En el primer semestre de este año  la producción promedio del  megacampo San Alberto, en Tarija, reportó una caída del 19%, con relación a similar fecha de 2014, según datos  del Boletín Estadístico  de YPFB a junio.

Entre enero y junio de este año, ese yacimiento reportó   7,78 millones de metros cúbicos al día (MMmcd), mientras que en similar periodo  de 2014 la producción llegó a  9,61 MMmcd, lo que implica un declive de 19% (ver cuadro).

Margarita – Huacaya, compartido entre Tarija y Chuquisaca,  subió el volumen entregado  de 14,64 MMmcd a 16,96 MMmcd. Sábalo casi mantuvo su promedio en 18,46 MMmcd.

La participación de los tres megarreservorios suma un total de 72,3% de la producción nacional de gas. El resto proviene  de otros yacimientos pequeños.

La participación  de San Alberto en el total bajó de 16% a 13%.

«El promedio de la producción bruta de gas natural disminuyó en un 0,81% con relación a la gestión 2014, debido principalmente a una declinación en la producción del campo San Alberto,   que, sin embargo, se ve compensada por la producción de Margarita – Huacaya, que se encuentra en ascenso”, señala el boletín de YPFB.

Los datos  oficiales revelan que  el promedio de producción bruta fue de  61,33 MMmcd; en  2014 llegó a  61,83 MMmcd.

El  analista en hidrocarburos Hugo del Granado enfatizó que San Alberto es de suma importancia para el país y no hay otro campo nuevo que lo pueda reemplazar.

«No hay ningún campo que pueda reemplazarlo, las esperanzas estaban depositadas en Azero, operadas por Total y Gazprom, pero ni siquiera al lugar se ha movilizado gente, es decir, eso aún demorará”, afirmó.

Se debe pensar en el desarrollo de otros yacimientos, como  Incahuasi o Azero.  «El boom gasífero comenzó con tres megacampos: San Alberto, San Antonio y Margarita, los tres son de importancia, y si se cae cualquiera de ellos, se dará  una catástrofe”, dijo.

Con el  fin de contrarrestar la caída,  Del Granado sostuvo  que   las operadoras deben aplicar un programa de recuperación secundaria con  técnicas adicionales de explotación, como el aumento de la presión del gas, mediante la inyección de gases inherentes y de agua para subir la presión del yacimiento.

El exsuperintendente del sector  Hugo de la Fuente  opinó que San Alberto durante varios años mantuvo un adecuado nivel de producción que permitió garantizar el contrato de exportación con Brasil y su declinación es natural.

Para encontrar nuevos reservorios  es fundamental, en su criterio, encontrar nuevos mercados,  además de generar incentivos a la inversión. Paraguay y Perú son buenas opciones, pero se debe mirar incluso al Asia; si eso ocurre, habrá interés de invertir.

Antecedentes  del reservorio en el Chaco

Ubicación El campo San Alberto (Bloque San Alberto) se encuentra ubicado en la serranía del Aguaragüe, de la Faja Subandina Sur, y posee ocho pozos productores (SAL-13, SAL-10, SAL-14, SAL-12, SAL-15, SAL-17, SAL-11 y SAL-16), según datos de la estatal YPFB.

Operación  San Alberto fue descubierto por YPFB el 15 de octubre de 1990. Actualmente la operación está a cargo de la  asociación  Petrobras Bolivia S.A. con el  35%, YPFB Andina S.A. (subsidiaria de YPFB) con el 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, con una participación del 15%.

 Punto de vista

Álvaro rÍos  Exministro de Hidrocarburos

«Sirvió de base para exportar”

San Alberto es uno de nuestros más importantes megacampos y  fue descubierto hace casi dos décadas  por YPFB y luego entregado a Petrobras con el contrato de exportación.

Es un megacampo que ya ha entrado en fase de declinación y que cumplió su objetivo de ser la base para la primera fase de la exportación de gas natural a Brasil y poder comercializar los ricos líquidos asociados, por eso es importante.

Después de San Alberto se descubrieron Margarita, San Antonio y Aquío e Ipati. De los tres primeros campos sale cerca del 80% de  la producción de gas de Bolivia.

La producción de   petróleo está en franca declinación y los líquidos asociados al gas dependen de la demanda de gas natural y por eso pueden variar mes a mes. Entonces, seguiremos importando diésel debido a que el petróleo continúa en declinación.

Nos falta una agresiva campaña  exploratoria que tiene que venir de la mano de una ley de incentivos, que, como anunció el Gobierno, se debatirá en breve.