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ENERGÍA Producción de petróleo disminuyó 5,7% anual y llegó a 736.500 barriles en promedio
martes, 25 de enero de 2022

El balance de 2021 cayó en 44.800 barriles frente a 2020. En el caso del gas, se generaron 1.076 millones de pies cúbicos diarios

La producción de petróleo durante 2021 mantuvo un ritmo estable a pesar de las expectativas no cumplidas. En promedio se produjeron 736.500 barriles diarios (kbpd), lo que es equivalente a una disminución de 5,7% anual si se compara con el año inmediatamente anterior, es decir, 2020.

Dicho balance representa una reducción de 44,8 kbpd, a pesar de la leve recuperación evidenciada hacia agosto.

La caída se explica, en primer lugar, por la reducción en las inversiones destinadas a frenar la declinación natural de los campos del país durante 2020, que no pudieron ejecutarse debido a la coyuntura del covid-19, y que propiciaron fallas eléctricas y mecánicas en las diferentes zonas productoras.

Estas fallas hicieron que mermara la producción de petróleo en departamentos como Meta, Santander y Casanare. A esto se le suman las repercusiones en operación derivadas del vandalismo durante las jornadas de protestas sociales.

El presidente de Campetrol, Nelson Castañeda afirmó que “la situación de orden público experimentada a mediados del año generó un problema logístico para toda la cadena de abastecimiento del sector, lo que impulsó una caída en la producción hasta 650 kbpd en la primera mitad de junio”.

Castañeda apuntó que cuando se apagan los pozos, para volverlos a poner en operación, es necesario tener un servicio a pozo para limpiar tuberías y establecer nuevamente la capacidad. Dicho proceso de arranque debe ser sorteado de manera tal que el suministro no se reanuda de manera inmediata.

“Es por esto que en la industria tratamos de no parar, porque si paramos el costo del impulso para iniciar de nuevo es bastante alto”, agregó.

Por otro lado, el escenario de producción de gas parece ser un poco más alentador, ya que, en línea con el informe de producción de Campetrol, en promedio se generaron 1.076 millones de pies cúbicos por día (mpcd). Esto significó un aumento de 3,3% anual.

No obstante, en el último mes del año se presentó una disminución de la producción en los campos Bullerengue, Chuchupa, Ballenas y Caramelo, en la costa norte del país, así como en Floreña, ubicado en Casanare.

Frente a este punto, la presidente de Naturgas, Luz Stella Murgas, hizo énfasis en los 127 proyectos estratégicos, que suman alrededor de US$2.900 millones, para el desarrollo y crecimiento del sector. Algunos están en estructuración y otros en ejecución, por lo que se tiene la mirada puesta en el aumento de la actividad exploratoria y productiva para este energético.

Luis Guillermo Acosta, director de Acipet, manifestó que en términos de producción, si bien el sector no sufrió una caída importante, sí se mantuvo la tendencia a declinar los pozos.

LOS CONTRASTES

  • Luis Guillermo AcostaDirector ejecutivo de Acipet

    “Las mejores prácticas de multinacionales indican que se debe incrementar la producción de los campos en 8% anual, si se hace un trabajo óptimo (wellwork). Se mantuvo la tendencia a declinar”

  • Nelson CastañedaPresidente de Campetrol

    “En 2021 se cosecharon los frutos de las optimizaciones hechas en pandemia, por lo que las compañías operadoras tendrían el flujo de caja suficiente para incrementar sus operaciones en 2022”

Sin embargo, teniendo en cuenta que el indicador anual global de declinación es de 21%, el comportamiento del precio del crudo y las mejores prácticas de las multinacionales podrían incrementar la curva de producción hasta en 8%.

“Si en Colombia no se incrementa significativamente la exploración de hidrocarburos, en unos años estaremos en riesgo de no lograr la confiabilidad energética”, dijo Acosta.

Ahora, frente a las expectativas planteadas para 2022, el directivo de Campetrol recalcó que es posible que las compañías operadoras tengan un repunte en producción.

El número de taladros activos está muy cerca de los niveles prepandemia

De acuerdo con el reporte de Campetrol, el número de taladros petroleros activos al cierre del año anterior fue de 134. De esta cantidad, 43 pertenecen a drilling y 91 a workover; además, con este registro se obtuvo un promedio anual de 117 equipos activos en 2021.

Juan Carlos Rodríguez, director del Departamento de Energías de la Universidad de América, explicó que estas cifras son prueba de la reactivación, ya que “significa que estamos muy cerca de la actividad prepandemia, que era de 140 taladros activos en el país”.

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