Revertir la balanza comercial boliviana con una mayor exportación de gas y una menor importación de diésel, mediante la exploración de campos maduros importar crudo, entre otras medidas, es el objetivo del programa que desarrolla Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

“La industria petrolera se encuentra dividida en tres grandes sectores: upstream, midstream y downstream. El upstream es el sector de exploración y producción. Para incrementar la producción, la estatal petrolera desarrolla un plan de reactivación del upstream, desde lo exploratorio hasta los campos maduros”, señaló el vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización de YPFB, Armin Dorgathen, durante una exposición en el Segundo Conversatorio Virtual “Campos Maduros-Reactivación, Recuperación Mejorada y O&M”.

Dorgathen también mencionó sobre las ventajas que existen para empresas extranjeras que busquen invertir en Bolivia y ser parte del proceso de exploración.

“Es el único país con acceso a los dos mercados más grandes de gas natural de la región (…). Un ejemplo de ello es que cuenta con un ducto que se conecta desde Bolivia hasta Sao Paulo, en Brasil”, indicó, según una nota de prensa.

Entretanto, en el documento de rendición de cuentas inicial 2021, del Ministerio de Hidrocarburos, señala que con el fin de reducir la subvención a los combustibles, se optimizará la recuperación de reservas e incremento de la producción de petróleo crudo en campos maduros y cerrados.

“El Viceministerio de Exploración y Explotación, conjuntamente con YPFB, elaboró el Plan de Reactivación de Campos Maduros o cerrados, que tiene como base estudios técnicos desarrollados durante el periodo de explotación y va dirigido a ejecutar actividades de intervención y rehabilitación de los pozos de campos maduros y cerrados, donde se han identificado oportunidades para recuperar reservas remanentes o explotar recursos contingentes”, según la información oficial.

Especifica que, el alcance del Plan enmarca la delimitación de las actividades a realizarse por YPFB o empresas petroleras en los 27 campos maduros, ya sean petrolíferos o gasíferos.

Para ello se considera tres fases, fase I: campos Bermejo-Toro, Villa Montes y Monteagudo. Fase II: campos La Vertiente, Taiguati, Palo Marcado, Escondido, Los Suris, Tita-Techi, Algarrobilla, Cascabel, Víbora y Cobra. Adicionalmente YPFB deberá evaluar las oportunidades de ejecutar actividades en el campo Camiri (Flanco Occidental).

Y la fase III: Ibibobo, Sanandita, Carandaiti, El Espino, Camanditi, Buena Vista, Mandeyapecua, Mitaigua, Itatique, Tucavaca, Remanso, Bordo Alto, Mataral y Parapeti.

Asimismo, anticipa que se elaborará un proyecto de norma para la importación de crudo, que tiene el objeto establecer los procedimientos, el tratamiento tributario y arancelario para la importación de petróleo crudo por parte de YPFB y reducir la subvención a la importación de los productos refinados de petróleo. La internación está prevista para septiembre de este año.

“Con esta norma se fortalecerá la producción nacional, garantizando el abastecimiento del mercado interno, con la comercialización de los productos derivados que se obtengan, incrementando y optimizando la capacidad de producción de las refinerías en el país”, indica en el documento.

Desde el ministerio mencionan que en la gestión 2019, la producción de gas natural fue 45,36 millones de metros cúbicos día (MMmcd), pero en   2020 se registró una producción de 43,52 MMmcd, y para este año se pretende llegar a una producción proyectada de 47,20 MMmcd. Volumen inferior al previsto en los planes anteriores de YPFB, que preveía para este año un nivel por encima de 70 MMmcd.

En el caso de líquidos, en 2019 se obtuvieron 45.290 barriles por día (BPD), en 2020 se registraron 41.660 BPD, y para esta gestión se prevé alcanzar 42.280 BPD. Nivel inferior al obtenido en 2014 cuando registró 63.000 BPD.