Debate

Nuevo enfoque a la exploración de hidrocarburos

La producción se ha estancado y nuestras reservas son insuficientes para alimentar la demanda interna y los contratos con Brasil y Argentina.
domingo, 6 de noviembre de 2016 · 00:00
 Carlos D’Arlach

 La frontera de producción de hidrocarburos en Bolivia ha experimentado históricamente una expansión areal y vertical en el marco de varias leyes regulatorias y los avances tecnológicos en la geofísica, interpretación geológica y perforación de pozos. 

La expansión areal y vertical ha ocurrido desde los campos petroleros de Bermejo, Sanandita, y Camiri, descubiertos y puestos en producción antes de la Guerra del Chaco (1.000 metros), hacia los campos grandes del pie de monte y la llanura chaco-beniana en las décadas de 1960 y 1970 con  Colpa, Caranda, Río Grande, Tita, Vuelta Grande, La Vertiente y otros (3.000 metros), hasta los campos gigantes de gas  descubiertos entre 1990 y   2004 (5.000 metros), que producen de las Formaciones Huamampampa y Santa Rosa. 

Cada área de contrato de exploración, según se establece en el Capítulo II de la Ley de Hc 3058, tiene dimensiones máximas iniciales de 2.000 y 10.000 kilómetros cuadrados según estén ubicadas en la "Zona Tradicional”, que tiene infraestructura productiva, y "No Tradicional”, que no la tiene. 

Estas áreas se van reduciendo al progresar la exploración quedando limitadas luego a un "área de explotación” pequeña, pero sobre la cual YPFB o el titular mantienen sus derechos hasta el basamento hasta la conclusión de los contratos, los cuales van más allá de  2030. 

En este marco, la exploración de potenciales reservorios profundos depende de la visión y capital del operador de los reservorios someros que producen hoy marginalmente. Sin embargo, Bolivia no puede esperar. La producción se ha estancado y nuestras reservas son insuficientes para alimentar la demanda interna y los contratos con Brasil y Argentina. 

Es pensando en esta disyuntiva que se escribe este artículo. ¿Quién debe explorar, cómo y dónde? Mientras más compañías, con diferentes visiones geológicas, lo hagan, mejor. Por supuesto que tienen que utilizar las últimas tecnologías geofísicas y tener los expertos para aplicarlas. 

El "donde” es prioritariamente en el área tradicional, pero para ello hay que modificar la Ley 3058 respetando los contratos existentes. La solución puede estar en establecer una zonación geológica vertical dividida por las lutitas de la Formación Los Monos, que es a la vez la roca madre del gas y el sello de las Areniscas Huamampampa. 

La "ZonaSuperior” incluiría a los reservorios someros que han producido en la mayoría de los campos bolivianos y la"Zona Inferior”a los reservorios profundos que hoy producen el 70% del gas boliviano de los campos de San Alberto-Itaú, Sábalo, Margarita-Huacaya e Incahuasi, este último descubierto en 2004 y puesto en producción este año. Conceptualmente la zonación geológica vertical propuesta es algo similar al "pre-sal” y "post-sal” de algunas cuencas sedimentarias, siendo las de Brasil el ejemplo más cercano.

Por encima de la Formación Los Monos los reservorios tienen  presión normal y los pozos son más someros, rápidos y baratos, aunque las potenciales reservas son modestas. Por debajo de aquella formación existen presiones anormalmente altas, los pozos son lentos y caros, pero caudales y potenciales reservas son grandes. 

La Formación Huamampampa y otras subyacentes a Los Monos tienen potencial exploratorio en varias estructuras conocidas, aún no exploradas ubicadas tanto en la Sierra Subandina como en el pie de monte, que hoy producen marginalmente de reservorios someros. En el pie de monte, la actual producción del Huamampampa en Tacobo y el descontrol ocurrido en Madrejones a fines de 1999 son indicaciones favorables sobre la calidad del reservorio.

La propuesta es licitar áreas grandes en la Zona Tradicional, mayores al límite actual de 2.000 kilómetros cuadrados, ofertando únicamente derechos en la Zona Inferior en una licitación internacional transparente con compañías serias calificadas previamente. Por supuesto que ganaría la compañía que comprometería mayor exploración en el menor plazo. ¿Cómo no afectar los contratos vigentes para los reservorios someros? La compañía que produce de ellos no sería afectada en sus operaciones; tendría prioridad si iguala a la mejor oferta exploratoria profunda en sísmica, pozos y plazos. 

También debería limitarse el número de bloques a dos por compañía. Entregar muchos bloques a una sola, como ha ocurrido con Petroandina y GTL es un error. 

Una frase de la industria que no ha perdido vigencia dice que sólo se puede explorar con éxito en áreas viejas con ideas nuevas. Por más anuncios que se hayan hecho en la última década sobre nuevos descubrimientos, éstos no han ocurrido y es tiempo de un cambiar.

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