GAS Y PETRÓLEO

Fin de venezolana PDVSA en Bolivia

La sociedad fue pactada el 3 de abril de 2008 por Bolivia y Venezuela permitió crear Petroandina, 60% de YPFB y 40% de PDVSA.

L a petrolera venezolana PDVSA tras invertir unos $us 108 millones en la búsqueda sin éxito de petróleo y gas en los departamentos de La Paz y Beni, optó por el cierre de sus operaciones en Bolivia, según investigación hecha por la Fundación Jubileo.
“Petróleos de Venezuela SA desde 2008 invirtió $us 108 millones de los 888 millones inicialmente comprometidos y que en noviembre de 2012 suspendió sus inversiones para que YPFB invierta su aporte”, destaca el informe.
Una sociedad pactada el 3 de abril de 2008 por los Gobiernos de Bolivia y Venezuela permitió crear la empresa Petroandina con un 60% de aporte accionario de YPFB Bolivia y el restante 40% por la venezolana PDVSA.
La nueva empresa logró 12 contratos de exploración y explotación en diferentes áreas de los departamentos bolivianos de La Paz, Beni, Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija.
Estas las 12 áreas de contrato que tenía Petroandina: Lliquimuni, Chepite, Madidi y Chispani en La Paz, y Sécure, en los departamentos de Cochabamba y Beni que pertenecen al Subandino Norte; Iñau y Tiacia, en Chuquisaca; Aguaragüe Norte en Chuquisaca y Santa Cruz; Aguaragüe Centro, Aguaragüe Sur “A”, Aguaragüe Sur “B” e Iñiguazú en el departamento de Tarija, que están en el Subandino Sur.
Petroandina SAM operó principalmente dos proyectos desde septiembre de 2008, uno en el subandino norte de La Paz, conocido como Lliquimuni Centro X-1 (LQC-X1) y el otro denominado Timboy X2 en el área del Aguaragüe Sur A, en el departamento de Tarija.
El proyecto de Lliquimuni se encontraba dentro de un área no tradicional y en 2011 el Gobierno de Bolivia anunció que el área contaba con un potencial aproximado de 50 millones de barriles de petróleo y 1 TCF de gas natural.
El proyecto en el norte de La Paz se inició con la adquisición de una densa red de líneas sísmicas 2D que abarcó aproximadamente 1.086,94 kilómetros, a un costo cercano a $us 100 millones.
Los expertos geólogos calificaron el levantamiento sísmico como extenso y de un elevado costo. También se realizó el levantamiento de 1.750 kilómetros lineales de geología de superficie. Mientras que entre 2011 y 2013 se realizó un estudio de Magnetoestratigrafía complementario a la geología de superficie.
Pero el 30 de diciembre de 2014 comenzó la perforación del pozo Lliquimuni Centro- X1(LQC-X1) con equipo de perforación de la sucursal de la empresa Sinopec International Petroleum Service Ecuador.
“Luego de varios anuncios y constantes postergaciones para la obtención de resultados, en marzo pasado, la estatal YPFB Bolivia reportó que la perforación del primer prospecto (Lliquimuni LQC-X1) fue un fracaso porque no había yacimientos en cantidades comerciales”, precisó la investigación hecha por Raúl Velásquez y Sandra Sánchez, de la Fundación Jubileo.
Mientras que en el caso de Timboy se encontraba ubicado cerca de los mayores campos de gas natural y se anunció un potencial de cerca de un trillón de pies cúbicos de gas. El proyecto se inició en 2008 con un reprocesamiento de la sísmica 3D existente.
Posteriormente, en septiembre de 2013 se inició la perforación de un pozo y luego de taladrar por más de un año esta actividad fue suspendida con un pozo abandonado y posiblemente clasificado como seco (no productor).
La sociedad YPFB-Petroandina SAM procedió en 2014 a la devolución de ocho áreas: Sécure, Madidi, Chispani, Chepite, Tiacia, Aguaragüe Centro, Aguaragüe Sur B y Aguaragüe Norte. En 2015 se realizó la devolución del área Timboy. Finalmente, en agosto pasado, deciden devolver las restantes tres áreas de exploración y explotación: Lliquimuni, Iñau e Iñiguazú.
“Un evidente problema que tuvo la empresa es el cumplimiento del Plan Mínimo de Inversión aprobado en su contrato, ya que el mismo no fue implementado de acuerdo con el cronograma inicial. Lamentablemente no se cuenta con información financiera actualizada que sea pública y que permita realizar (una) evaluación, sólo existe una Memoria Anual que data del periodo 2013-2014”, destacaron Raúl Velásquez y Sandra Sánchez de la Fundación Jubileo.
Los expertos recomendaron que se debe realizar una evaluación técnica, económica-financiera, legal y ambiental de la posible empresa con la cual se piensa crear una SAM.

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