La producción hidrocarburífera en el campo San Alberto ha entrado en su fase de “declinación natural”, mientras que en el caso deSan Antonio (Sábalo), el proceso es más lento por su magnitud. Ese es el informe que se conoció recientemente en la Gobernación, luego de haber realizado una inspección a ambos pozos.
Eldirector de Hidrocarburos y Minería de la Gobernación, Christian Echart, informó que la semana pasada realizaron una visita técnica a los activos de San Alberto-Itaú y de San Antonio, a cargo de las empresas Total E&P, YPFB Andina, y Petrobras. Fue en esa actividad que conocieron estos datos y por ello, expresó su preocupación al respecto.
Dijo que solicitará a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), acelerar los trabajos al máximo para mantener la producción, toda vez que de continuar esa línea, se espera un descenso marcado de las regalías departamentales a partir de 2017.
“San Alberto-Itau y Sábalo, son yacimientos que están siendo explotados hace muchos años, ya han entrado a una etapa de madurez, estos yacimientos han producido muchos hidrocarburos, son parte de los tres megacampos que hay en toda Bolivia y han aportado al desarrollo económico del país”, indicó Echart.
Según el funcionario, las medidas técnicas que aplican las operadoras ante esta situación, más la puesta en funcionamiento de nuevos pozos en departamentos como Chuquisaca y Santa Cruz, permitirán cumplir con las exportaciones a Brasil y a Argentina. Aclaró que hay un momento en que los pozos llegan a un estado donde no son económicamente rentables, y que esa es conocida como la fase de declive.
San Alberto-Itaú
El campo Itaú es adyacente a San Alberto, y entre ambos producen actualmente 4,5 millones de Metros Cúbicos de Gas al Día(MMm3D). El último informe sobre actividad en estos campos revela que la presión del yacimiento disminuyódebido a la madurez del campo, lo que se traduce en la reducción de la producción de gas y condensado.
La producción de estos dos campos se procesa en una sola planta, que tuvo una capacidad de producción diaria promedio de 8 MMme3D y 5.800 barriles día (BlsD) de líquidos. San Alberto fue descubierto por YPFB el 15 de octubre de 1990, pero alcanzó su máxima producción a partir del 2005.
“Se pudo conversar con el equipo de YPFB y Petrobras, quienes informaron que este yacimiento entró en una etapa de declinación natural, como todo yacimiento, que tiene una etapa de desarrollo, de estabilización donde alcanza su máxima producción, y obviamente, al ser un recurso no renovable, en algún momento tiene que entrar en descenso. San Alberto ya entró en la curva de disminución”, explicó Echart.
Para que no haya una declinación muy exponencial, dijo que se verificó que las operadoras “no se han quedado de brazos cruzados”. Entre los varios proyectos que se realizan,se está terminando la activación de un nuevo pozo denominado SAL 19, que inició trabajos el 9 de noviembre de 2014.
Se estima que en este último pozo se tenga una producción de 30 MMm3D, pero la cifra aún está por confirmarse mediante estudios que se conocerán a finales de diciembre del 2015. En caso de ser positivos, permitirían estabilizar y evitar que la producción de todo el campo decline drásticamente.
“Esto es muy bueno, están invirtiendo mucho dinero Petrobras con YPFB, esto permitirá prolongar la vida del campo San Alberto-Itaú, manteniendo su nivel de producción unos dos a tres años más, y posteriormente, como es natural, el campo va a entrar en una declinación”, agregó Echart.
El campo Itaú es adyacente a San Alberto, y entre ambos producen actualmente 4,5 millones de Metros Cúbicos de Gas al Día(MMm3D). El último informe sobre actividad en estos campos revela que la presión del yacimiento disminuyódebido a la madurez del campo, lo que se traduce en la reducción de la producción de gas y condensado.
La producción de estos dos campos se procesa en una sola planta, que tuvo una capacidad de producción diaria promedio de 8 MMme3D y 5.800 barriles día (BlsD) de líquidos. San Alberto fue descubierto por YPFB el 15 de octubre de 1990, pero alcanzó su máxima producción a partir del 2005.
“Se pudo conversar con el equipo de YPFB y Petrobras, quienes informaron que este yacimiento entró en una etapa de declinación natural, como todo yacimiento, que tiene una etapa de desarrollo, de estabilización donde alcanza su máxima producción, y obviamente, al ser un recurso no renovable, en algún momento tiene que entrar en descenso. San Alberto ya entró en la curva de disminución”, explicó Echart.
Para que no haya una declinación muy exponencial, dijo que se verificó que las operadoras “no se han quedado de brazos cruzados”. Entre los varios proyectos que se realizan,se está terminando la activación de un nuevo pozo denominado SAL 19, que inició trabajos el 9 de noviembre de 2014.
Se estima que en este último pozo se tenga una producción de 30 MMm3D, pero la cifra aún está por confirmarse mediante estudios que se conocerán a finales de diciembre del 2015. En caso de ser positivos, permitirían estabilizar y evitar que la producción de todo el campo decline drásticamente.
“Esto es muy bueno, están invirtiendo mucho dinero Petrobras con YPFB, esto permitirá prolongar la vida del campo San Alberto-Itaú, manteniendo su nivel de producción unos dos a tres años más, y posteriormente, como es natural, el campo va a entrar en una declinación”, agregó Echart.
San Antonio o Sábalo
En el campo Sábalo, conocido también como activo San Antonio, conformado por 8 pozos productores, se evidencia que algunos de estos pozos bajaron levemente su producción y presentan agua, lo cual según Echart “es un mal dato”, ya que revela una madurez avanzada en esos casos.
La declinación en Sábalo, se visualizará en dos a tres años, pero existe la posibilidad de lograr estabilidad y un pequeño incremento en los volúmenes de producción, en caso de encontrarse más hidrocarburos en los pozos Sábalo X14 y X6, que están en desarrollo.
La producción diaria promedio del campo es de 18 MMm3D de gas y de 18.000 BlsD de líquidos, sin embargo, el pozo Sábalo X5,por ejemplo,redujo al 20% su producción.
Las operadoras intentaron mejorar estas condiciones con pozos de relleno, con la implementación de reducción de presión en el cabezal, pero esto generó complicaciones, por lo que se desechó esta opción y se optó por la implementación de tecnología capilar (espumantes) de Halliburton. Ésta es una de las últimas medidas que se aplican en el área hidrocarburífera para preservar la producción.
En el campo Sábalo, conocido también como activo San Antonio, conformado por 8 pozos productores, se evidencia que algunos de estos pozos bajaron levemente su producción y presentan agua, lo cual según Echart “es un mal dato”, ya que revela una madurez avanzada en esos casos.
La declinación en Sábalo, se visualizará en dos a tres años, pero existe la posibilidad de lograr estabilidad y un pequeño incremento en los volúmenes de producción, en caso de encontrarse más hidrocarburos en los pozos Sábalo X14 y X6, que están en desarrollo.
La producción diaria promedio del campo es de 18 MMm3D de gas y de 18.000 BlsD de líquidos, sin embargo, el pozo Sábalo X5,por ejemplo,redujo al 20% su producción.
Las operadoras intentaron mejorar estas condiciones con pozos de relleno, con la implementación de reducción de presión en el cabezal, pero esto generó complicaciones, por lo que se desechó esta opción y se optó por la implementación de tecnología capilar (espumantes) de Halliburton. Ésta es una de las últimas medidas que se aplican en el área hidrocarburífera para preservar la producción.
FUENTE: EL PAÍS
