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14/01/2014 | Análisis: Ecuador basa sus expectativas en el petróleo para la subsistencia económica en 2014

De Nuestra Redacción

La producción fiscalizada de petróleo del Ecuador cerró el 2013 con un incremento del 3,5% respecto del 2012, el mejor resultado que registra el actual Gobierno en sus siete años administrando el país. En el período 2007-2009, la producción petrolera se desplomó 9%. Un año más tarde se logró frenar esa caída y recién a partir del 2011 comenzó a recuperarse la extracción de crudo, que aún no llega a los volúmenes conseguidos en el 2006.

 

De todas formas, el año pasado terminó con 190,3 millones de barriles extraídos, lo cual representa alrededor de 6,5 millones más que el año previo, según datos publicados por la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos en su página electrónica. Al igual que el año pasado, el aumento de crudo extraído en los campos de la Amazonía vino de la mano de las empresas estatales. Tanto los campos a cargo de Petroamazonas (actualmente única operadora pública) como de Río Napo (sociedad entre Petroamazonas y Pdvsa, de Venezuela) tuvieron importantes incrementos.

El gerente de Petroamazonas, Osvaldo Madrid indicó, a finales del año pasado, que la empresa pública tenía previsto cerrar el 2013 con una producción diaria de 325.000 barriles, en promedio. Según la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos, el alza fue de alrededor del 3% respecto del año previo. Para este año se espera un mejor desempeño, con la incorporación de unos 3.000 barriles diarios adicionales. De concretarse esos objetivos, a finales del presente año se pudiera llegar a los 118 millones de barriles en los campos de Petroamazonas, un objetivo estratégico para el Fisco, que requiere de más crudo para compensar el estancamiento o caída de los precios en el ­mercado internacional.

El incremento de la producción de Petroamazonas se logró con una inversión de alrededor de 2.600 millones de dólares, cifra que se elevará este año a 3 600 millones de dólares. La estatal prevé captar inversiones por 1.100 millones de dólares en los próximos cinco años, entregando campos a empresas privadas o estatales para que se incrementen la producción. Por ello, se abrirán las ofertas de las empresas que presentaron propuestas para 17 campos antiguos de Petroamazonas. Para este concurso se invitó a cerca de 30 compañías. El pago a las que resulten ganadoras se hará con la producción de crudo que saldrá de los mismos campos.

La producción de las empresas privadas siguió a la baja y cerró el año pasado con un 10% menos respecto del 2012, pese a que ya pasaron tres años de la renegociación de contratos, luego de lo cual se esperaba un aumento en su producción. La inversión de las empresas ha sido modesta. Las cinco principales empresas que se quedaron en el país luego de la renegociación se comprometieron a invertir 1.200 millones de dólares entre 2011 y 2014, menos de la mitad de lo que invirtió Petroamazonas en un año. Para el ministro de Recursos No Renovables, Pedro Merizalde, la caída de la producción privada se debe principalmente a la edad de los campos, los cuales tienen una declinación normal entre el 20% y 30% anual. Pero gracias a las inversiones implementadas en los últimos años, esta caída ha sido del 11% en promedio, y en algunos casos del 2%. Otro dato importante respecto de las empresas privadas es que los campos pequeños como Singue y Ocano Peña Blanca ya comenzaron producir. Edmundo Brown, exvicepresidente de Petroproducción, cree que el primer reto del país es incorporar nuevas reservas de crudo para contrarrestar la declinación natural de los campos. Para eso es importante aplicar nuevas tecnologías que permitan extraer más crudo de los mismos yacimientos. Brown explica que la caída de la producción en las empresas privadas continúa porque no tienen incentivos para producir más, lo cual obedece al modelo de contrato denominado de prestación de servicios. Según las previsiones de la Secretaría de Hidrocarburos, para este año se prevé aumentar la producción a 534.850 ­barriles diarios.




Pese a contar con petróleo, Ecuador ha sido deficitario en combustibles, debido principalmente a que no ha tenido una gran refinería donde se procese el crudo para obtener derivados.  En el año 2008, el Gobierno ecuatoriano tomó la decisión de construir La Refinería del Pacífico, en el sector de El Aromo, en la provincia de Manabí, que servirá para procesar 300.000 barriles diarios de petróleo, en dos etapas. En una primera fase se construirá una planta para procesar 200.000 barriles. Hasta el momento se cuenta con la ingeniería básica y de detalle. El movimiento de tierras para adecuar el sitio donde se construirá la obra física, que tiene un avance del 71%, mientras tanto, continúan los trabajos de excavación, relleno y escombreras.


