Opinión

17 de mayo de 2019 15:32

Dos explicaciones


En lo que va de este año, YPFB está siendo sujeto de dos incidentes financieramente muy caros, con impacto negativo en su prestigio y en las expectativas petroleras del país.

Por incumplir el año pasado con los volúmenes de entrega del contrato con Petrobras (PB), ésta le está cobrando a YPFB una especie de multa por  $us 130 millones, de acuerdo a contrato suscrito por ambas partes. Ese no es el total. El impacto en el flujo de fondos de la empresa estatal llega a  $us 260 millones, 130 por la multa y 130 por el gas que al no ser entregado no ha sido vendido. 

YPFB, muy suelto de cuerpo y a modo de explicación, indicó que $us 130 millones serían pagados por las empresas contratistas, lo que es poco probable que sea cierto. Eso no es correcto. Eso era posible con los contratos anteriores a mayo de 2006. A partir de esa fecha, YPFB ha dejado de ser Agregador de la exportación de las empresas y siendo responsable del contrato de compra y venta con Brasil (GSA), cualquier falla que se le cobre, podía repetirla a las contratistas que estaban ligadas por contratos denominados back to back. Ahora esa obligación de las contratistas en los nuevos contratos ya no existe y ha sido sustituida por compromisos de volumen de producción, campo por campo. En este caso, YPFB indica que ha pasado la factura a los responsables del campo Zábalo. No se conoce la reacción de los mismos pero se duda que acepten esa repetición, que no está establecida en los actuales contratos.

Lo grave es que YPFB ha fallado un gran contrato de venta de gas con el comprador  más grande de Latinoamérica, porque a diferencia de los hidrocarburos líquidos, el gas para nuestros compradores y en nuestro país no tiene dónde ser almacenado después de haber sido producido. Por tanto, fallas en la provisión afectan la seguridad energética del país comprador.

El segundo incidente es el pozo Boyuy X-2, pozo esperado por el Gobierno por más de dos años con la extraña convicción de que descubriría cuatro TCFs de gas y con ello amortiguar la eterna crítica que se le hace por no haber logrado resultados positivos de exploración de hidrocarburos en esta gestión de gobierno.

El pozo ha sido impecablemente perforado hasta la profundidad de 7.960 metros en casi dos años y es la exploración más profunda hecha en la cuenca del Devónico al sur del Ecuador. Si la perforación fue impecable, la terminación deja mucho que desear. Las pruebas de producción se hicieron en agujero abierto, por un tramo demasiado largo (más de 700 metros). Los resultados fueron muy confusos, gas y agua. Al realizar estas pruebas con DST (Drill Stem Test) el empacador (packer) de agujero abierto no ha podido ser recuperado y ha quedado aprisionado. Repsol y sus socios (Shell, PAE) en este emprendimiento optaron  por abandonar el pozo en vez de hacer uno o más pozos paralelos (side track) para mejorar la posición estructural en los dos yacimientos que YPFB indica han sido descubiertos. 

Evidentemente, el pozo Boyuy X2 ha resultado ser un excelente pozo estratigráfico, pero el objetivo no era ese. El objetivo era poder contar con un nuevo pozo productivo de reservas nuevas. YPFB indica que se ha abierto una nueva frontera exploratoria, debajo de la falla de Mandiyuti, en la que se han descubierto dos nuevos yacimientos y que se deben hacer más pozos hacia esa nueva región. Esta realidad geológica más el hecho de que los costos del pozo serán devueltos a Repsol por el Estado, facultaban a YPFB a exigir la perforación de uno o más pozos paralelos hacia los yacimientos encontrados. La explicación que ha dado YPFB sobre este pozo en su Boletín Nº 2019 es insuficiente porque es tan sólo una justificación para el abandono del pozo Boyuy X2.

Además del alto costo por incumplimiento del contrato de venta de gas con Brasil ($ 260 millones) y sin resultados definitivos del pozo Boyuy X2, que alcanza otros $ 130 millones, el daño a la imagen de YPFB y de las perspectivas petroleras en el país son incuantificables. YPFB ha dejado de ser un ejemplo de cumplimiento en los contratos exportación de gas y  para descubrir nuevas reservas también de gas se tiene que perforar hasta cerca de los 8.000 metros, todo pinta una figura de un país muy difícil y poco atractivo para la inversión extranjera.

Carlos Miranda Pacheco es ingeniero

Opinión

Noticias