Ecopetrol y Repsol informaron el 29 de mayo que el pozo exploratorio Tinamú-1, ubicado en el municipio de Castilla La Nueva (Meta), confirmó la presencia de crudo pesado (16°API), característico de esta zona productora de hidrocarburos de Colombia.
El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9, donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con el 45%.
“El pozo mediante el cual se realizó el descubrimiento alcanzó una profundidad total de 7.832 pies (aproximadamente 2,4 kilómetros) y probó hidrocarburos en la formación operativa K1, a una profundidad de 7.500 pies de profundidad medida (aproximadamente 2,2 kilómetros) desde la superficie”, informó la estatal colombiana.
Esta también precisó que durante el desarrollo de los trabajos de perforación no se registraron accidentes en personas o procesos industriales, así como tampoco incidentes ambientales.
De igual forma, que en desarrollo de las pruebas iniciales se produjeron un total de 7.329 barriles de crudo con un corte de agua de 1%. Además, que las empresas presentarán un plan de evaluación en la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), luego de lo cual se iniciará una fase de pruebas extensas con el fin de determinar el potencial y el tamaño del nuevo yacimiento.
Ecopetrol explicó que este pozo tiene una ubicación estratégica, porque se encuentra cerca a los campos de Ecopetrol Castilla y Chichimene en el departamento del Meta, de donde se extrae gran parte de la producción de petróleo de Colombia. Esta característica permite aprovechar la infraestructura petrolera existente en la zona para facilitar el futuro desarrollo del descubrimiento.
“Ecopetrol y Repsol están comprometidos con seguir buscando nuevas reservas de petróleo y gas para garantizar la seguridad energética de los colombianos. El hallazgo de Tinamú-1 es un paso más en el logro de ese objetivo”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragán.
Ecopetrol tiene intención de firmas nuevos contratos de exploración de petróleo
Precisamente, Ricardo Roa Barragán, dijo a principios de mayo que no tiene la intención de detener la firma de nuevos contratos de exploración, debido a que la estabilidad a largo plazo de Ecopetrol se garantiza con estos.
La afirmación la hizo luego de que en varios medios de comunicación se aseguró que llegaba al cargo con el objetivo de no firmar nuevos contratos.
“No es cierto que el presidente de Ecopetrol haya dicho que no firmará nuevos contratos de exploración; ojalá haya más y ojalá sigan habiendo rondas porque es lo que le da la estabilidad a una empresa petrolera en el largo plazo: el incremento de sus reservas, y para incrementarlas hay que tener áreas para buscar petróleo y gas”, afirmó al indicar que que, hasta el 11 de mayo, Ecopetrol cuenta con 48 contratos disponibles para explorar y buscar petróleo y gas.
También precisó que se encontraron oportunidades en 30 contratos de explotación, dentro de los que cabría la posibilidad de nuevos hallazgos. De paso, aclaró que con los contratos existentes se tendrá el gran reto de hacer una mayor eficiencia.
Reservas de petróleo y gas para 7 años
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dio a conocer el 24 de mayo el tan esperado Informe de Reservas y Recursos Contingentes de Hidrocarburos de Colombia, con el cual se dieron a conocer las reservas de petróleo y gas del país y será base para que el Gobierno nacional decida si habrá o no nuevos contratos de exploración y explotación de ambos productos.
De acuerdo con el reporte de la ANH, en 2022 las reservas probadas de crudo llegaron a 2.074 millones de barriles, lo que significa que hubo un crecimiento de 1.017% (35 millones de barriles) con respecto al año 2021 (2.039 millones de barriles).
Además, la producción de petróleo se ubicó en 275 millones de barriles, lo que indica un crecimiento de seis millones con respecto al año anterior (269 millones de barriles), lo que quiere decir, que habría reservas para 7,5 años.
Con respecto a las reservas probadas de gas, estas se situaron al cierre de 2022 en 2,82 terapiés cúbicos (Tpc), que equivalen a 2.82 trillones de pies cúbicos. Esto quiere decir, que hubo una diferencia de -0,35% con respecto al 2021. La producción de gas comercializado llegó a 0,39 terapíes cúbicos, lo que quiere decir que hay reservas para 7.2 años.