Quito. 25.10.94. La necesidad de ampliar el oleoducto para
asegurar la evacuación de la producción cada vez más crecida del
crudo ha generado un debate en medios polÃticos y sectores
sociales. El tema incluso fue una de las causas esgrimidas por el
Congreso para destituir, la semana pasada, al ex ministro de
EnergÃa, Francisco Acosta, y seguirá siendo uno de los aspectos
fundamentales en la polÃtica petrolera que asuma el futuro
ministro.
El incremento de las reservas, la disminución de la calidad del
crudo, las obligaciones contractuales con las compañÃas
contratistas de Petroecuador para evacuar el crudo producido, han
sido esgrimidas como argumentos para justificar la ampliación de
la capacidad actual del oleoducto de 325 mil barriles a 425 mil.
El volumen de las reservas, es un aspecto que no deja de plantear
dudas y merece una aclaración definitiva, puesto que es la base
sobre la que se asentarÃa la posibilidad no sólo de ampliar el
oleoducto, sino de incrementar indiscriminadamente la producción.
Al respecto, el almirante Gustavo JarrÃn Ampudia hizo
puntualizaciones sobre la necesidad de probar las reservas
consideradas para hallar necesaria la ampliación.
Concomitantemente, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH),
a partir del primero de octubre, redistribuyó el volumen que cada
una de las empresas productoras de crudo puede entregar para el
transporte por el oleoducto estatal, fijando en 390 mil barriles
diarios el tope máximo de transporte.
Para completar el crÃtico panorama, las compañÃas petroleras, en
un comunicado público, manifestaron al gobierno su preocupación
por la reducción en la cuota de transporte que les obligaba a
reducir su producción y pidieron garantÃas en la transportación
del crudo. De hecho, la reducción en el transporte de crudo se
traduce en una reducción de su venta en 59.926 barriles diarios
que representaban un ingreso al presupuesto estatal aproximado de
779.038 dólares diarios.
Adivinó las reservas
El responsable de que los tanques estén llenos y el oleoducto no
se baste para el transporte es la Dirección Nacional de
Hidrocarburos que planifica y aprueba, los volúmenes de
producción, dijo Gustavo JarrÃn Ampudia, ex ministro de Recursos
Naturales (ahora EnergÃa), quien interpretó la medida como una
maniobra para dar un carisma dramático a la situación.
En la versión oficial, las reservas del paÃs son de un solo tipo
y alcanzan los 3650 barriles que podrÃan ser explotados en 20
años.
Sin embargo, técnicamente las reservas se clasifican en probadas,
probables y recuperables.
Para determinar las reservas probadas se necesita hacer varias
cosas, en primer lugar perforar, para efectivamente verificar si
lo que apareció en otros tipos de estudio, eran reservas de
hidrocarburos o no, y qué tipo de hidrocarburos eran. Solo
perforando varios pozos se cuantifica el volumen que encierra un
campo y a este se lo incluye en las reservas probadas.
Pero de las reservas probadas no todo es recuperable, el volumen
que se puede extraer, depende de varios factores y se lo
considera entre las reservas recuperables. Por ejemplo, la
compañÃa MAXUS ha declarado que tiene 1400 millones de barriles
de las reservas probadas y apenas 232 son recuperables.
"¿Cómo es, entonces, que hay 3650 millones de barriles?,
cuestiona JarrÃn Ampudia, si no se conoce todavÃa a ciencia
cierta cuáles son las reservas y qué tipo de crudos hay. Y afirma
que para ampliar el oleoducto con sentido de responsabilidad se
deben considerar las reservas probadas y recuperables
Otro factor importante, manifiesta, es que una vez que se
cuantifican las reservas en los bloques, a más de ver si son
recuperables, se cuantifica si son comerciables y si se justifica
o no la inversión de extraerlas. "Ahà tenemos el caso de Maxus,
sentenció, cuyas reservas no son comerciables, pero el (anterior)
gobierno declaró y aceptó su comercialidad y ahora, ahà el paÃs
tiene un serio problema".
Las reservas seguras
Según Petroecuador, señaló, las reservas totales probadas son
2468 millones de barriles, incluidas las de Petroamazonas,
Petroproducción, Petroecuador-City, Occidental, Maxus y
Tripetrol.
