Revista Líderes presenta a sus lectores este lunes 15 de junio del 2020 un informe sobre cómo las TIC facilitan los trámites legales. Firmas y contratos electrónicos, notarías virtuales, uso de ‘blockchain’ y ‘big data’ son algunas de las soluciones digitales en la pandemia. En entrevista junto al gerente de Petroamazonas, Juan Carlos Bermeo, dice que ‘la producción de crudo es estable’ en el país. Mira nuestra edición impresa.
Portada de la Revista Líderes del lunes 15 de junio del 2020.
La estatal ecuatoriana Petroamazonas invertirá USD 148 millones en una campaña de perforación de nuevo pozos en el Bloque 43 ITT, dentro de los esfuerzos del Gobierno de Lenín Moreno por incrementar la producción de crudo.
«Petroamazonas EP adjudicó este viernes un contrato de prestación de servicios específicos integrados para la perforación de 24 pozos nuevos para las plataformas B y D en Tambococha, Bloque 43- ITT, provincia de Orellana«, dice un comunicado de la empresa.
Los nuevos pozos requerirán una inversión de alrededor de USD 148 millones y permitirán incrementar la producción en alrededor de 7 500 barriles de petróleo por día.
Se trata de una estrategia del Gobierno para incrementar la producción de crudo de sus actuales 537 000 barriles al día, y contrarrestar con ello las necesidades de liquidez del país.
Ecuador se retiró de la OPEP, de la que era su miembro más pequeño, el pasado 1 de enero precisamente para poder salirse de las cuotas de producción adjudicadas.
En su comunicado, Petroamazonas destaca que «conforme al proceso de optimización de recursos» que mantiene la empresa, «ha logrado ahorrar alrededor USD 1,18 millones en comparación con el precio referencial previsto para este proceso”, indicó Juan Carlos Bermeo Calderón, su gerente general.
«Para el proceso se recibieron dos ofertas técnico–económicas de empresas interesadas en la prestación del servicio, que de acuerdo a las políticas de transparencia y libre competencia fueron evaluadas considerando su propuesta económica y cumplimiento de los parámetros técnicos», agrega la nota.
El contrato se lo ha adjudicado Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, subsidiaria de la China National Petroleum Corporation (CNPC), que ofertó un precio más bajo que Sinopec International Petroleum Service Ecuador S.A., también de capital chino.
Esta nueva fase de perforación es fundamental para que la empresa pública ecuatoriana aumente progresivamente su producción de petróleo para este 2020, que ha sido estimada en los 440 900 barriles diarios en promedio anual.
El resto de la producción nacional corresponde a la explotación privada.
El yacimiento ITT cuenta con reservas y recursos de más de 1.672 millones de barriles de petróleo, lo que lo convierte, hasta el momento, en el mayor proyecto en la historia de la explotación petrolera del país, su principal industria y fuente de ingreso de divisa.
Petroamazonas iniciará nueva campaña de perforación en Tambococha – Bloque 43 ITT. Foto: Cortesía
Apagar las llamas de los mecheros en los que se quema el gas asociado, que se extrae junto con el crudo en los campos petroleros, es una de las metas de la empresa pública Petroamazonas.
En lugar de quemar este producto, la petrolera estatal promueve el uso del gas asociado. Este recurso se destina, actualmente, para la generación de energía eléctrica. Más adelante, está planificado emplear como derivado para la flota de transporte pesado de esta empresa y de otros automotores; y construir un gasoducto virtual.
Con estas iniciativas se reducirá, a la vez, el consumo del diésel, que es importado. Este derivado se emplea tradicionalmente en este sector para dotar de electricidad a diferentes áreas y para el transporte, principalmente.
El año anterior, por ejemplo, el sector petrolero consumió 2,7 millones de barriles de diésel en sus procesos, según el Informe Estadístico enero-diciembre 2018 de la empresa pública Petroecuador.
Para cambiar este escenario, el propósito en este año es reducir en un 90% el consumo de diésel en las operaciones que tiene Petroamazonas, detalla su gerente general, ÁlexGalárraga. “En el 2020 queremos que el consumo de este derivado llegue a cero”.
Petroamazonas aporta con el 78% del crudo a la producción nacional. Bombea 419 707 barriles diarios, según el último reporte, del 31 de enero de 2018.
Para reducir el consumo de diésel este año se impulsarán nuevas licitaciones para construir más instalaciones de generación de energía. Los resultados del primero de estos procesos se conocerán en mayo de este año.
