Nuevas técnicas de exploración y recuperación en el sector energético colombiano

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El incremento de las exploraciones y el despliegue de tecnologías de recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) en los campos petrolíferos más envejecidos para impulsar su output podría ayudar al sector energético colombiano a expandirse aún más, luego de que la principal empresa petrolera del país volviese a presentar rentabilidad.

A principios del pasado mes, la compañía nacional de petróleo Ecopetrol, la cual es propiedad del Estado en un 90% aproximadamente, anunció que incrementaría su producción en los campos onshore y offshore que tengan buenas perspectivas.

Juan Echeverry, CEO de Ecopetrol, dijo en el lanzamiento de los resultados financieros de 2016 de la compañía que los planes deberían elevar los números de los pozos de alta mar de dos a seis este año, y los terrestres de cinco a 11.

También se ha anunciado que el gasto en actividades exploratorias, de US$ 280 millones en 2016, será más del doble este año, alcanzando US$ 650 millones en inversiones previstas.

Según datos de la Administración de Información Energética de los Estados Unidos, a pesar de ser el tercer productor regional después de Venezuela y Brasil, la producción de crudo en Colombia se ha estancado en aproximadamente 1m de barriles diarios (bpd) desde 2015 después de haberse expandido durante cinco años hasta 2013.

La exploración disminuyó a raíz de la caída de los precios del petróleo. El número de equipos activos en Colombia cayó de 45 en 2014 a sólo dos a día de hoy, según la empresa estadounidense de investigación energética Baker Hughes, lo que llevó al país a buscar nuevas formas de aumentar tanto la producción como las reservas.

Aumento de las ganancias en medio de perspectivas cautelosas

Mientras Ecopetrol experimentó en 2016 lo que Echeverry llamó un año “lleno de retos”, la compañía registró beneficios de 1,56 billones de pesos (US$ 547,6 millones) en dicho año, habiendo registrado pérdidas el año anterior por valor de 3,98 billones de pesos (US$ 1.400 millones).

Sin embargo, incluso con el regreso a las ganancias y las perspectivas de precios energéticos más altos derivados de los recortes de producción acordados por la Organización de Países Exportadores de Petróleo, Echeverry enfatizó que 2017 también será un año duro para la compañía, que continuará su lucha en busca de mayores eficiencias y reducción de gastos generales.

A principios de febrero, la agencia de calificación Fitch dijo que el posible cambio en la estrategia operativa de Ecopetrol podría resultar en menores gastos de capital, reduciendo así su capacidad para realizar nuevos descubrimientos o impulsar eficiencias extractivas en los descubrimientos ya hechos mientras las reservas se reducen.

La poca flexibilidad para los recortes de producción ha hecho que la empresa mantenga su output. El año pasado Ecopetrol mantuvo altos sus niveles de producción, en 718.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), por encima de la meta de 715.000 boepd.

Sin embargo, según Fitch, sus reservas sólo pueden sostener el nivel actual de producción durante 7,1 años, tiempo que se podría reducir incluso más si se toma en cuenta el reciente deterioro en los precios del petróleo y la necesidad que tiene Ecopetrol de mantener el flujo de caja.

Cualquier recorte en inversiones podría afectar la capacidad de la empresa para mantener las reservas, en el largo plazo, por encima de los niveles de producción. Fitch ha advertido que esto “podría reducir la vida de las reservas a menos de seis años y debilitar su perfil de crédito independiente”.

Los analistas también se han mantenido cautelosos en lo que se refiere a las perspectivas de Ecopetrol para el mediano plazo. El mes pasado la firma estadounidense Zacks Investment Research cambió su consejo a la baja –de comprar a mantener– en línea con otras corredurías que mantienen posiciones de bajo rendimiento en la compañía.

Reduciendo las preocupaciones

Por otro lado, planes para acelerar el gasto en exploración y desarrollo podría ayudar a que Ecopetrol amaine las preocupaciones que los inversores tienen sobre sus decrecientes reservas de petróleo y gas.

La confianza de los inversores podría ser impulsada por los planes de la compañía para incrementar el gasto en tecnología EOR para maximizar la vida operativa de los campos petrolíferos más maduros.

A día de hoy, el programa EOR de Ecopetrol ha contribuido a aumentar sus reservas acumuladas en 1,65 millones de barriles, extendiendo la vida operacional en varios campos.

Un ejemplo de este éxito es el de Las Ciras Infantas, el campo más antiguo de Ecopetrol que empezó sus operaciones en 1918, en Santander, donde la empresa ha colaborado con Occidental Andina – una compañía doméstica del sector energético – para impulsar el output mediante la EOR.

Aunque está muy por debajo de su máximo de 1939, cuando la producción de dicho campo petrolífero alcanzó los 60.000 bpd, nuevas perforaciones y el despliegue de la tecnología EOR contribuyeron a que la producción alcanzara el año pasado los 40.000 bpd, aumentando desde los 5.000 bpd en 2003.

En su declaración de marzo, la compañía dijo que continuará aprovechando las reservas adicionales en los campos maduros, añadiendo que 12 de los 18 proyectos piloto usando EOR en 2016 han registrado aumentos en la producción.

