La producción de petróleo nacional no está pasando por su mejor cuarto de hora. La razón, por tercer mes consecutivo el bombeo de crudo registró una extracción promedio diaria con tendencia a la baja.
El pasado miércoles, cuando el Ministerio de Minas y Energía anunció la extracción de petróleo para el primer mes del año, nuevamente hubo un decrecimiento, esta vez del -1,68%, con respecto al mismo mes del 2019-
(El país cerraría el año con 900.000 barriles de petróleo al día).
La variación de inmediato llamó la atención de los analistas del sector, ya que en la producción de diciembre, el decrecimiento fue del 0,34%, es decir este creció 1,34%. Y la caída en la extracción de noviembre fue del 0,27%.
Pero los primeros síntomas de la caída en la producción de petróleo en el territorio nacional se comenzaron a evidenciar con los reportes de extracción de octubre del año pasado, cuando el bombeo fue apenas de 3.895 barriles promedio día (bpd) por encima al reporte de producción del mismo mes de 2018.
“La cotización en los precios internacionales del barril desde octubre del 2019 hasta el 31 de enero del presente año, han estado en un promedio de US$62, lo que la llevado a una contracción en la producción en los campos nacionales”, señaló el ingeniero de petróleos y consultor, Julio Cesar Vera.
El analista precisó que esto llevó a que muchos bloques desaceleraran la actividad ya que los costos de operación comenzaron a reducirse.
(Ecopetrol apunta a los 140.000 barriles en tarea internacional).
De acuerdo a los registros de la cartera minero energética, la producción comenzó a reportar decrecimientos en el bombeo desde noviembre de 2019, cuando fueron 3.028 bpd menos a lo extraído en el mismo mes del 2018.
Y para diciembre de 2019, el volumen de crudo que se dejó de producir aumentó a 7.130 bpd.
En enero, la cifra prácticamente se duplicó, ya que entre el primer mes del presente año y el del 2019, se extrajeron 15.093 bpd menos.
“Las empresas están enfocando sus esfuerzos de inversión en sostener la producción en los niveles que tuvimos en 2019, evitando la declinación natural de los campos. Si no se realizaran las inversiones requeridas la producción de crudo caería a valores cercanos a los 730.000 bpd para el presente año, de ahí la importancia de continuar impulsando el dinamismo del sector, superar los obstáculos internos y ser más competitivos frente al comportamiento y condiciones de la industria en el resto del mundo”, señaló Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).
OTRAS RAZONES
Un reciente informe económico de Anif, señaló que “infortunadamente”, la compleja situación en el frente externo (guerra comercial entre Estados Unidos - China y los temores por una desaceleración generalizada de la economía mundial) no acompañó el buen desempeño de la producción de petróleo.
“El precio del petróleo retrocedió -9.9% anual (promediando US$64/barril-Brent en 2019 vs. US$71 en 2018) y el gas natural cayó un -18.7% (promediando US$2.6/ millón de BTU en 2019 vs. US$3.2 en 2018)”, subraya el informe del cita centro de estudios.
El reporte de producción de petróleo confirma lo que hace unos días registró la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) en su informe mensual al señalar que el número de taladros activos en Colombia al cierre del ejercicio de enero del presente año se ubicó en los 136 equipos, lo que significa una disminución de ocho y siete unidades en comparación a enero y diciembre del 2019, respectivamente.
“Es importante resaltar que, la actividad de taladros ha mostrado históricamente un componente estacional en los primeros meses del año, bajo el cual la terminación de los contratos de diciembre genera una menor actividad y menores taladros contratados en las primeras semanas”, explicó el ingeniero Germán Espinosa, presidente del gremio.
En cuanto a la función de los taladros, de los 238 equipos en existencia consolidados para enero del presente año, 108 se destinaron a labores de drilling, de los cuales 62 se reportaron como contratados y 52 como activos.
“Es importante resaltar que, de los 52 equipos de drilling activos, cuatro de ellos están en espera, 12 en movilización y 36 operando”, resalta Campetrol.
Así mismo, se registraron 130 equipos destinados a funciones de workver. De ellos, hay 87 unidades reportadas como contratados, de los cuales 84 están en operación.
“Por la dinámica que tienen las operaciones que manejan estos equipos (workover, well intervention, well services y completation), no se realiza la discriminación entre operando, en movilización y en espera, a diferencia de los equipos de drilling”, indica el texto.
alfsua@eltiempo.com
