El país registró una producción promedio de 886.000 barriles por día
KEVIN STEVEN BOHÓRQUEZ GUEVARA
Más de 30 contratos firmados, 41 pozos exploratorios perforados y un crecimiento de 136% en sísmica fue el balance que dejó la industria de hidrocarburos en 2019. El Gobierno Nacional le apuntó a la reactivación tras un lustro de no firmar nuevos compromisos, por lo que dicho escenario planteó buenas oportunidades de negocio para las firmas del sector.
Tras cerrar con una producción promedio de 886.000 barriles por día, la industria creció ante los desafíos de la transición energética y los retos de aumentar la autosuficiencia. Así, bajo este panorama, Ecopetrol logró sortear los obstáculos y alcanzó unas utilidades netas por $13,3 billones, las más altas en los últimos seis años.
Estos resultados fueron impulsados por la ejecución de su plan de eficiencias, así como el desarrollo y la consolidación de los nuevos negocios en Brasil y Estados Unidos. La misma dinámica, incluso, la registró Terpel, que, tras consolidar sus más de 2.007 estaciones de servicio, trabajó en línea con el Gobierno para ratificar sus compromisos con la movilidad sostenible.
En concreto, la gran mayoría de petroleras y firmas de esta industria lograron pactar compromisos que ascendieron a los US$2.700 millones. Las filiales de Ecopetrol (Reficar y Cenit), por ejemplo, avanzaron en la consolidación de sus líneas de negocio y ayudaron a impulsar los resultados del grupo.
En este top 5, la sorpresa fue Primax Colombia, que, con menos de dos años en el mercado local, concretó su renovación tras la compra de las estaciones de servicio de las marcas Esso y Mobil.
Portafolio
Un materia de autosuficiencia petrolera, el país puede estar relativamente tranquilo, ya que en el lecho de las aguas del mar Caribe se estima que existen grandes volúmenes en reservas de hidrocarburos.
Y si se proyecta que las cuencas Sinú Offshore y Guajira Offshore tienen una prometedora prospectividad en cuanto a gas, la verdadera ‘mina de oro’ está unas millas náuticas al norte, en la cuenca Colombia, cuyas reservas de hidrocarburos podrían triplicar en número a las dos anteriores.
Y es precisamente este volumen natural disponible en la citada cuenca el que está llamando la atención de las empresas petroleras de talla mundial y con amplia experiencia en la exploración y producción de petróleo y gas natural, quienes ya han indagado en la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) si hay bloques disponibles para su desarrollo.
(Las tareas de Ecopetrol para tomarse las aguas del Caribe).
“La cuenca Colombia posee un potencial geológico interesante de hidrocarburos en este yacimiento convencional por extraer, y desde hace varios meses petroleras con amplia trayectoria en el desarrollo de áreas marinas en aguas ultraprofundas han mostrado su interés por hacerlo”, señaló Armando Zamora, presidente de la ANH.
El funcionario precisó que estudios adelantados por la entidad que dirige indican que la cuenca Colombia (cuya área es de 256.995 kilómetros cuadrados) posee unos remanentes considerables en petróleo y gas por encontrar, lo que permitiría abrir nuevos frentes de operación en estas aguas del mar Caribe.
VOLUMEN DE RESERVAS
Precisamente, un estudio que evalúa el volumen total de hidrocarburos en el subsuelo y su potencial por descubrir, realizado por el Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, indican que en la cuenca Colombia y en un escenario moderado (P50), las reservas de petróleo superarían los 3.000 millones de barriles, mientras que los remanentes de gas ascenderían a los 4,55 trillones de pies cúbicos.
Este volumen estimado de reservas en la referenciada cuenca llama la atención si se tiene en cuenta que en el mismo escenario (P50) en conjunto las cuenca Sinú Offshore y Guajira Offshore ofrecerían 754 millones de barriles de crudo y 1,57 trillones de pies cúbicos de gas.
Incluso, la cuenca Colombia sigue llamando la atención, ya que en un escenario ‘remoto’ (P10) como lo señala el estudio de la Universidad Nacional, las reservas de crudo que se calcula estarían en más de 17.000 millones de barriles y las de gas natural en 38,31 trillones de pies cúbicos.
Y este nivel de reservas solo es superada por las que se cree que se encuentran en la cuenca (offshore) Pacífico Profundo, ya que en el escenario moderado (P50) los remanentes de crudo superarían los 3.152 millones de barriles y los de gas natural llegarían a los 4,64 trillones de pies cúbicos.
Para el presidente de la ANH, el potencial de reservas en crudo y gas natural que se encuentra en la cuenca Colombia llama mucho la atención, pero deja en claro que con el actual nivel de los precios del barril en los mercados internacionales aún hace inviable la tarea, porque no daría la ecuación en los costos de operación.
Y subrayó que a mediano plazo la operación offshore en aguas del mar Caribe se desaceleró, no solo por la caída en la cotización internacional, sino que además la pandemia de la covid-19 afectó a toda la operación petrolera mundial.
AMPLIAR EL RANGO DE EXPLORACIÓN
Para el sector petrolero del país, los registros de prospectividad de la cuenca Colombia son con base en estudios geológicos (geofísicos y geoquímicos), los cuales se contrastan con análisis estadísticos.
Y aseguran que la única manera que tiene la nación para comprobar que estos volúmenes son recuperables y comercialmente viables, es ampliando el rango de exploración para hallar nuevos descubrimientos.
Incluso, aseveran que no sería viable la extracción de volúmenes adicionales de hidrocarburos del subsuelo ampliando esta tarea, también hay que darle mayor celeridad a los procesos para llevar la sísmica a nuevas y distintas áreas, tanto en el onshore y el offshore.
“Es muy importante continuar reforzando la actividad exploratoria, a través de la generación de incentivos del Gobierno y las compañías privadas. En los últimos años el país ha estado centrado en optimizar su producción, dejando rezagada la exploración de nuevos recursos”, señaló el ingeniero Germán Espinosa, presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol).
El dirigente gremial recalcó que “hay que profundizar en la exploración normativa Near Field Exploration, en horizontes más profundos, en cuencas emergentes y de frontera, y más en el offshore, incrementando así la adquisición sísmica y la perforación de pozos exploratorios, resultando en la incorporación de nuevas reservas”.
Espinosa, asimismo, afirmó que el Gobierno ha tomado medidas importantes y acertadas para reactivar la industria petrolera en el país, y cuyos resultados se esperan ver a mediano plazo. Sin embargo, no hay medidas para ampliar los horizontes de exploración.
En la última actualización del mapa de tierras de la ANH fueron varias las áreas habilitadas para la exploración, y varios bloques de la cuenca Colombia fueron puestos en vitrina.
“Sin duda es una cuenca atractiva, con el tiempo se puede llegar a producir hidrocarburos”, subrayó Zamora.
