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Colombia tiene un factor de declinación de 17%, y si bien el sector ha intentado mantener la producción, hay desgastes en yacimientos
La caída en la producción de crudo en un yacimiento petrolero, por cuenta de la reducción de la presión interna en el tiempo, es conocida como declinación natural. Actualmente, la declinación promedio de los campos hidrocarburíferos de Colombia es de 17%, por lo que, para hacer frente a esta disminución, el sector realizará inversiones que aumentarían hasta en 2% la capacidad productiva en 2022.
Luis Guillermo Acosta, director ejecutivo de Acipet, explicó que el promedio anual global de declinación de producción para campos en los cuales no se les hace absolutamente nada de mantenimiento (“wellwork”) podría llegar hasta 21% si no se incorporan nuevas reservas.
Así, “las mejores prácticas de empresas locales y multinacionales podrían incrementar la producción de los campos en un 8% anual si se hace un trabajo óptimo en los pozos (wellwork)”, indicó Acosta.
Con base en esta explicación, en 2021, si bien el sector no sufrió una caída considerable en la producción de petróleo y gas, sí mantuvo la tendencia de declinación constante como consecuencia de no adicionar nuevos recursos, lo que podría repercutir en el nivel de autosuficiencia energética en el futuro.
En este sentido, de no realizarse esfuerzos en inversión para mitigar esta pérdida de capacidad, la producción podría llegar a disminuir en 125.000 barriles diarios (kbpd), lo que significa que los niveles actuales caerían hasta en 610 kbpd, de no realizarse nuevos trabajos en los campos.
Y es que, para este año, el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Francisco Lloreda, estima que la producción diaria de crudo alcance mínimo los 760 kbpd, lo que es un incremento cercano a los 15.000 barriles si se compara con el promedio de producción evidenciado en 2021.
En estos términos, las inversiones destinadas a la producción, previstas en US$3.270 millones, darían paso a mitigar parte de la declinación natural de los campos e incrementar en 2% la producción anual.
Es por esto que cerca de 42% de los recursos esperados para producción, estarán dirigidos a los pozos de desarrollo, mientras que 34% irá para facilidades en procesos y 24% para recobro. Aquí cabe recordar que, según el último reporte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en 2021 se perforaron más de 220 pozos de desarrollo, presentando así un incremento de 49 yacimientos frente al acumulado a julio de 2020.
“Casi dos terceras partes de las compañías del sector consideran que hubo cambios en el ambiente de inversión en aspectos como tarifas de transporte y política”
El presidente de Campetrol, Nelson Castañeda, apuntó que el nivel de operación de taladros es clave para hacer frente a este factor de declive. Frente a este punto, el directivo gremial señaló que la actividad de equipos activos aumentó 40% anual, aspecto que evitó que la declinación fuera mayor en 2021.
No obstante, la caída de la producción petrolera completa seis años en Colombia, explicada por el ciclo global de contracción de precios y de capital hacia la actividad extractiva.
De esta manera lo explicó Juan Pablo Fernández, analista del sector de hidrocarburos, quien agregó que esa tendencia se profundizó en 2020 y 2021, lo que va en línea con la cautela por parte de las empresas en sus presupuestos de inversión, teniendo en cuenta la incertidumbre en precios y en el panorama político local.
Se prevé producción de 1.106 mpcd en gas
Ligado a los esfuerzos en inversión para los pozos existentes, las cifras de la ACP revelaron que para 2022 se espera una producción de gas de 1.106 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que es igual a 194.000 barriles de petróleo equivalentes.
En este sentido, dicho segmento recibirá cerca de 14% de los recursos previstos en materia productiva de hidrocarburos, gran parte de estos concentrados en zonas como la Cordillera Central y los Llanos Orientales.
Cabe anotar que el volumen es superior a la demanda media proyectada por la Upme (850 mpcd), de modo que se espera atender con tranquilidad la demanda del mercado.
En la capital, el Sistema Chingaza aumentó su nivel de agua a un ritmo de 0,33%, pero también el consumo de agua, en 0,07 m³/s
Según cifras de la Secretaría de Gobierno de Bogotá, hasta la fecha, se han llevado a cabo inspecciones en 50 ubicaciones
Los ministerios de Minas y Transporte no han definido lo que sucederá con la medida, que todavía se encuentra “en estudio”
