domingo 09 de julio de 2023 - 12:00 AM

Gobierno Petro prefiere ‘raspar la olla’ de los pozos petroleros, que buscar nuevos contratos de exploración en Colombia

Expertos y gremios advierten que esta técnica debe ir acompañada de la firma de nuevos contratos de exploración y producción, porque el recobro mejorado no será capaz de dar la reposición de reservas que necesita Colombia.

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“Entre 2021 y 2022, el factor de recobro mejorado aumentó de 21 % a 23 %. Este aumento nos indica que comienza a ser efectiva la política del Gobierno de mejorar las reservas vía eficiencia en la explotación a través del recobro”.

Con esta afirmación, en el ‘Informe de recursos y reservas de 2022’ de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, sacó pecho por esta opción extractiva, incluso se decantó por ella y evadió las preguntas sobre más contratos de exploración en Colombia.

Vanguardia le pone la lupa a esta técnica en los yacimientos y las cifras que expuso Minminas, para conocer qué tan viable y efectiva es esta tecnología, hasta qué limite se puede llevar a cabo y si es compatible son el subsuelo.

¿Por qué? Porque la ministra Vélez, en rueda de prensa en el pasado Congreso de Naturgas, consideró que el recobro mejorado ayudó a que las reservas probadas de crudo aumentaran. Las del 2022 ascendieron a 2.074 millones de barriles, lo que significó un aumento en 35 millones de barriles frente al 2021.

Al revisar el informe en el detalle de incorporación anual de reservas probadas de petróleo, se evidencia que por revisiones técnicas se añadieron 122 millones de barriles. Y según la ANH, el ajuste en las reservas probadas por esta forma incluye el factor de recobro.

En términos coloquiales, el Gobierno Petro prefirió ‘raspar la olla’ para tratar de sacar todo, en vez de ‘buscar más ollas’. O escogió ‘exprimir toda la esponja’, a cambio de hallar ‘otras esponjas’. De esta manera, se va esclareciendo el enfoque de transición energética de este Gobierno.

22,7 % del PIB departamental representa la exploración y producción petrolera en Santander, según Campetrol.

¿Qué es el recobro mejorado?

Esta es una técnica del sector de hidrocarburos para maximizar la extracción de petróleo y gas de pozos maduros, conocido como factor de recuperación.

Por ejemplo, la Cámara de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) explica que el recobro mejorado tiene como objetivo aumentar la proporción de hidrocarburos recuperados de un yacimiento, para superar los porcentajes de la extracción inicial por métodos convencionales, e implementar técnicas como la inyección de agua o gas en el pozo.

“Se refiere a la implementación de técnicas y tecnologías avanzadas para extraer una mayor cantidad de hidrocarburos de los yacimientos”, puntualiza Campetrol.

Por su parte, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (Acggp) añade que esta técnica permite recuperar en un yacimiento petrolífero y/o gasífero en promedio entre el 20 % y el 40 % del volumen total de petróleo que hay en yacimientos.

“Aporta a aumentar las reservas, sin embargo, su implementación requiere de tiempo, mayor actividad e inversión, para lo cual la estabilidad en las reglas de juego es fundamental”, recalca la Acggp. Sergio Cabrales, doctor en Administración, profesor de la Maestría en Ingeniería de Petróleos de Los Andes y experto en economía y matemáticas para resolver problemas en el sector energético y sistemas financieros, explica que hay tres tipos de recobro en los campos, una vez se perfora sale el petróleo naturalmente, a eso se le llama recobro primario.

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El secundario, que se hace en La Cira e Infantas, en Barrancabermeja (Santander), corresponde a la inyección de gas, “porque cuando se saca petróleo se cae la presión de abajo, entonces se compensa esa caída; o de agua, como se hace en Cusiana (Piedemonte Llanero)”.

Y hay un tercer tipo de recobro, que se conoce como mejorado, al que hace alusión la ministra Vélez. “Es inyectarle algún químico, Co2, vapor o térmico para aumentar el final de lo que se extrae del pozo, es decir, sacar el aceite original que hay en la formación”.

