ANÁLISIS

La insatisfacción de los “expertos”

Muchos expertos desconocen la realidad de la formación petrolera de este país o lo ignoran a propósito. Desconocen que solo se ha investigado algo más que el 50% de las cuencas potenciales con hidrocarburos de este país.

Por Pedro Torquemada L., ex presidente de YPFB Chaco, consultor independiente

Primero estaba la situación “de muerte”, según los expertos, cuando se apresuraban a decir que ya no teníamos gas y que en dos o tres años estaríamos importando, pues ni para el mercado interno alcanzaría.

El problema de muchos expertos es que desconocen la realidad de la formación petrolera de este país o lo ignoran a propósito. Desconocen que solo se ha investigado algo más que el 50% de las cuencas potenciales con hidrocarburos de este país.

Exportación a Brasil

Desconocen o se olvidan que al inicio de la exportación de gas al Brasil se inició con 3.75 TCF´s de reserva probada y, desde julio de 1999 ingresó al gran mercado brasilero. La historia de esta exportación comenzó con el envío de menos de 2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), para llegar a los de 31 MMmcd en su mejor momento. Y el precio empezó a menos de un dólar por millón de BTU (Unidad Térmica Británica), ahora está en alrededor de los $us 5. Sin embargo, alcanzó un pico por encima de los $us 8. En este período de tiempo se ha exportado solo a Brasil algo más de 6.4 TCF´s, y hoy además de lo vendido, sin contar mercado interno ni Argentina, tenemos algo más de 8.5 TCF´s de reserva remanente a diciembre 2019. Eso solo puede significar que debemos encontrarlas con un plan de perforación muy agresivo.

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Para el año 1997 las reservas certificadas eran de 5.69 TCF Considerando probadas más probables.

A partir de la promulgación de la nueva Ley de Hidrocarburos de ese tiempo, se incentivó tanto la exploración como la explotación de hidrocarburos. Sin embargo, de cara al contrato de venta con el Brasil, la vocación gasífera del país quedó definida, ya que los volúmenes acordados en principio no eran abastecidos con las reservas certificadas en ese momento, por cuanto la necesidad de certificar mayores reservas fue evidente.

Reservas de Gas Natural (Trillones de pies cúbicos)

1997      1998      1999      2000      2001      2002

Probadas                            3,75       4,16       5,28       18,31     23,84    27,36

Probables                           1,94       2,46       3,30       13,90     22,99     24,93

Posibles                              4,13       3,17       5,47       17,61     23,18     24,87

Total                                     9,82       9,79       14,05     49,82     70,01     77,16

Fuente. YPFB.

Con la nacionalización de los hidrocarburos, estos números fueron refutados y readecuados hasta llegar al número de la última certificación de 10.7 TCF´s al 31 de diciembre de 2017.

Los nuevos descubrimientos

Boicobo Sur
El descubrimiento de la operadora Repsol, anunciado por YPFB de gas en el Subandino en volúmenes próximos a un TCF ha sido cuestionado por los expertos en momentos en los que se carece de información complementaria importante sobre el descubrimiento. Para determinar de una forma más técnica la magnitud de un yacimiento, se requiere información muy importante que permita estimar de alguna forma los volúmenes descubiertos. Son importantes los datos de presión, capacidad productiva y ajustes al modelo geológico como resultado de la perforación, este último es importante en espacio sobre el lineamiento estructural sobre el cual está perforada la estructura objetivo.

Vamos por partes:

El valor de presión dirá si es o no, continuación de Huacaya pues, si el reservorio tiene igual presión que el de Huacaya podría tratarse del mismo yacimiento, pero eso no se sabe actualmente de manera pública. No olvidemos que en la zona existen varios cuerpos productores de Huamampampa  y atravesados por los distintos pozos perforados en Margarita y Huacaya ( H1A, H1B, H2, Icla, Santa Rosa) cada uno como sistema hidráulico independiente, por lo que Boicobo Sur puede ser uno de ellos con un sistema hidráulico independiente que lo clasifica como un nuevo yacimiento.

Si el yacimiento tiene o no 0,3 TCF´s o 0.6 o 1.0, dependerá de la magnitud del mismo, de los valores de porosidad del sistema matriz fractura, espesor de la formación atravesada y continuidad de la misma. También se debe considerar el lineamiento de la estructura con estructuras vecinas viendo sí todo tiene coherencia. No hay que olvidarse que el Subandino es muy complicado de interpretar pues tiene una infinidad de sistemas fallados que pueden arrojar resultados diferentes a los esperados.

Toda esta información no ha sido publicada por lo cual las opiniones son posibles, pero sin respaldo técnico importante.

Lo que se debe resaltar más que la magnitud del descubrimiento, es que en este momento existe un incremento de las reservas de gas del país y eso suma y refuta la cantaleta que ya no lo tenemos que explorar.

Yarará:

Nos hemos acostumbrado a las últimas actividades del sector en el subandino que cuando se efectúa un descubrimiento en otra zona geológica de 300bpd nos, parece ridícula e incluso llega a ser motivo de mofa.

Lo que debemos tomar en cuenta es que en este país se han perforado más de 1000 pozos y para bien o mal nuestra, la gran mayoría de ellos produjeron entre 300 y 400 bpd de petróleo y cuando fueron de gas, entre 5 y 10MMpcd los más prolíficos a excepción de campos muy antiguos como Camiri y Bermejo que ya están es su etapa final de abandono.

Entonces Yarará no es la excepción sino la regla común en nuestro país y las excepciones están solo en el Subandino y resultados como los de Boyuy, Jaguar, Ñancahuazú muestran que tampoco es en todo el Subandino.

Las pruebas del pozo anuncian un fluido equivalente a un condensado de 49°API muy similar a los fluidos producidos en la zona donde se ha perforado el pozo con un adicional de acuerdo con las declaraciones de YPFB. Abre potencialmente el área de investigación para la zona y se suma a eso su proximidad a campos que tienen infraestructura de producción lo cual mejora su economía de desarrollo y operación pues potencialmente no necesitará de dicha infraestructura.

Sin embargo, no todo es bueno pues no es aceptable que una empresa nacionalizada para volver a ser operadora en 15 años hubiese solo perforado 3 pozos y con períodos de ejecución mayores a 3 años en pozos someros.

Esta situación debe ser revertida pues en estos tiempos de incertidumbre por la situación pandémica del mundo las operadoras serán muy reacias a invertir por temor a los precios o pedirán series de beneficios fuera de sus contratos para realizar inversiones y esto debe ser visto por YPFB como una oportunidad para desarrollar un plan que involucre por lo menos la perforación de 10 pozos por año pues tiene la obligación de descubrir hidrocarburos que son los que soportan gran parte de la economía de nuestro país y para ello debe tener gente con capacidad y compromiso para lograr metas por encima de lo regular.

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