Para el caso de Sábalo, operado por Petrobras, está ubicado a 30 kilómetros de la ciudad de Villa Montes. Entre 1996 a agosto de 2019, en el área San Antonio se invirtieron $us1.075 millones en la perforación de 10 pozos, entre exploratorios y de desarrollo, una planta de procesamiento de gas, ductos, líneas de recolección y otras facilidades. “Con más de 18 años de producción sostenida, es el campo gasífero más importante de Tarija y el segundo a nivel nacional, que también se encuentra en etapa de declinación”.

En el análisis respecto al impacto económico que se tiene por la declinación de campos y la interrupción de actividades exploratorias, es importante recordar que ante el panorama señalado, además de la fuerte recesión económica de la gestión 2020, la responsabilidad como empresa productiva es mayor, la recuperación del sector hidrocarburos permitió aportar en el crecimiento de la economía boliviana que llegó a 6,1%, como producto a las políticas de atención a la pandemia y al amplio conjunto de políticas económicas destinadas a la reconstrucción de la economía, en el marco del Modelo Económico Social Comunitario Productivo.

Es por ello, que el gobierno en el Presupuesto General del Estado – 2022, prevé un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) del 5,1%, una inversión pública de $us 5.015 millones, con énfasis en el impulso al sector productivo y la sustitución de importaciones. En ese sentido, para el sector productivo en hidrocarburos la cantidad de recursos económicos presupuestado para la estatal petrolera en la presente gestión si bien en valores son mayores con relación a las gobernaciones, alcaldías, municipios y Universidades del país, sin desmerecer a las instituciones, se debe al desarrollo de proyectos tanto en las actividades de exploración como las demás actividades de la cadena que permitirán mejorar la situación económica, cabe recordar que las necesidades y requerimientos del sector se encontraron en situación crítica, estos recursos debieron incrementarse aún más.

Es preciso señalar que las inversiones que realiza la empresa estatal para las actividades de exploración, en el caso de ser exitosas, no solo generan los hidrocarburos que llegan a los distintos hogares del país y otros sectores económicos, permitiendo de esta manera el impulso económico, sino que también aumentan los ingresos que se perciben por la comercialización de los mismos, beneficiando a gobernaciones, municipios, universidades y población en general por medio de las Regalías e IDH.

Comunicado YPFB

La Paz, 19 may (AN/YPFB). – Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos a tiempo de evaluar el desarrollo de las actividades en el Departamento de Tarija, considera que la política de reposición de reservas se vio afectada por la interrupción en las actividades exploratorias en Tarija y el impedimento de trabajar en zonas autorizadas fuera del área núcleo de parques nacionales.

En el análisis correspondiente a la situación actual se expone que: “La política de reposición de reservas, considerando la declinación de los campos, se vio afectada por la interrupción en las actividades de exploración, además de las fuerzas mayores y a el impedimento de trabajar en zonas autorizadas fuera del área núcleo de los parques nacionales“, es una preocupación para la estatal Petrolera la declinación de los megacampos y el impacto que presenta tanto en la producción de hidrocarburos con en concepto de Regalías e IDH de Tarija.

Cabe señalar que se efectúo un detalle de los principales campos productores, resultado de ello, se extrae que:

RESERVAS

San Alberto fue el primer megacampo que empezó a abastecer al mercado de Brasil y el que garantizó el cumplimiento del contrato GSA que se suscribió entre YPFB y Petrobras. En 1999, la firma De Golyer certificó una reserva de 5,3 trillones de pies cúbicos (TCF), las reservas de gas natural fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa.

La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 concluyó en octubre de 1990 con una reserva inicial estimada en 28 millones de barriles (MMBls) y 1 TCF de gas. En 2000, se construyó la planta separadora de licuables con el primer módulo para el tratamiento de 6,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas. En 2001, con la segunda etapa se completaron los 13 MMmcd.

“El campo tiene más de 20 años de explotación continua, la consecuencia de ello es que se encuentra en etapa de declinación, además de que su producción proviene de reservorios naturalmente fracturados, el resultado que se tiene es un menor volumen de gas extraído para la exportación y menor gasolina para el mercado interno”,