La producción de gas del campo San Alberto declina a 6 MMmcd

Desde inicios de 2014, el gas extraído está por debajo de 10 millones de metros cúbicos al día. Expertos dicen que se debe a la declinación por agotamiento.
viernes, 17 de junio de 2016 · 00:00
Página Siete /La Paz
 
La producción de gas natural del megacampo San Alberto, ubicado en Tarija, declinó hasta llegar a seis millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), según datos de la Gobernación de Tarija. Expertos atribuyen la baja al agotamiento y la sobreexplotación.
 
 A fines de 2012 y el segundo semestre de 2013, el volumen extraído superaba los 12 MMmcd.
 
Pero desde inicios de 2014 la producción  comenzó a reflejar una caída  por debajo de los 10 MMmcd, hasta situarse en 6 MMmcd (ver gráfica).
 
Según el Boletín Estadístico de YPFB, a junio de 2015 se reportó que  el promedio de producción bruta de gas disminuyó en un 0,81% con relación a 2014, debido principalmente a una declinación en la producción del campo San Alberto, que, sin embargo, "es compensada por la producción de Margarita – Huacaya, que se encuentra en ascenso”.
 
No obstante,  en los datos oficiales de Tarija se da cuenta  que a  abril el megacampo  Margarita-Huacaya produce   un promedio de 12 MMmcd y Sábalo (San Antonio), 18 MMmcd. 
 
El experto en hidrocarburos Gustavo Navarro explicó que el campo San Alberto, además de Itau y Macueta, están en  etapa terminal de su producción por una declinación natural (caída de presión).
 
"Observando el comportamiento de producción, tenemos una acelerada caída del caudal de producción debido al agotamiento del campo y al incremento de la producción de agua, lo que  llega a disminuir el caudal de gas”, precisó.

El exministro Guillermo Torres afirmó que los megacampos como San Alberto están en declinación, es decir, disminuyen su producción porque se van "desinflando” los yacimientos, baja la presión y sale menos gas natural.
 
Frente a este  panorama, el Gobierno apunta  a elevar la oferta con la reactivación del campo Incahuasi; sin embargo, de acuerdo con el  estudio que presentó la operadora francesa Total  se evidenció que  no es un campo gasífero grande.
 
"Es decir,  no tiene reservas de la magnitud que puedan reemplazar lo que se ha consumido en la exportación a Argentina y Brasil y el mercado interno”, advirtió Torres.
 
Para  la exautoridad, con este escenario de   producción de los campos en descenso,  es difícil  que Bolivia pueda cumplir con los compromisos de exportación suscritos.
 
En los últimos años, el único megacampo que se terminó de desarrollar fue Margarita, que en 2015 llegó a un máximo de producción de 20 MMmcd,  que, sin embargo, se estabilizará en 18 MMmcd, afirmó  Torres.
 
Descubrimiento de San Alberto
 
Las reservas de gas natural de San Alberto fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa. 
 
En 1999 la compañía DeGolyer &MacNaughton certificó una reserva probada de 5,3 trillones de pies cúbicos (TCF), según la revista Petróleo&Gas de la CBHE. El campo es operado por Petrobras.
 
Luego, en 1998, comenzó la perforación exploratoria en el bloque San Antonio (Sábalo). La producción arrancó en 2003 y cubre el 31% de la oferta nacional de gas.

El campo Margarita fue descubierto en 1997, comenzó a producir gas   en 2004 y es operado por Repsol.  Desde 2012, su caudal está unido a Huacaya.
 
"Acelerada producción en Margarita traerá efectos"
 
La aceleración de producción del campo Margarita-Huacaya  a 18,54 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) es contraproducente, porque se induce al acuífero y se aumenta la producción de agua, advirtió el ingeniero geólogo Gustavo Navarro.
 
Según su descripción,  actualmente se produce con reductores de 3,5 pulgadas el pozo Margarita 4st (MGR-4st) y se  extraen 170 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd);  el pozo MGR-X3 con 2,85 pulgadas  produce 144 MMpcd; el MGR-6, con 2,7 pulgadas, 165 MMpcd; son pruebas realizadas  este año y posiblemente estén por encima del caudal de conificación o canalización de agua.
 
Navarro alertó que otro detalle que se debe tomar en cuenta es la reducción de la presión de cabeza de pozo por encima de 2,3 psi  por día, que aproximadamente representaría una caída de presión de 840 psi/año, lo cual significa que en tres años se tendrá una caída de presión de 2.518 psi en cabeza.
 
Dijo que también se tiene referencia que actualmente estos pozos producen con una presión en cabeza de 2.400 a 3.300 psi, por lo que se infiere que a este tren de producción la vida de este campo será de 2,5 años.
 
"De no tomarse acciones que remedien una tasa eficiente de explotación  es recomendable perforar una mayor cantidad de pozos de desarrollo que son previsibles de acuerdo a parámetros técnicos”, sugirió el experto.
 
En la actualidad se extrae gas natural de sus ocho pozos para atender los mercados.

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