La
petrolera colombiana enfocará sus esfuerzos en la producción de petróleo de
esquisto en el Valle Medio del Magdalena.
En la cuenca del Valle Medio del Magdalena se calcula un depósito de al
menos 5.000 millones de barriles de petróleo en los llamados Yacimientos No
Convencionales (YNC) que, para los analistas, significaría el triple de las reservas actuales
del país.
En diálogo con Portafolio, Juan Carlos Echeverry Garzón,
presidente de Ecopetrol, explica
las razones por las cuales la petrolera le apostará al desarrollo de los
yacimientos no convencionales en esta zona del país. El anuncio lo hizo
a propósito de la realización en Barrancabermeja, del primer foro sobre esta
clase de operación.
¿Por qué se deben iniciar lo antes posible los proyectos
de los YNC?
En
el 2016, las reservas probadas de crudo del país fueron de 1.665 millones de
barriles, lo que significó una reducción de 17% frente al año anterior.
Si bien el balance estuvo impactado por el descenso en los precios
internacionales, no puede pasar desapercibido que la relación de
reservas-producción de Colombia es apenas de 5,1 años en crudo, con los niveles de extracción
del año pasado.
¿La producción de YNC ayudará a aumentar las reservas de
crudo?
Los YNC se podrían convertir a largo plazo en el ‘seguro’ para conservar
nuestra autosuficiencia en materia petrolera. Evitarían la importación de derivados, a costa de
un fuerte impacto para la economía nacional y las familias. Colombia no
se puede dar el lujo de destinar millonarios recursos de sus divisas para
importar combustibles.
¿Cuál es el potencial de los YNC en Colombia?
Estudios
realizados por firmas independientes y el Gobierno Nacional dan cuenta de su
potencial en el Valle Medio del Magdalena de al menos 5.000 millones de
barriles de crudo y 20 terapies cúbicos de gas. Es decir, tres veces las
reservas probadas de crudo y cinco veces las de gas. Aseguraría con holgura la
autosuficiencia energética más
allá del 2030 o 2040. Técnicos de Ecopetrol han calculado que el volumen de aceite
original proveniente de los YNC puede ser tres veces superior al de los
yacimientos convencionales.
¿En beneficios para el ‘downstream’?
De cristalizarse la extracción de una parte de esos
recursos, habría crudo
suficiente para cargar las refinerías. Esto viabilizaría proyectos como
el Plan Maestro de la Refinería de Barrancabermeja; mejoraría el balance entre
crudo pesado, liviano y gas de Colombia; y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos
líquidos en el centro del país.
¿En la producción de los YNC hay afectación del
medioambiente?
Debemos
liderar está discusión con argumentos técnicos y rigor científico.
Podemos demostrar que la explotación se puede hacer con responsabilidad, sin
poner en riesgo las fuentes hídricas, respetando el agua, el medioambiente y
las comunidades circundantes.
Al revés, creando inmensas posibilidades para el
Magdalena Medio. En cuanto al agua, los YNC requieren menos recursos que un
desarrollo convencional. El
líquido solo se necesita de manera puntual durante los primeros 30 o 40 días en
los que se construye el pozo, y luego no se necesita reinyectar de forma permanente, a
diferencia de los campos tradicionales donde utilizamos agua del mismo yacimiento
continuamente.
¿Por qué el país debe desarrollar los YNC?
Colombia
no puede ser ajena a la nueva realidad del mercado mundial del petróleo.
Este es un tema que toca la fibra de la soberanía energética tal como ha
sucedido en otras latitudes. Contamos con una regulación moderna y estricta,
incluso más severa en algunos aspectos que la de EE. UU., Canadá o Argentina,
lo que obliga a la industria a ser en extremo rigurosa en la puesta en marcha
de este tipo de iniciativas.
¿Los YNC pueden cambiar la tendencia petrolera de
Colombia?
El
desarrollo de los YNC cambió la historia petrolera de Estados Unidos y del
mundo.
Confío en que también, y para bien, cambiará la historia
petrolera de Colombia. Ese
petróleo permitirá pagar la paz, la salud y la educación de las próximas
generaciones. Las ganancias sociales que ha dejado esta industria en los
últimos treinta años no deben perderse. No podemos seguir con esta riqueza enterrada en el
subsuelo. Sería un error histórico y una mala herencia para nuestros hijos.
¿Cuáles son los proyectos en YNC que tiene Ecopetrol y en
cuánto se estima que comience su operación?
Las
áreas con mayor potencial para desarrollar interesantes proyectos de YNC se
encuentran en el Valle Medio del Magdalena y están muy cerca a los actuales
campos de producción de Ecopetrol. En superficie corresponden a escalas
muy similares a campos convencionales que se han venido explotando por cerca de
un siglo, como es el caso de La Cira-Infantas. Nuestra gente se encuentra estudiando las formaciones
geológicas; no hay una fecha definida para iniciar un proyecto en particular.
¿Qué ventaja tiene estar en el Magdalena Medio?
Allí
nació la industria petrolera hace 99 años. La gente de esa región ha
convivido toda la vida con pozos, taladros, una gran refinería y oleoductos.
Esa es una ventaja. Allí
se encuentra ya disponible el acceso a infraestructura de producción,
transporte y refinación compatible con mayor explotación de petróleo.
Además, estamos hablando de la
posibilidad de tener petróleo liviano, ideal para la refinería de
Barrancabermeja. En esta zona tiene presencia esa gran formación,
denominada La Luna, que
podría ser el tercer mayor reservorio de este tipo de yacimientos en el
continente americano.
¿Ecopetrol está interesado en ampliar su operación en YNC
dentro o fuera del país?
El principal beneficio de evaluar y probar el potencial
de recursos atrapados en los YNC es que el país podría acceder a una fuente de hidrocarburos que le
podría representar una opción de reemplazo de sus reservas más allá del 2020.
Nos la queremos jugar por desarrollar estos proyectos no convencionales en
Colombia antes que en el exterior, con beneficios de empleo y contratación de
bienes y servicios para los colombianos.
En el
caso de Ecopetrol, con la explotación de YNC, las reservas petroleras previstas
por la compañía podría aumentar de 6,8 años a 11 años, según
estimaciones iniciales de los técnicos de la petrolera.
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