Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) programó para el año 2024 la perforación del pozo exploratorio Vitiacua-X1, tras la conclusión del “Proyecto Adquisición Sísmica 2D y Procesamiento en el Área Vitiacua”, prospecto que incluyó actividades de topografía, perforación y registro.
La ejecución del proyecto permitió mitigar de manera efectiva el riesgo geológico asociado al prospecto Vitiacua. “Este avance sienta las bases para la próxima fase del proyecto, que consiste en la perforación del primer pozo exploratorio, actualmente en proceso de obtención de licenciamiento ambiental”, manifestó la gerente de Administración Técnica de Contratos y Evaluación E&E de YPFB, Mayra Campos.
El proyecto sísmico forma parte del Plan de Reactivación del Upstream (PRU), y permitió definir la estructura Viticua, ubicada al norte del campo Sábalo, con recursos cerca de 2 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas, con condensado asociado.
“Apuntamos a ampliar las oportunidades exploratorias en Bolivia con la ejecución de este y otros prospectos exploratorios de beneficio nacional que contribuirán a incrementar la producción de hidrocarburos”, destacó Campos.
La estatal petrolera encargó a la empresa Sinopec International Petroleum Service Ecuador S.A (Sucursal Bolivia) la ejecución del proyecto de adquisición sísmica 2D, realizado durante las gestiones 2022-2023 con una inversión superior a 99,7 millones de bolivianos.
El proyecto se inició el 10 de agosto de 2022 y finalizó el 22 de septiembre de 2023. Su alcance comprendió la adquisición y procesamiento de 166,26 km de Sísmica 2D en los municipios de Macharetí y Huacaya, pertenecientes a la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca.
Asimismo, el proyecto contó con el reprocesamiento de 286 km de líneas sísmicas 2D pre existentes cercanas al área de estudio con los estándares más altos de seguridad y el cuidado al medio ambiente, compromiso pleno de YPFB. El método sísmico permite obtener imágenes del subsuelo, las cuales pueden mostrar zonas con características apropiadas para la acumulación de gas o petróleo.
“Además de este impacto positivo en la gestión de riesgos, el proyecto contribuyó de manera significativa a la generación de empleo y a la adquisición de bienes y servicios en las comunidades cercanas, fortaleciendo así los lazos y la cooperación con las áreas de influencia del proyecto”, concluyó la autoridad de YPFB.
Como se recordará, la producción de gas cayó en la presente gestión a 37 millones de metros cúbicos día (MMmcd). En 2013 llegó a 60 MMmcd, pero la falta de exploración redujo las reservas, y a pesar del plan upstream implementado en 2021, y a la fecha los resultados no colmaron las expectativas.