Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las empresas operadoras tienen previsto ejecutar en la gestión 2019 un estimado de 482,8 millones de dólares para actividades de explotación y desarrollo de hidrocarburos y 422,2 millones para exploración. Especialistas consultados por este medio afirman que se debe priorizar la búsqueda de reservas (exploración).
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Según el informe de audiencia de rendición pública de cuentas del Ministerio de Hidrocarburos, las operadoras y subsidiarias de YPFB programaron 219 proyectos/actividades para este año. Se trata de 49 proyectos de exploración y 170 de explotación y desarrollo.
YPFB Chaco tiene contemplada la ejecución de la mayor cantidad de proyectos de exploración: 21, seguida de YPFB Andina, con nueve; Total, con cuatro; Repsol, con tres; entre otras. Sin embargo, YPFB Andina tiene previsto ejecutar 56 proyectos de explotación; Repsol, 49; YPFB Chaco, 43; entre otras (ver infografía).
En opinión del especialista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, lo deseable es que la inversión esté orientada en la exploración, pero en los últimos años, a partir de 2010 aproximadamente, se ha destinado más recursos en la explotación y desarrollo con la finalidad de incrementar la producción de hidrocarburos.
“Resultado de eso es que el único campo nuevo sigue siendo Incahuasi y no hay nuevos campos descubiertos, aunque ha habido evidentemente algunos proyectos exploratorios como Boyui, por ejemplo, pero que sin embargo no han sido exitosos”, indicó.
Velásquez considera que la exploración debe estar vinculada a la gestión de nuevos mercados de exportación, algo que tampoco ha ocurrido porque Bolivia continúa con los contratos de venta de gas a Brasil y Argentina.
Según el especialista, el mercado incentiva la exploración, dado que éste requiere cierta cantidad de reservas o prospección de potencialidad de reservas. En ese sentido, señaló que, en Bolivia, ambas cosas han sido descuidadas mientras que centró la atención en la producción.
El hecho de no incorporar nuevos contratos de exportación de gas hace que la exploración tampoco sea atractiva para las operadoras. “La pregunta es ¿a dónde se acomodaría esa producción? Por lo tanto, la exploración debe ir de la mano con la gestión de mercados”, agregó Velásquez.
Por su parte, el especialista en hidrocarburos José Padilla recordó que hace 25 años atrás, cuando se firmó el contrato de venta de gas a Brasil, Bolivia contaba con 3,38 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas; sin embargo, a partir del inicio de la exportación, invirtió alrededor de 3.500 millones de dólares para aumentar las reservas a 24 TCF.
“Eso es lo que ha mantenido hasta la fecha, porque se han vendido las reservas, pero no ha habido campos nuevos que puedan incrementar reservas, a excepto de Curichi, que está ubicado en la zona sur de Santa Cruz, que es el único que ha sido positivo en todo el desarrollo de los últimos 13 años.
Por otro lado, Padilla considera importante invertir recursos económicos en campos residuales para aumentar las reservas de manera inmediata. Según él, en el municipio de Camiri, Santa Cruz, hay pozos petroleros maduros a los cuales se puede aumentar la profundidad en búsqueda de gas.
Explicó que esos pozos, al ser petroleros, tienen una profundidad que oscila entre 2.800 y 3.000 metros, de modo que es posible aumentar la profundidad y encontrar “trampas de hidrocarburos” (formaciones geológicas) que albergan gas, como la Huamampampa.
10,7 TCF es la cantidad de reservas de gas certificadas al 31 de diciembre de 2017 por la empresa Sproule International Limited.
La Prensa
