YPFB abre puertas a nuevas formas de exploración de gas

Concluyó la Semana de los Hidrocarburos y el Foro Internacional del Gas en Santa Cruz, en una edición que se vio eclipsada por toda la información que emanaba del incendio de la Chiquitanía. El contenido del Foro era delicado, peor en un momento en el que las sensibilidades medioambientales están a flor de piel en medio de la catástrofe; sin embargo, las conclusiones y declaraciones parecen apuntar, ahora sí, a una nueva etapa en la exploración de hidrocarburos con sus riesgos específicos. El Vicepresidente Álvaro García Linera viene desde el 6 de agosto defendiendo la exploración a toda costa desde una perspectiva soberanista que se había usado muy poco en este tiempo, precisamente porque implicaba reconocer una perspectiva de necesidad que el Ministerio de Hidrocarburos no estaba dispuesto a reconocer, pero los datos de reserva y los últimos resultados de exploración (Boyuy, Jaguar, etc) implicaban la reformulación. Las dos ponencias finales en el Foro vienen a ahondar en ese escenario. Las dos que el Ministerio de Hidrocarburos se ha preocupado por amplificar. La primera es la de Alejandro Jotayan, director de Operaciones del Cono Sur de Canacol Energy, que hizo una descripción de la procedencia mundial del petróleo, destacando que el 70 por ciento viene de “campos maduros”, para acabar abogando por la recuperación secundaria, que no deja de ser una técnica no convencional. “Es importante poder distinguir un campo maduro, marginal y cerrado. Para que la reactivación sea rentable se necesita contar con un potencial de  reservas a explotar”. En Bolivia el porcentaje de procedencia del gas es un poco inferior con las últimas perforaciones en Margarita y  la incorporación de Incahuasi, un campo joven, sin embargo San Antonio y San Alberto, en el Chaco tarijeño, están ya en fase de declinación al menos en su fase convencional. La segunda ponencia más difundida es todavía más específica, y estuvo a cargo de El Mehdi Habib, Representante de Argelia al Comité Científico del Instituto de Investigación del Gas FPEG. La ponencia tituló “Desarrollo de Recursos de Gas no Convencional sin Fracking” en la que contó la experiencia de su país en esta práctica a medio camino entre el convencional y el shale. “Todo pozo es una enseñanza, es una lección, todo pozo es una historia única y a veces tenemos dos, tres o cuatro pozos que tienen similitud. Lo más difícil de todo es empezar, porque empezar en el gas de arenisca compacta o tight gas, no fue fácil para Argelia. El problema mayor es que no hacemos autopsias de nuestros fallos, un análisis post mortem o autopsia completa de por qué este pozo no fue un éxito, analizamos todas las cosas o razones del fallo, después de cada segundo o tercer pozo esas razones ya no existían nunca más.” El Mehdi Habib argumentó, fundamentalmente, la rentabilidad económica respecto a la exploración convencional y aparentemente, un riesgo menor respecto al medio ambiente que el que representa la perforación horizontal y todo el proceso del shale. Madurez El 70% de los hidrocarburos en el mundo proviene de campos maduros; en Bolivia el porcentaje es similar Nuevos horizontes El tight gas hace referencia a un gas comprimido mientras que el shale es gas de esquisto. Los especialistas explican también que la diferencia entre tight gas y shale gas radica en que la primera es roca reservorio, como los yacimientos tradicionales de hidrocarburos, pero con una petrofísica deficiente, es decir, muy poca porosidad y muy baja permeabilidad. Se indica que en el caso de shale gas se trata de la roca madre que le dio origen a los hidrocarburos, liberó una gran proporción de ellos, pero otra parte quedó entrampada en la misma roca. En ambos casos se prevé fractura hidráulica para su liberación, pero con procedimientos diferentes e impactos de distintos grados. El estudio de la información disponible es la que da el valor diferencial, ya que se encuentra con los pocos tradicionales. La producción de gas ha descendido en los últimos meses por las menores nominaciones de Brasil y Argentina, lo que ha llevado la producción al entorno de los 40 – 45 millones de metros cúbicos día, 20 por ciento menos que la capacidad estimada. Tanto Brasil como Argentina desarrollan proyectos de gran dimensión en sus territorios para autoabastecerse, lo que limita las posibilidades futuras del país en la comercialización tradicional. Los desafíos futuros requieren más gas Los vecinos, mercados tradicionales para el gas boliviano, reducen las nominaciones drásticamente. En paralelo, los cálculos de reservas son cada vez menos optimistas: de los 20 TCF que se preveía probar para 2025 ahora se estiman 15 o 17, suficientes para abastecer el mercado interno. El problema es que no se ha desarrollado una alternativa a los ingresos de la exportación, pero además, el volumen de reservas no permite hacer inversiones grandilocuentes si no son sostenibles. El Gobierno baraja tanto la petroquímica de Yacuiba como la exportación de GNL a través de Ilo. Las inversiones en ambos casos son mil millonarias, pero las reservas actuales no las recomiendan.