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Carta petrolera

Nº 122 abril - junio 2010


 


En 2009, por cada barril de petróleo o gas producido, Ecopetrol y sus filiales incorporaron más de tres barriles a sus reservas.

Un año antes se supera meta de producción gracias a campos maduros y crudos pesados

Meta volante... ¡Superada!

La producción de Ecopetrol arrancó 2010 como una locomotora. Todo indica que a diciembre rozará los 650 mil barriles equivalentes por día. Esto, sumado a las excelentes noticias que, en cuanto a reservas, fueron reveladas a comienzos de año, ha llevado a fijar nuevas metas volantes en la carrera por el millón de barriles.

Por Alexandra Santamaría y Juan Guillermo Londoño

E n el primer trimestre del año Ecopetrol (sin incluir filiales) produjo 553 mil barriles de petróleo equivalente día (Kbped), lo que significó un incremento del 21% en comparación con el primer trimestre del 2009. La producción del Grupo Empresarial también continuó creciendo y alcanzó un volumen de 586,4 Kbped; un alza de 27% en comparación con el mismo trimestre de 2009, de acuerdo con la revelación de resultados de la empresa del pasado lunes 26 de abril.

El refrán popular que reza “la más larga caminata comienza con un paso” se queda corto a la hora de aplicarlo a los logros alcanzados por Ecopetrol en materia de producción de petróleo y gas al finalizar el primer trimestre de 2010.

En enero, la empresa había superado ya la meta fijada en principio para 2011, al alcanzar una tasa de extracción de crudo y gas de 550.527 barriles equivalentes por día (bped). Así, el crecimiento del 12% previsto para este año se da hace rato por descontado. De ese total de barriles producidos en enero, 450.062 correspondieron a crudo y 100.465 barriles a gas equivalente.

La buena nueva, que cae como anillo al dedo para acercarse aún más al objetivo de producir un millón de barriles equivalentes en 2015, es fruto del arduo trabajo adelantado en dos frentes que podrían considerarse las nuevas estrellas del escenario petrolero nacional: campos maduros y crudos pesados.

Como precisa Héctor Manosalva, vicepresidente de Producción: “Estos incrementos en la producción han estado asociados a la optimización, al redesarrollo de los campos maduros, e igualmente a la incorporación de procesos de recuperación secundaria, a través de proyectos de inyección de agua, fundamentalmente en los campos maduros”.

Pero este incremento en la producción también ha estado acompañado de un aumento en las reservas probadas de hidrocarburos, que son la materia prima para que el negocio siga creciendo hacia el futuro. En 2009, por cada barril de petróleo o gas producido, Ecopetrol y sus filiales incorporaron más de tres barriles probados nuevos, lo que se traduce en un índice de reposición del 359% (ver recuadro).

Y como un reto superado implica el establecimiento de uno aún mayor, la nueva meta volante que se ha impuesto la empresa es que en diciembre de 2010 Ecopetrol tendrá que estar produciendo alrededor de 650 mil bped: unos 530 mil barriles de petróleo y 121 mil barriles de gas.

Para lograr esos 100 mil barriles adicionales la empresa debe perforar más de 600 pozos de desarrollo y utilizar US$3.558 millones de sus recursos aforados. Es decir, el 46% del presupuesto de inversiones de la empresa previsto para 2010, que asciende a US$6.925 millones.

Caso Casabe

Uno de los campos maduros que está dando mucho de qué hablar es Casabe. Descubierto en 1941 y localizado en el departamento de Antioquia, en límites con Santander, este campo que producía 5.250 barriles de petróleo por día (bpd) en 2003, alcanzó en 2010 los 17.048 bpd; pero eso no es todo: el propósito es que llegue a 25 mil bpd al finalizar este año y a los 30 mil bpd en 2011.

Casabe es un caso bien particular. En ese campo, Ecopetrol desarrolló en la década de los 80 un proyecto de recuperación secundaria que no dio los resultados esperados, lo que llevó a la empresa a estudiar la posibilidad de diseñar un plan de abandono, algo así como un ‘apague y vámonos’.

