Gran Tierra Energy (GTE) confirmó reservas significativas de petróleo en el lote 95. Su representante en el Perú, Carlos Monges, explica los planes de producción comercial.

ENTREVISTA
Carlos Monges, country president de Gran Tierra Energy Perú

En setiembre inician la producción de 2,500 barriles diarios de petróleo en el pozo exploratorio del campo Bretaña del lote 95. ¿Con qué objetivo?
El plan es ponerlo a producción de prueba durante seis meses y según la norma, con sustento técnico, se puede ampliar por seis meses más. Es decir, podemos producirlo un año.
Queremos saber cómo se comporta el reservorio que contiene el petróleo dadas las condiciones geológicas porque está a 3,000 metros bajo tierra. Nos ayudará para saber cómo será la producción comercial futura.
Para transportar este petróleo estamos contratando un servicio de barcazas de doble fondo para que no haya riesgos de contaminación. Van a recolectar el petróleo y evacuarlo hacia la refinería de Iquitos o hacia la Estación N° 1 del Oleoducto Norperuano en el terminal de Saramuro. Estamos conversando con Petroperú para saber cuál es la mejor opción.

¿Y de qué depende? 
La refinería de Iquitos no tiene capacidad para recibir de 20,000 a 40,000 barriles diarios que se producirán a partir del 2021, tiene capacidad de 10,000 barriles diarios, pero también recibe crudo de otros productores. Queremos saber cuánto de nuestro petróleo puede recibir.
En el caso de los 2,500 barriles diarios que se empezarán a producir a partir de setiembre, no sé si podrá recibirlos todos, el resto tendremos que llevarlo a la Estación N° 1 para que junto con otros petróleos sea bombeado a la costa. El petróleo que hemos descubierto es de 18.5 API, está saliendo de pesado a mediano.

Según el comunicado de GTE del 21 de enero pasado (ver Gestión 22.01.2104), perforarán un segundo pozo exploratorio en la parte sur del campo Bretaña en el cuarto trimestre del año. 
La perforación del segundo pozo exploratorio nos permitirá confirmar la presencia de petróleo a aproximadamente siete kilómetros al sur del primer pozo. En paralelo, hemos iniciado el proceso de aprobación del EIA para el desarrollo del campo Bretaña. Una firma norteamericana nos ha entregado un estudio de la ingeniería básica de cómo sería la producción del campo, esta información se ha incluido en los términos de referencia del EIA. Ya lo hemos presentado alMEM así como el Plan de Participación Ciudadana y lo están evaluando. Cuando los aprueben recién podremos iniciar la elaboración del EIA real.

¿Perforarán el tercer pozo exploratorio?
No sabemos si será necesario. Quizá con el primero que se perforó y con el segundo será suficiente para entrar a la etapa de producción con el EIA que nos van a aprobar.
El nuevo EIA es para extraer el petróleo en forma comercial y sería el último que falta para la etapa de producción.

¿GTE hará más exploración por otras zonas del lote 95?
Seguimos en exploración y hemos confirmado un descubrimiento que todavía no está declarado comercialmente, pero en otras zonas hay cosas interesantes que hemos encontrado con la sísmica que se registró hace poco y hay que perforar.
Sin embargo, para esos lugares no tenemos EIA, recién estamos encontrando las ubicaciones donde podremos perforar. Cuando los geólogos tengan definido el lugar empezaremos a hacer el EIA para las nuevas locaciones. En los próximos meses definiremos la zona, de allí el EIAdemora un año.

¿GTE ha duplicado sus reservas solo con lo hallado en el campo Bretaña? 
Efectivamente, solo con lo hallado y certificado por la empresa canadiense en el campo Bretaña hemos duplicado las reservas probables de petróleo que tiene GTE sumando todas sus operaciones en Colombia, Argentina, Brasil y Perú.
GTE fue una empresa junior en el 2005 y 2006, pero con la producción que tiene ahora (30,000 barriles diarios), de los cuales nos corresponde 22,000 barriles netos, no es tan junior. Producimos en Colombia, Argentina y Brasil, en el primero se produce el 80% y el resto en los otros dos.

¿Buscarán socios para explotar el lote 95?
Es posible que posteriormente podamos asociarnos, pero ahora no está previsto. También es posible que busquemos financiamiento externo o interno para desarrollarlo. Pero sí estamos buscando socios para diversificar el riesgo exploratorio en los otros lotes que tenemos (107, 133, 122 y 128). Hemos conversado con empresas que están en el Perú y otras de afuera.

PARA RECORDAR

Las reservas del campo Bretaña

Evaluación independiente. Tiene 61.5 millones de barriles de petróleo de reservas probadas y probables (2P), y 113.9 millones de barriles de petróleo de reservas probadas, probables y posibles (3P). Son resultados de una evaluación independiente calificada de reservas de GTE en el Perú, efectiva al 31 diciembre del 2013, y que estuvo a cargo deGLJ Petroleum Consultants Ltd.

LAS INVERSIONES DE GTE EN EL PERÚ

– Desarrollo completo de campo Bretaña (plan preliminar): US$ 1,090 millones.
-Exploración en lotes 107, 133, 123 y 129 período 2014-2016: unos US$ 220 millones.
Los lotes de exploración – Lote 107: Se hará registro sísmico 2D por 310 kilómetros lineales a partir de abril del 2014 (US$ 20 millones de inversión). La perforación del primer pozo exploratorio se prevé para el segundo semestre del 2015 (US$ 50 millones). – Lote 133: Se elabora EIA para sísmica y pozos, se espera que esté aprobado a fines del 2014 e iniciar sísmica 2D en abril del 2015 (US$ 15 millones). Lotes 107 y 133 pertenecen a Petrolífera Petroleum, una subsidiaria de GTE. – Lotes 123 y 129: Se elabora EIA para perforación exploratoria, se espera que esté aprobado en el primer semestre del 2015 y perforar un pozo en cada lote a fines de ese año o inicios del 2016. (US$ 50 millones de inversión por cada pozo).

Los lotes que devolvió

– Lotes 122 y 128. Se hizo sísmica en los dos y se perforó un pozo en el 128 pero salió seco. Se devolvieron los dos por estar en el mismo tren geológico. (US$ 25 millones en la perforación y US$ 15 millones en la sísmica) – Lote 124. Muy cerca del Lote 128, en el mismo tren geológico. GTEtenía el 20%, el operador era Burlington Resources, una subsidiaria de ConocoPhillips. Se devolvió por los malos resultados del Lote 128 y otros lotes cercanos.

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