "San Alberto fue el comienzo del renacer en la industria petrolera de Bolivia, dio paso al ingreso de nuevas transnacionales transnacionales como Petrobras, Petrobras, que a partir del año 1999 hasta hoy y pese a las modificaciones de la normativa vigente -migración a nuevos contratos, duro régimen impositivo- continúa apostando por el país ”, evaluó Navarro.
A base de datos técnicos sobre la relación reservas/factor de recuperación, vinculados a la acelerada intrusión de agua de formación, manifestó que se calcula una vida de explotación de cinco años para el megacampo. Dijo que nuevos prospectos hay varios; pero megacampos, pocos y entre ellos Huacareta, que está bajo contrato con BG Bolivia - Shell y que está en una primera fase de adquisición sísmica. Se prevé la posible ubicación del primer pozo exploratorio dentro de dos años. Advirtió que la consecuencia de la "incipiente” reposición y descubrimiento de nuevas reservas comenzará a observarse en un par de años y coincidirá con la intención de renovación del contrato con Brasil. Zaratti mencionó que San Alberto fue el primer megacampo que empezó a abastecer al mercado de Brasil y el que garantizó el cumplimiento del contrato GSA que se suscribió entre YPFB y Petrobras. "Para YPFB y Bolivia significó la frustración de no haberlo podido descubrir de manera certificada antes de la capitalización de YPFB. El campo tiene 17 años de explotación continua, bastante menos de lo que se esperaría de un megacampo bien operado”,
consideró el analista. Según Zaratti, las causas de la acelerada declinación responden a una sobreexplotación, tomando en c uenta que algunos de sus pozos resultaron "inundados” y que el gas perdió presión. La consecuencia es un menor volumen de gas extraído para la exportación y menor gasolina para el mercado interno. En su criterio el tiempo de vida del campo dependerá de cómo se lo siga explotando y de las técnicas de recuperación que se apliquen. "Es posible reemplazar la producción de San Alberto produciendo más en Margarita o incorporando campos medianos como Incahuasi. Pero lo que está en duda es la sostenibilidad de esa producción, debido a que no está acompañada de grandes reservas nuevas”, advirtió.
En 1999, la firma De Golyer certificó una reserva de 5,3 TCF
Las reservas de gas natural fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa. La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988; sin embargo, hacía falta un segundo pozo exploratorio. Años después, en 1998, se confirmó la existencia de reservas con el pozo SAL X-10 después de trabajos de sísmica e interpretación de datos. En 1999, la compañía especializada De Golyer & Mac Naughton certificó en 5,3 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas probadas de este campo, señala un reporte de la revista Petróleo&Gas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía. Según el análisis, pese a los bajos precios en el mercado externo en la década de los años 90, en el país se completaron las tareas y se descubrieron nuevas reservas. De esa manera se garantizaba el cumplimiento del contrato de exportación a Brasil.
Luego, en 2000, se construyó la planta separadora de licuables con el primer módulo para el tratamiento de 6,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas. En 2001, con la segunda etapa se completaron los 13 MMmcd. El desarrollo del campo abarcó la perforación de varios pozos. En la primera fase, los pozos San Alberto X10, X11 y X12; en tanto que en la segunda etapa, los pozos San Alberto X13, X14 y X15. En total se poseen ocho pozos productores. Mediante Decreto Supremo 28701, del 1 de mayo de 2006, el Gobierno nacionalizó los hidrocarburos con el objetivo de priorizar el mercado interno e industrializar el gas para generar más recursos. El acto simbólico se realizó en el campo San Alberto. La asociación para la administración del campo está conformada por Petrobras Bolivia SA 35%, YPFB Andina SA (subsidiaria de YPFB) 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 15%. Los otros campos
Aporte El segundo
megacampo en el país que data de los años 90 es el Bloque San Antonio o Sábalo, que se encuentra entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja subandina sur, en Tarija. Su aporte máximo fue cerca de 20 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Hasta abril pasado reportó una caída a 16 MMmcd. Es operado por Petrobras, YPFB Andina y Total. Sostén El megacampo Margarita-Huacaya es considerado uno de los mayores productores del país; desde sus yacimientos se extrae gas y condensado, y en su planta diariamente se obtienen cerca de 19 MMmcd de gas natural. Tiene un contrato de operación con Repsol YPF (37,5%), BG Bolivia (37,5%) y PAE (25%
Cronología del campo San Alberto Publicado el: julio 19, 2004
17 min. +
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Cronología del campo San Alberto Luciano Cardona Sandoval El presente trabajo tiene por objeto proporcionar un informe detallado y documentado que aclare la información errada que circula actualmente sobre el ?Descubrimiento y Adjudicación del Campo San Alberto? y se conozca, en suma, la verdad de los hechos. Para la elaboración de este Informe al Pueblo Boliviano, no me animó nada más que la obligación que tengo como ciudadano y como profesional especializado en el área. Cronología del campo San Alberto Luciano Cardona Sandoval El presente trabajo tiene por objeto proporcionar un informe detallado y documentado que aclare la información errada que circula actualmente sobre el ?Descubrimiento y Adjudicación del Campo San Alberto? y se conozca, en suma, la verdad de los hechos.