El experto en hidrocarburos enfatiza en que esta técnica es segura en campos maduros porque hay menos riesgos, pero el problema son los costos, porque “si uno tiene un precio de 60 dólares por barril, esto no da para un recobro mejorado”.

Cuenta que Ecopetrol se dedica a exprimir sus campos maduros a través de recobro mejorado, es decir, inyecta agua y gas para tratar de lavar esa formación. “Eso es bueno, pero esta técnica no es que adicione muchas reservas, y depende de los precios internacionales”.

Cabrales insiste en que muchas técnicas de recobro mejorado implican, por ejemplo, perforar un pozo que, en vez de sacar, lo que se hace es inyectar gas o agua, “entonces toca perforar un pozo de 2 millones o 3 millones de dólares, convertirlo en inyector para lavar la formación... Empieza a salir más agua y te toca poner en marcha plantas de tratamiento. Eso tiene cantidades de Capex (gastos de capital) y Opex (gasto operativo) adicionales”.

Por su parte, la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP) precisa que el recobro mejorado no puede ser implementado de manera general en todos los yacimientos, ya que las condiciones geológicas son heterogéneas y es necesario determinar en cada caso qué tipo de recobro se puede desarrollar.

"Hay que considerar el comportamiento de los yacimientos en explotación, debido a que una sobre estimulación mediante recobro puede generar cambios en la geología que afecten las condiciones de producción", asevera el gremio.

Lea también: Producción de petróleo en Colombia aumentó en 3,59 % durante mayo de 2023

¿Es viable en Colombia?

Tanto Acggp como Campetrol coinciden en que ven viable esta técnica en este momento en Colombia. El primer gremio considera que esta tecnología juega un papel importante tanto para incrementar el factor de recobro de los campos como para repotenciarlos, es una manera de incrementar la productividad de los pozos”.

En Colombia, según la Acggp, la puesta en marcha del recobro lleva casi 25 años, y durante este periodo ha ayudado a optimizar la producción.

“No obstante, al verlo en términos porcentuales el impacto no es tan grande, ayuda a mantener la producción, es de las herramientas digamos más útiles para hacer reposición de reservas, pero no es la única manera”, critica la asociación de geólogos y geofísicos.

Mientras que el segundo gremio apunta a que es una vía para prolongar la vida útil de los yacimientos existentes. En primer lugar, porque permite aprovechar de manera más eficiente los recursos que hay en el subsuelo. Segundo, ayuda a maximizar la rentabilidad de los proyectos.

“La viabilidad de esta estrategia depende de diversos factores, como la geología de los yacimientos, la disponibilidad de tecnologías adecuadas, la inversión y el entorno económico y regulatorio. También aspectos ambientales y sociales asociados con la explotación”, advierte Campetrol.

Dado que los Llanos Orientales albergan yacimientos de petróleo pesado y extrapesado, se implementan técnicas específicas, que incluyen inyección de vapor, de solventes o la aplicación de calor para reducir la viscosidad del petróleo y facilitar su producción.

No obstante, el ingeniero de petróleos Oscar Vanegas, profesor de Ingeniería en Energía en la Unab y de Ingeniería de Petróleos de la UIS, menciona tres inconvenientes que ponen en entredicho que el recobro sea tan viable en Colombia.

El primero es la falta de yacimientos con las reservas residuales y/o remanentes suficientes para recuperar hidrocarburos mediante el recobro mejorado.

“El 81 % de los yacimientos descubiertos históricamente tienen menos de 50 millones de barriles originales, y el 54 % menos de 5 millones de barriles. Por otro lado, la mayoría de los grandes yacimientos descubiertos en la cuenca de los Llanos Orientales tienen empuje natural de agua, como Caño Limón, Rubiales, Castilla y Chichimene, en los cuales no se requiere más recobro mejorado”, explica el docente.

Agrega que aquellos pocos yacimientos gigantes, que bordean los 500 millones de barriles originales, como La Cira Infantas, Casabe, Llanito, entre otros, ya tienen recuperación (recobro) secundaria o terciaria implementada. “En Colombia no hay yacimientos candidatos para recobro mejorado”.

