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• Stef Guzmán Alvarado

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YPFB programa 42 proyectos exploratorios hasta el 2021 en Santa Cruz AN / YPFB Wednesday 23/September/2015 22:36

El Plan Inmediato de Exploración para el departamento de Santa Cruz considera actividades en 26 áreas exploratorias en las que se visualizó 42 proyectos de exploración que se desarrollarían hasta el 2021. Varios de estos prospectos se ubican dentro la Zona Tradicional de Hidrocarburos. El potencial está asociado a la presencia de petróleo, gas y condensados, lo que convierte a Santa Cruz en una promesa importante para el país.

ITAGUAZURENDA (ITG-X3) En diciembre próximo se tiene planificado el inicio de la perforación del pozo Itaguazurenda, proyecto que ha sido conceptualizado y desarrollado 100% por YPFB Casa Matriz después de más de 20 años sin tener actividades operativas de perforación. A esta situación se suma el hecho que lo realizará con su equipo YPFB 01 de capacidad de 1500 HP (caballos de fuerza)

de potencia. El proyecto Itaguazurenda se encuentra entre las áreas denominadas Boyuibe y Ovaí. LA MUELA-X1 El objetivo de la propuesta geológica de perforación del pozo La Muela-X1 (provincia Obispo Santisteban) es conocer la parte inferior del Carbonífero, formación Tupambi, su comportamiento como reservorio y su capacidad para almacenar hidrocarburos. BOQUERÓN NORTE Las actividades desarrolladas dan la certeza de la confirmación de volúmenes importantes de petróleo y gas asociado a esta nueva producción de petróleo en el área Boquerón y nuevo campo descubierto Boquerón Norte, descubrimiento que se realizó con el Pozo BQN- 4D (ahora BQN-NX1D). ÁREA RÍO GRANDE Las actividades hasta ahora desarrolladas son la confirmación de volúmenes importantes de gas en el reservorio San Telmo Inferior con un volumen de momento pequeño de 3,5 MMpcd pero que manifiestan la presencia de hidrocarburos en esta formación, por esta razón este descubrimiento está en evaluación y dentro de las recomendaciones se estableció la ejecución del proyecto profundo RGD-X1001 que tiene como objetivo evaluar la formación Huamampampa. MUCHIRI EN EL ÁREA CAROHUAICHO 8A En el área Carohuaicho 8A que cuenta con una superficie de 100.000 hectáreas, se identifican tres lineamientos estructurales: Anticlinal Tatarenda, Monoclinal Caipipendi y Anticlinal Muchiri. Las actividades desarrolladas son el modelaje geológico estructural, procesamiento sísmico 2D y gestiones de solicitud de licencia ambiental para el proyecto de adquisición de datos magnetotelúricos y de los futuros proyectos de perforación. En 2015 se programó completar los trabajos de modelaje geológico y reprocesamiento sísmico 2D y adquisición de datos magnetotelúricos. Este proyecto está liderizado por YPFB Chaco. LOS HUESOS PROFUNDO El área Carohuaicho 8C cuenta con una superficie de 97.500 hectáreas. Se visualizan las estructuras con potencial Los Huesos Profundo y Curuyuqui. Las actividades desarrolladas son elaboración y análisis de diseño sísmico en el área y reprocesamiento sísmico 2D. En 2015 se programó completar los trabajos de reprocesamiento sísmico 2D e inicio de solicitud licencia ambiental para el proyecto de Adquisición Sísmica. DORADO OESTE X1001 y X1007

El área Dorado Oeste cuenta con una superficie de 86.250 hectáreas. Se identifican estructuras como Dorado Sur, Dorado Oeste y la posible continuación de la estructura Río Seco (Río Seco Sur). Las actividades hasta ahora desarrolladas son perforación del Pozo DRO-X1001 (en actual ejecución) y la construcción de camino y planchada del Pozo DRSX1007. Para este año se programó completar los trabajos de perforación del Pozo DROX1001 e inicio del DRS-X1007. De igual forma, Perobras, PESA y Pluspetrol desarrollan actividades exploratorias en las áreas Cedro, Caranda y Tacobo, respectivamente con expectativas importantes de descubrir hidrocarburos gaseosos y condesados. Asimismo, se cuenta con una cartera proyectos que se encuentran en etapa de negociación, autorización y aprobación de contratos tales como Arenales con Pluspetrol, Abapo y Charagua con YPF.

