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Lidia Mamani/ La Paz

 

 

En los próximos meses, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)  prevé compensar la menor producción de gas por  la declinación de los megacampos de San Alberto y Sábalo  con la oferta de  siete pozos   que se  encuentran en fase de prueba y con obras complementarias.

 

Se trata de nuevos pozos intervenidos en campos que ya están en operación hace varios años.

 

 “Tenemos muchos campos, por ejemplo, el que está  próximo para operar es  Incahuasi con sus nuevo pozos. En dos meses  vamos a terminar la interconexión del Incahuasi 3, que es un pozo que está probado y también se ha terminado  la perforación del pozo Incahuasi 5. Ahí tendremos una reposición de casi cinco millones de metros cúbicos día (MMmcd)”, aseguró ayer el presidente de YPFB, Óscar Barriga, al presentar el plan de inversiones de la estatal 2019.

 

Este campo gasífero se encuentra en Santa Cruz y fue reactivado en 2016.

 

La producción de gas está a la baja debido a la declinación de los yacimientos de San Alberto y Sábalo, en el sur del país.

 

Barriga explicó que también están en la  última etapa de perforación los pozos Caranda (provincia Ichilo en Santa Cruz) y Chaco Este en Villamontes, Tarija   y en los próximos días se realizarán las pruebas. En la misma situación están Jaguar, en Tarija, y Colorado, en Santa Cruz.

 

El otro pozo donde se realiza la interconexión para que  el gas llegue  hasta una planta es Los Monos, en Villamontes

 

“Estamos seguros que la mayoría será positivo, esos serán los volúmenes que no sólo compensan a la caída de algunos campos que están en su etapa de declinación, sino que sumarán volúmenes adicionales”, garantizó el presidente de YPFB.

 

 

De acuerdo con datos de la estatal, el país aún vive y depende  de la producción de gas natural de campos descubiertos entre 1979 y 2004.

 

 En la década del  90, la estatal petrolera   encontró el megacampo  San Alberto y Petrobras el yacimiento  Sábalo en 1998,   y el mismo año Maxus descubrió Margarita, en el sur del país.

 

La producción de San Alberto, hasta agosto de 2018, fue de 3,51 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas y 2.700 barriles por día de líquidos, cuando en 2013 alcanzó un pico de 11,74 MMmcd y 6.790 barriles día.

 

Sábalo redujo su  producción de  18,29 MMmcd en 2015 a 13,07 MMmcd en  el segundo semestre de 2018 e Itau de 1,98 MMmcd a 0,73 MMmcd, de acuerdo con datos oficiales.

 

 

 

La  negociación

 

Argentina El presidente de YPFB, Óscar Barriga, espera una regularización de la demanda de gas en ese mercado.

Negociación  “Se discuten varias cosas (con Argentina), uno de esos es que nosotros necesitamos una nominación regular; que si mi contrato es de 20 millones de metros cúbicos día (MMmcd), esa es mi obligación, pero que nominen 20 MMmcd o 15 MMmcd todo el tiempo (…). Pero lo que pasa es que hay días que nos nominan 10 MMmcd y otros días mucho más  y esa nominación hay que pasarle a cada pozo, ese es un problema”, lamentó.

 Brasil El presidente de  YPFB informó que el contrato de compra-venta de gas que vence con ese país en 2019 se extenderá hasta 2023.

Proyectan $us 1.450 millones de inversión

 

 

Para este año, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las empresas petroleras (subsidiarias y extranjeras) proyectan  una inversión de 1.450 millones de dólares en  toda la cadena hidrocarburífera del país.

 

El presidente de la estatal, Óscar Barriga, explicó que de este monto, 450 millones de dólares se dirigirán a la exploración.

 

Otros 455 millones de dólares se invertirán en explotación , 235 millones de dólares en transporte, 137 millones de dólares en  redes de gas, 108 millones de dólares en industrialización y plantas. Además, se proyectan 12 millones de dólares en refinación,  nueve millones de dólares en almacenaje, ocho millones de dólares en comercialización y 35 millones de dólares en otras inversiones.

 

 De la programación total, las empresas subsidiarias y empresas privadas ejecutarán 1.028 millones de dólares y YPFB Casa Matriz 423 millones de dólares.

 

El plan de exploración para 2019  comprende tareas en  18 pozos, de los cuales nueve están por concluir, cinco están en etapa de   perforación y cuatro en obras civiles (caminos y planchada).

 

 Ocho proyectos están con tareas de  sísmica, que incluyen geología y  geofísica.

 

 Aunque la inversión proyectada mejora respecto a 2018, no se compara con los 3.029,5 millones de dólares que se destinaron en 2014, un año pico.

 

A   partir de  2015 los recursos comenzaron  a descender producto de la caída de los precios del petróleo en los mercados internacionales.