Ingenieros petroleros, agrupados en la Fraternidad Dionisio Foianini, plantearon al gobierno nacional la reactivación sistemática de -al menos- 25 campos petroleros denominados “maduros” que, pese a su producción acumulada- todavía tienen un potencial de recuperación de sus 729 millones de barriles remanentes, lo que permitiría atenuar el actual declive en la producción de hidrocarburos y disminuir las actuales importaciones de diésel y gasolina.

Durante una presentación exclusiva para Asuntos Centrales, el ex Gerente de Producción de YPFB, José Escobar Rosas, reveló que de 25 campos petroleros ubicados en los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija podrían reactivarse reservorios de petróleo y gas con la aplicación de tecnologías adecuadas y constituir en una opción clara y efectiva para reactivar la hoy deprimida industria petrolera, con efectos inmediatos en la economía del país.

Por su parte, el experto Víctor Berdeja planteó la posibilidad de explotación del denominado Bloque Miraflores, en el municipio de Macharetí (Chuquisaca) mediante la perforación de pozos horizontales y la tecnología de fracturación hidráulica o “fracking de aplicación en campos no convencionales para permitir su producción como es el caso del Bloque Miraflores.

Conforme a la evaluación realizada por la Canadience Cancambria Energy en base a la información de dos pozos existentes en el área perforados el año 1990, los que confirmaron la presencia de gas en los reservorios LMS, HMP, ICLA y SRS principales productores de los megacampos en Bolivia.

El estudio determino que se trataría de un campo gigante de gas – condensado, con una reserva original posible de 400 TCF gas / 700 MMBls condensado y una reserva recuperable de 135 TCF gas/70 MMBls condensado, reservas que de ser confirmados resolverían los requerimientos del país por muchos años.

En resumen, se estaría planteando dos propuestas, una para resolver la falta de petróleo crudo (Campos Maduros) y la otra para resolver la falta de producción de gas natural (Campo Miraflores).

Para la verificación de las reservas estimadas, se plantea a YPFB la intervención de uno de los pozos MRF-X2 con un costo mínimo de +/- 10 MMUS$, para realizar fracturamiento hidráulico en los 4 reservorios, con el fin de verificar su potencial de producción y poder obtener la información de las propiedades de los reservorios.

De confirmarse mediante las pruebas del pozo un buen potencial de producción, YPFB debe programar la perforación de un pozo horizontal / fracking y planificar el desarrollo del campo con pozos y facilidades de producción en el menor tiempo posible.

Haciendo notar que siendo el área una llanura de fácil acceso y menor tiempo de perforación, porque no presentan las complicaciones tectónicas y fallas existentes que se observan en el área del sub-andino, donde se ubican los pozos exploratorios actuales, con altos costos de perforación (50 -70 MMUS$) y con los resultados negativos que se tienen en el presente.

Se considera que el proyecto Miraflores es en la actualidad, la mejor alternativa para el descubrimiento de nuevas reservas no convencionales de hidrocarburos con menor costo y tiempo de ejecución.

Según datos de la Secretaría de Desarrollo Económico la producción de gas natural disminuyó de 39,26 mmmcd (millones de metros cúbicos por día) en diciembre de 2022 a 33,59 mmmcd en mayo 2023.

Hasta el mes de abril, las exportaciones de hidrocarburos llegaron a US$ 742,1 millones, una disminución del 19,5% respecto a similar período del año pasado, según el INE. Bolivia apuesta a varios proyectos para mejorar la producción de gas natural y líquidos, pero expertos ven que los resultados demorarán.

Un informe de la Fundación Jubileo alertó que Bolivia avanza a convertirse en un importador de gas natural si no se toman medidas estructurales urgentes y que tengan impacto en el corto y mediano plazo, las que incluyen una nueva política energética, la revisión de la subvención para los combustibles líquidos y contar con mercados seguros para el gas.

