Ante la caída persistente de las reservas de crudo con las que cuenta el país y ante la inminencia de tener que importarlo para completar la carga de las dos refinerías con las que cuenta, la de Cartagena y la De Barrancabermeja, además de mayores inversiones en la actividad exploratoria, tanto Offshore como Onshore, mientras se dan nuevos hallazgos se precisa optimizar el aprovechamiento de los campos maduros. Y ello es posible gracias a las nuevas tecnologías que hagan posible extraer más crudo de los yacimientos ya descubiertos y en desarrollo. Es lo que se conoce como recobro mejorado o recuperación secundaria de crudo.

La recuperación primaria de crudo se da con la misma presión y energía del campo, la recuperación secundaria requiere la utilización de nuevas tecnologías. En la actualidad el factor de recobro promedio en el país es del 19 %, frente al 35 % promedio que han alcanzado otros países; el 88 % de los campos se encuentran produciendo en etapa primaria, el 11 % en secundaria y el 1 % en terciaria.

De modo que el país tiene allí un filón enorme a explotar. Según un vocero de la empresa, “a la fecha, 19 pilotos muestran resultados en producción, en el Magdalena Medio hay nueve, en el Meta cinco y en el Huila, están los otros cinco”. De hecho Ecopetrol entre los años 2010 y 2016 incorporó 216 millones de barriles de crudo a sus reservas probadas por cuenta del recobro mejorado.

Se estima que en Colombia existen más de 53.000 millones de barriles de crudo, de los cuales solo se ha recuperado el 17 %. De allí que, como lo asegura el Ingeniero de petróleos y asesor de la ANH, Carlos Gómez, “por cada punto porcentual que podamos recuperar, son unos 500 millones de barriles de reserva. El ejemplo más patético de lo que se puede lograr con las técnicas de recobro mejorado es lo que se ha venido dando en el campo Cira-Infantes, el más antiguo del país, este año completa los 99 años desde que empezó su explotación y que después de una declinación de su producción que llegó en 2003 a 5.000 barriles/día hoy está produciendo 40.000 barriles/día, 8 veces más (¡!). Ello, gracias al aumento de la tasa de recobro a través de una campaña iniciada en septiembre de 2016 por parte de Ecopetrol de la mano con la estadounidense Occidental Andina (Oxy). Y se proponen ir más lejos, pasando de una tasa de recobro del 17 % en septiembre de 2016 al 30 % en 10 años.

Claro está que los precios del petróleo siguen siendo la gran limitante, pues la implementación de estas nuevas tecnologías conlleva mayores costos, pero aún en ello se han venido teniendo avances importantes en Ecopetrol, al punto que, como lo afirma su Presidente Juan Carlos Echeverri, a estas alturas “el precio al cual producimos caja está entre US $20 y US $30 y el nivel en el cual damos utilidades está entre US $30 y US $40”. De modo que en este momento, a pesar de la baja ostensible de los precios desde 2014, Ecopetrol, sigue siendo competitivo. Desde luego que los tiempos aquellos en los que Ecopetrol, como en el 2014 repartió a sus accionistas $ 9.4 billones en dividendos, 42 % menos que en 2013 y en el 2016 como no hubo lugar a utilidades sino pérdidas en su ejercicio el año anterior no se repartieron dividendos y este año Ecopetrol tuvo un respiro, que le permitió repartir entre sus accionista $ 945.000 millones. La conjugación de múltiples esfuerzos lo ha hecho posible.

Se impone, entonces la necesidad de incentivar no sólo a Ecopetrol, sino a toda la industria para invertir en tecnología, para lograr su transferencia al país, de modo que las tecnologías de punta se puedan aplicar en Colombia, que podamos “exprimir” más y mejor la “esponja” en donde está atrapado el petróleo y el gas natural, para que fluyan, se puedan recuperar y de esta manera podamos incorporar más barriles de crudo y más pies cúbicos de gas a nuestras reservas. Ello, claro está, sin descuidar, sin dejar de lado los esfuerzos exploratorios que son la respuesta en el largo plazo al reto de mantener la autosuficiencia petrolera.

Por Amylkar D. Acosta M.