El nuevo factor de distribución del campo Margarita-Huacaya sigue dando de qué hablar, por las posturas divididas que existen en torno al tema. El viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Raúl Mayta, en una entrevista con El País, explica algunos de los aspectos que han sido cuestionados en el departamento de Tarija.
En la ocasión, Mayta deja en claro que el actual estudio es inapelable y de cumplimiento obligatorio, sin embargo, tampoco cierra la posibilidad de que Tarija pueda llevar el tema ante la justicia.
El País (EP): ¿Puede hacer un breve resumen del desarrollo del campo Margarita?
Raúl Mayta (RM): Los primeros pozos que se han perforado, estamos hablando del Margarita 1, 2, 3 y 4, se lo hizo en el departamento de Tarija y se han puesto en producción entre los años 2004 al 2005. De ellos el único pozo que no ha resultado productor, es el pozo Margarita 2, que había sido perforado el año 1999, pero ha caído en agua y no es productor. El resto de los pozos han descubierto los reservorios H1a, H1b y el H2 que eran los tres reservorios que se conocían y entraron al primer estudio el 2012.
Justamente en el año 2012 Repsol perfora en Chuquisaca el pozo Huacaya X-1d, lo nombran Huacaya y no Margarita, ¿por qué?, porque este pozo resulta descubridor de hidrocarburos para un reservorio H1b y en ese momento se consideraba que se había descubierto un nuevo campo, es decir que la estructura que estaba en Margarita explotándose desde el 2004 era una estructura diferente.
Sin embargo, al momento de hacer una interferencia cuando se producía en este pozo Huacaya X-1d respecto a los pozos que estaban produciendo en Margarita, esta interferencia en las presiones de los pozos era un indicio de que existía una conectividad entre ambos pozos, entonces lo que originalmente se pensaba que era una estructura aislada, en realidad formaba parte de una estructura ya perforada en Tarija, de ahí nace el concepto de un reservorio compartido, se establece esta normativa y es cuando se realiza la primera actualización o estudio de factor de distribución de reservorios compartidos.
La empresa Gaffney Cline and Associates indica en 2012 que este reservorio H1b es compartido, pero también manifiesta que sobre los reservorios H1a y H2, la perforación de más pozos va poder determinar si es que su extensión y características a futuro podrían comportarse como compartidos o no.
Entonces, ya desde el 2012 se establece que la información en ese momento era insuficiente para determinar la extensión de estos reservorios y que se requería nueva información que permita determinar esta extensión y reconfirmar lo que se había encontrado en el reservorio H1b.
Desde el año 2012 hasta el 2022 se perforan nuevos pozos. Tenemos uno en la gestión 2015, se pone en producción el Margarita 8-6ST (side track) en Tarija; el 2016 también en Tarija se pone en producción el Margarita 5-6ST; el 2016 el Margarita 6 en Tarija.
En el año 2018 en Chuquisaca el Huacaya 2ST y finalmente en 2022 el Margarita 10 también en Chuquisaca.
Al final hacen un total de 11 pozos, tenemos 10 pozos productores quitando el Margarita 2. Y eso hace que la perforación de estos pozos descubra nuevos reservorios, el Icla B, Icla A, Santa Rosa y el Huamampampa H1c.
Teniendo en cuenta que se han perforado 6 nuevos pozos, que se ha adquirido nueva información de estas áreas, de este campo, y además que se han descubierto 4 nuevos reservorios, está plenamente justificado el hecho que se tenga que llevar adelante la actualización del factor de distribución.
EP: ¿Por qué no se actualizó el factor de distribución a medida que se desarrollaba el campo, y recién se lo hace ahora con la puesta en producción del Margarita-10?
RM: Esto estaba contemplado en los planes anuales de contratación de YPFB, los años 2016 y 2018, sin embargo, corresponderá a las autoridades de ese entonces, no olvidemos que teníamos un ministro de Hidrocarburos tarijeño (Alberto Sánchez), que no ha llevado adelante la actualización del factor de distribución. Entonces, a más de haber estado considerado en el POA de contrataciones, en realidad no fue ejecutado.