El estudio sobre la Situación del Sector Hidrocarburos, señala que, si no se suman nuevos volúmenes, en 2030 la producción será de apenas 16,3 millones de metros cúbicos diarios (Mm3d) frente a una demanda interna de 18 millones. Además, en el corto plazo, se podría iniciar la importación de GLP, cuando baje el envío de gas a Argentina y, eventualmente, se reduzcan las operaciones de la planta de Gran Chaco.

Por su parte, la producción de petróleo bajó de 50.000 barriles de crudo por día en 2012 a 28.300 barriles de crudo por día, monto insuficiente para atender la demanda interna de diésel y gasolina, lo que ha obligado al Estado boliviano a importar carburantes de Argentina y Paraguay, principalmente.

Con más de 40 años de experiencia en sector petrolero, el ingeniero José Escobar Rosas, explicó que “los campos maduros representan una fuente potencialmente grande para la reactivación de la industria petrolera y gasífera del país, cuya producción hoy está en declive por la falta de inversión en exploración”.

Escobar mostró cuadros que señalan el potencial de reservas remanentes en los campos Surubí, Camiri, Paloma, La Peña, Patujusal, Monteagudo, Caranda, Tatarenda, Cambeiti, Caigua, Villamontes, Los Monos, Bermejo, Toro, Tundy, Los Cusis y H. Suárez, como los principales campos que permitirían un incremento de producción en menor tiempo con menor riesgo y menor exposición de capital si YPFB pusiera en marcha una política de recuperación de los denominados campos maduros.

Un “campo maduro”, explicó Escobar, es un área que muestra una cantidad importante de reservas remanentes como resultado de un bajo factor de recuperación. El experto dijo que allí se pueden aplicar procesos de extracción secundaria, terciaria o mejorada que pueden generar resultados concretos en la producción petrolera del país.

“Históricamente, Bolivia ha sido un país donde se han descubierto campos de petróleo y gas de todo tamaño, incluyendo reservorios gigantes”, indicó. Sin embargo, “desde el año 2001, solo se han descubierto reservorios pequeños, que son insuficientes en cuanto a la incorporación y restitución de reservas hidrocarburíferas”, señaló Escobar.

En la actualidad, el mayor aporte de petróleo con alto corte de diésel proviene de los “campos maduros, por eso la importancia de revitalizar dichos campos para mejorar la producción de hidrocarburos y revertir la declinación de la producción que hoy estamos observando”.

Escobar explicó que los avances en la tecnología petrolera permitirían explotar los sectores que fueron dejados de lado durante la producción de dichos campos petroleros en favor de los grandes reservorios.

Las estadísticas señalan que estos 25 campos tenían al 31 de diciembre del 2021 una reserva original in situ de 957 millones de barriles de petróleo y que, en los últimos 40 años, solo se han recuperado 227,94 millones de barriles de petróleo y de los 729,63 millones de barriles remanentes, todavía se podría recuperar un adicional del 10 a 15 % (72.9 a 109 millones de barriles de petróleo).

Escobar alertó que la producción actual de petróleo no cubre las necesidades de diésel y gasolina que demanda el país.

“La mayor parte de estos campos maduros están bajo administración de compañías operadoras (Extranjeras y Nacionales) que tiene pocos incentivos para impulsar la inversión en exploración y explotación por la rigidez que presenta la actual Ley de Hidrocarburos”, afirmó el analista quien consideró urgente una reforma de la actual normativa.

Escobar indicó que las técnicas que se podrían implementar en dichos campos serían la inyección de agua alterna con gas, la inyección de miscibles de hidrocarburos, inyección de gases inertes como CO2 o Nitrógeno y diferentes métodos químicos que se aplican en la industria petrolera.

“Teniendo en cuenta los altos costos de inversión y tiempo de ejecución de los proyectos de explotación de campos petroleros maduros, es fundamental establecer incentivos económicos, reformar la actual Ley de Hidrocarburos , toda la normativa del sector hidrocarburífero  y mejorar los precios por el incremental de petróleo que se pueda obtener para atraer inversionistas y permitir el  incremento de las inversiones en la recuperación secundaria y mejorada de campos petroleros maduros", completó.