Se han agregado a las cifras 1200 millones más que provendrÃan de
los campos de Tambococha y Tiputini (800 millones) y 450 millones
de los contratos de la séptima ronda.
Pero aún si se tomara la decisión de invertir en infraestructura
mÃnima de la que ahora carece la región nororiental donde están
ubicados esos campos, se necesitarÃan mÃnimo 5 años para estudiar
sus reservas. Por otro lado, los contratos de la séptima ronda,
de los que se supone que saldrán 450 millones de barriles, ni
siquiera se han terminado de negociar, acotó.
60 mil barriles menos
El responsable de que los tanques de almacenamiento estén llenos
y el oleoducto no se baste para el transporte es la Dirección
Nacional de Hidrocarburos que planifica y aprueba los volúmenes
de producción, dijo Gustavo JarrÃn Ampudia, ex ministro de
Recursos Naturales (ahora EnergÃa), quien interpretó la reducción
de las cuotas de transporte de crudo como una maniobra para crear
la necesidad de ampliar el oleoducto.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), a partir del
primero de octubre, redistribuyó el volumen que cada una de las
empresas productoras de crudo puede entregar para el transporte
por el oleoducto estatal, fijando en 390 mil barriles diarios el
tope máximo de transporte.
Para completar el crÃtico panorama, las compañÃas petroleras, en
un comunicado público, manifestaron al gobierno su preocupación
por la reducción en la cuota de transporte que les obliga a
reducir su producción y pidieron garantÃas en la transportación
del crudo. De hecho, la reducción en el transporte de crudo se
traduce en una reducción de su venta en 59.926 barriles diarios
que representaban un ingreso al presupuesto estatal aproximado de
779.038 dólares diarios.
CRUDO NUEVO VOLUMEN DE TRANSPORTE
COMPAÃIA TASA DE PRODUCCION VOLUMEN ENTREGA
(B/D) AL SOTE (B/D)
PETROPRODUCCION 379.764 379.183
CITY 5.600 4.854
OXY 31.883 27.936
ELF 4.700 4.074
ORIX 13.979 12.177
MAXUS 14.000 12.135
T O T A L 449.926 390.000
(B/D)= barriles diarios de petróleo. (3A)
asegurar la evacuación de la producción cada vez más crecida del
crudo ha generado un debate en medios polÃticos y sectores
sociales. El tema incluso fue una de las causas esgrimidas por el
Congreso para destituir, la semana pasada, al ex ministro de
EnergÃa, Francisco Acosta, y seguirá siendo uno de los aspectos
fundamentales en la polÃtica petrolera que asuma el futuro
ministro.
El incremento de las reservas, la disminución de la calidad del
crudo, las obligaciones contractuales con las compañÃas
contratistas de Petroecuador para evacuar el crudo producido, han
sido esgrimidas como argumentos para justificar la ampliación de
la capacidad actual del oleoducto de 325 mil barriles a 425 mil.
El volumen de las reservas, es un aspecto que no deja de plantear
dudas y merece una aclaración definitiva, puesto que es la base
sobre la que se asentarÃa la posibilidad no sólo de ampliar el
oleoducto, sino de incrementar indiscriminadamente la producción.
Al respecto, el almirante Gustavo JarrÃn Ampudia hizo
puntualizaciones sobre la necesidad de probar las reservas
consideradas para hallar necesaria la ampliación.
Concomitantemente, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH),
a partir del primero de octubre, redistribuyó el volumen que cada
una de las empresas productoras de crudo puede entregar para el
transporte por el oleoducto estatal, fijando en 390 mil barriles
diarios el tope máximo de transporte.
Para completar el crÃtico panorama, las compañÃas petroleras, en
un comunicado público, manifestaron al gobierno su preocupación
por la reducción en la cuota de transporte que les obligaba a
reducir su producción y pidieron garantÃas en la transportación
del crudo. De hecho, la reducción en el transporte de crudo se
traduce en una reducción de su venta en 59.926 barriles diarios
que representaban un ingreso al presupuesto estatal aproximado de
779.038 dólares diarios.
Adivinó las reservas
El responsable de que los tanques estén llenos y el oleoducto no
se baste para el transporte es la Dirección Nacional de
Hidrocarburos que planifica y aprueba, los volúmenes de
producción, dijo Gustavo JarrÃn Ampudia, ex ministro de Recursos
Naturales (ahora EnergÃa), quien interpretó la medida como una
maniobra para dar un carisma dramático a la situación.
