3 de February de 2012 00:00

USD 127 millones se destinarán para inversiones de riesgo

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Del total de inversiones previstas para aumentar la producción de crudo de los campos Shushufindi y Libertador, el 8% se destinará a proyectos de recuperación mejorada.

Las áreas Shushufindi-Aguarico y Libertador-Atacapi de Petroecuador forman parte de los campos calificados como maduros, porque han sido explotados por más de 30 años y la extracción de petróleo ha bajado hasta 60%.

Para aumentar la producción de crudo, Petroecuador firmó un contrato con el consorcio Shushufindi (conformado por Schlumberger, Tecpetrol y KKR) para intervenir en Shushufindi.

Por cada barril adicional en este campo, el Estado pagará a las compañías USD 30,62.

Mientras que en Libertador trabajará el consorcio Pardaliservices S.A. (Tecpetrol, Schlumberger, Canacol y Sertecpet) con una tarifa de USD 39,53 por barril.

El Régimen ha sostenido que la principal actividad de las firmas en los campos maduros será desarrollar proyectos de recuperación mejorada o secundaria.

Estos implican inyectar vapor de agua, CO2 o químicos como polímeros en los yacimientos para subir su presión y mejorar la salida del petróleo a la superficie.

Sin embargo, según datos enviados por Petroecuador en un comunicado el lunes, para estos proyectos solo se destinará el 8% de toda la inversión prevista.

Las cinco empresas invertirán en Libertador y Shushufindi un monto total de USD 1 678 millones. De ello, solo USD 127,3 millones estarán destinados a proyectos de recuperación.

Petroecuador denomina a este monto específicamente como inversión de riesgo.

Los USD 1 551 millones restantes se invertirán en actividades de mejoramiento dentro de los pozos ya existentes y en la perforación de nuevos pozos. Lo cual permitirá aumentar la producción.

El presidente del Comité de Energía, de la Cámara de Comercio Ecuatoriano-Americana, Héctor Paz y Miño, explicó el hecho bajo dos argumentos.

El primero, que las técnicas de mejoramiento de producción conocidas como IOR —por sus siglas en inglés— deben agotarse antes de implementar los proyectos de recuperación mejorada.

Y en segundo lugar, detalla que las primeras técnicas son más seguras por sus resultados al corto plazo, lo cual significa que sean más rentables. “Esa rentabilidad va a permitir que se siga el proceso a técnicas más sofisticadas”.

Paz y Miño destacó que el gran desafío será que exista armonía entre Petroecuador, como operadora de los campos, y las empresas que inyecten tecnología y capital para que el proyecto para levantar la producción tenga éxito.

El titular de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera, José Luis Ziritt, indicó que la puesta en marcha de los procesos de recuperación mejorada requerirá de un estudio previo de un año.

Durante este tiempo, advirtió, se deben analizar detalladamente las condiciones de los campos antes de inyectar en los yacimientos productos como CO2 o polímeros para levantar el crudo.

El ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástor, dio a conocer además que con las empresas se definirá una segunda tarifa para la exploración del Precretásico. Esta es una formación geológica más profunda (cerca de cinco kilómetros debajo de la superficie) que podría tener petróleo.

“Si invierten a riesgo podrían tener una rentabilidad ya no del 15% sino hasta del 25%.”

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