Con participación privada Ecuador prevé duplicar producción de petróleo
Atraer inversiones, explorar nuevos yacimientos y reacondicionar pozos son algunas de las estrategias del Gobierno para alcanzar esta meta.
Con una nueva política hidrocarburífera y una mayor participación del sector privado, Ecuador se ha propuesto duplicar su producción petrolera diaria a un millón de barriles, una meta ambiciosa que el Gobierno ha emprendido, a través del Decreto Ejecutivo N° 95.
El Viceministerio de Hidrocarburos detalla que el plan de crecimiento está enfocado en mantener la actual producción y atraer nuevas inversiones que generen un aumento aproximado de 505.000 barriles promedio al día (BPD). Ese volumen se lograría en un 20 por ciento con proyectos exploratorios con potencial incremental y el porcentaje restante con la optimización de producción de campos, previamente explotados para el final del actual período gubernamental.
Actualmente, Petroecuador es el responsable de extraer aproximadamente el 80 por ciento del petróleo a nivel nacional. Hasta el 17 de agosto, la producción de crudo alcanzó los 495.464 barriles por día.
El ente hidrocarburífero puntualiza que en coordinación con el Ministerio de Ambiente, Agua y Transición Ecológica (MAATE) se ejecutarán las actividades comprometidas de los contratos de participación para los Bloques Chanangue, Charapa, Iguana y Espejo, acciones encaminadas al descubrimiento de nuevas reservas de petróleo, así como para impulsar la implementación de proyectos de recuperación mejorada. Esas acciones permitirán contrarrestar la declinación de los yacimientos y continuar con el desarrollo del campo Ishpingo, abierto desde el 13 de abril con el pozo Ishpingo-A5 y con una producción aproximada de 6.000 BDP.
“Esta cartera de Estado, en coordinación con el MAATE, permitió iniciar la perforación de los pozos exploratorios Jandaya-1, Tui-1, Yin-1, obteniendo una producción inicial superior a los 1.000 BDP para cada uno de los pozos”, manifiesta la entidad.
Asimismo, destaca que el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNR) con Petroecuador están solventando los retrasos que han surgido en los proyectos por factores exógenos y que adicionalmente están analizando otros considerados estratégicos.
Según el plan, el 80 por ciento del crecimiento dependerá de inversión privada y el 20 por ciento de dinero público. Ambos sectores están ejecutando varias actividades para incrementar la producción petrolera, entre ellas la campaña de perforación, reacondicionamiento y perforación en Auca, Shushufindi, Yuralpa, Sacha e Ishpingo, MDC, Tapir, Johanna, entre otras.
Tecnología y sostenibilidad
El MERNR resalta que todos los proyectos exploratorios que apalancarán la producción de hidrocarburos para las siguientes décadas utilizarán tecnología de punta y un desarrollo sostenible con las comunidades y medio ambiente de las zonas de influencia.
A decir de Jesús Rodríguez, gerente técnico EOR de la compañía de tecnología upstream para el desarrollo de la producción global de petróleo y gas Nakasawa Resources, para cumplir con la meta, Ecuador deberá implementar varias tecnologías de recuperación mejorada de petróleo (conocidas como EOR). Estos sistemas, explica, se aplican durante el ciclo de vida posterior de un yacimiento con el fin de aprovechar la improductividad de los pozos y aumentar las reservas, tecnologías que, aunque son recientes, ya se han utilizado en el país.
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“En 2015, la entonces empresa Petroamazonas demostró que las tecnologías EOR con inyección de agua aplicadas a cinco yacimientos lograron una tasa de recuperación de los reservorios del 24 por ciento, cerca del rango mundial del 27 por ciento. Algo que es positivo si se estima que otros métodos como el de la inyección de vapor pudieran llegar al 70 por ciento según los resultados de los estudios de la empresa hoy fusionada con Petroecuador”, menciona.
Rodríguez expresa que en el mercado internacional Ecuador sufre del conocido ‘castigo de descuento o diferencial’, dado que los dos tipos de crudo que comercializa están entre los pesados y medianos: Oriente (24° API) y Napo (18° API); cuando la referencia West Texas Intermediate (WTI) es de 39° API. Por esta razón, la extracción de crudo pesado demanda de mayores recursos y por ende pérdida en la rentabilidad.
“Las tecnologías EOR con el método de inyección de vapor han tenido un rol importante en la recuperación terciaria de crudos altamente viscosos y de bajo API, llegando a obtener un recobro de 50-60 por ciento”, señala.
Hasta finales de 2022 Petroecuador prevé adjudicar 11 proyectos petroleros. El Viceministerio de Hidrocarburos detalla que el contacto con las operadoras que mantienen contratos suscritos con el Estado es permanente y que varias empresas están interesadas en la migración contractual. El objetivo es fomentar mayor inversión, principalmente en fase de exploración, lo que permitirá ubicar nuevas reservas que puedan ser explotadas en beneficio del Estado.
“Más allá del proceso de migración, los equipos negociadores llevarán a cabo sus actividades en plena observancia de la norma constitucional y legal, buscando acuerdos que mantengan la rentabilidad actual para el Estado o que se mejore. Considerando que, por mandato constitucional, siempre el Estado debe tener beneficios mayores respecto de los que percibe la empresa operadora”, recalca el Viceministerio.
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