Sin embargo, la aplicación desde el 7 de mayo de 2004 de nuevas tecnologías y procesos de aproximación a este tipo de campos, gracias a la alianza Ecopetrol-Schlumberger, significó una segunda oportunidad para Casabe. Otros campos maduros también han contribuido con su granito de arena a los mejores resultados. Yariguí- Cantagallo, con más de 40 años de vida, por ejemplo, está produciendo 12 mil bpd, mientras que hace seis años apenas alcanzaba los 4.800 bpd. En su época dorada, a mediados de los 60, este ‘madurito’ llegó a producir 20 mil bpd.


El equipo de producción de la
regional central de Ecopétrol está
trabajando para que el Campo Castilla
produzca 150 mil bpd en 2011.


Reservas al alza


Para una compañía como Ecopetrol, que tiene operaciones en exploración y producción, las reservas son la materia prima o la fuente sobre la cual se desarrolla su actividad de negocio. La razón es que en la medida que haya un holgado inventario del insumo, hay la posibilidad de obtener unos volúmenes importantes de producción. Dicho de otra forma, si no se incorporan reservas, sencillamente la producción entra en una curva de descenso hasta la extinción de la empresa.

En el caso de Ecopetrol y sus filiales (es decir, del Grupo Empresarial), al cierre de 2009 las reservas contabilizadas con el estándar técnico, y teniendo en cuenta los precios de la Securities and Exchange Commission (SEC), fueron de 1.878 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe), lo que representó un incremento de 35,5% frente a los 1.385 Mbpe de 2008.
Lo más interesante de todo este proceso fue que el 98% de las reservas de Ecopetrol fueron auditadas, un puntaje excepcional en la industria.

El otro aspecto para destacar es que un incremento de más del 30% de las reservas no se registraba en Colombia desde la década de los 90, cuando se incorporaron los hallazgos del Piedemonte Llanero. Las compañías especializadas que se encargaron de hacer esta auditoría fueron Gaffney, Cline & Associates, Ryder Scott Company y Degolver and McNaughton.

Para que los volúmenes de hidrocarburos puedan ser considerados como reservas deben tener una viabilidad económica en el tiempo y la cuantificación de estos volúmenes involucra cuánto es el costo de la inversión para poderlas extraer, cuánto es el costo para poderlas operar y cuántos son los costos asociados para hacerlas económicas.

Una variación en el precio del petróleo hace que las reservas, las cuales se auditan cada año, puedan cambiar sin que hayan variado los volúmenes de hidrocarburos de los yacimientos. Es decir que si el precio está muy alto, las reservas van a crecer porque los límites económicos se extienden en el tiempo; si por el contrario, el precio es muy bajo, no habrá oportunidad
de sacar esos volúmenes, no son comercialmente viables, e inmediatamente disminuyen.


‘vamos por el camino correcto’

Alcanzar anticipadamente la meta de producción de 550 mil bpde prevista para 2011, es una clara señal de que se reduce el riesgo y la incertidumbre para lograr el objetivo del millón de barriles en 2015.

Así lo considera Nelson Navarrete, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Ecopetrol, para quien ahora se deberán profundizar los esfuerzos en materia exploratoria. La empresa se alista a participar en la nueva ronda de áreas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, así como en el Golfo de México, Perú y Brasil.

¿Cómo ha sido la estrategia de incorporación de reservas?
Nosotros hemos sido conscientes que en los primeros años teníamos que hacer una tarea muy fuerte para incorporar reservas de los campos descubiertos incrementando el factor de recobro, mientras fortalecíamos el portafolio de exploración del que esperamos incorporar importantes volúmenes de reservas en los próximos años.

También hemos retenido el capital humano que es muy valioso para desarrollar los yacimientos, y hemos logrado atraer a varios profesionales que se habían ido de la empresa hace unos años y que conocen los campos de Ecopetrol.

Ello, sumado al hecho de incorporar socios en algunos campos directos como en La Cira y Casabe, nos ha permitido obtener resultados más contundentes; y lo más importante es que hemos transferido conocimiento y experiencia para aplicarlo en otros campos que operamos.

