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Hidrocarburos: ¿Cuál es la realidad de Chuquisaca?

Revise los proyectos energéticos que aparecen en los planes del Gobierno

Hidrocarburos: ¿Cuál es la realidad de Chuquisaca?
Las expectativas sobre nuevos descubrimientos gasíferos son alentadoras. Archivo

La estatal YPFB y las empresas petroleras transnacionales programaron este año en el país una inversión de 260 millones de dólares solo para los trabajos de exploración de hidrocarburos en cuyo portafolio figuran 17 pozos, de los cuales tres corresponden a Chuquisaca.

Sararenda X3D, Itacaray X1, San Miguel X2 ST2, Los Monos X13D, Astillero X1, Domo Oso–x3, Curiche X1010, Curiche X1011, Sipotindi X1, Yarará-X1, Villa Montes X7, Gomero X1 IE, Mayaya Centro X1 IE, Yarará-X2, Iñau X3, Yope X1 y Las Delicias X1 son los pozos nuevos y de continuidad para este 2021, según información oficial del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

El Plan de Exploración prevé desplegar labores en Cochabamba, Santa Cruz, Tarija, Chuquisaca y el norte amazónico que comprende Beni y Pando, dos departamentos que no son productores tradicionales de gas y petróleo.

Estos 17 pozos exploratorios están a cargo de las empresas YPFB Matriz (9) y sus subsidiarias Chaco S.A. (4) y Andina S.A. (1), la brasileña Petrobras (1) y la argentina Pluspetrol (2).

Para Chuquisaca se ha previsto la perforación de tres pozos: Itacaray X-1 con YPFB Chaco, Sipotindi X-1 con YPFB Casa Matriz (continuidad) y el Iñau X-3 también con YPFB Casa Matriz.

Itacaray

La estatal petrolera comenzó este mes la perforación del pozo Itacaray-X1 (ITY-X1) en el municipio de Muyupampa, con una inversión de $us 48 millones. El área Itacaray forma parte del Subandino Sur, una zona de exploración y explotación gasífera, y colinda con los campos productores de hidrocarburos de Margarita e Incahuasi.

El ITY-X1 tendrá una profundidad de 4.200 metros que espera ser alcanzada en 262 días. La estimación del yacimiento es de 2,6 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas natural y, de ser exitoso, se desarrollarán cuatro pozos para poner el campo en producción, según YPFB.

Sipotindi X-1

La perforación del pozo Sipotindi X1 (SIP-X1) del área Aguaragüe Norte en el municipio de Macharetí arrancó en agosto de 2018, con una inversión de $us 62,5 millones. La estatal petrolera estimó recursos recuperables del 0,33 TCF de gas natural. El tiempo estimado de perforación era de 300 días.

En caso de encontrar volúmenes comerciales en esta área que también forma parte del Subandino Sur se prevé ejecutar una inversión de $us 210 millones en dos pozos de desarrollo.

Luego de 570 días de trabajo, 270 días más de lo previsto, la exploración en SIP-X1 arrojó sus primeros resultados positivos a 5.693 metros, pero en ese entonces se anunció la continuidad de la perforación hasta llegar a los 5.950 metros.

El último reporte público sobre este prospecto se conoció en marzo de 2020, cuando el Gobierno informó de una “importante presencia de gas”, lo cual era un buen indicio, también se detectó arenas fracturadas que es otro factor destacable. Desde esa fecha se aguardan los resultados de la prueba DST (Drill Stem Test o Prueba de Vástago de Taladro) para evaluar el potencial hidrocarburífero del pozo.

Parte del desfase en el plazo de ejecución del proyecto se debe a los conflictos sociales y políticos de 2019.

Este proyecto se ejecutó como parte de un plan de inversiones para Chuquisaca de 2.514 millones de dólares, luego de que el departamento perdiera el conflicto con Santa Cruz por el megacampo gasífero Incahuasi.

Iñau X3

El área Iñau está ubicado en Muyupampa y forma parte de un lineamiento que colinda con los campos productores de hidrocarburos Margarita, Incahuasi, en actual explotación de reservorios de la formación Huamampampa.

El pozo Iñau X3 es un prospecto “suficientemente bien definido para representar un objetivo de perforación viable”. Según el informe oficial del Ministerio de Hidrocarburos, su perforación debió arrancar en el segundo semestre de 2019, lo que no ocurrió hasta la fecha.

La inversión estimada en este proyecto es de 80 millones de dólares y los recursos esperados en caso de éxito de 2,48 TCF’s.

Potencial de Chuquisaca

El Gobierno frecuentemente ha reconocido a Chuquisaca como un departamento con un gran potencial hidrocarburífero, incluso llegó a señalar que sus áreas por explorar tienen un potencial superior a los 20 TCF’s en recursos convencionales.

Uno de los proyectos más esperados y que fue motivo de disputa con Santa Cruz, por estar en el límite interdepartamental, fue el pozo Nañcahuazú X1. Sin embargo, a finales de 2020 este arrojó resultados negativos y la empresa francesa Total dio por finalizado el trabajo en ese bloque denominado Azero, tras perforar 300 metros más de los 5.500 que YPFB estimó para conocer el potencial.

El campo Vitiacua es uno de los más importantes en la actualidad, pero pese al interés que la rusa Gazprom viene expresando desde 2016 no hay señales claras del inicio de sus actividades exploratorios en Chuquisaca. Se estima que esta área podría tener entre 2,17 y 6,2 TCF’s.

Chuquisaca también tiene proyectos de “fracking” en mesa; es el caso del área Miraflores, cuyo potencial estimado de gas recuperable llega a 135 TCF’s y 7 mil millones de petróleo recuperable con 400 TCF/20 Bboe de recursos en sitio. Los parámetros de costos de perforación y terminación ascienden a $us 14 millones y una recuperación estimada de 8 a 12 BCF (billones de pies cúbicos) estándar más líquidos.

Estos datos fueron revelados en un evento internacional el año 2019 por el CEO de la empresa Cancambria, Christofer Cornelius, quien incluso equiparó a Miraflores con los más grandes plays no convencionales del mundo como Montney y Vaca Muerta.

Boicobo Sur X1

El descubrimiento de hidrocarburos más reciente en Chuquisaca data de diciembre de 2020, cuando el Gobierno anunció el éxito exploratorio del pozo Boicobo Sur X1 en el municipio de Huacaya, donde la operadora Repsol encontró una reserva de más de 1 TCF TCF’s de gas natural y que, de acuerdo con las previsiones oficiales, entrará en producción a finales de este 2021. Su caudal inicial de producción es de alrededor de 35 millones de pies cúbicos por día de gas y 1.800 barriles por día de condensado.


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