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Campo Rubiales 'inyecta oxígeno' a los números de Ecopetrol

Campo Rubiales 'inyecta oxígeno' a los números de Ecopetrol

La meta de la estatal petrolera es mantener la producción en 140.000 barriles de crudo al día.

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Por: REDACCIÓN EL TIEMPO
29 de junio 2016 , 08:50 p. m.

Aunque solo hasta hace ocho meses la junta directiva de Ecopetrol tomó formalmente la decisión de que la compañía asumiera la operación del campo Rubiales, principal área productora del país, el plan de recibo comenzó hace aproximadamente dos años, identificando el estado de los activos, los pasivos, los predios y aquellas obligaciones y responsabilidades propias de la operación.

A partir de mañana, cuando la petrolera de mayoría estatal asume la operación y producción de un área que se desarrolló en asocio con Pacific Exploration and Production (Pacific E&P), y que fue clave para que el país lograra un repunte sostenido en su producción, hasta alcanzar el millón de barriles por día, no solo asume los beneficios económicos en momentos en que el crudo sigue por debajo de los 50 dólares el barril. También queda a su cargo con grandes retos operativos para mantener la rentabilidad de un área que está declinando a una tasa anual del 30 por ciento.

El vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva, reveló que al recibir la totalidad de la producción, la compañía tendrá un salto importante en sus ingresos brutos, que podrán incrementarse entre el 45 y el 50 por ciento en los próximos años. (Además: Campo Rubiales empezará a ser operado el próximo viernes)

Además, al tratarse de una producción unificada, el emblemático campo de crudo pesado, que marcó el desarrollo de este tipo de petróleo en Colombia, permitirá un incremento del 12 por ciento en el nivel de regalías, de acuerdo con las normas que rigen para la terminación de los contratos de asociación.

Así, mientras hoy, por cada 100 barriles que se producen en el campo Rubiales 20 son de regalías, 46 barriles son de Ecopetrol y 34 barriles pertenecen a Pacific Rubiales, a partir de la liquidación de julio, cuando la compañía de la iguana inicie en firme su operación, de cada 100 barriles producidos 32 serán de regalías y 68 serán de su propiedad.

Es decir, el pago de regalías pasará del 20 al 32 por ciento de la producción en boca de pozo.

Amplio reto

En los últimos años, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la producción del campo Rubiales ha venido registrando su declinación natural (cada vez sale más agua que petróleo), pues mientras en el 2013 tuvo el pico de su producción, con un nivel diario de 208.700 barriles por día, el año pasado ese volumen cerró en 163.600 barriles por día y este año, entre enero y abril, el nivel se ubicó en 147.200 barriles por día. A la fecha, según Manosalva, la producción del campo está en 135.000 barriles diarios.

Incluso, hoy el campo produce unos 3,4 millones de barriles de agua al día, de los cuales 300.000 barriles diarios se vierten al caño Rubiales y 3,1 millones se reinyectan en el subsuelo.

Por ello, de acuerdo con el directivo, desde hace dos años Ecopetrol ha venido construyendo un plan de desarrollo complementario, pensando en que una vez definida la terminación del contrato y la operación por parte de Ecopetrol, se comience a desarrollar.

El objetivo de la estrategia es ejecutar la llamada perforación infill, a través de la apertura de cerca de unos 1.000 pozos adicionales a los ya perforados, lo cual va a permitir drenar, de una forma adicional el campo y poder mantener los niveles de producción por los próximos años.

Es una perforación similar, pero lo que se hace es perforar pozos en la mitad de otros ya perforados, en los espacios que hay entre uno y otro”, explicó el directivo.

Así, la meta es enfrentar una declinación natural del 30 por ciento anual, y el objetivo es que la producción del campo se estabilice alrededor de los 140.000 barriles por día.

Sin embargo y pese a que el campo Rubiales es el segundo más grande del país al medirse por petróleo original en sitio (4.800 millones de barriles) después del campo Castilla (tiene 6.000 millones de barriles), la inversión en perforación adicional no comenzará inmediatamente.

Según indicó Manosalva, el ritmo de inversión estará atado –como pasa con la coyuntura actual– a la evolución de los precios del petróleo y solo hasta el último trimestre del año se podrá definir el ritmo y los niveles de inversión que se podrán desarrollar a partir del año 2017.

No obstante, la compañía está revisando todos los indicadores del área y a partir del segundo semestre implementará los programas de eficiencia que ha venido incorporando en toda su cadena productiva.

“Una vez conozcamos en detalle el campo estableceremos dónde va a estar la optimización”, señaló al precisar que con estos datos se irán construyendo los escenarios de inversión. “Es algo que tendremos definido en el último trimestre del año”, indicó.

Lo que recibe la petrolera este jueves

En un acto formal presidido por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, y al que asistirá un representante de Pacific Exploration and Production, la compañía de mayoría estatal recibe principalmente los activos con los que se extrae el crudo.

Desde el jueves, cuando comience a ‘mandar’ en el campo, Ecopetrol queda a cargo de 1.144 pozos productores que se han perforado para desarrollar la producción, de los cuales cerca del 50 por ciento se encuentran activos y un 40 por ciento están inactivos por condiciones operacionales. Además, recibe, en operación subterránea, 47 pozos inyectores de agua.

Y en cuanto a infraestructura de superficie, el campo cuenta con dos facilidades para el manejo y tratamiento de agua y crudo. La primera es la denominada CPF1, que tiene una capacidad para tratar 120.000 barriles de petróleo por día y de 1,5 millones barriles diarios de agua.

La segunda es la unidad CPF2, con capacidad de 140.000 barriles por día de petróleo y 2,7 millones de barriles de agua diarios.

Ecopetrol precisó que activos como el Oleoducto de los Llanos (ODL) y la empresa Petroeléctrica de Los Llanos no hacen parte de lo que se recibe.

En el primero Pacific E&P sigue teniendo el 35 por ciento de participación (Ecopetrol tiene el resto) y en el segundo sigue teniendo la totalidad de la propiedad.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor  ECONOMÍA Y NEGOCIOS
En Twitter: @omarahu

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