Golpeada por el escándalo, Petrobras perdió un 87% de valor y ya vale menos de u$s 25.000 millones El valor de mercado de Petrobras rompió por primera vez desde 2005 la barrera de los R$ 100.000 millones por la caída de las acciones de la estatal. Sumada la devaluación del real, eso implica que la compañía vale hoy menos de 25.000 millones de dólares.

El conjunto de las acciones de la emblemática petrolera de Brasil, golpeada por un escándalo de coimas que investiga la justicia, valía R$ 99.680 millones en la bolsa ayer. La pérdida de valor coincide exactamente con el aniversario de cinco años de la operación de mega-capitalización por un valor de R$ 120.000 millones (de los cuales R$ 45.000 millones en caja), el 24 de septiembre de 2010, señala el diario Valor. El gobierno celebró en aquel momento la que consideró la operación del tipo más grande del mundo, pero desde el punto de vista de los accionistas minoritarios fue vista como un símbolo de deterioro en términos de gobernanza de la compañía. Desde la capitalización, cuando dio un salto y pasó a valer R$ 321.000 millones, la pérdida de valor de mercado de Petrobras fue de 69%, o de R$ 223.000 millones. En dólares, la caída fue más fuerte porque la desvalorización de la moneda acentúa el mal desempeño de las acciones locales. De acuerdo a ese criterio, el valor de mercado cayó 87% desde la capitalización, lo que representa una destrucción de u$s 163.000 millones en valor, que cerró ayer a u$s 24.000 millones. En el mismo período la deuda líquida de la compañía creció 600%, pasando de R$ 57.000 millones a cerca de R$ 400.000 millones, considerando una estimación del impacto de la reciente disparada del dólar (cotiza hoy a R$ 4,24). El salto en el endeudamiento no solo está vinculado con el efecto cambiario sino también con otros factores como la práctica sistemática de invertir más de lo generado por caja, la venta de combustible con perjuicio durante casi cuatro años, el desperdicio de dinero en proyecto

inviables desde el punto de vista económico y los desvíos por corrupción. Pero el reciente movimiento de pérdida de valor de Petrobras, de 25% o más de R$ 30.000 millones solo en septiembre, se debe principalmente a la reducción de la nota de crédito del país y de la compañía por Standard & Poor’s y la disparada del dólar. Ambos factores impactan en el costo y en la capacidad de refinanciación de la deuda de la estatal, considerando que cada año vence un promedio de R$ 50.000 millones entre 2016 y 2019.

Ducto Colpa-Warnes ampliará 7 veces transporte de gas Wednesday 23/September/2015 22:27

La ampliación del Gasoducto Colpa-Warnes permitirá transportar hasta 115,3 millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural para atender la creciente demanda del energético en el norte integrado de Santa Cruz, informó ayer YPFB.

Hasta ahora sólo permite transportar 16 MMpcd de gas natural como límite y YPFB Transporte inició esta semana las obras de la extensión. "El nuevo gasoducto permitirá transportar este volumen que representa siete veces más que la línea Derivada Gasoducto Colpa Mineros y de esa manera atender la creciente demanda de gas natural en Warnes, Montero y Mineros, zona de gran crecimiento industrial y doméstico”, indicó el gerente general de YPFB Transporte, Cristian Inchauste. Hasta agosto pasado, el abastecimiento de gas natural hacia el sector de Warnes, Montero y Mineros en el norte de Santa Cruz se realizaba solamente mediante la línea Derivada. La capacidad del nuevo gasoducto, de 115,3 MMpcd, permitirá generar energía eléctrica a la nueva Termoeléctrica de ENDE Andina en Warnes, que fue entregada el lunes. También atenderá el suministro al Parque Industrial Latinoamericano (PILAT), así como el requerimiento industrial, comercial y doméstico, lo que permitirá proveer energía eléctrica y así mantener el ritmo de crecimiento económico en el norte integrado de Santa Cruz. "La ampliación responde al requerimiento del sector industrial, comercial, doméstico,

estaciones de Gas Natural Vehicular y, principalmente, del sector termoeléctrico y el nuevo Parque Industrial”, añadió Inchauste. La construcción del gasoducto, de 16 kilómetros de longitud y 16 pulgadas de diámetro, incluye la ejecución en el trazo de un cruce dirigido (por debajo) del Río Piraí. Los trabajos concluirán en abril de 2016 con una inversión de 12,5 millones de dólares, provenientes de YPFB Transporte.

