3.000 Millones De Barriles En Reservas Recuperables

Quito. 13.01.91. El petróleo, aquella mezcla compleja de
hidrocarburos, será afanosamente buscado en el Ecuador en
nuevas zonas exploratorias y a través de técnicas de
recuperación mejorada, que permitirán incrementar a 3.800
millones de barriles las reservas recuperables.

Dentro de esas perspectivas, el horizonte productivo del país
se extendería en 10 años más, es decir más allá de la primera
década del 2000.

Cifras oficiales revelan que, si las reservas descubiertas
desde 1972 fueron del orden de los 2.844 millones de barriles,
las reservas remanentes con que cuenta el Ecuador (relación
reservas iniciales menos producción acumulada) ascienden a la
fecha a 1.466 millones de barriles.

Químicamente definido como una roca sedimentaria que contiene
entre un 83 y 87 por ciento de carbono, del 11 al 14 por
ciento de hidrógeno, además de nitrógeno, azufre y oxígeno en
una extensa gama de combinaciones, y en menores proporciones
de metales como vanadio, níquel, hierro, cobre, aluminio,
calcio y sodio, incluyendo yoduros y bromuros, en algunos
casos, el petróleo ha concentrado la atención de los
gobernantes en las dos últimas décadas, al convertirse en la
principal fuente de sustentación de la economía nacional.

En efecto, los ingresos provenientes de las exportaciones
petroleras representan aproximadamente la mitad de las ventas
externas totales del país y alimentan en un 47 por ciento los
ingresos destinados a financiar el presupuesto del Estado.

Según informó el director nacional de Hidrocarburos, Fernando
Albuja, el horizonte petrolero espera ampliarse mediante el
esfuerzo de exploración de Petroecuador concentrado en el área
del consorcio con Texaco, para evaluar el potencial del área
al amparo de la cláusula de "riesgo solo", y la apertura de
nuevas zonas exploratorias a las compañías extranjeras, para
definir una estrategia de producción combinada de crudos
medianos y pesados.

A la vez, mejorar los actuales sistemas de explotación de
campos largamente explotados como los de la península de Santa
Elena, que todavía contienen importantes reservas; y el
establecimiento "de la mejor vía" para la recuperación
mejorada de reservas secundarias y terciarias en los
yacimientos del consorcio, respaldada por estudios técnicos e
inversión extranjera.

En 1991 se realizarán tres licitaciones internacionales: la
séptima ronda para la exploración y explotación de tres
bloques hidrocarburíferos (2 en la Amazonía y uno en el
litoral) bajo la modalidad de prestación de servicios, y dos
de prestación de servicios específicos para la recuperación
mejorada del campo Shushufindi y la rehabilitación de los
campos de la península de Santa Elena. Para estas dos últimas
convocatorias se definirán las bases legales y económicas, con
el concurso del Banco Mundial.

Se halla también en proceso de negociación la sexta licitación
para adjudicar tres bloques ubicados en la región amazónica.
La rehabilitación de los campos de Santa Elena incluirán
trabajos de reacondicionamiento de varios pozos, perforación
de pozos de relleno en áreas que no han sido suficientemente
drenadas por las estructuras actuales, y la recuperación
mejorada mediante inyección no convencional de agua.

El primer pozo descubierto en la zona, el Ancón No.1, permitió
la posterior perforación de más de 2.000 pozos a profundidades
comprendidas entre 500 y 4.000 pies. La producción acumulada a
la fecha alcanza alrededor de 140 millones de barriles de
petróleo de 35 grados API.

Cuatro cuencas conocidas

La exploración petrolera en el Ecuador, desde hace casi ocho
décadas, se ha centrado, básicamente, en cuatro cuencas
conocidas: Oriente, Progreso, Manabí y Borbón. Los trabajos de
prospección sísmica y exploración perforatoria, han permitido
definir los diversos grados de prospectividad de las mismas.

