Mientras a nivel académico y científico se intenta validar un compuesto llamado óxido de grafeno para tratar y limpiar las aguas producto de la estimulación hidráulica de rocas, conocida como ‘fracking’, la exploración petrolera mediante esta técnica busca reactivarse, tras varios años de mínima actividad, como consecuencia del declive de los precios mundiales del petróleo.
Luego de que los gigantes Shell y ExxonMobil decidieran replantear sus
estrategias en este frente y a la espera de una mejor señal de precios,
el principal interés real en hacer actividad exploratoria en un plazo
cercano es de la estadounidense ConocoPhillips, que en diciembre pasado
decidió adquirir a la primera la participación del potencial no
convencional que tenía en el bloque VMM 3, ubicado en los departamentos
de Cesar y Santander.
A través del único contrato adicional que se ha firmado hasta ahora
(hay un potencial en 23 bloques convencionales), en el que tiene una
participación del 80 por ciento, y cuyo 20 por ciento restante es de
Canacol Energy, Conoco Phillips tiene proyectado hacer una prueba este
año.
Sin embargo, lograr que esta compañía decidiera hacer planes para
desarrollar el primer proyecto de ‘fracking’ en el país no fue asunto
fácil.
Según conoció EL TIEMPO, en medio de la crisis de los precios del crudo
y del replanteamiento en la estrategia de negocio de las petroleras, el
año pasado esta firma fue la única que se acercó a la Agencia Nacional
de Hidrocarburos (ANH) a decir que se iba del país por decisión de su
casa matriz, ante lo cual se activaron en la entidad mesas de trabajo,
que terminaron con la firma del contrato adicional en el bloque VMM 3.
Debido a que Shell se está enfocando en proyectos costas afuera (off
shore), se trabajó con las autoridades para que ConocoPhillps tuviera
claro cómo, bajo la regulación ambiental expedida en el 2014, se debe
presentar el programa exploratorio, teniendo en cuenta el tiempo que
tardan las aprobaciones en su casa matriz, y tras un intenso trabajo la
petrolera hizo una propuesta con una nueva inversión.
Desarrollo afectado
Pero mientras los bajos precios del petróleo hicieron que las compañías
decidieran esperar antes de avanzar con actividades para el uso del
‘fracking’, las iniciativas de proyectos de petróleo y gas no
convencional comenzaron a verse afectadas por los bloqueos de las
comunidades, manifestaciones en contra de la estimulación hidráulica y
los términos de referencia ambiental salieron solo hasta el 2014.
“En la ventana que había para los primeros contratos no estaba toda la
regulación. Ahí ya se perdió un tiempo y son solo 7 contratos”, señala
una fuente conocedora del tema, quien dice que las empresas siguen
esperando y de los 6 años del período exploratorio, en 5 de estos
bloques ya han pasado tres años sin mayor actividad, todos ellos
operados por Ecopetrol.
El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco
José Lloreda, asegura que es importante para el país superar los mitos y
las falacias que existen con los yacimientos no convencionales y
entender no solo en qué consisten, sino su importancia para el
incremento de las reservas del país, cuya caída para el 2015 se da por
descontada tras los reportes realizados por Ecopetrol y por Pacific
Exploration and Production (E&P).
“Tenemos que darnos el permiso como país, de validar si es cierto o no
que existe este recurso del hidrocarburo atrapado en la roca. Me
parecería absurdo no validar esto y ya se tomará la decisión de si se
produce o no”, indicó el directivo.
En el caso de Canacol Energy, el presidente Ejecutivo de la compañía,
Charle Gamba, señala que las iniciativas de hidrocarburos no
convencionales en el país son proyectos de 8 o 10 años y que si bien la
empresa está interesada y está monitoreando la situación, no va a
invertir sino cuando el precio del crudo justifique la inversión.
“ConocoPhillips es diferente y está interesado”, agrega Gamba.
Francisco José Lloreda considera que como Colombia no es Arabia Saudita
ni Venezuela, en el corto y mediano plazo, lo que puede contribuir al
aumento de las reservas y de la producción son las técnicas de recobro
mejorado (escurrir campos) y apostarles a cuencas de frontera que no se
han desarrollado, pero complementando en el mediano plazo con los no
convencionales (‘fracking’) y con los de costa afuera.
Técnicas más eficientes
Hasta hace unos años, los proyectos de hidrocarburos no convencionales,
desarrollados principalmente por Estados Unidos, necesitaban un precio
del barril de petróleo superior a los 80 dólares para ser rentables y
viables, dependiendo del tipo de yacimiento y de la empresa que lo
desarrolla.
El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco
José Lloreda, sostiene que si una empresa a cargo está muy endeudada y
no tiene respaldo financiero, se puede reventar, pero cuando hay
compañías sólidas es factible operar dichos proyectos, cuyos costos cada
día se van a ir equiparando con los de los proyectos tradicionales.
“A la vuelta de unos años, cuando se hable de ‘fracking’ no se dirá que
son no convencionales, ya que en Estados Unidos eso es lo convencional,
lo normal”, señala.
Para la ACP, el desarrollo de estos proyectos y el aumento de las
reservas del país van a depender de que las autoridades del sector
petrolero y tributarias mantengan un régimen fiscal flexible, que no
castigue las inversiones en períodos de bajos precios del petróleo.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Eltiempo.com
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