Todo este esfuerzo nos ha mostrado que tenemos un potencial más grande de lo que esperábamos para aumentar la producción y las reservas de los campos actuales que lo que habíamos visto hace algunos años.

¿El aumento en reservas también obedeció a la adquisición de otras empresas como Savia y Hocol?
Cuando uno mira el incremento de reservas del año 2009 con la metodología de precios portafolio de Ecopetrol, 100 millones de barriles vienen de adquisiciones, es decir, un 20%. El otro 80% viene principalmente de los campos operados por nosotros en Colombia como de otros campos que tenemos en sociedad con las compañías asociadas.

En la práctica,¿qué ha significado la mayor autonomía de la empresa para el área de exploración y producción?
Hay varios aspectos que se deben resaltar: el primero es que la autonomía financiera nos ha permitido contar con los recursos para acometer los proyectos definidos en esta área. Vale la pena resaltar que en exploración y producción el presupuesto de inversiones se ha aumentado de US$936 millones en el año 2006 a US$4.500 millones en el 2010. El segundo es que gracias al cambio en la política salarial tenemos el recurso humano competente en unas áreas tan técnicas como la de exploración, yacimientos y producción. Lo otro es que creemos que hemos sido más abiertos y ágiles en temas de contratación, lo que ha permitido contratar bienes y servicios petroleros más óptimamente.

¿Por qué no se ha hecho un gran hallazgo?
Tenemos los esfuerzos enfocados en ver cómo seguimos fortaleciendo el proceso de exploración. Justamente cuántas más oportunidades tengamos de dónde escoger, la probabilidad es mayor para encontrar algo. Estos años concentramos la perforación exploratoria en áreas cercanas a campos de producción, conscientes de que los tamaños de las estructuras son pequeñas, pero también maduramos oportunidades en costa afuera en el Caribe, en los Llanos Orientales ―área de crudos pesados― y el Piedemonte Llanero, y ahí hemos fortalecido el portafolio exploratorio con opciones de mayor materialidad que nos permitirán tener oportunidades de perforación en los siguientes años. Reconocemos sin embargo que nos falta ser más contundentes en el resultado exploratorio.

¿Qué viene para Ecopetrol este año?
Nos estamos preparando para la ronda 2010 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que ofrece más de 200 bloques y nos vamos a concentrar en buscar oportunidades en las áreas donde tenemos nuestro foco de exploración.

También estamos madurando prospectos en el Caribe colombiano donde pensamos perforar costa afuera en el primer trimestre del 2011. Además continuamos buscando oportunidades exploratorias en Brasil, Perú y Estados Unidos para fortalecer las filiales.

¿El cumplimiento de la meta de los 550 mil barriles un año antes muestra que Ecopetrol va a cumplir la meta del millón de barriles en 2015?
Estos resultados nos disminuyen el riesgo y la incertidumbre que existen en procesos como éste. Estos datos reales nos dan más confianza. Vamos a cumplir la meta del millón de barriles.

Los pesos pesados

La otra estrella del show son los crudos pesados, con campos como Castilla o Chichimene ―de la operación directa― y Rubiales ―de la operación asociada― que hoy por hoy representan las piedras angulares sobre las cuales Ecopetrol está edificando su estrategia para incrementar la producción hasta conseguir el millón de barriles en 2015. Esos dos campos han sido clave en el logro anticipado de las metas volantes hasta ahora fijadas.

“Hemos venido desarrollando una campaña de perforación bastante agresiva en los campos de crudos pesados, particularmente en Castilla y Chichimene. De manera conjunta con la compañía Pacific Rubiales hemos hecho lo propio en el campo Rubiales. Todo esto ha permitido un crecimiento del 34% en la producción de crudos pesados, al pasar de 109 mil barriles por día en 2008 a una producción promedio de 146 mil barriles para el 2009”, explica Héctor Manosalva.

