La Gobernación de Tarija alerta que en cuatro años más el megacampo San Alberto tiende a secarse.
¿Cuál es la real situación de este reservorio y las proyecciones a corto plazo?
Para empezar, Margarita es el principal megacampo de gas. San Alberto debe estar en unos 7 MMm3/d; Sábalo está con 18,5 millones; Margarita con unos 19 millones. Los campos que tienen mayores perspectivas de crecer son Margarita y Sábalo. El caso San Alberto tiene una declinación natural, todos los campos tienen un ciclo. La Gobernación de Tarija no tiene los argumentos para definir la declinación. Ellos solo tienen la producción en línea que da un parámetro determinado.
¿Qué se hace al respecto?
Estamos entrando con un sistema de compresión para mantener la producción. Hay un pozo denominado San Alberto 19 en el que tenemos mucho interés en iniciar una perforación inmediata y podamos encontrar nuevas reservas que permitan aumentar la producción.
¿Hasta cuándo se tiene contrato con Petrobras en San Alberto tomando en cuenta su rápida declinación?
Se tiene un contrato hasta 2037, lo que quiere decir que el campo producirá hasta 2037. La declinación es natural debido a que cae la presión, algunas veces por las condiciones operativas o geológicas entra agua al pozo y cae la producción. Cuando ocurre esto hay que retirar el agua. De San Alberto hemos explotado más de 2 TCF y aún sigue vivo. Es un campo grandioso. La declinación es parte del juego.
¿Qué ocurre con los otros megacampos y a cuánto asciende la producción de estos?
Ahora estamos ampliando inversiones en Margarita, Sábalo y otros. La producción total de estos es de 44 millones de metros cúbicos día de gas. En el mismo Margarita tengo el prospecto Boyui con 4 TCF, también está Itiguazu con 0,3 millones de metros cúbicos y boicobo con 1 TCF lo que nos da un importante incremento en las reservas, esto nos garantiza el éxito para seguir atendiendo la demanda de gas del mercado interno y externo. Imagínese tendremos 5,3 TCF, para ocho años, con ello se cumplirá el mercado interno y el de Brasil y Argentina solo con el desarrollo de estos campos.
¿A qué obedece tanta seguridad?
Hemos hecho estudios en el subsuelo, sísmica, están las interpretaciones y procesamiento y solo falta perforar y producir y hacer el tratamiento de gas en una planta.
¿Dónde puede instalarse esta planta?
Posiblemente sea San Alberto, hay una capacidad ociosa de procesamiento de gas (por la declinación), por lo tanto tenemos que hacer un ducto, una línea de separación de unos 60 o 70 km.
¿Y boicobo, Incahuasi, Huacareta y Azero?
Tenemos que hacer una nueva planta en Margarita, seguramente procesaremos más de 10 MMm3/d con una inversión de $us 1.300 millones y entrará en producción en cinco años; Incahuasi, producirá 6,7 MMm3/d en julio de 2016, hemos invertido $us 1.200 millones. En la segunda fase de Incahuasi que serán otros 6,7 MMm3/d hasta el 2019, las empresas Total, Tecpetrol y Gazprom invertirán 800 millones de dólares. En Huacareta se inicia la sísmica el próximo mes. Se hará una inversión de $us 2.300 millones hasta 2027. Estimamos que tiene 13 TCF; La rusa Gazprom desarrollará el bloque Azero de 2,3 TCF con una inversión de 1.800 millones hasta el año 2026
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