Esto permitirá aprovechar 80 millones de pies cúbicos adicionales de gas asociado y de crudo. Con esto, la petrolera estatal dispondrá de una capacidad de hasta 26 megavatios (MW) extras.
Más adelante, en coordinación con la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), se movilizarán dos turbinas de generación desde Machala, provincia de El Oro, al campo Shushufindi, ubicado en la provincia en Sucumbíos.
Estos equipos funcionarán también con gas asociado. Ambos aportarán con 14 MW. Está planificado que estos dos procesos concluyan en este 2019.
Hasta diciembre de 2018, la firma tenía una potencia nominal instalada de 231,8 MW, usando como fuentes gas asociado y crudo.
Esto representa 29 mil millones de pies cúbicos estándar de gas asociado aprovechados para la generación de energía eléctrica en los campos que opera la empresa Petroamazonas.
Este sistema se ha implementado ya en el bloque Sacha, ubicado en la provincia Francisco de Orellana. En esta área, a partir de diciembre pasado, se empezaron a apagar las estructuras metálicas que se utilizaban para quemar el gas asociado.
Ahora en lugar producir una llama con el gas, este derivado se canaliza a través de tuberías. Esto alimenta unos generadores, que están dentro de unos contenedores verdes, y así se obtiene energía para desarrollar las diferentes actividades que exige esta industria.
Aparte de Sacha, Cuyabeno opera también ya con este sistema. En Shushufindi se espera bajar el consumo de diésel en la generación de este año. Luego seguirán con otros campos: Oso Yuralpa, Auca y más.
En Sacha está planificado construir una nueva instalación de generación con gas asociado de 8 MW para abastecer a otras áreas.
Otro proyecto en el que se quiere enfocar la firma es en el uso de gas asociado como combustible para la flota vehicular de Petroamazonas y más adelante para otros automotores pesados, que transitan en las vías del Oriente.
Para lograr esto, el derivado deberá ser sometido a un proceso especial, que permita entregar el producto a las estaciones de servicio, que se instalarán en la troncalamazónica. Ahí se abastecerán a los camiones y camionetas de la firma estatal, inicialmente.
Esto, según Galárraga, permitirá ahorrar alrededor de USD 5 millones al año, porque ya no se consumirá diésel o extra.
“Aparte de reducir el consumo de diésel, nuestra proyección es no emplear diésel nuevamente para la industria petrolera”, explica el funcionario.
La implementación de este proyecto se encuentra en análisis.
El proyecto denominado gasoducto virtual cuenta, en cambio, con la cooperación técnica y económica del Banco Mundial. Con este organismo, Petroamazonas busca aprovechar el gas asociado que se produce en bajos volúmenes para trasladarlos a una estación y generar energía.
Estos proyectos contribuyen también a reducir las emisiones de gases al ambiente.
Además, están en línea con la iniciativa Cero quema regular de gas para el 2030, planteada por la Organización de las Naciones Unidas y BM. Ecuador se sumó a la iniciativa el 23 de enero pasado.
El campo Sacha cuenta, actualmente, con tres generadores de energía eléctrica que funcionan con gas asociado. Estos equipos se encuentran dentro de unos contenedores verdes. Foto: Patricio Terán / Líderes
Petroamazonas hizo un nuevo pago a la empresa Schlumberger dentro de la deuda que la petrolera estatal mantiene con esta firma francesa. La transacción fue en efectivo por un monto USD 100 millones.
Este pago se realizó el 21 de noviembre del 2017 informó el Ministerio de Hidrocarburos en un comunicado remitido este 22 de noviembre.
En el documento se señala que la Petroamazonas ha cancelado ya a USD 650 millones de los 850 millones que tenía pendientes. Los pagos se han realizado en efectivo, mediante Títulos del Banco Central del Ecuador y a través de Acuerdos de Reconocimiento de Deuda. Los USD 200 millones pendientes se cancelarán en las próximas semanas, según el Ministerio de Hidrocarburos.
Carlos Pérez, ministro de Hidrocarburos, mencionó en una entrevista anterior que los pagos a la firma francesa se cumplen de acuerdo con los parámetros establecidos entre ambas empresas. Además, enfatizó que se cancelará el 100% del valor adeudado.
El 21 de noviembre Sameh Hanna, presidente de Schlumberger Limited, asistió a un evento organizado por Petroamazonas, en el auditorio 2 de la Universidad Central del Ecuador.
