En los próximos días, el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, le anunciará al país si la maquinaria de la operación petrolera sigue aceitada y sincronizada, al revelar en cuánto crecieron las reservas de crudo al cierre de la tarea hidrocarburífera el 31 de diciembre del 2018.
Pero desde ya los analistas del sector hacen sus cábalas y estiman que los remanentes de crudo llegarían a cerca de 1.900 millones de barriles de petróleo equivalentes (Mbpe).
Para los expertos, el promedio de la cotización en el precio de referencia Brent, en el 2018, que fue de US$72,01, así como la reactivación en la producción de campos (algunos de ellos maduros y varios con el trabajo del recobro mejorado), permitirían que el aumento de reservas de petróleo estuvieran por encima de los 100 Mbpe.
Aunque en cuestión de días se sabrá de cuántas nuevas reservas de crudo dispone el país y los años que durarían los remanentes de petróleo, expertos consultados por Portafolio expresaron su cautela con respecto al tema.
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Sin embargo, coincidieron en señalar que esta hoja de ruta ya fue trazada por Ecopetrol, que tiene a su cargo más del 75% de la operación hidrocarburífera en el territorio nacional.
ECOPETROL MARCA EL ÍNDICE
Las fuentes consultadas detallaron que las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol –al cierre del 2018– fueron de 1.727 Mbpe, es decir 68 millones de barriles más al stock registrado en el 2017 (1.659 Mbpe).
Dejan en claro que si el índice de reemplazo de reservas de la petrolera fue de 129% (2018) y la vida media de reservas equivale a 7,2 años, en el remanente total a este reemplazo estaría “como mínimo” por encima del 120%.
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Cabe anotar, además, que la petrolera colombiana logró subir las reservas en este año con el citado índice de reemplazo, lo cual significó que por cada barril que produjo, la empresa incorporó 1,29 a sus remanentes.
Incluso, uno de los analistas consultados repitió lo que este diario reseñó en enero pasado: “El índice de reemplazo de reservas es uno de los indicadores más importantes para valorar a las empresas petroleras. Y consideran que la meta es lograr un 100%, es decir, ser capaz de reemplazar toda la producción. Por esta razón, Ecopetrol se puso como meta lograr dicho reemplazo de 100%”.
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Así las cosas, el nivel de reservas de Ecopetrol se reflejaría en el volumen total de los remanentes de crudo del país luego de la operación al cierre del 2018. “Como previsión, el nivel de incorporación a las reservas probadas equivalentes de petróleo van desde 90% hasta más de 120%”, reiteró uno de los expertos.
ENCONTRAR MÁS RESERVAS, LA PRIORIDAD
Para los gremios que representan el sector petrolero en el país, Colombia cuenta con reservas de crudo para 5,7 años, y de gas para 11,7 años, lo que hace necesario una redinamización de la operación hidrocarburífera en el territorio nacional.
“Este reto compromete a la industria en grado sumo, con respecto a los planes de búsqueda de nuevos recursos por una razón sencilla: un campo petrolero onshore cuando empieza su trabajo de exploración y producción tarda entre tres y cuatro años en hacer los estudios suficientes para encontrar las reservas”, explicó el ingeniero Carlos Leal Niño, presidente de la junta directiva de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet).
Y agregó que en el país se necesitan de dos o tres años adicionales para hacer la perforación y tener el crudo en superficie, lo que en total suma hasta seis y ocho años.
“Si tenemos 5,7 años de reservas, quiere decir que estamos ad portas de tener un déficit. Sin lugar a dudas, la apuesta en exploración debe ser muy alta sin perjuicio de todos lo demás planes en otras áreas”, subrayó Leal.
Así como lo insiste Acipet, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) reitera que el Gobierno Nacional debe meter el acelerador a fondo para dinamizar aún más la operación para extender las reservas más allá de los nueve años.
“El país cuenta con reservas de petróleo para casi 6 años y de gas para cerca de 12, razón por la cual incentivar las inversiones en exploración en tierra firme, costa afuera (offshore), recobro mejorado, campos menores, entre otras fronteras geológicas), es de gran importancia para garantizar la autosuficiencia energética y la sostenibilidad fiscal de Colombia”, señaló Francisco José Lloreda, presidente de la ACP.
Sin embargo, ambos dirigentes gremiales coincidieron en señalar que la operación petrolera debe concentrarse en tres frentes: el offshore, los yacimientos no convencionales (YNC) y el recobro mejorado.
Sobre este último, Leal aseguró que “se han hecho bastantes esfuerzos tecnológicos para aumentar este factor, que actualmente es del 18%, con el desarrollo de proyectos de recuperación secundaria y terciaria de las empresas operadoras, logrando un incremento promedio al 22%, lo cual nos genera una cantidad de reservas recuperables importantes, pero no son suficientes”.
Con respecto a los YNC, el ingeniero de Acipet recalcó que todavía hay que afinar aspectos sobre la regulación institucional, porque desde el punto de vista técnico ya se puede desarrollar, pero se necesita licencia social para poder hacer esa tarea.
Finalmente, agregó que varios de los contratos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que antes eran TEAS, ahora son convenios de Exploración y Producción (E&P), que pueden garantizar los recursos para obtener la autosuficiencia petrolera, “pero necesitamos iniciar de manera inmediata todos los planes de acción en este marco”.
Alfonso López Suárez
Redacción Portafolio
