11 de octubre de 2018 00:00

Alex Galárraga: ‘Producción en 2019 depende de licencias y presupuesto’

Alex Galárraga, gerente de la Estatal Petroamazonas. Foto: Archivo / EL COMERCIO

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Mónica Orozco
Editora (I).

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Entrevista a Alex Galárraga, gerente de la Estatal Petroamazonas

¿En julio pasado se anunció que la producción del ITT llegaría a 80 000 barriles diarios. ¿Por qué no se llegó a esa meta?

Entraron en producción unos pozos que re+sultaron buenos. Pero con ello se necesitó mayor capacidad de procesamiento de fluido (agua, gas y petróleo) y lamentablemente no contamos todavía con esa capacidad necesaria.

¿Por qué?


Es un problema de entrega de cuatro bombas de inyección de agua por parte de un proveedor, que no se hizo en el plazo previsto. Las bombas nos estarán llegando en noviembre. Estamos trabajando para duplicar la capacidad de procesamiento de fluido de 200 000 b/d a 400 000 b/d. Pese a las demoras del proveedor, creemos que estamos dentro de los tiempos, que son manejables.

¿La cantidad de agua que tienen los campos afecta a la operación del ITT? ¿Encontraron más agua de lo esperado inicialmente?

No. La cantidad de agua hallada está dentro de lo previsto. La consultora Beicip-Franlab, una consultora francesa, determinó hace varios años que en el segundo año de explotación el agua debía estar entre 280 000 y 300 000 barriles diarios (b/d). Y esos niveles son los que tenemos. Actualmente, por cada barril de petróleo que extraemos hay tres de agua.

¿Por qué ocurre esto?


Son las condiciones propias del campo, que tiene un crudo de alta viscosidad. Más bien la cantidad de agua es una ventaja en este tipo de áreas. El campo tiene acuíferos, que se conocen como infinitos, y que permiten tener suficiente presión para extraer un crudo de 14 grados API; es decir, muy viscoso. Sin eso, tendríamos que aplicar recuperación secundaria o terciaria, que son procesos más caros. Los yacimientos vecinos, que también tienen crudos pesados, evidencian un comportamiento similar. Por ejemplo, en el campo Rubiales, en Colombia, se extrae un barril de crudo de 11 grados API por cada 16 de agua.

¿La caída de producción de la estatal Petroamazonas en septiembre solo se explica por el ITT?

En agosto llegamos a una producción de 418 000 b/d de crudo (incluido gas). En septiembre cayó un poco y ahora ya nos estamos recuperando. Eso se da también porque hay una relación con el presupuesto que asigna Finanzas. Petroamazonas pidió para este año un presupuesto de USD 3 150 millones para alcanzar los 430 000 b/d (incluido gas), pero nos asignaron USD 2 874 millones. Con eso, actualizamos la meta de producción y se redujo a 419 000 b/d hasta finales de año. Este rato estamos en conversaciones con Finanzas para ver si nos dan un poco más de recursos.

¿Para qué se necesitan esos dineros adicionales?

Estamos pidiendo USD 200 millones más para estos tres meses que quedan. Los recursos servirán para subir un poco más la producción y cumplir con la meta prevista para el próximo año; si no, vamos a empezar el 2019 con un bombeo muy bajo.

¿Cuál es la meta para el próximo año?

Estamos pidiendo USD 3 190 millones para una producción de 450 000 b/d de petróleo. Si no se asigna ese monto habrá que ajustar el perfil de producción. El presupuesto de Petroamazonas ya fue enviado para análisis de Finanzas. No es mucho más que lo que pedimos para este año y, sin embargo, nos permite aumentar en 30 000 b/d el bombeo en el 2019. Años atrás Pe­troamazonas producía 419 000 b/d con un presupuesto de USD 4 700 millones, pero nosotros hemos optimizado los costos. Otro problema que hay que superar son las licencias ambientales, que están muy atrasadas.

¿Para qué áreas?

Para varias áreas, tanto para campos petroleros como para pozos. Los procesos de aprobación de las licencias son demasiado largos.

¿Cuán largos?

Hasta dos años.

¿Cuántas licencias están retrasadas?

Tenemos 30 casos, incluido el del área Ishpingo, que es parte del ITT.

¿Cuándo debía aprobarse esa licencia?


En septiembre.

¿Cuándo debe entrar en producción Ishpingo?

Esperamos que en junio del próximo año, con 30 000 barriles de crudo. Pero para eso se necesitan las licencias. Caso contrario, la meta de producción se reducirá. Sin Ishpingo, la producción del ITT será solo de 90 000 b/d. De las licencias y del presupuesto depende la producción del siguiente año.

¿Cuándo alcanzará su pico el ITT?

En el 2020, con 200 000 barriles diarios de petróleo. Esa producción requerirá que llegaremos a una capacidad de procesamiento de fluido de 1,2 millones de barriles diarios.

Además del ITT, ¿qué impulsará la producción el próximo año?

La inversión en campos menores levantará la producción en 10 000 b/d. También la inversión en seis campos, que se firmó la semana pasada.

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