El otro informe: 1 de 10 pozos explorados en 2016 es productor

Escrito por  Redacción Central/El País eN Ene 16, 2017

El pasado viernes 13 de enero, las principales autoridades del sector de hidrocarburos participaron de la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas del Sector de Hidrocarburos que se llevó a cabo en la ciudad de Tarija.

En la cita, como es habitual, tanto el Ministro del sector, Luis Alberto Sánchez, como el presidente de la estatal Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, se mostraron optimistas con el futuro.
De la cita quedaron tres cifras oficiales con recorrido particular:
Los 1.800 millones de dólares que tiene previsto invertir YPFB en este 2017, principalmente en el área de exploración y explotación. La cifra es sensiblemente inferior a la que se proyectó en el mismo acto de 2016 para este ejercicio 2017 y que superaba los 2.600 millones. Una corrección que se circunscribe a la caída de precios al ajuste del sector.
Los 13 Trillones de Pies Cúbicos  (TCF por sus siglas en inglés) de gas que el ministro Luis Alberto Sánchez estima que se pueden encontrar en Tarija. Parte de los 19 que se estima disponer hasta 2025 con un “agresivo” proyecto de exploración.
La tercera cifra oficial son los 18 pozos exploratorios que el presidente Achá comprometió para este 2017. “Hemos programado finalizar la perforación de 10 pozos exploratorios, de los cuales cuatro fueron iniciados en 2016 y seis se iniciarán en 2017. También se programó el inició de la perforación de ocho pozos durante este año en la perspectiva de encontrar mayores reservas de gas y petróleo”, manifestó Achá.
Según el plan, YPFB Corporación y las compañías petroleras que operan en Bolivia perforarán los pozos La Muela X1, Yarará X1, Gomero X1, Patujú X5, Katari X4, Bulo Bulo Bloque Bajo X1, Humberto Suárez Roca 12D, Colorado X3, Huacaya X2, Tacobo X1001 Side Track, Villamontes X7, Sipotindi X1, Bulo Bulo Bloque Bajo Norte, Los Monos X12, Dorado Sur X1006, Río Grande X1001, Patujú EX1D y Caranda X1005.

Las cifras
El plan de exploración supone la “esperanza” para poder abordar los planes de industrialización contemplados en el plan de YPFB y que incluyen las plantas petroquímicas de Urea y Amoníaco que se inaugurarán este 2017; la planta petroquímica de propileno y polipropileno, que se construirá en Yacuiba y que hasta la fecha no se ha adjudicado pese a estar licitado y con financiación del Banco Central de Bolivia desde mayo de 2016; y la planta de etileno y polietileno, que se anunció se construiría en Puerto Suárez (Santa Cruz) pero que hasta la fecha no ha sido contemplada.
También de la exploración de nuevas reservas dependen proyectos de industrialización y modernización del país, como la industrialización del litio o el desarrollo del proyecto del fierro en El Mutún.
También de ello depende poder cumplir con los compromisos de exportación de gas a largo plazo con Argentina, cuyo contrato llegará hasta los 27 millones de metros cúbicos (hoy está en 20) y que se prolonga hasta 2027. También de la posibilidad de negociar un nuevo contrato con Brasil, puesto que el actual vence en 2019. El actual está firmado por 30,5 millones de meteos cúbicos, de los que la compra/pago de 24 es obligatorio, aunque actualmente las nominaciones hayan bajado considerablemente. También abastecer el mercado interno de una Bolivia en crecimiento y cuyos requerimientos crecen exponencialmente.
En 2016 se registró el record de producción con 61,2 millones de metros cúbicos. También el de consumo interno con más de 15 millones de metros cúbicos consumidos en el país según los datos del ministerio. Las cifras totales empiezan a ajustarse.

Fracasos en exploración
En el plan para 2016, YPFB tenía previsto explorar 13 pozos, sin embargo solo se abordaron 10. De todos ellos, solo uno resultó productivo mientras que dos se encuentran todavía en análisis.
El primer fracaso fue el del pozo Itaguazurenda X3A en Charagua, Santa Cruz. Un pozo que resultó emblemático ya que con el “YPFB Casa Matriz recuperaba su rol como operador”. El resultado fue improductivo.
La empresa participada YPFB Chaco tuvo una de cal y una de arena. Mientras que el pozo Dorado X1007 resultó ser un pozo productor tras perforar 4.325 metros de profundidad, el pozo San Miguel X2 resultó improductivo tras perforar 5.375 metros.
El pozo Dorado X1007 aportará unos 5 millones de metros cúbicos al día. Durante 2016 estuvo en el centro de la tormenta ya que supuestamente se utilizaron en su perforación unos taladros facilitados por la empresa china CAMC en mal estado. YPFB desvirtuó esta acusación.
YPFB Andina, la empresa participada entre YPFB Corporación y la española Repsol, abordó cuatro pozos exploratorios en 2016. Dos de ellos dieron pruebas negativas según la memoria. Se trata de Los Sauces X4D y Boquerón Norte X3, aunque este último está declarado como “abandono temporal”.  En análisis de resultados, pendientes para este 2017, se encuentran el Boquerón Norte X2 y el Patujú X1. El primero se concluyó en noviembre y el segundo en diciembre por lo que los resultados todavía tardarán.
YPFB Petroandina, la participada con la venezolana PDVSA, en franco deterioro y retirada, ya que ha devuelto varias áreas en 2016, fracasó en su intento de encontrar hidrocarburos en La Paz. El proyecto de Lliquimuni había ilusionado a los paceños, sin embargo, tras perforar más de 4.562 metros de profundidad, los resultados dieron agua en marzo y se abandonó el proyecto.
Petrobras también fracasó en su intento de poner en operación el pozo Cedro X4. El 28 de marzo, a los 3.100 metros de profundidad se declaró improductivo y se inició el trabajo de sellado.
Por otro lado, la Pluspetrol perforó el pozo Tacobo X1001 Side Track se abandonó temporalmente a los ya 6.802 metros de profundidad, sin embargo se pretende retomar en 2017.
En 2017 se empezó la ejecución de otros cuatro pozos, La Muela X1 por la Casa Matriz, Patujú X5 por la YPFB Andina y por YPFB Chaco Katarí X4 y Bulo Bulo Bloque Bajo X1. Todos estos están contemplados en la programación para 2017.