Para la elaboración de este Informe al Pueblo Boliviano, no me animó nada más que la obligación que tengo como ciudadano y como profesional especializado en el área. Proceso de capitalización Mediante el D.S. Nº 23985 de 30 de marzo 1995 se autoriza al Ministro Responsable de la Capitalización a realizar todos los actos necesarios para llevar adelante el proceso establecido en la ?Ley de Capitalización?. En virtud de ello, el Directorio de YPFB el 14 de agosto de 1996 resuelve constituir la ?Empresa Petrolera Andina S.A.M.? (Sociedad de Economía Mixta) y la ?Empresa Petrolera Chaco SAM?. Cabe aclarar que antes de constituirse la Empresa Petrolera Andina S.A.M., el Campo San Alberto se manejaba mediante ?Contrato de Asociación? entre YPFB y la Empresa Petrobras. Ya en 1990 se había descubierto Potenciales Reservas de Gas y Condensados en el Sistema Devónico- Formación Huamanpampa (Dv- HMP). El 10 de abril de 1997 en el marco de la Capitalización, la Petrolera Andina S.A.M. se convierte en ?Sociedad Anónima Capitalizada?, por el Consorcio de Empresas Argentinas YPF S.A., Pérez Companc S.A. y Pluspetrol Bolivia Corporation, conformando ?ANDINA CORPORATION?, con una oferta de $US 264.777.021,00 para la suscripción del 50 % del paquete accionario. El restante 50% pertenece a los ciudadanos bolivianos con un 47,9 % de las acciones administradas por los Fondos de Pensiones y 2,1% en poder de los trabajadores y ex – trabajadores de YPFB. El 31 de diciembre se firma el ?Contrato de Riesgo Compartido? (Nº de Contrato 44/97), con Petrobras Bolivia S.A. y la Empresa Petrolera Andina S.A. Quedando la composición accionaria de la siguiente manera: – Petrobras Bolivia S.A. (Operadora)……..35% – Total Exploration Production Bolivia…15% – Empresa Petrolera Andina S.A. …………..50%…. 25% YPF S.A. ; Pérez Co. y
Pluspetrol 25% Fondo de Pensiones y Trabajadores CAMPOS ENTREGADOS A LA EMPRESA ANDINA S.A.M. AL 01/07/96
CAMPO CLASIFICACION EMPRESA AÑO PRODUCCION
SISTEMA
DESC
Productores
CAM Camiri Nuevo (N) SOC 1,927 Petróleo+Gas Devónico Iquiri
CCB Cascabel Nuevo (N) YPFB 1,985 Petr+Gas y Condens Silúrico Arenisca Sara
GRY
Guairuy Nuevo (N) YPFB 1,947 Petróleo+Gas Devónico Iquiri
LPÑ La Peña Nuevo (N) BOGOC 1,965 Gas+Condensado Carbónico Tarija
RGD Rio Grande Existente (E) BOGOC 1,962 Gas+Condensado Terciario-Cb Pt-Taig-Tup
SIR Sirari Existente (E) YPFB 1,985 Gas+Condensado Terc-Kret-Dv Pt-Yt-Ar.Ayac
TDY Tundy Nuevo (N) YPFB 1,992 Petróleo+Gas Carbónico San Telmo
VBR Víbora Existente (E) YPFB 1,989 Gas+Condensado
Cretácico Yantata
YPC Yapacaní Existente (E) BOGOC 1,968 Gas+Condensado Kt- Dv. Ar.Ayac+Yt.
SAL San Alberto (1) Nuevo (N) YPFB (1) 1,967-90 Petr+Gas y Condens. Cb-Dv Tarija+HMP
En Reserva
BON Boquerón
Nuevo (N) YPFB 1,985 Gas+Condensado Terciario Petaca
CBR Cobra Nuevo (N) YPFB 1,991 Gas+Condensado Cretácico Yantata
ENC Enconada Nuevo (N) YPFB 1,972 Gas+Condensado Terciario Petaca
PLC Palacios Nuevo (N) YPFB 1,974 Gas+Condensado Cretácico Cajones
PTJ Patujú Nuevo (N) YPFB 1,989 Gas+Condensado Triácico-Kt Pt-Cj-Yt
PPL Puerto Palos Nuevo (N) YPFB 1,992 Gas+Condensado Cretácico
Cj-Yantata
EPJ Espejos Nuevo (N) YPFB 1,977 Petróleo+Gas Devónico Huamamp.
N= Hidrocarburo Nuevo E= Hidrocarburo Existente
(1) En 1990 se Descubrió Potenciales Reservas de Gas y Condensado en el sistema Devónico- Formación Huamampampa SIGLA FORMACION
Abandonadas y/o Marginales
De la interpretación del cuadro se desprende claramente que el 77% de los Campos Productores de Hidrocarburos se los entregó como ?Hidrocarburos Nuevos?, siendo que ya estaban en producción antes de la capitalización, como lo evidencian los datos precedentes. Conforme a la terminología que se estableció para la Capitalización ?Ley de Hidrocarburos? (Ley 1689 de 30 de abril de 1996); después de sufrir una serie de modificaciones (s/Leyes y DS), se estableció que: – Reservorios Existentes (s/DS 24419 de 27
de noviembre de 1996), son los que estaban en producción a la fecha de la promulgación de la Ley o que no estaban en producción a la fecha de la promulgación de la Ley, pero que tuvieron producción comercial con anterioridad. Al efecto se entiende por ?Producción Comercial?, cuando el petróleo o el gas proveniente del reservorio fueron producidos y comercializados por un periodo igual o mayor a 300 días, no necesariamente consecutivos.