MINISTRO VE NUEVO “BOOM” HIDROCARBURÍFERO EN SANTA CRUZ ENERGY PRESS · 25 SEPTIEMBRE, 2015

Para el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, el departamento de Santa Cruz vivirá un “boom” energético en los próximos años. Las proyecciones las revelará el próximo 28 de septiembre, cuando se realice el Taller de Elaboración de la Agenda Energética de Santa Cruz 2015 – 2025, en la que participarán las instituciones cruceñas relacionadas al ámbito energético. ¿Cómo está marcada la Agenda Energética para Santa Cruz? Normalmente la agenda la hemos implementado desde Tarija, el 15 de abril. Hemos hecho la Agenda Energética de todos los departamentos, que básicamente es socializar el plan operativo que tiene YPFB y ENDE. Participan todas las instituciones y organizaciones que tienen que ver con el tema hidrocarburos: gobernaciones, alcaldías, universidades, comités cívicos, Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, y gente que tiene que ver con el sector, sin que pertenezca a alguna institución. ¿Cuánto se invertirá en hidrocarburos en Santa Cruz? Vamos a invertir $us 1.100 millones cada año. Hasta 2020 son 5.500 millones y hasta 2025 es mucho más fuerte. Santa Cruz tiene, en el Plan Inmediato de Exploración, 42 proyectos en 26 áreas, de las cuales 15 son nuevas. Se estima más o menos en recursos casi 9 trillones de pies cúbicos de gas (TCF) en suelo cruceño. Obviamente que algunos campos tienen alguna relación con Chuquisaca, por la extensión, pero eso es lo que se pretende. Por ejemplo, Boquerón ha sido un proyecto exploratorio que está en el plan, hemos aumentado 28 millones de barriles (de petróleo) y hemos duplicado reservas. En Río Grande hemos encontrado un nuevo reservorio, 3,5 millones de pies cúbicos (de gas), no es relevante, pero es una incorporación de reservas y aumento de producción. Sararenda está en camino, Dorado está en etapa de exploración; recién hemos iniciado Itaguazurenda, entonces hay cinco proyectos que están en ejecución. En el tema de explotación estamos con Aquío – Incahuasi que va entrar en julio aportando 6,5 millones de metros cúbicos (diarios de gas). Esperamos que con Total y Gazprom podamos hacer la segunda fase hasta el 2019, son otros 6,5 millones, es decir 13 millones de metros cúbicos en Santa Cruz, es decir, incorporación de nuevas reservas. Entonces, el boom hidrocarburífero para los próximos años pareciera que estará en Santa