La vía operacional registra un avance del 72% y siguen los trabajos de colocación de la sub base, base y carpeta asfáltica. También se construye el acueducto La Esperanza-Refinería del Pacífico, del cual se cuenta con la licencia ambiental respectiva, puntualizó Merizalde.  Es así, que se impulsa la consecución de esta obra, que se estima concluya en los primeros meses del próximo año, con la misma se obtendrá gas licuado de petróleo; gasolina Súper de 95 octanos; gasolina extra de 91 octanos; jet fuel; diesel; polipropileno; benceno; xileno; azufre; y, coque.


Con ello, se busca que el país deje de ser importador de derivados de petróleo, y se convierta en exportador de combustibles. Para 2014 se aspira alcanzar un promedio de 600.000 barriles por día, lo que representará ingresos económicos para el país, superiores a los 10.000 millones de dólares por año.


 


 


 


Perspectivas de Petroamazonas


 


 


Petroamazonas calificó de "exitosa" su gestión en 2013 y se ha fijado como meta captar este año nuevas inversiones para mejorar sus niveles de producción de crudo. Para 2014 la meta de producción de la estatal es de 327.000 barriles diarios, unos 2.000 barriles adicionales respecto de la previsión inicial del año pasado.


El objetivo de la petrolera ecuatoriana es mantener niveles de producción "acordes a las necesidades del país" y mejorarlos con el desarrollo de nuevos proyectos. Por ello, una de las estrategias de Petroamazonas es fortalecer un trabajo que ha desarrollado desde hace tres años y que consiste en buscar socios que estén interesadas en trabajar con el país, añadió Madrid. Mencionó en el ámbito regional a la colombiana Ecopetrol, la peruana Petroperú, la chilena ENAP, la argentina YPF, la venezolana PDVSA y la mexicana Pemex.


El petróleo que se extrae de los campos situados en la región amazónica ecuatoriana es el principal producto de exportación del país, cuya venta financia casi una cuarta parte del presupuesto fiscal. Ecuador, el socio más pequeño de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), produce algo más de 500.000 barriles diarios de crudo, un 65 % de los cuales lo extrae la empresa estatal, mientras que el resto lo operan compañías privadas contratadas bajo la modalidad de "prestación de servicios".


Las ofertas para incorporar nueva tecnología en 17 campos de la estatal Petroamazonas se receptarán este 24 de enero. Este es el segundo proyecto más importante del Gobierno ecuatoriano para incorporar reservas de crudo en el mediano plazo. De concretarse esta licitación se espera la llegada de empresas petroleras y de servicios -ecuatorianas y extranjeras- que introduzcan nuevos procesos de extracción de crudo en 17 campos antiguos de Petroamazonas, donde cada vez es más difícil sacar petróleo.


Con estos procesos se busca elevar el factor de recobro en esas áreas, el cual bordea hoy el 32%. Este es el porcentaje de crudo que recupera actualmente de un yacimiento con la tecnología actual. Es decir, de cada 100 barriles alojados en los yacimientos de los campos de Petroamazonas, solo se pueden recuperar, en promedio, 32 barriles. Pero con la nueva tecnología, denominada de recuperación secundaria y mejorada, se espera que las empresas invitadas a participar en la licitación puedan aumentar el factor de recobro entre 3 y 5 puntos durante los próximos 15 años, según cálculos oficiales. En la práctica, esos puntos adicionales significarán la incorporación de 500 millones de barriles de petróleo en reservas, un volumen que demandará inversiones por unos 1.100 millones de dólares durante los próximos cinco años.


Estos recursos deberán salir de las empresas que ganen la licitación. Y el pago se hará con la producción adicional de petróleo, proveniente de los propios campos petroleros. Según Petroamazonas, 38 compañías han manifestado su interés en participar en este concurso. Este proyecto es el segundo más importante del Régimen para la incorporación de nuevas reservas petroleras. El primero es desarrollar 16 bloques petroleros en el Sur Oriente del país, donde se calcula que hay 800 millones de barriles adicionales. Para estos bloques se presentaron cuatro ofertas el año pasado y se prevé inversiones por 1.100 millones de dólares.

