Hacia finales de este se espera que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) haga público el informe consolidado que revelará cuanto de petroleo y gas natural tenia colombia al cierre del 2022 y para cuanto tiempo alcance.
Estos datos serán claves para que el Gobierno defina so abre la posibilidad de firma nuevos contratos de exploración y producción o para que la cierre definitivamente, como lo ha manifestado en diferentes oportunidades la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, pero las mismas veces el Ministerio de Hacienda la ha contradicho.
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Aunque aún faltan más de 20 días para conocer las cifras oficiales, las seis compañías más grandes que operan en Colombia: Ecopetrol, Parex Resources, Gran Tierra EnergíaFrontera Energy, Canacol Energy y Geopark, han venido revelando sus informes individuales de reservas que permiten dar una mirada inicial de cómo está el panorama.
Este grupo de empresas agrupadas mas del 80 por ciento de la produccion de petroleo que se reportó para el mes de marzo en el país: 771,732 barriles por día, de acuerdo con la ANH.
La cantidad de reservas de hidrocarburos que posee una empresa es lo que realmente define que tan valioso puede serHay tres clasificaciones que especifican la probabilidad de convertirse en producción.
Primero están las reservas probadas (1P), las cuales tienen un 90 por ciento de probabilidad de extraerse del subsueloLuego aparecen las probabilidades (2P) con un 50 por ciento de posibilidades y, por último, las posibles (3P), que solo tienen un 10 por ciento de probabilidad de convertir en barriles producidos.
Es previsible que el informe de reservas del año pasado arroje un incremento en las reservas probadas
De acuerdo con el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Francisco José Lloreda, es previsible que informe de reservas del año pasado arroje un incremento en las reservas probadas, no solo por las actividades de perforación exploratoria que realizó las compañia, sino por los altos preciosos del petroleo que registrará en 2022, cuyo promedio fue de 100 dólares por barril de Brent.
A mayor precio permite que se pueda desarrollar un petróleo y gas natural más costoso de extraer y lleva a que se haga una reclasificación de los recursos. Es decir, un volumen de reservas que se considera probable se reclasifica como probadas y otras, consideradas como posibles, pasan a ser probable.
En 2022, la mitad de estas compañías incrementó sus barriles de reservas probadas, pero todas registraron reducciones importantes en los años para los cuales alcanzaríanhay que el año pasado reportó un incremento en el consumo de hidrocarburos.
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Jaime Moreno. Archivos EL TIEMPO
La clave de Ecopetrol
Ecopetrol es la petrolera más grande de Colombia y en el 2021 llegó a tener más del 50 por ciento de las reservas de todo el país. El año pasado sólo incrementó los probados 0.4 por ciento, sumando 2.011 millones de barriles de petróleo equivalente (mbpe).
Sin embargo, la mala noticia para el país llegó por el lado de la vida útil de estas reservas, que revela los años para los que alcanzarían los recursos descubiertos si no se hizo ninguna actividad para seguir buscando petróleo y gas natural.
Pasó de 8.7 años en 2021 a 8.4 años al cierre del 2022por un incremento en el consumo de combustibles y gas natural en el país, además de una mayor demanda de petróleo en el extranjero.
Pero si solo se revisan los datos del gas natural, el índice de reposición de reservas fue del 0 por ciento. Eso significa que no se lograron reponer los recursos que se gastaronpor lo que la vida útil cayó de 10,3 a 8,8 años.
Para incrementar esto, los principales esfuerzos de Ecopetrol en medios y amplio plazo se enfocaron en el potencial que existe en el Caribe colombiano, en el Piedemonte Llanero y en el norte de Colombia.
Pozo de exploración Chimela.
Más barriles de petróleo, menos años
Un informe similar sobre los recursos canadienses de Parex, que opera sola en Colombia. Aunque aumentaran sus barriles, ahora alcanzaran para menos años. Por ejemplo, las 1P (130,6 mbpe) duraron de 6,9 a 6,6 años, mientras que las 2P (200,7 mbpe) tienen una vida de 10,1 años.
