Si bien un país principiante en la exploración de los llamados hidrocarburos no convencionales, como Colombia, está más expuesto a que los proyectos que usan la estimulación hidráulica de rocas (‘fracking’) se posterguen por la reducción en los precios del crudo, la llama de esta frontera petrolera todavía está encendida, pero su brillo sí ha bajado.

Así lo demuestran los reportes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), los cuales señalan que, de las 24 áreas asignadas para petróleo convencional pero con potencial para gas o crudo no convencional (está más profundo), dos ya han sido objeto de interés de dos compañías.

Las compañías son Perenco Oil and Gas, petrolera domiciliada en Londres (Inglaterra) y que solicitó la suscripción de un contrato adicional para la exploración y explotación de yacimientos no convencionales en el bloque Cerrero –ubicado en el Meta–, cuya operación para la parte convencional estaba a cargo de la brasileña Petrobras, antes de la venta de 11 bloques a la londinense en el 2013.

Asimismo, una petición en este sentido le hizo Ecopetrol a la ANH para los contratos De Mares y Playón, localizados en el departamento de Santander, región perteneciente a la cuenca del valle medio del Magdalena y una de las más promisorias, según los expertos, para los hidrocarburos no convencionales.

“Los procesos de evaluación de las condiciones de contratación se encuentran en curso y no se ha definido su viabilidad”, aclaró la ANH.

Pero el interés por estas dos áreas contrasta con lo que está viviendo la industria para los cinco bloques adjudicados en la subasta petrolera del 2012 y para el que se asignó en el proceso licitatorio del año pasado a la firma Parex Resources.

Si bien de los cinco contratos del 2012 Ecopetrol participa en tres con ExxonMobil y dos los tiene de forma individual, fuentes del sector culpan al petróleo barato de la pérdida de dinámica en los estudios geológicos y en el desarrollo de las iniciativas que hace unos años se contemplaron.

Un consultado, conocedor de la industria, señala que, en los contratos suscritos en las dos últimas subastas, las compañías van a un ritmo lento, aprovechando que el período de exploración es de seis años, para hacer los diferentes estudios.

En el caso de Ecopetrol, se pudo establecer que las iniciativas que contemplan el fracking están por ahora muy quietas, luego de que la junta directiva definiera que estos proyectos no son vitales dentro de la nueva estrategia corporativa de la empresa.

Y aunque para aliviar a las petroleras de sus compromisos la ANH abrió la posibilidad de que se puedan modificar los tiempos pactados y los lugares de perforación previstos, así como liberar recursos a través de la flexibilización de las garantías para explorar, en estos seis bloques la ejecución es normal “y no presentan ninguna modificación relacionada con su objeto”.

¿Quién se atreve?

Entre tanto, en los contratos ya asignados de petróleo convencional, los cuales tienen un potencial de no convencionales a mayor profundidad, ya se están perforando algunos pozos estratigráficos (de conocimiento) para saber si es factible suscribir un contrato nuevo con la ANH para buscar estos recursos.

Sin embargo, la fuente de la industria petrolera señaló que las compañías que aún mantienen el interés están con un proceso lento de revisar muy bien los costos y mirando la viabilidad para comprometerse en los contratos que podrían suscribir con la entidad.

Y es que si bien en este tipo de yacimientos la sísmica es menor porque ya se sabe dónde está la roca que genera el petróleo o el gas, el punto clave es estimular a través del ‘fracking’ para saber qué tanto puede haber, actividad cuyo desarrollo aún es incierto.

“Esto, especialmente, porque no conocen cuál es el potencial y es muy riesgoso para ellos asumir un compromiso, pues no se puede firmar un contrato para perforar unos pozos sin realmente tener claro lo que se va a encontrar”, dijo el consultado.

Por ahora, es un comienzo muy tibio o casi frío, por la expectativa que hay sobre los que se atrevan a entrar, ya que dependiendo de cómo les vaya se puede incentivar o desalentar la inversión. Es decir, quien se arriesgue abrirá o cerrará el camino.

Hacia final de año se produciría gas metano

La incursión de Colombia en la producción de hidrocarburos no convencionales se dará por cuenta de la minera norteamericana Drummond, que le apunta a que a final de año, dependiendo de los permisos ambientales, pueda comenzar a producir gas metano asociado al carbón en el campo Caporo, que ocupa 10.000 hectáreas en el contrato La Loma, suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

El presidente de Drummond, José Miguel Linares, le dijo a EL TIEMPO que ya se declaró la comercialidad del área y que en principio le apuntan a producir gas con destino al abastecimiento de la operación minera para extraer carbón en el departamento del Cesar.

De esta manera, la carbonera le apuesta a dejar de consumir alrededor de 13 millones de pies cúbicos de gas por día, que actualmente compra de los campos de La Guajira, cantidad que quedaría disponible para el resto del sistema, especialmente para la Costa Atlántica.

Linares explicó que la iniciativa se viene trabajando desde el año 2000 y que esta hace parte de una zona en la que no se ha explotado el carbón. Para ello, la idea es crear una malla de pozos que se encadenen para tener una producción de mayor envergadura, con la cual se podría realizar la venta de algún excedente al mercado local o para la exportación.

La empresa aspira a que hacia el mes de septiembre se expida la licencia ambiental (hace casi dos meses se entregó información adicional a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales), luego de lo cual se proyecta realizar la perforación de unos 80 pozos para desarrollar la producción en el campo.

El volumen de las reservas de gas solo se conocerá cuando se obtenga la licencia ambiental.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

Subeditor Economía y Negocios

En Twitter: @omarahu