– Reservorios Nuevos, descubiertos después de la
promulgación de la Ley o descubiertos antes de la promulgación de la Ley y que no cumplen las condiciones acordadas para los ?Existentes?. Lo llamativo de estos conceptos y/o definiciones, es que hay ?reservorios? que fueron descubiertos hace muchos años, que por su condición de ?gasíferos? y ante la falta de mercados quedaron en ?Reserva?, lo que benefició grandemente a las Empresas Capitalizadoras y a las Convertidas a Riesgo Compartido, ya que los ?Hidrocarburos Existentes? tributan el 50% al país y los ?Nuevos ? solamente el 18%. DATOS DE PRODUCCION EMPRESA ANDINA S.A. POR AÑO
1997 1998 1999 2000 2001
2002
Petróleo + Condensado + Gasolina Natural en Barriles (Bbl)
Nuevo 575.410 1.160.665 1.074.587 1.212.948 1.125.638 1.293.666
Existente 3.082.708 2.665.751 2.164.371 2.040.538 1.199.870 1.282.977
Total 3.658.118 3.826.416 3.238.958 3.253.486
3.125.508 3.116.640
Gas Natural (Producción de Campo) en Miles de Pies Cúbicos (MPC)
Nuevo 1.134.787 3.906.092 5.441.367 8.804.419 9.996.703 15.417.806
Existente 72.988.224 68.252.935 66.589.507 70.073.029 76.472.823 86.325.174
Total 74.123.011 72.159.027 72.030.874
78.877.448 86.469.526 101.742.980
Gas Natural ( Sujeto al pago de regalías) en Miles de Pies Cúbicos (MPC)
Nuevo s/d 2.842.854 3.491.529 5.013.043 5.605.008 10.124.652
Existente s/d 33.785.768 25.735.055 34.560.128 40.340.614 49.811.775
Total s/d 36.628.622
29.226.584 39.573.171 45.945.622 59.936.427
TIPO
Según estos datos, si multiplicamos el precio internacional del barril de petróleo y del millar de pies cúbicos por la producción anual de los ?Hidrocarburos Nuevos?, se verá que no es lo mismo percibir el 18% del valor total, que el 50%. Evidentemente, estos valores son ejemplificadores, ya que en los volúmenes producidos están incluidos cuatro ?Campos Existentes? (Río Grande, Sirari., Víbora y Yapacaní), tres Campos Nuevos descubiertos por Andina, además de haberse desarrollado todos los campos productores. CAMPOS PRODUCTORES DE LA EMPRESA ANDINA AL 31/12/2002
Nro. CAMPOS CLASIFICACION
1
Arroyo Negro (*) Nuevo
2 Camiri Nuevo
3 Guairuy Nuevo
4 La Peña Nuevo
5 Los Penocos (*) Nuevo
6 Los Sauces (*) Nuevo
7 Patujú
Nuevo
8 Río Grande Existente
Río Grande Nuevo
9 Sirari Existente
Sirari Nuevo
10 Tundy Nuevo
11 Víbora Existente
Víbora
Nuevo
12 Yapacani Existente
Yapacani Nuevo
(*) Campos descubiertos después de la Capitalización.
Para despejar dudas y ratificar el comentario mencionado, tomemos tres campos del listado que fueron entregados como ?Nuevos?, con su respectiva producción por año. Petróleo + Condensado+ Gasolina Natural ( Sujeto pago de Regalías) en Barriles (Bbl)
CAMPO 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Camiri 94.900 (1) 90.562 88.641 89.787 89.558 96.849
Guairuy 13.137 (1) 16.135 22.311 19.828 32.372 34.480
La Peña
265.401 (1) 279.113 306.144 471.883 367.147 395.648
(1) Valores sujetos a corrección
Gas Natural (Producción de Campo) en Miles de Pies Cúbicos (MPC)
Camiri 214.409 160.993 198.570 196.073 191.790 184.954
Guairuy 42.873 20.790 ——– ——–
5.595 7.032
La Peña 233.760 253.956 496.881 886.893 544.946 462.902
Si utilizamos el mismo criterio y cálculo para cada campo, vemos lo que el Estado deja de percibir por regalías, ya que todos los ?Campos Productores? hasta antes de la Capitalización y que fueron entregados a las compañías como ?Reservorios ? Reservorios Nuevos?, están tributando el 18% de regalías y no el 50% como debería ser. Antecedentes Antes de centrar nuestra atención en el Campo San Alberto, es necesario rescatar y revisar conceptos sobre la Potencialidad Hidrocarburífera del Sistema Devónico ( formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa ), que presentan características estratigráfico-estructural estratigráfico-estructural bien conocidas en el territorio nacional, especialmente en el sector Sur y Sureste de las ?Sierras Subandinas?, donde se descubrieron ?Importantes Reservas de Hidrocarburos?, con producción de Petróleo, Gas y Condensado. Campo Los Monos
La Cia. Mc Carthy entre 1954 ? 1955 perforó cinco pozos, cuatro negativos y uno positivo, el Pozo Los Los Monos-X3 (LMS-X3, (LMS-X3, con el que descubre descubre ?Hidrocarburos? ?Hidrocarburos? en la Formación Huamampampa del Sistema Devónico. La Cia. Chaco de 1958 ? 1959 perfora dos pozos, pozos, ambos negativos. negativos. En 1969 ? 1970 YPFB perfora el Pozo Los Monos-X8 (LMS-X8), confirmando la existencia de Importantes Reservas de Hidrocarburos en el Sistema Devónico, formaciones Icla y Santa Rosa (hoy conocidas como Huamampampa), con producción de Petróleo, Gas y Condensado. Campo Caigua En 1973 YPFB perfora el Pozo Caigua-X2 (CAI-X2), el que alcanza una profundidad pr ofundidad de 1200 mbbp y atraviesa 750 m de bancos arenosos de la formación Huamampampa. Desde el inicio de la perforación, se registraron fuertes manifestaciones de Gas y Petróleo a presiones anormales, que amenazaban constantemente constantemente descontrolar el pozo, motivando el abandono del mismo sin alcanzar la profundidad programada, programada, para investigar la secuencia devónica. El pozo fue ?Descubridor del Nuevo Campo?. Datos de Producción Arenisca Pilcomayo-Formación Santa Rosa ( hoy ho y Huamampampa), tramo 885-890 mbbp Conclusión: Zona Petrolífera de alta presión. Arenisca Caigua-formación Santa Rosa ( hoy Huamampampa ), tramo 865-869 mbbp. Conclusión: Zona Petrolífera de alta presión. Con la información existente, más la información proporcionada por intercambio con YPF argentino del Pozo Ramos ?11 (Norte ( Norte argentino), 1978; se ajustó el cuadro estratigráfico-estructural estratigráfico-estructural y se eligió el ?Anticlinal de Caigua? para efectuar la perforación de un Pozo de Explotación Explotación Profunda, que investigue los reservorios predevónicos y las formaciones Icla y Santa Rosa de la base del Devónico. Para ello YPFB programó el ?Pozo Caigua ?X 11? 11? (CAI-X 11), se perforó perforó en 1979-1980, 1979-1980, alcanzando una profundidad de 2.932 mbbp, descubriendo ?Importante Reservas Hidrocarburíferas en las formaciones Icla y Santa Rosa?. Concluyó como ?Pozo Descubridor de Yacimiento Profundo?, en la formación Huamampampa del Sistema Devónico Campo Bermejo La Cía. SOC (Standard Oil Co.) en 1924, con el Pozo Bermejo-X2 (BJO-X2), descubrió producción comercial comercial de Hidrocarburos Hidrocarburos en sedimentitas del Sistema Carbónico Carbónico (Descubridor de Campo). En 1969 YPFB con el Pozo Bermejo-X42 (BJO-X42), intentó investigar los niveles profundos de la estructura, el que abandona por por motivos técnicos en en 2.711 mbbp.