Carlos Pérez, ministro de Hidrocarburos, mencionó anteriormente que los pagos a la firma francesa se cumplen de acuerdo con los parámetros establecidos entre ambas empresas. Foto: Archivo/ ÚN
Petroamazonas firmó el 16 de junio del 2016, en Quito, un contrato de servicios específicos con financiamiento para trabajos de optimización de la producción en el campo Armadillo (bloque 55) con el Consorcio Ecuaservoil, conformado por la estatal belarusa Belorusneft y la empresa Edinpetrol, dijo la empresa ecuatoriana a través de un comunicado de prensa.
El contrato asegura la inversión por parte del contratista de USD 123,5 millones hasta 2018. El contrato tiene vigencia hasta 2029.
De acuerdo con la petrolera estatal ecuatoriana, la modalidad de pago de la producción incremental del campo Armadillo es una tarifa fluctuante de acuerdo con las condiciones del marcador internacional WTI, para lo cual se ha establecido una banda con un valor mínimo, en este caso USD 14, pues la tarifa fluctúa según el valor internacional del barril de petróleo.
Esta misma figura contractual se aplicó con otros nueve contratos de campos maduros suscritos en abril pasado.
Los campos maduros son aquellos que han producido durante un tiempo considerable y que se encuentran en una fase declinatoria de su producción. La empresa contratista implementará, a riesgo propio, técnicas para incrementar la producción del campo.
Petroamazonas explicó que con la firma de este tipo de contratos las compañías internacionales asumen el riesgo de las inversiones realizadas y el Estado ecuatoriano solo pagará por la producción incremental ejecutada.
Además, José Luis Cortázar, gerente de Petroamazonas, anunció esta semana que se firmó un contrato con la empresa Sinopec, de China, en el Tiputini, que es parte del campo ITT.
Según el funcionario, la firma china tiene un contrato de servicios en este campo que ya se está ejecutando.
Detalló que hasta ahora ha perforado seis pozos en esa área, que está fuera del Parque Nacional Yasuní. Se trata de un contrato de tres años que prevé inversiones de USD 500 millones, con 15 meses de gracia antes de que la firma china envíe las facturas por sus servicios.
Cortázar aclaró que no se paga una tarifa por barril extraído, sino el precio de los servicios: perforación, completación y materiales.
Además, aclaró que seguirá siendo la operadora de estos campos.
Para 2015 la inversión de Petroamazonas será de unos USD 3 000 millones mientras las empresas privadas inyectarán unos USD 700 millones. Foto: Archivo/ El Comercio
José Luis Cortázar fue designado como nuevo gerente de Petroamazonas en reemplazo de José Icaza Romero, quien pasó a ser ministro de Hidrocarburos, informó hoy 3 de mayo del 2016 la empresa estatal mediante un comunicado.
Cortázar se desempeñaba en Petroamazonas como gerente de Estrategia Corporativa y Nuevos Negocios y participó de forma directa en la negociación de los campos maduros en producción.
El nuevo funcionario fue director ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control de los Hidrocarburos (Arch), presidente del Directorio de las Operaciones del Río Napo CEM, fue titular del directorio de Austrogas, entre otras empresas del sector hidrocarburífero.
José Luis Cortázar es el nuevo gerente de Petroamazonas. Foto: Cortesía Petroamazonas
La petrolera estatal ecuatoriana Petroamazonas anunció el 29 de abril la firma de un contrato con una empresa privada local para incrementar la producción en el campo Pacoa, el único pozo de explotación de crudo ubicado en la zona costera del país.
Petroamazonas, en un comunicado, indicó que se trata de un contrato de «Servicios Específicos con Financiación» suscrito con la compañía Santa Elena Petroleum (Santalenapetro) y que supone una inversión de USD 10 millones.
Pacoa es un añejo campo ubicado en la provincia costera de Santa Elena que produce unos mil barriles diarios de crudo «pesado», de 33 grados API, aunque Petroamazonas aspira a incrementar ese volumen con la incorporación de técnicas innovadoras que prevé aportar la empresa Santalenapetro.
Esa compañía, formada con capital nacional, asumirá el riesgo de las inversiones, mientras que Petroamazonas solo pagará el incremento de la producción obtenida por la empresa. Además, la petrolera estatal ecuatoriana se mantendrá como operadora del campo Pacoa.