Un segundo inconveniente, según Vanegas, es la falta de apoyo a la investigación para el desarrollo de estas tecnologías. Y el tercero es la alta corrupción y tramitología en Colombia, “lo que hace muy costoso la implementación del recobro”.

Vanegas precisa que, en el caso de Ecopetrol (operador de los campos maduros), debe contratar o hacer convenios con las multinacionales dueñas de las tecnologías. Esto hace que el barril que extraen con recobro sea muy costoso y no tenga cierre financiero, como ocurre con un proyecto piloto en el campo Chichimene (Arauca), en donde el barril le cuesta al menos 100 dólares.

A renglón seguido, la ACP calcula que para incrementar el factor promedio de recobro en el país se deben garantizar condiciones económicas e incentivos que favorezcan el balance costo/beneficio, según las características geológicas de cada yacimiento.

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¿Cuál es el límite del factor de recobro?

El recobro promedio en Colombia puede variar según los diferentes yacimientos y cuencas sedimentarias. Como se mencionó en párrafos anteriores, según la Acggp, el recobro promedio de petróleo en el país va del 20 % al 40 % del petróleo original en sitio (POS). Es decir, que se recupera en promedio esos porcentajes del volumen total de petróleo presente en los yacimientos.

A renglón seguido, Campetrol explica que el límite máximo teórico de recuperación de petróleo en un yacimiento no se puede determinar de manera precisa, ya que varía en cada caso.

Según la ANH, en Colombia el factor de recobro promedio es de 23 % frente al 40 % a 60 % que se han alcanzado en otros países. Campetrol menciona que Colombia cuenta con activos que han logrado factores de recobro altos, como es el caso de Cavo Norte (60 %) y Rondón (57 %) en el área de Caño Limón, en Arauca.

Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) la producción de petróleo durante mayo de 2023 fue de 773.789 barriles promedio por día, mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 746.960 barriles promedio por día.

Este gremio aclara que a medida que se incrementa el recobro, normalmente, se vuelve más difícil y costoso extraer los volúmenes restantes de hidrocarburos en esos pozos. Incluso, en algunos casos, la viabilidad técnica y económica puede ser limitada por lo costoso y riesgos medioambientales que conlleva.

Sin embargo, según las cuentas e investigaciones del académico Cabrales, el 18 % o 19 % de ese aceite original que hay en la formación del yacimiento es lo que se puede extraer en Colombia. Y el mundo ese promedio asciende entre el 30 % y el 35%. “Pero por la formación que hay en el país y las condiciones geológica es difícil pasar del 18 % al 30 %”.

Es decir, de 100 barriles, en Colombia se sacan 18 barriles en promedio de un pozo. “Cualquier operación adicional de inyección aumenta un poco, pero no es que lleguemos a 23 %, como dice la ministra. Ese dato no es correcto... Es tanto que, si uno llegara a aumentar en 1 % ese factor de recobro a todos los campos de Colombia, se adicionarían 500 millones de barriles, eso nos alcanzaría para dos años de producción”.

El experto en hidrocarburos recalca que, si se tiene el barril a 100 dólares da para aplicar la técnica del recobro, porque se pueden adicionar más. “Pero esto no es tan rentable porque, si sale más costoso el barril, la utilidad será mucho menor... Estamos llegando al límite de lo que se puede hacer técnicamente en Colombia”.

En cambio, la ACP recalca que el factor de recobro depende de cada campo, según sus cuentas los porcentajes oscilan entre 21 % y 23 %, correspondiente al promedio nacional, es decir, hay campos con un factor de 50 % y otros de 10 %.

"Este depende del tipo de hidrocarburo que se encuentra en cada yacimiento, el API (tecnología) que contiene, la presión del yacimiento y las curvas de declinación que se establezcan, entre otros aspectos", subraya este gremio.

Transición energética y recobro mejorado

Luis Eduardo Jaimes, magíster en Ingeniería Química y docente del programa de Ingeniería en Energía de la Unab, precisa que Colombia necesita tener petróleo para ejecutar su transición energética, y dentro de ello, el recobro mejorado es una de las vías.

