Para llegar a una producción cercana a los 37.000 barriles de petróleo por día, pero con el claro objetivo de triplicarla en el 2020, la compañía petrolera Mansarovar Energy Colombia invertirá 490 millones de dólares, 1,45 billones de pesos, en los próximos cinco años.
Así lo indicó su presidente ejecutivo, Harvinderjit Singh. También dinamizarían la implementación de técnicas de recuperación secundaria de crudo pesado.
¿Cuánto invertirán en los próximos cinco años?
Tenemos un plan de negocio con diferentes escenarios de precios del crudo. Nuestro caso base parte de 57 dólares por barril en el 2017 para la referencia Brent y se planea invertir cerca de 490 millones de dólares, de darse una exitosa renegociación del contrato de Asociación Nare.
Con precios 10 por ciento menores, una buena cantidad de proyectos no serían viables y se aplazarían, por lo que la inversión podría reducirse a cerca de 360 millones de dólares en los próximos cinco años.
Y con precios 10 por ciento mayores se acelerarían algunas perforaciones en los campos Nare y Velásquez, y ampliaríamos la cobertura de la inyección continua de vapor a otros campos de la Asociación. Eso implicaría una inversión total en los 5 años cercana a 700 millones de dólares.
¿Cómo aportarán a la producción en este último trimestre?
En el 2016 se han venido realizando trabajos como ‘workovers’, ‘sidetracks’ y ‘water shut-offs’, para optimizar la producción y contrarrestar la declinación natural, que es superior al 12 por ciento anual en la mayoría de los campos. Así esperamos cerrar el año en un promedio de producción cercano a los 37.000 barriles por día.
¿Cuánto van destinar al crecimiento, vía compra de campos?
No existe un monto fijo, ya que se recurre a ‘cash call’ a accionistas si los proyectos son técnica y económicamente viables. La dificultad radica en encontrar activos en Colombia que cumplan con los mínimos de tamaño establecidos por los accionistas.
Existe interés en diferentes cuencas. El valle del Magdalena Medio tiene mucho sentido para nosotros, dada la cercanía a nuestros campos productivos actuales, pero también estamos evaluando activos en otras cuencas maduras como Llanos, valle superior del Magdalena, Putumayo y Catatumbo.
En la próxima minirronda de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) evaluaremos activos en cuencas menos exploradas como el valle inferior de Magdalena y Sinú-San Jacinto.
¿En la meta de lograr 120.000 barriles para el 2020, cómo aportarán las diferentes tecnologías?
Nos esforzaremos por traer a la superficie aquellos barriles que sean eficientes y rentables. Con ese objetivo, las tecnologías de recobro mejorado jugarán un rol muy importante.
Solo los proyectos de inyección continua de vapor en los campos de Nare y de inyección continua de agua en Velásquez deberían poder incrementar nuestras reservas significativamente y la producción de esos proyectos debería ser de cerca del 40 por ciento de la producción en el 2020.
¿Qué tanto se puede recuperar el mercado local si la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) acuerda reducir la producción?
Vemos con incertidumbre un posible acuerdo entre los países de la Opep y Rusia, ya que históricamente han sido disidentes.
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Faltando un mes para firmar el acuerdo, no se tiene claro frente a qué mes debe congelarse la producción y la Opep aumentó a su máximo de 8 años la producción durante septiembre.
De llegarse a un acuerdo a finales de noviembre de este año, se daría un leve incremento en el precio, pero consideramos que, ante los altos niveles de inventario y la lenta recuperación de la demanda, no se verán subidas fuertes de precios y, por el contrario, la volatilidad se mantendrá, haciendo fluctuar el precio entre los 50 y 60 dólares por barril en el 2017.
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