COMBUSTIBLES
Producción de gas y petróleo en Colombia registró una leve caída en enero de 2021
Durante el primer mes del año, la producción comercializada de gas cayó en un 1,5 %.
El Ministerio de Minas y Energía anunció este martes que la producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.090 millones de pies cúbicos por día en el primer mes de 2021.
Lo anterior corresponde a una caída del 1,5 % en contraste con la producción de gas registrada en diciembre del año pasado, cuando fue de 1.107 millones.
Ahora, si se compara con enero de 2020, cuando salieron 1.116 millones de pies cúbicos, la producción de este energético tuvo una disminución del 2,3 %.
De igual manera, los puntos del país en los que mayor disminución del gas comercializado se presentó fueron los campos Floreña, Floreña Mirador (Yopal, Casanare) y Chuchupa (Manaure, La Guajira), por los trabajos de mantenimiento de equipos que se llevaron a cabo.
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De otro lado, la producción de petróleo durante el primer mes de 2021 fue de 745.247 barriles en promedio por día (bpd), lo que significa una caída del 1,9 % frente a los datos reportados en diciembre pasado, cuando se extrajeron 760.016 bpd.
Este dato, frente al de la producción de enero de 2020, cuando fue en total de 883.872 bpd, registra un descenso del 15,6 %, según dijo la cartera de Minas y Energía.
La disminución que sucedió en enero se dio, en gran medida, por la producción diferida de los campos Castilla y Castilla Norte ante la restricción en las actividades de vertimiento de aguas de producción, lo que provocó el cierre de aproximadamente 123 pozos, perdiendo hasta 17.000 bpd.
Del mismo modo, se presentaron diferidas de menor proporción en los campos Yariguí, Cantagallo (Cantagallo, Bolívar), Rubiales (Puerto Gaitán, Meta) y Akacías (Acacías, Meta), por problemas mecánicos y eléctricos.
Finalmente, durante enero de 2021 se inició la perforación de un pozo exploratorio y 33 pozos de desarrollo en Colombia.
Con respecto a las reservas que hay en el país, Ecopetrol anunció en días pasados que al cierre de 2020, las reservas probadas netas de petróleo fueron de 1.770 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe), lo cual representó una disminución del 6,5 % con respecto a 2019, cuando fueron 1.893 Mbpe.
El índice de reemplazo de reservas fue del 48 % y la vida media de las mismas equivale a 7,5 años.
Las reservas de gas representan el 29 % de este volumen, con una vida media de 10,1 años, mientras que las de líquidos son el 71 % restante, con una vida media de 6,8 años.
“La reducción de las reservas probadas fue ocasionada principalmente por la caída en un 32 % de los precios de los hidrocarburos utilizados para la estimación”, dijo Ecopetrol.
Y es que 2020 fue un año particular para los precios internacionales del petróleo, pues la pandemia del coronavirus y las restricciones a la movilidad tumbaron la demanda de crudo, haciendo que los precios del combustible alcanzaran mínimos históricos.
En el peor momento de la pandemia, el petróleo de referencia Brent alcanzó a cotizarse por debajo de los US$ 20 por barril, mientras que el WTI tocó, por primera vez en la historia, valores negativos.
“Ecopetrol estima que el efecto precio implicó una disminución sobre las reservas de 215 Mbpe, el cual fue contrarrestado por una adición de 114 Mbpe atribuibles a nuevos proyectos de perforación en diferentes campos como Rubiales y Caño Sur. Adicionalmente, se obtuvieron revisiones positivas por 30 Mbpe debido al buen desempeño en producción y optimización de variables técnicoeconómicas en campos como Rubiales, Castilla y otros en Norteamérica”, dijo la petrolera.
En términos de recobro mejorado, se presentó una variación positiva de 113 Mbpe debido a la incorporación de reservas por nuevos proyectos, asociados primordialmente a inyección de agua en campos como Chichimene y Castilla.
Ecopetrol dijo que en extensiones y descubrimientos continúa avanzando en la progresión de reservas probables y posibles a reservas probadas en el campo Rubiales, debido a la continuidad de la operación de perforación entre otros.
“En cuanto a descubrimientos se presentan las comercialidades de los campos Esox en Golfo de México y Andina en Colombia. Por otro lado, en ventas se tiene la cesión del interés de Hocol en los campos de La Punta y Santo Domingo por un valor de 1 Mbpe y en compras se reportan 29,9 Mbpe correspondientes a la adquisición del 43 % del Activo Guajira por parte de Hocol”, añadió.
Finalizó, afirmó que las mayores contribuciones al balance de reservas provienen de los campos Castilla, Chichimene y Rubiales, los cuales son operados directamente por Ecopetrol.