“Que sea viable o no depende de la formación geológica y del comportamiento del precio internacional del crudo, que marca la senda tanto de la exploración como del recobro. Entonces, optar por el recobro y que sea solamente la base y no hacer exploración, considero que no es viable y no es pertinente. Se debe seguir explorando para esa transición energética”, sostiene Jaimes.

Por tanto, la seguridad energética implica involucrar más energías, afirma el docente, y no depender de pocas. “Colombia debería mirar modelos, como es el de Brasil, que mantienen un equilibrio entre sus fuentes de energéticas, sin descuidar su producción petrolera”.

Recobro en vez de más exploración

Como lo expresó la ministra Irene Vélez, el Gobierno Petro se la jugó por el recobro mejorado, en vez de continuar con más contratos de exploraciones. ¿Esta postura qué consecuencias trae para las reservas y recursos contingentes?

Campetrol advierte que la decisión de invertir en el recobro mejorado en Colombia dependerá de un análisis integral de los costos, beneficios y factores contextuales específicos del país. Para el gremio, hay varias consecuencias:

1. En cuanto a reservas existentes, insiste en que el recobro mejorado permitiría una extracción más eficiente de los yacimientos, aumentaría las reservas probadas y se aprovecharía al máximo el potencial de los ya descubiertos y prolongaría su vida útil.

2. Respecto a los recursos contingentes (aquellos que aún no se han descubierto, pero se consideran probables en áreas exploradas o en nuevas), el gremio afirma que, si el enfoque es el recobro mejorado, “habría una menor inversión para buscar nuevos yacimientos. Esto limitaría la identificación y el desarrollo de nuevos recursos contingentes”.

3. Campetrol advierte que, al centrarse en el recobro mejorado para los yacimientos existentes, se generaría una mayor dependencia de esos campos particulares. “Esto traería riesgos como el agotamiento gradual de los yacimientos y disminución de la producción a largo plazo, en especial, si no se compensa con nuevos descubrimientos o firmas de nuevos contratos”.

Asimismo, para el ingeniero de petróleos Óscar Vanegas, es un error histórico la no firma de nuevos contratos de exploración, pues depender de los campos maduros en declinación y sin prospectiva de recobro mejorado, es una aventura que pone en riesgo la seguridad energética y la autosuficiencia.

Gobierno Petro prefiere ‘raspar la olla’ de los pozos petroleros, que buscar nuevos contratos de exploración en Colombia

“Esta decisión nos llevará, en 5 años, a la importación de más combustibles y petróleo para refinar... Colombia es un país con baja prospectiva geológica petrolera, por lo cual, la probabilidad de descubrir grandes yacimientos es muy baja”.

Asevera que el país tiene, prácticamente, solo campos menores, cuyo volumen para extraer mediante recobro mejorado no hace viable financieramente su implementación. “Depender, en términos petroleros, del recobro, es como si el país pretendiera pender económicamente de las alcancías que tenemos en nuestros hogares”.

Para la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), mientras el recobro mejorado permite producir reservas ya descubiertas, la nueva exploración de hidrocarburos favorece encontrar nuevas reservas, por tanto, enfocarse en el recobro mejorado sin viabilizar nueva exploración llevaría a consumir más rápidamente las reservas existentes en lugar de incrementarlas.

Por su parte, el académico Cabrales precisa que el recobro sí aumenta las reservas probadas, pero en menor proporción, pero en recursos contingentes, el impacto cambia porque no se están haciendo pozos nuevos.

“Con el recobro lo que se hace es ‘raspar la olla’, pero no es que se esté buscando ‘ollas nuevas’. Si el Gobierno piensa irse por esta vía, es como coger estos campos y exprimirlos lo que más puedan hasta el límite económico del recobro”.

El experto considera que en Colombia son rentables dos tipos de recobro. Uno es inyectar agua, por ejemplo, Ecopetrol produce 20 millones de barriles de agua al día y de petróleo más o menos 550 mil. A eso se le llama corte de agua en los campos de petróleo, es decir, de 100 barriles que se sacan, 80 son agua. El otro es inyectar gas, que ayuda a mover el petróleo. “El recobro térmico de inyectar vapor o el químico con Co2 casi no se hace en Colombia, porque son muy caros”.

