(El Tiempo de Bogotá) La minera Drummond, segundo productor de carbón térmico del país (Colombia) con 28,4 millones de toneladas en el 2016 y 7,9 millones de toneladas en el primer trimestre del 2017, decidió hacer una fuerte apuesta para la búsqueda de gas natural no convencional en el departamento del Cesar, tras varios años de análisis del potencial del contrato La Loma, que forma parte de la cuenca Cesar-Ranchería.
Para tal fin, la compañía estadounidense comenzó a ejecutar este año los programas de evaluación de los contratos adicionales La Loma, CR-2, CR-3 y CR-4, firmados en diciembre del 2016 con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con el objetivo de determinar, durante los próximos dos años, el potencial comercial que puede existir de estos recursos, que pueden ser claves para el autoabastecimiento futuro del país, en déficit de gas hace varios años.
El contrato para La Loma, conocido por EL TIEMPO, revela que el área en la que se hará la exploración abarca una extensión de 145.811 hectáreas, en jurisdicción de los municipios de Codazzi, Becerril, Chiriguaná, El Paso, La Jagua de Ibirico y La Paz.
El programa de evaluación de esta zona tendrá inversiones por 3,7 millones de dólares, que se destinarán a la estimulación y completamiento de los pozos Canario-2 y Canario-3, a las respectivas pruebas de producción, al estudio de factibilidad (calcular las reservas, analizar el reservorio y hacer los estudios de ingeniería) y a elaborar el estudio de factibilidad, es decir, analizar los mercados y hacer una evaluación financiera que cubra las potenciales reservas.
Para llegar a este punto, tuvieron que pasar varios años, durante los cuales se dieron los primeros indicios.
En efecto, además de haber encontrado gas metano en octubre del 2007, en febrero del 2009 y en enero del 2010, y de declarar su comercialidad, hace 7 años Drummond reportó a la ANH un hallazgo de gas natural proveniente de un yacimiento no convencional (‘shale gas’) luego de perforar el pozo exploratorio Paujil 1, situación que se volvió a dar en abril del 2012, con el pozo Canario 1, por lo cual pidió unificar las áreas en una sola, llamada Paujil-Canario.
El programa de evaluación fue postergado en el 2014 y en el 2016, por diversas causas, y se reactivó el año pasado con la firma del contrato adicional en diciembre.
Importante potencial
Según la ANH, los contratos CR-2, CR-3 y CR-4 fueron inicialmente de evaluación técnica (TEA), actividades que Drummond ejecutó en consorcio con la brasileña OGX Petróleo e Gas.
El presidente de la minera, José Miguel Linares, explicó que estos contratos, cuyas áreas se ubican al norte del contrato La Loma (en el sur de La Guajira), ya son de exploración y producción tras la firma del nuevo contrato adicional y están a cargo solo de la empresa, que acreditó su capacidad financiera, ambiental, técnica y operativa.
El directivo indicó que, una vez sean aprobadas las licencias ambientales, las inversiones en las cuatro áreas podrían sumar unos 74 millones de dólares.
“Estamos empezando el proceso de licenciamiento ambiental. Creemos que es un área potencial que tiene unos recursos estratégicos para Colombia, pero estamos más o menos a dos años de definir si es comercial”, explicó.
De hecho, toda la industria petrolera hace varios años está a la espera de los términos de referencia que defina el Ministerio de Ambiente para los hidrocarburos no convencionales, pues no es un secreto que los últimos tres ministros, incluyendo el actual, han anunciado en los medios que en el próximo mes sale el documento, pero eso aún no ocurre.
A su turno, el presidente de la ANH, Orlando Velandia, indicó que solamente en dos años, cuando se determine si los recursos son comerciales y se caracterice el subsuelo, se definirá la técnica que se utilizará para la extracción, porque el fracturamiento hidrálico (‘fracking’) solo es una de las varias formas de estimular la roca generadora.
“Eso dependerá hasta que digan cómo está la roca, cómo está el gas, cómo está atrapado, a qué profundidades y miren la técnica que hay que aplicar”, indicó. Velandia explica que si bien hoy en día el ‘fracking’ puede ser la más adecuada, también es la más costosa, y las compañías siempre buscan las que sean más rentables desde el punto de vista costo-beneficio.
En materia de inversión social, el contrato de La Loma prevé que durante los próximos dos años la compañía Drummond deberá invertir por lo menos el 1 por ciento del programa de evaluación en planes de beneficio de las comunidades, cuya aprobación dará la ANH.
El dilema por las reservas
La autosuficiencia de gas genera opiniones encontradas.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dice que, por ejemplo, a diciembre las reservas probadas del campo La Loma (gas metano) fueron de 60,7 millones de pies cúbicos. El ciclo de producción lo comenzó Drummond desde este año.
El presidente de la compañía, José Miguel Linares, indica que inicialmente se usará para la generación de energía de la operación minera, lo cual le quita presión al mercado, porque hoy en día consume entre 13 y 14 millones de pies cúbicos diarios, y “cada millón de pies cúbicos que produzcamos es adicional para el mercado”. Sin embargo, la firma no descarta vender los excedentes.
Linares agrega que el gas no convencional es la salida para tener energético a precios competitivos. Esto porque las tarifas que se verán en Colombia en un mercado de importación serán similares a las que se pagan hoy en Chile y Brasil, entre 7 y 15 dólares por millón de BTU (unidad británica de poder calórico).
“Creemos que el gas de largo plazo para garantizar el autoabastecimiento va a venir de estas rocas. Hay que tomar la decisión de meternos en el mundo de los no convencionales. Si usted se pone a pensar, si un país es autosuficiente en gas, sus precios deben estar entre 4 y 6 dólares por millón de BTU”, puntualizó Linares.
Entre tanto, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) calcula que entre el 2022 y 2025 se requeriría sumar 1,7 terapiés cúbicos a las reservas, y hacer cambios normativos para evitar un desabastecimiento de gas en el 2021.
El país también está a la espera de que en un lapso de entre 8 y 10 años se vea la primera molécula de los descubrimientos al occidente del mar Caribe y se sepa si son comercializables.