La producción petrolera de Santander mantuvo su declive en agosto, según datos de la ANH. ¿Cómo frenar la caída del sector?
La producción petrolera de Santander sigue en caída en medio de los altos precios que registra el crudo a nivel mundial.
De acuerdo con datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la producción de petróleo en el departamento alcanzó un promedio de 39.922 barriles diarios entre enero y agosto. Ese resultado implica una caída del 5,6 % frente al mismo periodo de 2025.
En cifras, Santander está produciendo 2.317 barriles diarios menos que el año pasado, promediando los datos.
Con este resultado, Santander acumula su peor año en producción de petróleo desde que existen datos comparables (2013) divulgados por la ANH.
Si bien el departamento es la cuna de la industria petrolera, durante este año la caída en la producción de crudo se mantiene. En la revisión de datos hecha por Vanguardia se evidencia que la producción se ha visto mermada en La Cira Infantas, el primer campo petrolero del país y la principal fuente de crudo del departamento.
Según datos de la ANH, durante este año se ha registrado un promedio de 23.741 barriles diarios en la jurisdicción de La Cira Infantas. Ese resultado implica una disminución de 2.091 barriles diarios en la producción de este campo.
De hecho, la reducción en la producción de este campo explica gran parte del ‘freno’ en las cifras departamentales.
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Si bien la producción nacional de petróleo también presentó una caída, el ritmo de la disminución fue mayor a nivel departamental. En un escenario de altos precios del barril de petróleo, cercano a los US$ 95 (Brent), la caída en la producción del departamento representa una ventana ‘desaprovechada’ para sus regalías.
Cabe recordar que Santander se encuentra en el cuarto lugar de producción de crudo del país.
¿Qué puede hacer Santander?
Tal y como ha documentado este medio, la mayoría de los campos petroleros de Santander se encuentran en etapa madura. En su mayoría cuentan con la aplicación de recobro mejorado, una tecnología que busca optimizar la extracción de crudo.
En respuesta a Vanguardia, el ingeniero de petróleos y profesor de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la UIS, Óscar Vanegas Angarita, se refirió a la realidad del sector petrolero de Santander.
A su juicio, en el corto plazo no se puede reversar el proceso de declinación de los campos maduros.
“Se requieren estudios de yacimientos para caracterizarlos e identificar los mecanismos de estimulación y los métodos de recobro mejorado propicios para incrementar la producción”, dijo Vanegas.
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En ese sentido, el ingeniero recordó que se necesitaría de la aplicación de un software de simulación y modelaje para evaluar la eficiencia del proceso. “Luego debe implementarse un piloto para comprobar lo simulado y modelado. Si el piloto funciona, se extiende por el campo si el precio del crudo y el volumen incremental dan el cierre financiero. Esta cadena de procesos demora más de cinco años”, señaló.
Para Vanegas, uno de los problemas de la industria petrolera del país, y en particular de Ecopetrol —que tiene a cargo los campos maduros—, es la falta de “ingenieros de yacimientos y de recobro mejorado, por el relevo generacional a raíz del programa de jubilación anticipada”.
“Esa es una de las razones por la cual tenemos el factor de recobro más bajo del mundo petrolero: 17,65 %. O sea, de 68.000 millones de barriles descubiertos históricamente en 106 años, solo se han extraído 12.000 millones de barriles, aproximadamente. En el mundo se ha extraído, en promedio, el 40 % del crudo descubierto. En EE. UU. han extraído el 60 % de lo que han descubierto”, señaló el ingeniero Vanegas.
“Aumentar nuestro factor de recobro (y por ende la producción) implica formar con urgencia científicos en yacimientos, y destinar recursos significativos en estudios e investigación, y luego en transferencia de tecnología”, aseguró el experto a este medio.
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¿Cuánto tardará el país en recuperar senda de crecimiento en el sector petrolero?
En el reciente Congreso de Acipet, celebrado en Bucaramanga, el presidente de la ANH, Ernesto Forero, confirmó que la entidad estudia la asignación de nuevas zonas para la producción y exploración de petróleo y gas.
Ante ese panorama, Vanguardia conversó con varios expertos del sector minero-energético sobre las oportunidades y retos que tiene el departamento para mejorar su producción petrolera.
Para Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y gerente de Valjer Energy, hay tres frentes en los cuales el país podría incrementar sus niveles de producción y reservas. En ese sentido, el experto destaca que Santander es crucial en el giro del sector de petróleo y gas.
El primero que menciona el especialista es el desarrollo de los yacimientos no convencionales o fracking. El Valle del Magdalena Medio es una de las regiones cruciales para el desarrollo de esta iniciativa.
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“El país podría dar un verdadero salto estructural, multiplicar por cuatro sus niveles de reservas de petróleo, por diez sus reservas de gas e incrementar en más de 300.000 barriles por día sus niveles de producción de crudo y en más de 500 millones de pies cúbicos la producción de gas del país”, afirmó Vera.
En esa lectura, el experto del sector minero-energético destacó que el departamento es crucial para el futuro de la industria por el desarrollo del fracking y la refinería de Barrancabermeja para el procesamiento de los crudos.
Santander definitivamente va jugar un papel clave en el desarrollo de los yacimientos no convencionales en el país, por cuanto las áreas de mayor potencial están en su territorio, además de la cercanía con la infraestructura del país en materia de gas y petróleo, lo cual es un valor agregado adicional para su desarrollo
Asimismo, el analista señaló que la clave será que el nuevo gobierno destrabe los contratos aún vigentes en áreas como el Magdalena Medio y la cuenca Cesar-Ranchería. Asimismo, Vera sostuvo que sería clave la entrada de grandes compañías como ExxonMobil, Conoco, Chevron y Shell, entre otras.
“Siendo bastante dinámicos en la materia, en un lapso de tres a cinco años podríamos empezar a tener niveles de producción importantes, donde compañías como GeoPark, Parex, Tecpetrol y el mismo Ecopetrol pueden jugar un papel fundamental”, señaló el experto.
Según Vera, la segunda tarea sería la asignación de nuevas áreas para exploración y producción de hidrocarburos. El experto reiteró que se espera que antes de finalizar el año o en los primeros dos meses de 2027 se adelante una ronda de asignación de nuevas áreas.
“El país debería apuntar a suscribir por lo menos 120 nuevos contratos en este cuatrienio y lograr que en los próximos cinco años se perfore un número similar de pozos exploratorios en la búsqueda de nuevas reservas, además de los que ya vienen de contratos anteriores, de tal forma que logremos perforar un mínimo de 50 pozos exploratorios por año”, agregó Vera en respuesta a este medio.
En cuanto al tercer punto, el experto mencionó el área de recobro mejorado y secundario, en especial en crudos pesados y campos maduros.
Vera afirmó que Ecopetrol debe jugar un papel clave con el fortalecimiento de su actividad y portafolio sobre el tema mediante experticia técnica, operativa e “inversión fresca privada” para sacar adelante varios proyectos que permitan subir la producción y las reservas del país.
“Vale recordar que teniendo en cuenta el petróleo original in situ del país, por cada punto que incrementemos nuestro factor de recobro como país, podemos incorporar del orden de 800 millones de barriles de reservas”, aseguró el experto.