La cuenca del Oriente constituye hasta la fecha el escenario
más importante para la generación y búsqueda de hidrocarburos,
pues de ella se ha extraído alrededor del 95 por ciento del
total de barriles producidos desde 1972, cuando se inició la
producción comercial de crudo.

Informes técnicos señalan que en la parte norte de la cuenca
las mayores concentraciones corresponden a depósitos de
petróleo liviano, mientras en las áreas central y sur, se ha
comprobado la existencia de petróleo de baja gravedad (20
grados API).

La tesis se confirma con los resultados obtenidos de las
perforaciones hechas por las compañías Occidental, Conoco, Elf
y British Gas. Sin embargo, quedan aún por evaluar estructuras
medianas y pequeñas, especialmente trampas estratigráficas y
yacimientos en niveles más profundos.

La cuenca Progreso constituye un alto riesgo para la
exploración hidrocarburífera, por la compleja localización
geológica, estratigráfica y estructural de sus paquetes
sedimentarios. Hasta la fecha se han perforado más de medio
centenar de pozos exploratorios, tanto costa adentro como
costa afuera, sin obtenerse resultados halagadores.

Las autoridades del sector coinciden en destacar la necesidad
de efectuar grandes inversiones futuras, con el fin de recabar
más información sísmica de alta resolución, y realizar a la
vez modelajes geológicos y perforaciones costa afuera de mayor
profundidad.

Las cuencas de Manabí y Borbón son poco conocidas. En la
primera, el consorcio Texaco-Pecten perforó a partir de 1986
tres pozos exploratorios con resultados negativos.

El potencial de la cuenca Borbón no ha podido ser definido
todavía de una manera apropiada, dada la escasa información
geológica y geofísica disponible.

La producción petrolera actual del país proviene de 24 campos,
de los cuales 23 se encuentran localizados en la región
amazónica (11 pertenecen al consorcio Petroecuador-Texaco, 9 a
Petroecuador, 3 a la asociación con la empresa City) y uno, el
Ancón, en la península de Santa Elena.

En términos porcentuales, actualmente casi el 100 por ciento
de la extracción proviene de la región amazónica,
correspondiendo el 76,2% al consorcio con Texaco, el 21,8% a
los campos de Petroecuador en el nororiente y el 1.7% a la
asociación con City.

Es decir, hasta 1976 el Ecuador produjo alrededor de 104
millones de barriles, mientras en el período 1972-1989 se
bombeó 1.398 millones de barriles.

Nuevos campos

En este año se incorporarán a la producción unos 8.000
barriles provenientes de los campos Paraíso, Frontera y
Cantagallo.

Respecto a los descubrimientos derivados de los contratos de
prestación de servicio, la compañía Oryx incorporará el campo
Coca-Payamino, que se estima arrojará una producción de 11.000
barriles por día con reservas de 45 millones de barriles.

La Occidental pondrá en producción 2.500 barriles por día de
nuevos campos, cuyas reservas se calculan entre 18 y 26
millones de barriles.

La compañía Conoco aspira poner en producción 45.000 barriles
por día de crudo adicionales a partir de 1993, sobre la base
de nuevas reservas estimadas en 210 millones de petróleo de
características de baja gravedad API.

Proyecciones hechas por el Ministerio de Energía y Minas,
determinan que para 1995 los crudos con gravedad inferiores a
los 25 o 20 grados API, representarán casi un 20 por ciento de
la producción total del petróleo en el Ecuador.

Las autoridades analizan las modificaciones que deberán
hacerse en el oleoducto transecuatoriano para el transporte
del petróleo; las expansiones o modificaciones en las
refinerías del país para adaptarse en los cambios de volumen y
calidad de los principales flujos de producción nacional, y
las modificaciones de las instalaciones de almacenamiento,
orientadas al consumo interno y a la explotación, entre otros
cambios fundamentales a considerarse ante la nueva realidad
petrolera del país, en el futuro cercano. (A-2)