Con el pozo Bermejo?X44 (BJO-X44), YPFB 1983-1986 logró coronar sus objetivos, al ?Descubrir Excelentes Depósitos Comerciales de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos de Alta Presión?, en sedimentitas de la Formación Huamampampa. El pozo llegó hasta una profundidad de 4.022 mbbp, clasificándose como ?Pozo Descubridor de Yacimiento Profundo? Nivel Esp. Atrav. (m) Petróleo (BPD) Gas (MMPCD) PS (Psi)
Arenisca Nro. 1 (Ar. BJO-HMP-1) 40,00 Evaluado por registros “Reservorio en Potencia”
Arenisca Nro. 2 (Ar. BJO-HMP-2) 65,90 52,20 2,85 s/d
Arenisca Nro. 3 (Ar. BJO-HMP-3) 92,00 246,60 13,11 9.800
Campo San Alberto (Sal) Los primeros estudios del Campo San Alberto datan de 1927 y son realizados por geólogos de la Standart Oil Company. En 1956-1957, L.A. Arigós trabajó en este sector y 19963 J. Oblitas geólogo de YPFB definió la estructura mencionada. Desde 1966 hasta 1970, en la estructura San Alberto se perforaron ocho pozos, cinco positivos y tres negativos, todos Pozos Exploratorios en niveles someros, que investigaron el Sistema Carbónico (Formación Tarija- Arenisca Miller), las profundidades de dichos pozos oscilaron entre 800 mbbp-2.200 mbbp. Investigaciones posteriores de L. Lema, 1970; J. Michalsky, 1971; J. Oblitas, 1972; R. Salinas (Brigada Geológica Nro. 5), 1974 y 1981; C. D arlach, 1973 y 1976, además de los resultados positivos de perforaciones efectuadas en el norte argentino y en territorio nacional Caigua y Bermejo, ameritaron la perforación de un ?Pozo Exploratorio de Yacimiento Profundo?, con objetivos principales los niveles arenosos de la Formación Huamampampa , ya descubiertos con la perforación del Pozo Bermejo-X44 (BJO-X44), en 1986, equivalentes a los niveles que en el Norte argentino se denominan ?B Sucio?, ?B Limpio? y ?Sección D? del Pozo Ramos-11 (1978). El Pozo San Alberto-X9 (SAL-X9), se perforó en 1988-1990, como Pozo Exploratorio de Yacimiento Profundo, para investigar los niveles arenosos de las formaciones Huamampampa y Los Monos del Sistema Devónico, el mismo llegó a una profundidad de 4.518,50 mbbp y descubrió ?Excelentes reservorios de Gas y Condensado? en las areniscas SAL-HMP-1 y SAL-HMP-2. El nivel SAL-HMP-1 sólo se evaluó mediante registros, por tener doble revestimiento de cañería, conclusión ?Reservorio Gasífero?. El nivel SAL-HMP-2 se probó en agujero abierto, produciendo hasta 7.730 MMPCD de gas y 176 BPD de condensado con presión de surgencia de hasta 4.630 Psi. Los parámetros petro-físicos de este reservorio presentan las siguientes características: Nivel Interv. Atrav. Espesores (m) Porosidad Sw. Area
(mbbp) Total Perm. Produc. % % Km 2
Ar. SAL.-HMP-2 4.479,50-4.518,50 73,00 39,00 39,00 7.0 47 36.8
Conclusión: Excelente reservorio de Gas y Condensado. El costo del Pozo fue de $US. 11.171.540 (s/ Dpto. de Perforación de YPFB). El Campo San Alberto en función de los resultados fue considerado como una ?Megaestructura? de alrededor de 36,8 Km2, con una altura estructural saturada de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos de 669,00 m. Campo San Alberto.- Reservas calculadas por la Dirección Petrolera de YPFB. Al 01/07/96 Reservas Originales Probadas Produc. Acum. AL 30/06/96 Reservas Remanentes
Petróleo Gas Sol. Cond. Gas Libre Petróleo Gas Sol. Cond. Gas Libre Petróleo Gas Sol. Cond. Gas Libre
Bbl Mm pc Bbl Mm pc Bbl Mm pc Bbl Mm pc Bbl Mm pc Bbl
Mm pc
675.300 0,00 2.451.800 132.000 653.282 0,00 16.507 885 22.018 0,00 24.352.93 131.115
Reservas Probadas Reservas Remanentes + Probable Reservas Posibles
0,00 0,00 13.988.900 903.500 22.018
0,00 16.424.193 1.034.615 0,00 0,00 7.480.600 470.000
La Empresa Petrobras Bolivia S.A., una vez que se hizo cargo del campo San Alberto, perforó el Pozo San Alberto-X10 del 09/11/97-22/08/99, con excelente resultado: ?Pozo descubridor de Yacimiento Profundo?, con importantes volúmenes comerciales de Gas y Condensado en las areniscas de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa en siete zonas y/o niveles, ratificando de esta manera la existencia de Grandes Potenciales Reservorios en el Sistema Devónico, ya que contaba con abundante información técnica y estratigráfico-estructural proporcionada por YPFB. El costo del pozo fue de $US. 45.097.224. Llama la atención el desfase del costo de operación ya que YPFB perforó el Pozo San Alberto-X9 , con un profundidad de 4.518,50 m, con una inversión $US. 11.171.540, mientras que Petrobras invirtió $US. 45.097.224 para perforar 5.520 m , sólo 1.000 m más que el San Alberto X-9. Petrobras retoma el Pozo SAL-X9 programando una ?Profundización?, tarea que no pudieron realizar y deciden efectuar un ?Side Track? (KOP=desviación del pozo), desde una profundidad de 4.383,40 mbbp. Pozo SAL.-X9 Side Track