Carlos Espinoza, representante legal de Santa Elena Petroleum, destacó la actitud de Petroamazonas por apoyar a la empresa privada nacional.»Gracias por apostar a la empresa ecuatoriana, tenemos la capacidad técnica y económica, y le apostamos al país», subrayó.
José Icaza Romero, gerente general de Petroamazonas destacó la firma del convenio con Santalenapetro y dijo estar seguro de que el modelo aplicado permitirá incrementar la producción de Pacoa.
«Confiamos en la capacidad de Santa Elena Petroleum para incrementar la producción», remarcó Icaza Romero tras señalar que «la negociación de Pacoa es importante para Petroamazonas».
Este contrato forma parte de una estrategia del Gobierno ecuatoriano para incrementar la producción petrolera del país, que actualmente bombea unos 510.000 barriles diarios.
El incremento de la producción esperada en todos los campos maduros de Petroamazonas alcanzará los 30.500 barriles adicionales por día en el año 2018.
El grueso de la industria petrolera de Ecuador se encuentra en el norte de la Amazonía del país, donde también posee una planta para procesar derivados y desde donde nace un oleoducto que une a los campos de esa región con los puertos de embarque en la costa del océano Pacífico.
El petróleo es el principal producto de exportación de Ecuador y una importante base de su economía, por lo que la coyuntura de precios bajos en la cotización del crudo en los mercados internacionales ha golpeado las arcas del país suramericano.
Petroamazonas firmó un contrato con Santa Elena Petroleum para mejorar la producción de crudo en la Costa ecuatoriana. Foto: Archivo / LÍDERES
La petrolera estatal ecuatoriana Petroamazonas prevé mantener los niveles de inversión y producción en 2016, pese al entorno difícil que ha generado la drástica caída de los precios del crudo en los mercados internacionales.
Oswaldo Madrid, gerente de Petroamazonas, dijo hoy 21 de octubre del 2015, en una entrevista con Efe que la empresa pública prevé mantener su producción el próximo año en un promedio de 350 000 barriles diarios, volumen similar al de 2015.
Asimismo señaló que aspira a que el presupuesto de 2016 sea similar a los 3 500 millones de este año, aunque ese monto debe aún definirlo en las próximas semanas el Ejecutivo y la Asamblea Nacional.
«Estamos a puertas de terminar un año que ha sido bastante difícil», admitió Madrid, quien subrayó que la drástica caída del precio del crudo, a menos de USD 40 por barril en los mercados internacionales, ha impactado a la industria petrolera en todo el mundo.
Para Madrid, «si bien la actividad petrolera no está generando (actualmente) los mismos ingresos que antes, no deja de ser rentable» y aún es una de las fuentes principales de financiación del Estado ecuatoriano.
La merma de ingresos también ha incidido en los niveles de inversión de la empresa pública, que se ha visto obligada a optimizar el uso de recursos hacia las «actividades más productivas», añadió.
Las restricciones, de momento, no han llegado a la necesidad de reducir personal, como ha ocurrido con muchas compañías petroleras en el mundo, resaltó, aunque declaró que esa y otras medidas se estudiarán en caso de que la situación así lo requiera.
«Esperemos que la situación mejore, pero parece que esto se va a extender por un tiempo», reiteró Madrid que, sin embargo, dijo que se mantendrán proyectos como el proceso de uso de gas asociado a la extracción de crudo, que antes se liberaba al ambiente y que ahora usa para la generación eléctrica.
Tampoco se tocarán los proyectos relacionados con el medio ambiente que, según el gerente, es la «principal prioridad» de la petrolera estatal, por un «compromiso con el país». Resaltó que, pese a las dificultades, campos de extracción administrados por Petroamazonas, como los llamados Sacha, Auca y Cuyabeno, tres de los más importantes del país, han mejorado su producción.
El campo Sacha, por ejemplo, de los 57 000 barriles diarios de crudo que producía en 2013, este año llegó a 72 430 barriles, mientras que Auca, que en 2012 producía unos 50 000 barriles, ahora arroja casi 74 000 barriles, añadió Madrid.
Asimismo recordó que el próximo año empezará a aportar el campo Tiputini, situado en el amazónico parque Yasuní, que se prevé empiece con una extracción de 4 000 barriles diarios, pudiendo llegar a los 8 000 barriles al finalizar 2016.