Nuevos descubrimientos

Las perspectivas de Ecopetrol –y las de su socio de producción, la compañía de operaciones Anadarko Petroleum, con base en Texas– recibieron un impulso adicional a principios de marzo con el anuncio de que existe una presencia probada de gas en un pozo offshore del sur del mar Caribe.

Los hallazgos del pozo de aguas profundas Purple Angel 1, donde la perforación a unos 4.800 metros de profundidad confirmó la existencia de una columna de gas de al menos 520 metros, fueron “prometedores”, aseguródijo Ecopetrol en un comunicado de prensa.

En un anuncio separado el mes pasado, Anadarko dijo que intensificará sus actividades de exploración y evaluación en aguas profundas en la costa colombiana.

Aunque aún falta un comunicado sobre la viabilidad comercial de los hallazgos en el mar Caribe, los descubrimientos representan perspectivas positivas, las cuales están apoyadas por planes para realizar más exploraciones.

 

 

New exploration and recovery techniques in Colombia’s energy sector

En Español

Increased exploration and deployment of enhanced oil recovery (EOR) technology to boost output at ageing fields could help Colombia’s energy sector expand further, following a return to profitability at its main oil firm last year.

Early last month national oil company Ecopetrol – which is roughly 90% state-owned – announced it would be increasing both on- and offshore exploration efforts at fields seen as having strong prospects.

The plans should raise offshore well numbers from two to six this year, and onshore ones from five to 11, Juan Echeverry, CEO of Ecopetrol, said at the release of the company’s 2016 financial results.

Spending on exploratory activity is also slated to more than double, with projected investments of $650m this year, up from $280m in 2016.

Despite being the region’s largest producer after Venezuela and Brazil, Colombia’s oil production has stagnated at about 1m barrels per day (bpd) since 2015, following rapid expansion in the five years to 2013, according to the US Energy Information Administration.

Exploration tapered in the wake of the crash in oil prices; the active rig count in Colombia fell from 45 in 2014 to just two today, according to US-based energy research firm Baker Hughes, prompting the country to look for new ways to boost both output and reserves.

Profits up amid cautious outlook

While Ecopetrol experienced what Echeverry characterised as a “challenging” year in 2016, the company nonetheless posted a profit of COP1.56trn ($547.6m) in 2016, having registered a COP3.98trn ($1.4bn) loss the year before.

However, even with the return to profit – and the prospect of higher energy prices this year following production cuts agreed by the Organisation of the Petroleum Exporting Countries – Echeverry stressed that 2017 would also be a tough year for the company, which would continue its quest for further efficiencies and overhead reduction.  

At the start of February ratings agency Fitch said the possible shift in Ecopetrol’s operational strategy could result in reduced capital expenditure, lowering its capacity to make new discoveries or boost extractive efficiency at old ones as reserves dwindle.

With little flexibility for production cuts, the company is maintaining output. Last year the oil firm kept production levels high, at 718,000 barrels of oil equivalent per day (boepd), above the targeted 715,000 boepd.  

However, according to Fitch, its stocks can only sustain the current rate of production for 7.1 years, adding that this could fall further given the recent deterioration in oil prices and Ecopetrol’s need to maintain cash flow.

Any cuts in investment could affect the firm’s ability to maintain reserves above production levels in the long run, something Fitch warned “could continue to reduce reserve life to less than six years and weaken the company’s standalone credit profile”.

Analysts have remained similarly cautious about Ecopetrol’s medium-term prospects: last month US-based Zacks Investment Research lowered its advisory from buy to hold, in line with several other brokerages that have taken hold or underperforming positions on the company.  

Easing reservations

However, plans to further ramp up spending on exploration and development may help Ecopetrol counter investor concerns over its narrowing oil and gas reserves.

Investor confidence could be buoyed by the company’s plans to increase spending on EOR technology to maximise the operational life of maturing fields.

To date, Ecopetrol’s EOR programme has contributed 1.65m barrels to its accumulated reserves, extending operational lifespan at a number of fields.  

One example of this success is at La Ciras Infantas – Ecopetrol’s oldest field, which began operations in 1918 – in Santander, where the firm has collaborated with domestic energy firm Occidental Andina to boost output via EOR.

Though well short of its peak in 1939, when the field’s production hit 60,000 bpd, new drilling and deployment of EOR technology saw output top 40,000 bpd last year, up from a mere 5000 bpd in 2003.  

In its March statement, the company said it would continue to leverage additional reserves in mature fields, adding that 12 of its 18 pilot projects using EOR in 2016 had registered an output increase.

New discoveries

Ecopetrol’s prospects – and those of its production partner, Texas-based operating company Anadarko Petroleum – received a further boost in early March with the announcement of a proven gas presence in an offshore well in the southern Caribbean.

Findings from the deepwater Purple Angel 1 well, where drilling to a depth of 4800 metres confirmed existence of a gas column of at least 520 metres, were “promising”, Ecopetrol said in a press statement.

In a separate announcement last month, Anadarko said it would be stepping up its deepwater exploration and appraisal activities off the Colombian coast.  

While a statement on the Caribbean find’s commercial viability has yet to be issued, the discovery represents a positive prospect, supported by plans for further exploration. 

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