Aplicación de tecnologías permite estimar que Bolivia posee más de 130 TCF de gas

La aplicación de tecnologías como Adquisición Sísmica, Reprocesamiento Sísmico, Caracterización Sísmica, Geoquímica y Geomicrobiología de Superficie, Magnetotelúrica y otros estudios, permiten estimar que el Estado Plurinacional de Bolivia cuenta actualmente con más de 130 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural, se informó.

“Con la aplicación de estas tecnologías y estudios podemos decir hoy en día con solvencia que tenemos más de 130 TCF como recursos prospectivos a nivel de yet to find en Bolivia (…) El siguiente paso que está dando YPFB es mejorar los estudios para reducir la incertidumbre e identificar prospectos”, aseguró el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Luis Alberto Poma, durante el panel “Nuevas tecnologías, eficiencia y estandarización de las operaciones en la exploración y explotación de hidrocarburos”, que se desarrolló en el Primer Foro Internacional del Gas, Petroquímica y Combustibles Verdes Bolivia 2018.

La aplicación de estas tecnologías permitió evaluar los potenciales en todas las cuencas a nivel nacional, “es el trabajo que se ha realizado diríamos por primera vez de manera integral. Hoy tenemos con la aplicación de estas tecnologías un estudio integral en todo lo que es la zona de interés petrolero”, complementó Poma.

“En el Subandino Sur y Pie de Monte estimamos tener 74 TCF, en Madre de Dios 12 TCF, en el Subandino Norte y Llanura Beniana estimamos tener al menos 15 TCF, en Boomerang y Pie de Monte Norte 16.2 TCF, en la Llanura Chaqueña 15 TCF y el Altiplano 4 TCF”, acotó.

Entre los métodos geofísicos empleados por YPFB se puede mencionar a la Adquisición sísmica que consiste en la generación y registro de ondas de reflexión que traviesan los estratos con diferentes respuestas sísmicas, las mismas que retornan a la superficie para ser registrado como datos sísmicos. “Esto nos permite determinar la configuración estructural del subsuelo y determinar las posibles trampas donde puedan alojarse los hidrocarburos”, explicó Poma.

Reprocesamiento Sísmico. Este método permite mejorar la imagen sísmica con el objetivo de definir con menor incertidumbre la geometría de la trampa. La Caracterización Sísmica permite inferir las propiedades físicas de la roca a partir de los datos sísmicos relacionados con información geológica mediante técnicas de estadísticas. “Empleamos este método para identificar los principales reservorios a partir de la discriminación de los tipos de roca y los fluidos”, subrayó Poma.

Método de la Geoquímica y Geomicrobiología de Superficie. Este método se emplea para identificar zonas potencialmente con acumulaciones importantes de hidrocarburos en el subsuelo. Identifca anomalías microbiales y gases absorbidos en sedimentos de suelos.

La Magnetotelúrica completa los trabajos sísmicos y detecta la variación especial de la resistividad de las capas de subsuelo mediante la medición de campos eléctrico y magnético en la superficie.

“En Bolivia con todos estos métodos hemos desarrollado muchos proyectos desde la Cuenca Madre de Dios, la Cuenca del Chaco, las Cuenca del Subandino haciendo sísmica, gravimetría magnetotelúrica y otros que han permitido determinar potenciales en todas nuestras cuencas”, dijo Poma

El presidente de YPFB, Óscar Barriga Arteaga, concluyó que los recursos prospectivos de 130 TCF por descubrir representa un desafío para YPFB.

Barriga indicó que el comportamiento del precio del petróleo motivó la implementación de nuevas tecnologías que permiten reducir costos, tiempo y estandarizar las operaciones para reducir el riesgo en un contexto donde las restricciones técnicas de seguridad y medio ambientales son cada vez mayor, precautelando siempre los impactos al medio ambiente.

“Bolivia ha ingresado en un escenario exploratorio que abre nuevos objetivos de interés a mayor profundidad en los bloques bajos para lo cual es fundamental asegurar que las operaciones se adapten a las condiciones de presión y temperatura que se pueden encontrar en estos niveles. Haber alcanzado profundidades mayores a 7.000 metros nos pone una vara más alta que lo normal y exige que la industria se prepare para encarar este tipo de proyectos”, resaltó Barriga.