Cruz, que hoy tiene un sitial muy importante. Si bien Tarija sigue dando mucho que hablar, básicamente con Margarita, Santa Cruz se pone en una muy buena ubicación. ¿Qué se va hacer en desarrollo de campos y otras áreas? En desarrollo es casi lo mismo, Aquío – Incahuasi, hay 13 pozos de intervención y 12 de desarrollo. En el tema de transporte, el gasoducto Incahuasi-Cochabamba Fase 1 tiene un avance importante, 95,5%. Lo que si hay algo importante es el tema de la refinería de Santa Cruz, con $us 68 millones de inversión para la nueva unidad de isomerización de gasolina liviana, eso se inaugura a fin de año. En la planta de GNL tenemos un importante avance, casi 82%; empezamos a operar en noviembre, lo cual se va constituir en el corazón de distribución de GNL a 27 poblaciones en Bolivia. ¿En materia eléctrica? Entre el año 2015 al 2025 se van a invertir $us 9.184 millones sólo en Santa Cruz, para tener un potencial de estudio de generación de 8.800 megavatios (MW). Hasta 2020 vamos a invertir $us 1.800 millones para incrementar la capacidad de generación en Santa Cruz, de 1.400 MW aproximadamente en los proyectos de Warnes, que generará 200 MW. Cerrar este sistema con ciclo combinado y hacer una ampliación más, suman 480 MW. Estamos trabajando con Eletrobras (estatal eléctrica brasileña) para que esa capacidad de generación sea destinada, con una gran posibilidad, hacia el mercado brasileño. Se abre esa gran posibilidad porque la capacidad del ducto hacia Brasil como que ya está en su límite. Lo que se está pensando instalar es una línea de 500 kilovoltios (KV) en corriente continua desde Warnes hasta el punto en frontera que decida Eletrobras, que requiere 8.000 MW. Obviamente que una de las hidroeléctricas de Santa Cruz que le hemos puesto el ojo es Rositas, que en realidad es un conjunto de hidroeléctricas en cascada. El estudio que se está realizando es para 400 MW y una inversión de $us 1.000 millones, pero hasta el 2020 vamos a invertir el 50%, es decir ejecutando $us 500 millones. Tenemos también otra hidroeléctrica, La Pesca, con una inversión de $us 1.800 millones y tenemos hidroeléctricas para estudiar en la cuenca de Río Grande. Esta semana vamos a dar la orden de proceder a tres parques eólicos, Warnes, San Julián y El Dorado, que entran en operación entre 2017 y 2018. También estamos trabajando con los ingenios Unagro y Aguaí, que en sus épocas de zafra pueden aportar al Sistema Interconectado Nacional (SIN) 60 MW. Ese ha sido un acuerdo que se ha tenido en la Cumbre Agropecuaria. Lo único que nos falta es hacer las líneas, lo va hacer la CRE y va entrar en operación entre 2018 y 2019. ¿La transmisión de electricidad también tendrá inversiones? Entre 2015 y 2020 vamos a invertir unos $us 500 millones, pero al 2025 sólo en transmisión son $us 1.100 millones, que básicamente son líneas para llevar energía de los parques eólicos y algunas líneas de alguna importancia, con la ampliación de estos sistemas de generación.

En resumen, en generación son $us 1.700 millones y en transmisión serían unos 500 millones, son 2.200 millones en electricidad. Ese es el regalito que traemos para Santa Cruz.

Cochabamba recibe 3,7% del total de las regalías LOS TIEMPOS Wednesday 23/September/2015 22:17

Cochabamba recibió el 3,7 por ciento de los 308,57 millones de dólares que Yacimientos

Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pagó por concepto de pago de regalías, en el primer semestre, según el boletín estadístico de la estatal petrolera.

El mayor monto por Regalía Departamental tuvo como destino Tarija con 202,59 millones de dólares que equivale al 65,65 por ciento del total nacional, región en la que se encuentran los principales megacampos gasíferos del país. Santa Cruz recibió 58,08 millones de dólares y Chuquisaca 36,39 millones, con lo que Cochabamba queda en el último lugar en la asignación. Como regalía nacional compensatoria, la estatal petrolera desembolsó 18,70 millones de dólares para Beni y 9,35 millones de dólares para Pando. El director de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación, Óscar Covarrubias, explicó que los datos más recientes que dispone su unidad señalan que, al primer cuatrimestre, el departamento recibió 32,7 por ciento menos por regalías en comparación con el mismo periodo de 2014. Hasta abril pasado, se recaudó 7.098 millones de dólares por regalías frente a los 10.547 millones de 2014. En cuanto a los ingresos por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), informó que la reducción fue de 27,98 por ciento. Hasta abril pasado el departamento recibió 40.083 millones de bolivianos frente a los 55.660 millones de 2014. Los recursos del IDH se destinan a proyectos en salud, educación y caminos. La semana pasada, el secretario de Planificación de la Gobernación, Filemón Iriarte, dijo que se precisan 150 millones de dólares adicionales para cumplir con proyectos comprometidos entre 2014 y 2016, pero sólo se refirió a los proyectos concurrentes con el Gobierno. Según datos de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación, Cochabamba recibe regalías por concepto de hidrocarburos líquidos, gas natural y Gas Licuado de Petróleo (GLP). El cálculo se realiza en función de si la producción va destinada al mercado interno o al mercado externo. En el caso de Cochabamba, se calcula únicamente en función al precio del mercado interno. De acuerdo con lo previsto en el contenido del Decreto Supremo 29528, se establece el pago de regalías dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción sobre la base de los montos determinados en el último Informe de Liquidación de Regalías emitido por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Control El Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (Scada) de YPFB permite realizar el monitoreo en tiempo real, vía satelital, de los campos de producción de hidrocarburos.