En este aspecto ha jugado un papel protagónico la aplicación de nuevas tecnologías, que han permitido obtener información sobre mayores volúmenes de aceite en el subsuelo y han proporcionado una visión de desarrollo más ambiciosa de los campos actuales. De esta manera, Ecopetrol está llegando a nuevos horizontes petrolíferos que anteriormente habrían sido una utopía.
Gracias a ese esfuerzo, en Chichimene se han perforado más pozos de delimitación, ampliando los límites del yacimiento, incrementando el área de contacto y disminuyendo los tiempos de incorporación de la producción. De esta forma, Chichimene pasó de producir 3.000 bpd a 17 mil bpd en los primeros meses del año. La meta es que en diciembre de 2010 esté produciendo cerca de 40 mil bpd y para finales de 2012 esté en un nivel de 100 mil bpd.

En el campo Castilla, en Meta, Ecopetrol ha venido desarrollando análisis geológicos y geofísicos de los yacimientos que le han permitido tener una visión más amplia e incrementar la producción de 65 mil a 100 mil bpd. Pero el plan de desarrollo es obtener una tasa cercana a los 120 mil bpd en el ocaso de 2010 y de 150 mil bpd en 2011.

El valor agregado de este proceso es que Castilla se convertirá en modelo nacional para la disposición de aguas provenientes de la producción de crudo. La razón es que este año se tiene previsto utilizar 80 mil barriles por día de agua tratada después de haber sido utilizada en la extracción de crudo, en un proyecto de riego y de ganadería intensiva en un área de 46 hectáreas que Ecopetrol está acondicionando. Para establecer el beneficio de una iniciativa de este tipo basta recordar que Castilla está en los Llanos Orientales de Colombia, una región con vocación agrícola y ganadera.

Y en asociación…

Mientras eso ocurre en Castilla, en el campo Rubiales, también en el Llano colombiano, el operador Pacific ha hecho exitosas perforaciones de avanzada y ha logrado ampliar el inventario de reservas del campo. Ecopetrol tiene allí una participación del 55% de la producción después de regalías y comparte las inversiones con el operador.

Ello permitió que la producción alcanzara 100 mil bpd en diciembre de 2009 y que a marzo de 2010 subiera a 111.653 bpd. El propósito es que en agosto llegue a 140 mil y en diciembre, a 170 mil bpd.

Como en una carrera de obstáculos, Ecopetrol ha ido superando una a una las metas fijadas. Han jugado un papel importante los recientes avances tecnológicos combinados en la dosis perfecta con el talento de aquellos encargados de llevarlos de la teoría a la práctica.


Los maduros del Magdalena Medio


Aunque los llaman viejos, e incluso entre ellos se encuentra el primero y más antiguo en Colombia, La Cira-Infantas, los campos maduros no han perdido su atractivo y por el contrario juegan un papel fundamental a la hora de aportar barriles para alcanzar la meta.

La mayoría tiene sede en el Magdalena Medio. Son 43 campos, de los cuales 28 son operados directamente por la empresa y 15 más en operación asociada. En 2009 contribuyeron con cerca del 16% de la producción total de Ecopetrol, lo que equivale a más de 77 mil barriles por día. Los tres más grandes son: Yariguí, con una producción de 12 mil barriles de petróleo por día (kbpd); Casabe, con 17 kbpd aproximadamente y La Cira-Infantas con 25 kbpd.

Todos estos campos recibirán inversiones por US$660 millones en 2010. “Los resultados obtenidos en los campos maduros obedecen a los planes de desarrollo de largo plazo, a las evaluaciones para el recobro secundario y al uso de tecnologías de estimulación”, señala Héctor Augusto Castaño, gerente de la regional Magdalena Medio.

Castaño explica que este año se profundizarán las tareas de recuperación de crudo en Tisquirama, La Cira-Infantas y en Casabe y Casabe Sur para sumar más y más barriles. La meta de todos los campos maduros de esa región de Colombia es alcanzar una producción de 88 kbpd en 2010.

La nueva meta de Ecopetrol para diciembre de 2010 es de 650 mil bped.