Y el panorama es aún más grave en el sector gasífero porque el recobro no ha ayudado a mantener las adiciones de reservas, solo es del 11 % en el 2022. “En este el recobro no funciona también. Entonces esta vía no es para el gas, de golpe para el petróleo con pozos de desarrollo, pero en gas estamos muy mal, y esa no es la solución... Ahí vamos llevando la fiesta”.

En ese orden de ideas, la ACP explica que, en petróleo, las reservas probables del país son 792 millones de barriles, y las reservas posibles, 633 millones de barriles. En gas, las reservas probables alcanzan los 647 giga pies cúbicos, y las reservas posibles, 747 giga pies cúbicos.

"Por tanto, es importante tener en cuenta que, en gas natural, la relación de la producción con el recobro mejorado es menos directa, en razón a que, las dinámicas del fluido requieren en su mayoría nuevos hallazgos antes que optimización de los existentes", precisa la asociación.

Al igual que en el Valle Medio del Magdalena, la inyección de agua puede ser una técnica efectiva en esta cuenca para mejorar el recobro. Al mantener la presión del yacimiento y desplazar el petróleo hacia los pozos productores, se puede aumentar la recuperación.
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Advertencias y llamados de atención

Campetrol calcula que el recobro no es una estrategia que reemplace la adición de reservas por la vía de nuevos descubrimientos. Por eso, hacen un llamado a que el futuro de la industria, de los encadenamientos y empleos que genera, de la generación de ingresos vía renta petrolera, exportaciones e Inversión Extranjera Directa, pasa por la constante firma de nuevos contratos de exploración.

Si bien es cierto que el recobro mejorado puede ser una vía eficiente en algunos yacimientos, en otros puede no ser tan viable, para la Cámara del sector hidrocarburos, esta técnica debe ir acompañada de la firma de nuevos contratos de exploración y producción.

“Desde Campetrol, queremos resaltar su importancia, en un momento en el que la industria energética de nuestro país enfrenta desafíos significativos, según Fedesarrollo, en un escenario de baja exploración la producción diaria promedio de petróleo en Colombia disminuiría hasta 595 mil barriles por día”, subraya la cámara.

Por eso, Campetrol pide promover el desarrollo y la expansión de la exploración petrolera en Colombia, como es el caso de Santander donde el sector representa el 22,7 % del PIB departamental, siendo uno de los dos departamentos de Colombia con la importancia de tener una refinería, y donde Ecopetrol generó alrededor de 21.000 empleos en 2022.

La asociación de geólogos y geofísicos también se une a los llamados de atención al Gobierno nacional en su postura de irse por el recobro y prescindir de nuevos contratos de exploración.

“Hacemos un llamado al Gobierno nacional para que genere las estrategias sociales, ambientales, de orden público, entre otras necesarias para que se reactiven los más de 30 contratos suspendidos de exploración y explotación de hidrocarburos o considere la apertura de nuevos contratos”, dice este gremio.

La Acggp insiste en que, si Colombia no busca nuevos yacimientos de hidrocarburos, el recobro mejorado no será capaz de dar la reposición de reservas que necesita el país. “Para aumentar las reservas es fundamental implementar nuevas tecnologías, no solo para el recobro mejorado, sino para la misma exploración de hidrocarburos que garantice la autosuficiencia del país”.

La ACP advierte que, en relación con los recursos contingentes, el recobro contribuye únicamente al desarrollo de los proyectos cuya contingencia sea la tecnología con la cual se va a explotar el yacimiento; los demás proyectos en los cuales el factor restrictivo es infraestructura, regulación o precio, entre otros aspectos, no se verán favorecidos con la aplicación de esta técnica.

Expertos y gremios advierten que esta técnica debe ir acompañada de la firma de nuevos contratos de exploración y producción, porque el recobro mejorado no será capaz de dar la reposición de reservas que necesita Colombia.

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Periodista económico en Vanguardia. Ganador del premio Simón Bolívar a mejor reportaje en audio en 2023. Magíster en Estudios Políticos, de la Universidad de Caldas. Comunicador Social – Periodista, de la Universidad Pontificia Bolivariana.

@MiguelOrlandoAM

malguero@vanguardia.com

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