Prof. Progr./Alcanzada 4.570 m/4.564 mbbp
Fecha inició y concluyó Side Track 21/01/99-24/02/99
Fecha inició y concluyó Terminación 25/02/99-30/03/99
Resultado Productor en HMP-1 y 2
Costo $US. 4.000.000.(Acumulado Aproximado)
Se perforó con el Side Track sólo 181,10 m, se atravesó 84,50 m de la Arenisca San Alberto- Huamampampa-2 (Ar. SA-HMP-2). Por CK (Apertura) 20?/40? se tuvo una producción de 20,11 MMPCD de gas y 369 BPD de Condensado, con una presión de sugerencia de 2.237 Psi. Declaración de Descubrimiento Comercial Campo San Alberto Conforme a lo establecido por el Reglamento de Devolución y Retención de Áreas, aprobado mediante DS 24335 del 19/07/96, Petrobras Bolivia SA. En fecha 14/0199, solicitó la declaración de ?Descubrimientos Comercial? de los niveles de la Formación Huamampampa San Alberto (Fm-HMP-SAL). Presentado para tal efecto a YPFB documentación técnica detallada, información geofísica y geológica, referidos a cada uno de los tres niveles de la Formación Huamampampa.
Sorprende sobremanera que Petrobras haya declarado ?Descubrimiento Comercial? en San Alberto el 14 de Enero de 1999, con toda la documentación técnica detallada, si recién el 21 de Enero del mismo año dio inicio a los trabajos de desviación. En conclusión ?El Descubrimiento del Campo San Alberto?, es la culminación de esforzados trabajos realizados por el personal de las gerencias de Exploración y Perforación de YPFB. El pueblo boliviano y los trabajadores de YPFB, han recibido con verdadero estupor, la forma como el Campo San Alberto y muchos campos más, han sido entregados como ?Hidrocarburos Nuevos?, ocultando y desvirtuando la información existentes, con el injustificado pretexto de atraer las inversiones extranjeras, enajenando para ello una de las últimas riquezas que tiene nuestros país. Como comentario final, vale decir que, cuando se descubrió el ?Campo San Alberto? en 1990, las Reservas Probables preliminarmente calculadas, lo ubicaban en términos de volumen en 3er. lugar e incrementaban las reservas del país en un 15 %. Río Grande Vuelta Grande San Alberto Colpa 1.251 MMMPC 862 MMMPC 768 MMMPC 636 MMMPC En 1991 la Dirección de Ingeniería Petrolera de YPFB, evaluó las ?Reservas de hidrocarburos para el Campo San Alberto formación Huamampampa-II del Sistema Devónico, con los siguientes valores: Pozo San Alberto – Formación Huamampampa-II, tramo 4479,5 – 4518,5 m
Reservas descubiertas de Condensado
Original In Situ 19,83 MM de Bbls
Probada Original 0,73 MM de Bbls
Probable
10,58 MM de Bbls
Reservas descubiertas de Gas
Original In Situ 856,83 MMMPC
Probada Original 41,48 MMMPC
Probable 601,13 MMMPC
Para el nivel Humampampa-III, se estimó una Reserva Posible de: Gas 935,00 MMMPC Condensado 16,45 MM de Bbls No se probó el Nivel Huamampampa-I, por tener doble revestimiento de cañerías.
NOTA.- En los próximos días se publicará el informe ampliado y con toda la documentación respaldatoria
Campo San Alberto: Se completa la perforación del pozo SAL 15 004 Publicado, viernes, 19 noviembre, 2010 - 17:46
Campo San Alberto: Se completa la perforación del pozo SAL 15 La Paz, 19 de nov. (FmBolivia).- La perforación del pozo SAL-15 en el Campo San Alberto, operado por Petrobras Bolivia, finalizó después de 7.884 metros perforados y con una inversión aproximada de 65,3 Millones de dólares, de parte de la Asociación YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%). La perforación del pozo empezó en noviembre de 2008 y terminó en octubre del 2010 después de 705 días de trabajo. SAL-15, es el primer pozo perforado de la segunda fase del desarrollo del Campo de Gas San Alberto, y el primer pozo en Bolivia de tipo multi-lateral (dos ramas), equipado con sistemas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal para cada rama, donde se aplicó tecnologías muy avanzadas. Actualmente el equipo de perforación está finalizando la retirada, y mientras tanto se concluyen las obras y facilidades para conectar el pozo a la Planta de Gas de San Alberto. Este trabajo demandará una inversión adicional de 10,5 Millones de dólares. Se estima que el pozo entrará en producción en la segunda quincena de diciembre con una producción del orden de 1,70 millones de metros cúbicos de gas por día.