El evento de haber perforado un pozo y ponerlo en producción, lo que se conoce como desarrollo del campo, por tanto, este año 2022, esta nueva gestión, que es la de nuestro Gobierno, es la que está cumpliendo con la normativa a cabalidad y le corresponde esta actualización del factor de distribución.
EP: ¿Y por qué no se define la participación de producción por pozo y no así por campo compartido?
RM: La estimación de los volúmenes no se lo hace por pozo, sino podrían tener la idea que, al tener más pozos, tendrían que recibir más, pero esto es todo lo contrario, sería mucho más perjudicial, puesto que, si sus pozos son desde el año 2004, su productividad ya es bastante baja respecto a los pozos perforados recientemente.
Además, debemos aclarar que la normativa indica que la base de cálculo para las regalías es la producción fiscalizada en el punto de entrega, entonces esa producción fiscalizada es la que es compilado del volumen de toda la producción del campo.
EP: Los cívicos y la Gobernación de Tarija mencionan que el actual estudio del factor de distribución fue realizado con reservas probables y no probadas ¿es esto cierto?, ¿esto influye en los resultados de participación de cada departamento?
RM: Esto demuestra que tienen un total desconocimiento de lo que establece la normativa. Es tan sencillo, como entrar a internet, descargarse la Resolución Ministerial 222 y hacer lectura de lo que dice.
Esta Resolución, que es el Reglamento para determinar la existencia de nuevos reservorios compartidos entre dos o más departamentos, así como la determinación y aplicación del factor de distribución, en su artículo 3, define que el factor de distribución es el volumen de hidrocarburos que tiene cada departamento en uno o más reservorios compartidos, que se determina en base a los volúmenes originales in situ. No se determina en base a reservas.
Ahora, explicarles qué significa los volúmenes originales in situ, seguramente no lo va poder hacer un arquitecto, ni un agrónomo, posiblemente lo va poder hacer un ingeniero petrolero que haya tenido rose en el sector. La diferencia de los volúmenes originales se establece al inicio de la explotación del campo, cuando todavía no se ha entrado en producción, las reservas miden el comportamiento dinámico de un campo, puesto que miden los volúmenes remanentes durante la explotación.
Es por eso, cuando se hace una certificación de reservas, si no se han tenido nuevos descubrimientos, obviamente el volumen va ser cada vez menor, porque nos estamos consumiendo las reservas que existen.
EP: ¿Se puede apelar el estudio de factor de distribución?
RM: Respecto al tema de la apelabilidad que quieren atribuirle a este estudio, en reiteradas oportunidades he manifestado y vuelvo a ratificar, no se puede apelar. La Resolución Ministerial en su artículo 10, establece el cumplimiento y la aplicación de los resultados de los estudios y dice textual: Una vez aprobados por YPFB los informes de los estudios realizados, conforme a lo establecido en el artículo 9, estos serán de carácter definitivo y obligatorio para los departamentos involucrados y de cumplimiento y aplicación obligatoria por parte de YPFB para la emisión de la certificación de la producción de hidrocarburos.
En ninguna parte del Reglamento establece que se tiene que manifestar extemporáneamente alguna Gobernación o que tengamos que ir a bloqueos, a paros, para que cambie de opinión YPFB. Esto se ha hecho sobre una base técnica, jurídica y administrativa, y de esa forma se va continuar procediendo.
EP: ¿Tarija puede acudir a la justicia con este tema?
RM: Obviamente cada persona natural o jurídica tiene derecho a efectuar su representación ante las instancias que corresponde cuando entiende que ha habido un efecto contrario de lo que considera que debería pasar.
En este caso, tendrán que argumentar cuáles son las situaciones que les llevan a tomar esta determinación. Todo mundo tiene derecho a hacer su representación y será la justicia la que dirima.
FUENTE : EL PAIS
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