La Gobernación de Cochabamba destinó 216.463 bolivianos para poder integrar al sistema la conexión de los 54 pozos hidrocarburíferos del departamento. El objetivo es controlar el volumen.

SANTA CRUZ, DEPARTAMENTO RICO EN GAS Y PETRÓLEO 21 SEPTIEMBRE, 2015

En septiembre, mes en que los tajibos inundan las aceras de las calles y avenidas de Santa Cruz con sus aromas y colores, es inevitable no pensar en el dinamismo de su economía y en las riquezas que guarda el subsuelo de su territorio. El departamento es considerado por los expertos como uno de los más ricos en gas y petróleo. De acuerdo con un estudio realizado por la certificadora internacional Ryder Scott en diciembre de 2009, Bolivia contaba con reservas de 19,9 trillones de pies cúbicos de gas (TCF, por sus siglas en inglés), de las cuales el 88,09% está en Tarija, el 8,19% en Santa Cruz, el 2,46% en Cochabamba y el 1,3% en Chuquisaca. Prueba de ello es el reciente hallazgo de petróleo en el pozo Boquerón Norte, ubicado cerca de Yapacaní, el primero que se descubre en el país en 23 años. Fuentes oficiales de YPFB estimaron que el nuevo pozo aportará al país 28 millones de barriles de petróleo, lo que elevará a 44 millones las reservas totales del país en hidrocarburos líquidos. Con este descubrimiento, el departamento recibirá $us 107 millones anuales por regalías y $us 190,49 millones por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). PROSPECTOS Pese a intentos fallidos por encontrar recursos hidrocarburíferos en Sararenda, la actividad continúa por parte de YPFB Andina, en esta serranía ubicada en Camiri. El 12 de julio del presente año se dio inicio al Proyecto de Adquisición Sísmica 2D en el que se invertirá $us 40 millones. YPFB, a través de su subsidiaria Andina, prevé encontrar 0,8 trillones de pies cúbicos de gas natural (TCF). Si la sísmica arroja datos positivos, la perforación se iniciaría a finales de 2017. Por otra parte, las autoridades gubernamentales estiman que la Fase I del campo Incahuasi ingrese en operación en abril de 2016 y que en 2019 produzca 6,5 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMmcd). Estudios La estatal petrolera anunció a principios de año la evaluación de potencial geológico en 5 áreas de Santa Cruz y Chuquisaca, donde se estima un potencial cercano a 2 TCF de gas y alrededor de 150 millones de barriles (MMBbl) de líquidos. n Las áreas que cuentan con potencialidades hidrocarburíferas son: Puerto Grether, Almendro, Santa Catalina (Santa Cruz), Sauce Mayu y El Rodeo (Chuquisaca).

Reynaldo Irahola Ex gerente de Explotación YPFB “Sararenda se presta para el shale” Sararenda es un campo viejo y sobreexplotado. En Camiri, donde se encuentra esta serranía, se han perforado más de 200 pozos, entonces no creo que sea posible encontrar hidrocarburos con la perforación convencional. Lo que le vendría bien a Sararenda es la realización de fracturación hidráulica para producir shale gas o shale oil. Camiri tiene muchos datos que pueden servir para este tipo de perforación, pero se necesitan expertos que hagan estudios y en función a eso se perfore. Lamentablemente en Bolivia el shale gas está a mucha profundidad; mientras en Estados Unidos los pozos están a 400 metros, aquí están a 3.000 metros, entonces la operación sería mucho más cara. Hay que ir preparándose para no llegar al 2019 sin gas.