San Alberto declina 30% y cierran pozos de gas en Chuquisaca y Tarija • Campo gasífero deja de producir 1.920 Mmcd y cierran pozos de gas en tres
departamentos
A + El campo San Alberto, uno de los yacimientos más grandes que tiene el Estado para la producción de gas natural, dejó de producir, aproximadamente, 1.920 millones de metros cúbicos diarios (Mmcd.) en el último año – 30% de declinación gradual – y otros pozos en los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija; fueron cerrados porque dejaron de producir hidrocarburos. La información fue oficializada ayer GALERÍA(2) a El DIARIO por el presidente del Comité de Hidrocarburos de la Cámara de Diputados, Vasilio Velásquez. El legislador de las filas del Movimiento Al Socialismo (MAS-IPSP), por el departamento de Chuquisaca, reveló además que otros yacimientos ingresar on en virtual “colapso” aunque no especificó dónde se hallan. La Fundación Jubileo alertó de esta situación el mes pasado cuando denunció que los megacampos más importantes de gas que tenemos están siendo sometidos a una sobreexplotación, con el grave riesgo de reducir la producción de gas, sustancialmente, en los próximos cinco años. La producción actual del campo San Alberto a noviembre alcanza los 6.4 millones de metros cúbicos de gas natural frente a 18.3 Mmcd. De Margarita, 17.6 Mmcd. De Sábalo y 16 Mmcd. De otros campos, refieren datos procesados por la Fundación Jubileo a los que tuvo acceso este periódico. Respecto de la producción nacional, la información señala que a noviembre llegó a 58.7 Mmcd. El ministro de Hidrocaburos, Luis Alberto Sánchez, a su vez, aseguró que alcanzamos los 60 Mmcd. Y la meta es subir a 70 Mmcd, prometió. SOBREEXPLOTACIÓN La Fundación Jubileo ya alertó en el mes de noviembre sobre una situación poco menos que preocupante en que se hallan los megacampos por la sobreexplotación a los cuales están siendo sometidos. De esta manera, los principales campos de producción San Alberto, San Antonio e incluso Margarita – en el departamento de Tarija – comenzaron a declinar, paulatinamente, al extremo que los volúmenes de gas natural ingresaron en rezago y el descubrimiento de nuevos yacimientos solo quedaron hasta ahora en anuncios y buenas intenciones, así por lo menos lo señala la Fundación Jubileo en un extenso documento de análisis de la situación en que se halla la industria petrolera en el Estado.
“La producción se ha incrementado en 50% durante el periodo 2010 -2015,
sin embargo, este incremento se explica, como ya se venía advirtiendo por una explotación acelerada de las reservas ya conocidas (fundamentalmente Sábalo y Margarita), lo cual se ha traducido en una sobreexplotación de los campos, aspecto que adelanta su etapa de declinación y consecuentemente disminución de producción”, refiere el informe de la
mencionada entidad. Por su lado, el experto en hidrocarburos, Hugo del Granado, fue aún más radical. Asegura que el país dejó de tener “musculatura” para afrontar la provisión de gas a la Argentina y el Brasil. “Que vamos a ofrecer si nos quedamos sin gas por falta de prospección”, dijo.
En la misma línea el exministro de Hidrocarburos, Herbert Muller, sentenció que “Bolivia ya no está en las mismas condiciones que el año 1996, cuando logró un acuerdo contractual de venta- compra de gas con el Brasil” porque sencillamente “el gas se acaba de a poco”.
SAN ALBERTO: 30% MENOS DE GAS El pozo No. 9 del campo San Alberto “se llegó a secar” y el pozo No. 8 “comenzó a declinar pues la producción llega ahora solo al 50%”, precisó datos Velásquez.
Según el diputado, que denunció el hecho en una sesión de la Comisión de Hidrocarburos de la Cámara Baja de este martes (ayer), otros dos pozos identificados como: Paraimiri y Cerrillos, en Chuquisaca, además de Abapo y El Palmar, ambos ubicados en el departamento de Santa Cruz, también dejaron de producir gas natural. “Se hallan completamente paralizados”, acotó el parlamentario.
De los datos proporcionados por Velásquez, lo que más llamó la atención fue el retroceso que está sufriendo el Campo San Alberto, uno de los más importantes que tiene el Estado para la producción de gas. “La dec linación llegó al 30%”, puso la cifra el
diputado. El DIARIO consultó al respecto a Del Granado para saber si esa es la situación. “No
debería ser tanto, la estimación que tengo es que no llega al 20%, pero sí, la cifra, ya es preocupante”, comentó el analista.
PRODUCCIÓN El desempeño del sector hidrocarburos en Bolivia, durante el período 2006-2014, se puede resumir en el crecimiento en la producción de gas natural (con la producción asociada de condensado) por el incremento de la demanda de gas natural por parte de Brasil y Argentina, cuya provisión se origina en tres megacampos: San Alberto, Sábalo y Margarita/Huacaya, refiere a su vez Jubileo. El año 2014, estos campos representaron 82,7% del total producido. Respecto al destino de la producción. Sin embargo, a partir del año 2012 parte de la producción (37,1%) se destinó al mercado externo y, naturalmente, el resto se destinó a las refinerías del país, complementó la fundación.