 




Las reservas de Sacha




En materia petrolera, un campo de 42 años de operación está próximo a su "jubilación". En el caso de Sacha esta posibilidad todavía es lejana. Aún rinde y muy bien. Para cerrar el 2013, la firma estadounidense Ryder Scott certificó un incremento de reservas de 243 millones de barriles de crudo en ese campo. Este hallazgo histórico se ancla en el campo 60, descubierto en 1969 en Joya de los Sachas, al noreste de Orellana. A estas reservas que pueden ser explotadas se las conoce como remanentes y se sumarán a los 3 000 millones de barriles de crudo de este tipo del resto de campos del país. Hasta el 2008, las reservas probadas originales alcanzaron los 1 205 millones de barriles de crudo en las cuatro estructuras geológicas estudiadas en el campo Sacha. En cambio, las reservas remanentes hasta ese mismo año se ubicaron en 378 millones, pero fueron calculadas en apenas una parte del área total de concesión de 350 km2.




Operaciones Río Napo, hoy conformada por Petroamazonas (70% de acciones) y Petróleos de Venezuela (30%), empresa mixta que opera desde noviembre 2009, empezó a perforar pozos fuera de este sitio, considerado originalmente para el cálculo de las reservas. La perforación fue un éxito y los resultados marcan un giro en un campo considerado viejo y cuya declinación natural de producción es del 20% anual.


Para calcular las reservas originales en sitio se colocan explosivos de baja fuerza dentro del área en evaluación. Al producirse la explosión controlada, unos palpadores colocados en el suelo registran la propagación de ondas sísmicas. Según los equipos, la captación puede realizarse en dos dimensiones (largo y ancho) o en tres (largo, ancho y profundidad). Luego se levantan mapas sísmicos que son interpretados por geólogos petroleros. Y con la ayuda de otros programas (software) se fija la extensión del campo y el número de reservas originales. Con esta información se define el factor de recobro del campo. Esto se usa en la industria para medir cuanto crudo se puede extraer.


En Sacha el factor es de 34%; mientras más sube este porcentaje más crudo se saca. En octubre 2009 la producción promedio diaria de crudo de este campo no superó los 50 000 barriles. Dos años después, el actual Régimen renegoció el contrato pues no arrojaba los resultados esperados. Pero con la incorporación de pozos perforados en la nueva área, en agosto pasado, se logró un pico de 75 085 barriles al día, el más alto registrado en los últimos años y similar a los que se conseguía a finales de los 80. Actualmente el promedio está en 71.000 barriles diarios. Si se resta la producción total de Sacha, desde 1972 hasta el 31 de mayo pasado (827 millones de barriles), de las reservas probadas totales junto con las nuevas, que representan 20,2% más, este campo tiene para extraer 621 millones de barriles. Esto le ubica como uno de los campos petroleros más rentables. El Estado paga al operador 16,73 de dólares por barril, pero vende en los mercados internacionales a casi 99 dólares. Las regalías anuales de este campo bordean los  2.000 millones de dólares e irán en aumento si el costo del crudo se mantiene.


En este año, Gino Hinojosa, gerente de Río Napo, explicó que se prevé construir en la nueva área de perforación 11 plataformas (cada una tiene nueve pozos). Si se perfora un pozo y es exitoso la idea es continuar hasta completar los 36. Además, hay 114 pozos que han estado cerrados temporalmente. De estos, 50 se pondrán en operación. Entre otras estrategias se asegurará que la producción vaya en aumento (5 000 barriles más al día), aunque se deberá tomar en cuenta algunos riesgos: los nuevos pozos están al borde del campo y no hay suficientes arenas. Sacha es parte del grupo de grandes campos maduros, en los que se busca aplicar tecnologías de recuperación mejorada para subir su producción. Estos son: Lago Agrio, Sushufindi, Auca, Libertador y Cuyabeno. De estos, Lago Agrio, Auca y Libertador tienen menos reservas remanentes.

Offnews.info (Argentina)

 


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