Pasada la euforia del anuncio del importante hallazgo gasífero de Gorgon-1, se informó de una serie de análisis que deberán concluir en un informe final de evaluación que se conocerá antes de terminar el año, informó el vicepresidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

 Pasada la euforia del anuncio del importante hallazgo gasífero de Gorgon-1, viene la confirmación de las reservas y determinar la comercialidad del descubrimiento. “Falta mucho camino por recorrer”, dicen especialistas del sector. Chuchupa, en La Guajira, fue descubierto en 1969 y cerca de siete años después comenzó la producción; su cercanía con la costa permitió hacer un gasoducto. Gorgon se encuentra más cerca de la frontera marítima con Panamá y el transporte tendrá que hacerse en barcos especiales por la lejanía de la costa.

El vicepresidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, indicó que ahora viene el análisis de los núcleos de la roca tomados en los dos pozos, Purple Angel y Gorgon: “Esto nos permitirá hacer modelos de simulación de los yacimientos, establecer un primer estimado de las posibles tasas de producción de los pozos, determinar cuántos pozos adicionales se requieren para conocer mejor la volumetría y establecer su localización”.

Este análisis, más otros factores que los especialistas revisarán en Houston y en Colombia, deberán concluir en un informe final de evaluación de los tres hallazgos que se conocerá antes de terminar el año, explicó.

La presencia de la multinacional Anadarko y Ecopetrol en el Caribe colombiano supera los cinco años.

Los desafíos. “El desafío hacia delante es lograr que ese gas sea comercializable, para complementar la oferta nacional y exportar. Para ello es necesario seguir trabajando en la revisión del modelo económico y en la regulación técnica y ambiental, para que sea competitiva bajo estándares internacionales”, señaló el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco Lloreda.

Cifras preliminares indican que el hallazgo podría ser del orden de entre 6 y 7 terapiés cúbicos, que junto a los 4 que tiene actualmente el país vendrían a incrementar sustancialmente las reservas gasíferas del país. Las inversiones estimadas para iniciar el proceso de producción podrían ser de entre US$2.000 millones y US$4.000 millones.

El presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), Julio César Vera, manifestó que lo primero que se debe hacer es evaluar el nivel de las reservas y “delinear un plan de desarrollo para toda el área y que permita que el proyecto sea económicamente viable”.

Todo el desarrollo del proyecto implica los estudios de impacto ambiental, evaluaciones e importaciones de equipo, destacó el presidente del gremio de los ingenieros petroleros. El presidente de la estatal Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, indicó que “el desafío que tenemos para administrar y aprovechar estas potencialidades que se advierten en el mar Caribe exigen el trabajo articulado y decidido de muchas entidades del Estado y que la ANH está en la obligación de liderar”.

El especialista en temas energéticos Édgar Aguirre dijo que, una vez se haya comprobado la existencia de las reservas comerciales, se debe iniciar “la construcción de facilidades en firme de producción, que consisten en la plataforma de perforación y producción”. “Es probable que haya necesidad de traer el gas licuado y moverlo en barcos”, señaló.

La comercialidad del hallazgo deben declararla los inversionistas, tanto la estadounidense Anadarko como la colombiana Ecopetrol. “En este caso es una decisión de negocios entre dos socios”, explicó Aguirre.

El hallazgo gasífero “permitirá en un futuro cercano que se instalen en la costa nuevas industrias intensivas en uso de gas y nuevas plantas de generación eléctrica”, indicó Rodolfo Anaya, vicepresidente de distribución de Promigás.