SALVACIÓN El Comité de Hidrocarburos apeló al término “salvación” para mirar con p rioridad,
ahora que declinan los megacampos a los nuevos descubrimientos de gas: Aquio, Incahuasi y Huacareta. “Son nuestra única salvación”, apuntó el diputado Velásquez para quien el país tendrá que esperar, sin embargo, aún varios años antes de “recoger sus frutos”. Para alejar la
incertidumbre y apostar a la confiabilidad y esperanza, Velásquez planteó urgentemente la necesidad de que venga el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, y el presidente de YPFB, Guillermo Achá, a una petición de informe oral para que pueda explicar cuál es la situación actual del sector. La realidad llegó al extremo que en la comisión llegaron a plantearse si “aún tenemos
reservas
Lidia Mamani /La Paz En el primer semestre de este año la producción promedio del megacampo San Alberto, en Tarija, reportó una caída del 19%, con relación a similar fecha de 2014, según datos del Boletín Estadístico de YPFB a junio. Entre enero y junio de este año, ese yacimiento reportó 7,78 millones de metros cúbicos al día (MMmcd), mientras que en similar periodo de 2014 la producción llegó a 9,61 MMmcd, lo que implica un declive de 19% (ver cuadro). Margarita - Huacaya, compartido entre Tarija y Chuquisaca, subió el volumen entregado de 14,64 MMmcd a 16,96 MMmcd. Sábalo casi mantuvo su promedio en 18,46 MMmcd. La participación de los tres megarreservorios suma un total de 72,3% de la producción nacional de gas. El resto proviene de otros yacimientos pequeños. La participación de San Alberto en el total bajó de 16% a 13%. "El promedio de la producción bruta de gas natural disminuyó en un 0,81% con relación a la gestión 2014, debido principalmente a una declinación en la producción del campo San Alberto, que, sin embargo, se ve compensada por la producción de Margarita – Huacaya, que se encuentra en ascenso”, señala el boletín de YPFB. Los datos oficiales revelan que el promedio de producción bruta fue de 61,33 MMmcd; en 2014 llegó a 61,83 MMmcd. El analista en hidrocarburos Hugo del Granado enfatizó que San Alberto es de suma importancia para el país y no hay otro campo nuevo que lo pueda reemplazar. "No hay ningún campo que pueda reemplazarlo, las esperanzas estaban depositadas en Azero, operadas por Total y Gazprom, pero ni siquiera al lugar se ha movilizado gente, es decir, eso aún demorará”, afirmó.
Se debe pensar en el desarrollo de otros yacimientos, como Incahuasi o Azero. "El boom gasífero comenzó con tres megacampos: San Alberto, San Antonio y Margarita, los tres son de importancia, y si se cae cualquiera de ellos, se dará una catástrofe”, dijo.
Con el fin de contrarrestar la caída, Del Granado sostuvo que las operadoras deben aplicar un programa de recuperación secundaria con técnicas adicionales de explotación, como el aumento de la presión del gas, mediante la inyección de gases inherentes y de agua para subir la presión del yacimiento. El exsuperintendente del sector Hugo de la Fuente opinó que San Alberto durante varios años mantuvo un adecuado nivel de producción que permitió garantizar el contrato de exportación con Brasil y su declinación es natural. Para encontrar nuevos reservorios es fundamental, en su criterio, encontrar nuevos mercados, además de generar incentivos a la inversión. Paraguay y Perú son buenas opciones, pero se debe mirar incluso al Asia; si eso ocurre, habrá interés de invertir. Antecedentes del reservorio en el Chaco
Ubicación El campo San Alberto (Bloque San Alberto) se encuentra ubicado en la serranía del Aguaragüe, de la Faja Subandina Sur, y posee ocho pozos productores (SAL-13, SAL-10, SAL-14, SAL-12, SAL-15, SAL-17, SAL-11 y SAL-16), según datos de la estatal YPFB. Operación San Alberto fue descubierto por YPFB el 15 de octubre de 1990. Actualmente la operación está a cargo de la asociación Petrobras Bolivia S.A. con el 35%, YPFB Andina S.A. (subsidiaria de YPFB) con el 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, con una participación del 15%. Punto de vista
Álvaro rÍos Exministro de Hidrocarburos "Sirvió de base para exportar”
San Alberto es uno de nuestros más importantes megacampos y fue descubierto hace casi dos décadas por YPFB y luego entregado a Petrobras con el contrato de exportación. Es un megacampo que ya ha entrado en fase de declinación y que cumplió su objetivo de ser la base para la primera fase de la exportación de gas natural a Brasil y poder comercializar los ricos líquidos asociados, por eso es importante. Después de San Alberto se descubrieron Margarita, San Antonio y Aquío e Ipati. De los tres primeros campos sale cerca del 80% de la producción de gas de Bolivia. La producción de petróleo está en franca declinación y los líquidos asociados al gas dependen de la demanda de gas natural y por eso pueden variar mes a mes. Entonces, seguiremos importando diésel debido a que el petróleo continúa en declinación. Nos falta una agresiva campaña exploratoria que tiene que venir de la mano de una ley de incentivos, que, como anunció el Gobierno, se debatirá en breve Campo petrolero de San Alberto. El campo gasífero de San Alberto, cuya expiración podría darse en 12 años, declinó su producción en 1.920 millones de metros cúbicos de gas natural diarios (Mmcd), es decir un 30%, informó el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez. Asimismo, la autoridad dijo: “El Sábalo (otro de los megacampos) tendrá una vida útil hasta el año 2036, es lo que estimamos”, afirmó la autoridad al término de una sesión de
Gabinete de Estado convocado por el presidente, Evo Morales.