Más del 50 por ciento de sus reservas están en el bloque Llanos-34, uno de los más importantes del país. Está ubicado en el municipio de Villanueva (Casanare) y se opera en asociación con Geoparque. El resto de los recursos están distribuidos en otros activos que tiene la compañía en los Llanos Orientales (Cabrestero, Arauca y Capachos) y el Magdalena (Boranda y Fortuna).
La tercera empresa que reportó el mayor número de reservas es otra canadienne: Frontera Energía; sin embargo, sus menores a las que tenía al 31 de diciembre de 2021 tanto en barriles como en años.
Las pruebas bajaron 10 por ciento a 98.5 mbpe (7.4 años), pero los probables registraron una disminución de 6,1 por ciento y sumaron 156,8 mbpe (11,6 años). La mayoría de estos barriles están en los bloques Quifa y CPE-6.
“Aumentar las reservas netas 2P de CPE-6 a 41 mbpe, al mismo tiempo que incrementamos la producción anual a aproximadamente 5.000 barriles de petróleo equivalente por día (bped), lo que demuestra nuestro éxito en el aumento de reservas en campos menos desarrollados. Además, Quifa tiene la mayor cantidad de reservas por bloque en la compañía”, señaló Orlando Cabrales, director general de Frontera Energy.
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Ante la mayor declinación de la producción, la implementación del polímero es una alternativa para mejorar la extracción.
Otra empresa que tuvo reportes agridulces fue Energía Gran Tierra. Sus reservas probadas (83,6 mbpe), probables (130,1 mbpe) y posibles (182,6 mbpe) aumentaron el año pasado, pero disminuyeron su vida a 7, 11 y 15 años, respectivamente.
«El éxito que la compañía reparará en 2022 refleja nuestra conversión continua de reservas de la categoría probable a prueba. Con 115 pernoctaciones futuras no desarrolladas, Gran Tierra está bien posicionada para continuar aumentando la producción en 2023 y más allá”, dijo Gary Guidry, director general de la petrolera.
La compañía modificó adiciones importantes reservas gracias a los resultados exitosos de sus perforaciones de desarrollo y de inyección de agua, además de varios descubrimientos. Los principales bloqueadores de Gran Tierra: Acordionero, Costayaco, Moqueta y Suroriente, representan el 81 por ciento de las reservas 1P y el 68 por ciento de las 2P.
Al cierre de 2022, las reservas de petróleo 1P de Geopark en Colombia bajaron 15 por ciento y sumaron 69,9 millones de barriles de petróleo equivalente (mbpe), con una vida útil de 5,7 años.
Entre tanto, las 2P cayeron 19 por ciento hasta los 109.9 mbpe (8.9 años) y las 3P llegaron a 163.6 por ciento, un 22.5 por ciento menos si se compara con las que tenían al 2021. Estos resultados se debieron, principalmente, a revisiones técnicas negativas además Existen factores económicos que dificultan la extracción de las barricas.
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Los prtecios del petróleo impactan el comercio exterior colombiano.
Más del 80 por ciento de las reservas de Geoparque está ubicada en Llanos-34, manzana que se ubica en el municipio de Villanueva, Casanare, y es la principal productora. Mientras que un 10 por ciento se encuentran en CPO-5, en el Meta.
Finalmente, Canacol Energy, uno de los mayores productores de gas natural en colombiacerró el año pasado con una disminución del 7.9 por ciento en sus reservas probadas, totalizando 59.5 mbpe y 5.2 años de vida útil.
Por el contrario, los probables aumentaron un 7,5 por ciento. Suman 114,5 mbpe y alcanzan durante 10 años. Durante la última década, la compañía ha agregado más de 880 billones de pies cúbicos equivalentes estándar (bcfe) de reservas de gas natural 2P de éxito en 35 de los 41 sitios de exploración perforados.
Por la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), es importante no detener la exploración y producción de hidrocarburosPorque es posible que el país pierda ingresos importantes, lo que podría tener un impacto negativo en la economía.
Por ello, considera necesario continuar con la promoción de la inversión extranjera en la industria petrolera, la implementación de reformas para incrementar la competitividad del sector, el aumento de la producción en los campos maduros existentes y la exploración de nuevas áreas para reducir la incertidumbrede la mano de un proceso de transición energética progresiva.
LINA QUIROGA RUBIO
deiqui@eltiempo.com