Suministro de información económica, política, financiera y bursátil
El 15 de febrero de 2024, la petrolera estatal colombiana, Ecopetrol, informó sobre los resultados de perforación del pozo Orca Norte-1 (en el Bloque Tayrona) buscando más gas natural en aguas profundas del mar Caribe, pero ¿qué tan buenos fueron?
(Le puede interesar: Petrolera, socia de Ecopetrol, será investigada por movida que afectó a otras empresas)
Semanas atrás corría un secreto a voces entre varios actores del sector energético y medios de comunicación, alertando porque había salido ‘seco’ (sin la presencia de gas) el pozo Orca Norte-1 tras su perforación (que se completó en 38 días y Ecopetrol calificó como récord).
Al conocerse los resultados por parte de la compañía, podría inferirse que el rumor no era cierto, pues Ecopetrol informó que la perforación del pozo (que inició en noviembre de 2023) finalizó de manera exitosa en enero de 2024.
Esto fue lo que dijo la petrolera la semana pasada:
“El pozo Orca Norte–1 comprobó la presencia de dos acumulaciones de gas en reservorios diferentes al descubrimiento Orca-1, lo cual activa una reevaluación del proyecto original, a la vez que amplía el potencial de gas de La Guajira en el offshore.
Orca Norte-1 fue el primer pozo en aguas profundas operado 100 % por Ecopetrol S.A., bajo los más altos estándares de la industria, con uno de los mejores desempeños operacionales de los pozos del Caribe colombiano y sin incidentes que afectaran a personas o al medio ambiente.
Los resultados de este nuevo descubrimiento continuarán en evaluación para determinar su viabilidad comercial”.
(Recomendado: Ecopetrol confirma presencia de gas en Orca Norte-1 y amplía potencial del material para Colombia)
Sin embargo, actores del sector le han dicho a este medio que al “ser una buena noticia, debería haber más detalles sobre la cantidad encontrada”, pero en el reciente comunicado de la compañía, no hay muchos datos sobre la cantidad de gas hallada. Lo cual sembró la premisa en el mercado: estos resultados no serían tan alentadores.
Algo similar pasó cuando se reportaron los hallazgos de Orca 1 -el primero realizado en aguas profundas en el mar Caribe de Colombia en 2014-, pues en su momento Ecopetrol informó que:
“Ecopetrol anuncia el descubrimiento de hidrocarburos en el pozo exploratorio Orca-1, localizado 40 kilómetros al norte de la costa del departamento de La Guajira.
El pozo Orca-1 fue perforado en el Bloque Tayrona y tiene como empresa operadora a Petrobras, con una participación de 40 %, en asociación con Ecopetrol (30 %) y Repsol (30 %).
La perforación del pozo finalizó en septiembre y se confirmó una acumulación de gas natural a una profundidad de 12.000 pies (3.657 metros)”.
(Vea también: Presidente de Ecopetrol deberá rendir cuentas ante el CNE por dineros en campaña de Petro)
Pero ¿por qué no se han entregado detalles o estimaciones del gas encontrado? Una fuente (que pidió no ser citada) le entregó información a Valora Analitik sobre estos hallazgos: “la compañía realizó una nueva sísmica en el pozo Orca 1, reprocesaron y se dieron cuenta de que el campo es mucho más pequeño de lo que se había pensado y calculado”.
Después, según la misma fuente, hicieron el mismo procedimiento en la empresa con Orca Norte-1 y vieron que la reserva tampoco tiene un alto potencial, no como el que se estimaba.
“Y es que si se juntan los dos pozos (lo que se encontró entre Orca 1 y Orca Norte-1) no da ni medio terapié cúbico de gas”, precisó la fuente.
Por esta razón es que Ecopetrol ha insistido en que es necesario seguir haciendo más pruebas para tener mayor precisión del gas encontrado y de su potencial para ser comercializado.
Sobre todo, porque al ser una reserva tan pequeña, y al estar en el offshore, su producción y transporte saldrían muy costosos. Incluso, podría decirse que el proyecto sería viable, tal vez, con un precio internacional de gas alto.
En consecuencia, también podrían caerse los planes de Ecopetrol para construir un gasoducto que conecte el gas de Orca con la plataforma de Chuchupa en La Guajira, y así entregarlo a sistema del país.
Para reafirmar esta premisa, el experto y académico, Sergio Cabrales, aseguró que “si aumenta el precio internacional del gas, se pueden viabilizar proyectos que antes no eran rentables o aumentar la rentabilidad de otros proyectos”.
Según Cabrales, la idea es que los proyectos que tienen un punto de equilibrio, o ‘breakeven’, con un gas más caro tienen una mayor probabilidad de ser viables. “Esto también se aplica a las reservas de petróleo. Se requiere viabilidad comercial para declarar reservas probadas”.
Pero, para el experto, en este caso lo complejo del offshore son las inversiones tan altas que pueden ir desde los US$ 1.500 millones hasta los US$ 3.000 millones. “Aunque el aumento del precio no es bueno para los usuarios finales como los hogares y los industriales”, ratificó.
Y es que el potencial de los pozos Orca sería muy bajo si se compara con el de los campos Chuchupa y Ballena que producen actualmente 100 millones de pies cúbicos por día, aproximadamente, en conjunto.
Cabe recordar que, en 1972, la Asociación Guajira, integrada actualmente por Ecopetrol y Hocol, descubrió gas natural en La Guajira: el primer pozo se perforó en 1975, creando el campo en tierra Ballena el cual comenzó a producir gas en 1977 y el campo costa afuera Chuchupa que comenzó a producir en 1979.
¿Qué debe hacer entonces Ecopetrol?
Ecopetrol, de acuerdo con la fuente de Valora Analitik, lo que debe dedicarse es a perforar todo el Piedemonte Llanero en donde ya tiene áreas y bloques adjudicados: allí está todo el crudo liviano y el gas que se necesita para el corto plazo.
“Porque ya hay una infraestructura y una resolución de oleoducto multifásico que ayudarán a llevar el gas -de corto plazo- y los crudos livianos a la refinería de Barrancabermeja, para evitar las importaciones de nafta”, manifestó la fuente.
En línea con la fuente, la producción en los pozos Orca no “valdría la pena, porque al compararla con Chuchupa o Ballena la diferencia es grande: en Ballena, por ejemplo, se encontraron 5,8 terapies cúbicos de gas y lleva más de 40 años dándole este energético a Colombia”.
Añadió que “no vale la pena tampoco porque al lado tenemos a Uchuva, que ese sí fue un descubrimiento importante de, por lo menos, tres terapies cúbicos. Que, por cierto, nos demoramos 14 años en perforar, pues no somos tan buenos explorando como pensamos”.
LO ÚLTIMO
.svg)