Resultados en explotación
Diferente suerte se corrió en materia de explotación, es decir, en pozos perforados sobre áreas ya exploradas que contribuyen a aumentar y sostener la producción tras la contracción de pozos relevantes en San Alberto y San Antonio. Según el plan operativo estaba previsto concluir 21, sin embargo solo se logró culminar 13.
YPFB Andina abordó nueve, de los que seis resultaron productivo (Yapacaní 34D,30, 29,40 y 38, además de Los Sauces X5. Por otro lado, el Yapacaní 39 fue abandonado temporalmente, el 31 es considerado inyector y Los Sauces se encuentra a la espera de producción.
YPFB Chaco abordó tres pozos que resultaron productores, Caigua 1002, Junín Este 1002D y Caigua 12D.
Mientras tanto Petrobras perforó con éxito el San Alberto 18, que resultó productor a los 5.255 metros de profundidad.
En plena ejecución se encuentran otros 7 pozos, dos de YPFB Chaco, Colorado 2H y Caigua 13, dos de YPFB Andina, Río Grande 109D y Boquerón Norte 4D, mientras que Repsol avanza en el Huacaya 2 y Petrobras en Sábalo 14 y 6.

El silencio sobre la Planta Separadora de Yacuiba

Uno de los aspectos que llamó la atención durante la presentación de resultados en el hotel Los Parrales y en la posterior revisión de la documentación es la práctica ausencia de los relativo al funcionamiento y utilidad de la Planta Separadora de Líquidos del Gran Chaco.
La memoria hace referencia todavía en futuro a los números que se esperan de la mencionada planta inaugurada en 2014 y 2015. “La planta generará 2.247 toneladas métricas diarias de GLP, 3.144 de Etano, 1.658 de gasolina y 1.044 de Iso Pentano”.
En presente dice que “se encuentra en operación comercial”, sin reportar volúmenes, y dice que en 2016 tenía previsto “el cierre documental y los trabajos finales de gabinete”. “También se finalizó la construcción del acceso vial a la Planta con una extensión de 4,35 kilómetros de largo y 10,6 metros de ancho de Hormigón, este acceso cuenta con señalización vial e iluminación”.
Obre la planta petroquímica el informe dice que se adjudicará en este 2017.

Transnacionales ganan más que YPFB con el gas

Las empresas explotadoras de gas y petróleo en Bolivia se embolsillaron en calidad de utilidades brutas, antes de impuestos, la suma de 7.269,3 millones de dólares desde mayo de 2007 a junio de 2016, según reportes oficiales de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).  En ese mismo período, el total de ventas de hidrocarburos en mercado interno y externo, sumó alrededor de 40.600 millones de dólares.
Mientras tanto, en ese mismo período y de acuerdo al mismo reporte, YPFB recaudó por el mismo concepto (participación de YPFB) la suma de 5.424,7 millones de dólares; es decir, 1.844,6 millones de dólares menos que las “prestadoras de servicios”.
Pero a esa utilidad percibida por las empresas transancionales (7.269,3 millones de dólares), entre las que están la española de capitales norteamericanos Repsol, Petrobrás, BG y otras, se deben añadir 6.105,5 millones de dólares por reposición de costos de exploración y explotación más amortizaciones, en conjunto denominados Costos Recuperables y de opaca gestión.
En total, las transancionales embolsaron 13.374,8 millones de dólares entre 2007 y la mitad de 2016, según datos oficiales, aunque los mismos no fueron corroborados de manera independiente, porque la información respecto de los Costos Recuperables con el detalle que ordena la Ley, no ha sido difundida por YPFB para fines de control social.
Esa suma representa el 32,8 por ciento del total del valor de la producción de gas y petróleo entre mayo de 2007 y junio de 2016, según los reportes de YPFB.

Costos recuperables
El concepto de costos recuperables es uno de los que más polémica genera entre contadores y auditores de las empresas hidrocarburíferas. Al momento y al margen de lo dispuesto en la Ley, YPFB tiene publicadas las cuentas de costos recuperables hasta 2012. Los contratos establecen un plazo de 24 meses para presentar alegaciones.
Entre los costos recuperables se cuentan aquellos gastos de inversión que la empresa petrolera ha realizado durante el periodo de exploración y puesta en explotación, que en caso de ser positivas son reembolsados por el Estado.
En total más de 7.000 millones de dólares, según la información estimada, y que cada año han sido auditadas por cinco empresas diferentes: Deloitte SRL, Price Watherhouse Coopers, Ernest and Young, Grant Thorntorn (Acevedo y Asociados Consultores de Empresas) y Ruizmier (Ruizmier, Rivera, Pelaez, Auza SRL).
La función última de estas cinco empresas, especializadas en este tipo de trabajo y con continuo roce con las petroleras en diferentes puntos del mundo, aun con sus representantes en Bolivia y la excepción de Ruíz Mier, quienes tienen la función de validar desde la contratación de personal especializado hasta el uso de diferentes materiales e inversiones.
El presidente de YPFB, Guillermo Achá, en anterior entrevista con El País, señaló que el principal trabajo lo realizan los auditores internos de la Estatal y posteriormente se verifica internacionalmente.