Según el autor, la declinación de este megacampo plantea una disyuntiva sobre cuál es el pronóstico más acertado. Se asegura que esta incertidumbre dependerá del régimen de producción  con el cual se maneje este campo.

El campo San Alberto +Itau+Macueta se encuentra en la etapa terminal de su producción debido a su declinación natural (caída de presión) (lo cual se observa en la gráfica adjunta construida en base a la producción mensual del campo), cuyo control pasa por la Gobernación de Tarija.
Observando la gráfica de comportamiento de producción tenemos una acelerada caída de este caudal debido al agotamiento del campo y al incremento de agua lo cual llega a disminuir el caudal de gas.
El pronóstico de producción de gas muestra los caudales determinados para los seis años siguientes los cuales posiblemente disminuyan por la alta intrusión de agua del acuífero ya que se tiene un incremento/referente muy fuerte en sus caudales diarios reportados por parte de la estatal (actual por encima de los 2.000 bbl/día).
Por lo tanto la tasa de producción del campo define hasta cuando este campo producirá, no como se menciona y manipula a la opinión pública por parte de las autoridades competentes indicando que la misma irá paralela a la conclusión de la firma del contrato con Petrobras hasta el año 2037.
Así, uno de los hechos más preocupante es el resultado de la perforación del pozo SAL-18 el cual nos da un alto corte de agua según las pruebas del 3 dic 2015 Pcab= 586 psi, Psep= 72 psi, Qg= 4 MMpcd agua 90%, lo cual significa que el avance del acuífero es fuerte debido a la alta producción de agua, observándose una baja producción de gas lo que significa un alto agotamiento de las reservas y baja presión del yacimiento, por lo cual se está entrando con un sistema de compresión para tratar de mantener la producción alrededor de los promedios actuales.
Con los datos de producción mensual obtenida se graficó la producción diaria vs la producción acumulada para determinar las reservas recuperables.
De esta manera se observa una producción acumulada a ser recuperada de 1.9 TCF en la forma más optimista, cuyo factor de recuperación es FR = Vol reserv./prod. Recup= 6.2/1.9=0.30; lo que es preocupante para este reservorio de gas (formación huamampampa) del que solo se ha recuperado aproximadamente un 30% del vol-In-situ. ▲

Reporte Energía