Madrid dijo que el coste de operación, que en 2014 fue de USD 8,81 por cada barril extraído, este año se reducirá a solo USD 8, un valor competitivo a nivel mundial, según dijo.
Pese a la volatilidad del precio del petróleo, Petroamazonas tiene previsto mantener las inversiones y la producción del crudo en el 2016. Foto: Archivo/ LÍDERES
La empresa pública de Ecuador Petroamazonas recibirá por segunda ocasión un reconocimiento del Banco Mundial (BM) por sus esfuerzos en la reducción de la quema de gas asociado, informó hoy, 30 de agosto, esa institución local.
El programa de Optimización de Generación Eléctrica y Eficiencia Energética (OGE&EE), que se aplica en la Amazonía y que es pionero en Ecuador, aprovecha el gas asociado al petróleo para la generación eléctrica, explicó Petroamazonas en un comunicado. Añadió que con ello sustituye la importación de diésel con lo que aporta al cambio de matriz energética nacional, genera ahorros al Estado y contribuye a la reducción de emisiones de dióxido de carbono CO2.
El programa OGE&EE es una propuesta innovadora que promueve el uso eficiente de recursos naturales no renovables en el sector petrolero, mediante el desarrollo e implementación de un modelo de gestión cuyo fin es reducir el impacto ambiental, generar riquezas y bienestar para el país.
Además, fijar nuevos estándares y referencias para la industria petrolera nacional e internacional, indicó Petroamazonas.
El reconocimiento lo recibirá en el marco del Cuarto Foro Global Gas Flaring Reduction de GGFR que se realizará entre el 9 y 10 de septiembre de 2015, en la Federación Rusa (Khanty-Mansiysk).
El primer galardón fue entregado por la misma entidad con cobertura global en Londres en 2012. En ese entonces, el programa OGE&EE había obtenido sus primeros resultados en el Bloque 15, parte de los 20 bloques operados por la empresa pública.
Oswaldo Madrid, gerente general de Petroamazonas EP, destacó que estos reconocimientos se otorgan por los resultados integrales de toda la operación en varios aspectos, como la reducción del impacto ambiental, indicó el comunicado.
«Petroamazonas EP muestra nuevamente estar a la altura técnica y tecnológica para consolidar una operación confiable y segura, con responsabilidad ambiental y social, lo que se obtiene en conjunto con todos los programas y proyectos que son parte de nuestra gestión empresarial», dijo Madrid.
Con el galardón que recibirá en septiembre próximo, Petroamazonas EP sumará ocho premios otorgados por su trabajo en eficiencia energética, la mayoría internacionales.
Para 2015 la inversión de Petroamazonas será de unos USD 3 000 millones mientras las empresas privadas inyectarán unos USD 700 millones. Foto: Archivo/ El Comercio
El Ecuador ha recortado 10 000 barriles de la producción estatal de petróleo debido a la baja de los precios del petróleo con el fin de optimizar las inversiones.
El ministro de Recursos No Renovables, Pedro Merizalde, dijo este 16 de abril del 2015, luego de la suscripción de dos contratos petroleros que los 10 000 barriles, que el recorte de producción es de la estatal Petroamazonas y de la compañía mixta Río Napo (de Petroamazonas y Pdvsa).
Esto implica un 2% menos de la producción promedio estatal del 2014 que cerró en 432 810 barriles diarios.
“Hemos hecho un análisis de las inversiones y de los diferentes costos de los campos. Y están quedando los campos más eficientes. Los pozos menos eficientes estamos dejando de atender. Sin embargo, las facilidades están listas para cuando se recuperen los precios, inmediatamente ponerlos a producir.”, dijo Merizalde.
Indicó que actualmente la operación y las inversiones en el sector petrolero representan para el Estado costos superiores a USD 27 por barril.
Según Merizalde, un precio de equilibrio para recuperar la producción que ha quedado de lado sería de USD 60 por barril.
El funcionario confirmó que el diferencial entre el crudo ecuatoriano y el WTI se ha reducido significativamente. El precio del WTI cerró ayer en USD 56,71, es decir USD 0,32 respecto al miércoles.
Finalmente, Merizalde dijo que la meta de producción promedio de este año en Ecuador es de 550 000 barriles diarios. Es decir, un 1,14% menos que en el 2014, cuando cerró en 556357 barriles diarios.
En la imagen el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), el precio del crudo descendió este 11 de febrero. Foto referencial: Archivo/EL COMERCIO