En la versión oficial, las reservas del paÃs son de un solo tipo
y alcanzan los 3650 barriles que podrÃan ser explotados en 20
años.
Sin embargo, técnicamente las reservas se clasifican en probadas,
probables y recuperables.
Para determinar las reservas probadas se necesita hacer varias
cosas, en primer lugar perforar, para efectivamente verificar si
lo que apareció en otros tipos de estudio, eran reservas de
hidrocarburos o no, y qué tipo de hidrocarburos eran. Solo
perforando varios pozos se cuantifica el volumen que encierra un
campo y a este se lo incluye en las reservas probadas.
Pero de las reservas probadas no todo es recuperable, el volumen
que se puede extraer, depende de varios factores y se lo
considera entre las reservas recuperables. Por ejemplo, la
compañÃa MAXUS ha declarado que tiene 1400 millones de barriles
de las reservas probadas y apenas 232 son recuperables.
"¿Cómo es, entonces, que hay 3650 millones de barriles?,
cuestiona JarrÃn Ampudia, si no se conoce todavÃa a ciencia
cierta cuáles son las reservas y qué tipo de crudos hay. Y afirma
que para ampliar el oleoducto con sentido de responsabilidad se
deben considerar las reservas probadas y recuperables
Otro factor importante, manifiesta, es que una vez que se
cuantifican las reservas en los bloques, a más de ver si son
recuperables, se cuantifica si son comerciables y si se justifica
o no la inversión de extraerlas. "Ahà tenemos el caso de Maxus,
sentenció, cuyas reservas no son comerciables, pero el (anterior)
gobierno declaró y aceptó su comercialidad y ahora, ahà el paÃs
tiene un serio problema".
Las reservas seguras
Según Petroecuador, señaló, las reservas totales probadas son
2468 millones de barriles, incluidas las de Petroamazonas,
Petroproducción, Petroecuador-City, Occidental, Maxus y
Tripetrol.
Se han agregado a las cifras 1200 millones más que provendrÃan de
los campos de Tambococha y Tiputini (800 millones) y 450 millones
de los contratos de la séptima ronda.
Pero aún si se tomara la decisión de invertir en infraestructura
mÃnima de la que ahora carece la región nororiental donde están
ubicados esos campos, se necesitarÃan mÃnimo 5 años para estudiar
sus reservas. Por otro lado, los contratos de la séptima ronda,
de los que se supone que saldrán 450 millones de barriles, ni
siquiera se han terminado de negociar, acotó.
60 mil barriles menos
El responsable de que los tanques de almacenamiento estén llenos
y el oleoducto no se baste para el transporte es la Dirección
Nacional de Hidrocarburos que planifica y aprueba los volúmenes
de producción, dijo Gustavo JarrÃn Ampudia, ex ministro de
Recursos Naturales (ahora EnergÃa), quien interpretó la reducción
de las cuotas de transporte de crudo como una maniobra para crear
la necesidad de ampliar el oleoducto.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), a partir del
primero de octubre, redistribuyó el volumen que cada una de las
empresas productoras de crudo puede entregar para el transporte
por el oleoducto estatal, fijando en 390 mil barriles diarios el
tope máximo de transporte.
Para completar el crÃtico panorama, las compañÃas petroleras, en
un comunicado público, manifestaron al gobierno su preocupación
por la reducción en la cuota de transporte que les obliga a
reducir su producción y pidieron garantÃas en la transportación
del crudo. De hecho, la reducción en el transporte de crudo se
traduce en una reducción de su venta en 59.926 barriles diarios
que representaban un ingreso al presupuesto estatal aproximado de
779.038 dólares diarios.
CRUDO NUEVO VOLUMEN DE TRANSPORTE
COMPAÃIA TASA DE PRODUCCION VOLUMEN ENTREGA
(B/D) AL SOTE (B/D)
PETROPRODUCCION 379.764 379.183
CITY 5.600 4.854
OXY 31.883 27.936
ELF 4.700 4.074
ORIX 13.979 12.177
MAXUS 14.000 12.135
T O T A L 449.926 390.000
(B/D)= barriles diarios de petróleo. (3A)
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