El especialista Hugo del Granado lamentó la actual situación, aunque aclaró que San Alberto aún produce importantes volúmenes de gas natural. El campo producirá gas 12 años más y cerrará San Alberto envejece
EL CAMPO SAN ALBERTO VIENE PRODUCIENDO GAS DESDE HACE 16 AÑOS. EN 2028 SERÁ CERRADO, INFORMÓ EL GOBIERNO. El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, no sólo certificó que el campo San Alberto, el más importante para la producción de gas natural desde hace más de una década, “envejece”, se fijó plazo de expiración: 12 años más y cerrará, plantó la
sentencia. La posición se conoció horas después que El DIARIO informó que el megacampo declinó, en el último año 30%, lo que equivale a decir que dejó de producir aproximadamente 1.920 millones de metros cúbicos de gas natural diarios (Mmcd.) “San Alberto va tener una vida útil de 12 años más, y Sábalo (otro de los megacampos) tendrá una vida útil hasta el año 2036, es lo que estimamos”, afirmó la autoridad al
término de una sesión de Gabinete de Estado que promovió el presidente, Evo Morales, en Palacio Quemado.
Mucho más descriptivo sobre lo que está pasando con San Alberto, la autoridad dejó establecido que “el ciclo de vida, (nadie) puede frenar. Lo mismo pasa en los
reservorios de gas, tienen (un ciclo de vida) son niños, jóvenes, maduros y bueno, después hay una declinación normal, es más, ¿dígame que campo (petrolero) en el mundo no tiene declinación?, todos”.
PREOCUPACIÓN NACIONAL El campo San Alberto, uno de los yacimientos más grandes que tiene el Estado para la producción de gas natural, dejó de producir aproximadamente 1.920 millones de metros cúbicos diarios (Mmcd.) en el último año – 30% de declinación gradual- y otros pozos en los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija, fueron cerrados porque dejaron de producir hidrocarburos. La información fue oficializada ayer a El DIARIO por el presidente del Comité de Hidrocarburos de la Cámara de Diputados, Basilio Velásquez. El legislador de las filas del Movimiento al Socialismo (MAS-IPSP), por el departamento de Chuquisaca, reveló además que otros yacimientos ingresaron en virtual “colapso”, aunque no especificó donde se hallan.
La Fundación Jubileo alertó de esta situación el mes pasado, cuando denunció que los mega campos más importantes de gas que tenemos están siendo sometidos a una sobreexplotación, con el grave riesgo de reducir la producción de gas, sustancialmente, en los próximos cinco años. El especialista Hugo del Granado lamentó también la actual situación, aunque aclaró que San Alberto aún produce importantes volúmenes de gas natural. “Lleg a aproximadamente 6 Mmcd. día y eso aún es significativo”, afirmó. El gobierno realmente estará en “figurillas en los próximos años si no encuentra nuevos
yacimientos que, a pesar de los anuncios de prospección, aún demandarán tiempo para mostrar resultados; es el caso del campo Incahuasi, que recién ingresó en producción en agosto, después de una década de prospección”, apuntó Del Granado.
JUSTO EQUILIBRIO Sobre la información que vertió el diputado Velásquez, el ministro admitió, aunque mostrando resistencia a que algunos campos están declinando y su vida útil está llegando a su fin, pero siempre intentando minimizar la situación actual en una suerte de propuesta de que todo responde a un plan orientado a buscar un justo equilibrio en la industria para no colapsar el sistema en el Estado. “Yo, como ministro, le digo: si bien hay declinación en algunos campos, hemos
descubierto otros campos, que es la normalidad en este rubro, sino ¿expliquen por qué tenemos producción récord de hidrocarburos? Si tuviéramos declinación estuviéramos con (una producción) de 20 Mmcd”, afirmó.
PRODUCCIÓN La producción del campo San Alberto, a noviembre, alcanzó a los 6.4 millones de metros cúbicos de gas natural frente a 18.3 Mmcd. De Margarita, 17.6 Mmcd. De Sábalo y 16 Mmcd.
De otros campos, refieren datos procesados por la Fundación Jubileo, a los que tuvo acceso este medio. Sobre el tema, el ministro Sánchez, puso en evidencia otros datos. Aseguró que San Alberto produce a diciembre de este año, 7Mmcd. pero además deslizó información por la cual anticipó que el campo podría subir la cantidad de gas en los próximos años, debido a que están en marcha nuevos planes de exploración en el yacimiento, al que identificó como “San Alberto profundo”. “Son los ciclos de vida que normalmen te tienen estos campos que tienen reservorios
facturados. Unos empiezan a declinar. Pero aparecen otros. Pero el balance es que el factor de consumo vs. el aumento de reservas de producción, es mayor a uno, y mientras eso (suceda) no hay mayores problemas” , dijo. BALANCE DE LOS MEGACAMPOS Sánchez también hizo un balance general de la situación en la que se hallan el resto de los megacampos: Margarita y Sábalo, a solicitud de El DIARIO. “Margarita produce hoy 20 Mmcd., está en su juventud plena, no tiene abs olutamente
declinación, Sábalo produce 18 Mmcd., es un campo joven con la posibilidad de hallar nuevas reservas en dirección norte del yacimiento y, bueno, San Alberto tiene ya 16 años de producción, estamos yendo a lo profundo (del reservorio final del campo), y ojalá tengamos suerte para aumentar la producción”, comentó.
AL OLVIDO La autoridad que maneja la industria petrolera en el país solicitó, finalmente, hablar en adelante de lo nuevo y dejar lo pasado en el olvido, por lo menos así lo planteó ayer a EL DIARIO .“No podemos hablar más de esos campos (San Alberto, Margarita y Sábalo), hay que
hablar de los nuevos campos que están en exploración como es: Huacareta, Astillero, Aquio, Incahuasi, Acero, San Telmo, Agüarabe Centro, Agüarabe Norte, Boicobo, Boyuibe”, planteó
