Ecopetrol y su socio Anadarko enfrentan un nuevo desafío en la exploración de aguas ultra profundas en el mar Caribe colombiano.
Según informó la petrolera el martes 6 de mayo, la perforación del pozo Komodo, inicialmente programada para finales de 2025, ha sido nuevamente aplazada debido a restricciones ambientales que aún no han sido resueltas.
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Este proyecto, considerado clave para la exploración costa afuera del país, deberá esperar mientras se ajustan los planes para cumplir con las exigencias regulatorias.
De acuerdo con Ecopetrol, la decisión se tomó luego de que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) respondiera al recurso de reposición presentado por la compañía y Anadarko. Aunque algunos de los ajustes solicitados fueron aceptados, persisten requerimientos que complican el avance del cronograma original.
Elsa Jaimes, gerente general de Costa Afuera y Exploración de Ecopetrol, explicó que las condiciones ambientales impuestas obligan a realizar un análisis técnico y legal más exhaustivo antes de proceder con la perforación.
“Si bien hubo algunos ajustes que se hicieron y que se reconocieron dentro del recurso, hay otros que aún persisten. Eso nos obliga a continuar con el análisis de la viabilidad de la perforación del pozo”, manifestó.
“Los requerimientos que persisten en la licencia ambiental requieren que hagamos ajustes y no nos da el tiempo para perforar en la ventana de 2025-2026”, añadió Jaimes.
El cronograma inicial contemplaba que la perforación del pozo Komodo comenzara a finales de 2025 y concluyera en los primeros meses de 2026.
Sin embargo, las restricciones técnicas y regulatorias han llevado a Ecopetrol y Anadarko a replantear su estrategia.
Ahora, ambas compañías trabajan en la definición de una nueva ventana de tiempo que permita cumplir con las exigencias de la Anla y garantizar la viabilidad del proyecto sin comprometer el cumplimiento ambiental.
El pozo Komodo es un proyecto de alta complejidad técnica, ubicado en una zona del mar Caribe con una lámina de agua de aproximadamente cuatro kilómetros. Este tipo de exploración costa afuera representa un reto significativo no solo por las condiciones técnicas, sino también por las exigencias regulatorias y ambientales que deben cumplirse para garantizar la sostenibilidad del proyecto.
Según detalló Ecopetrol, las condiciones meteorológicas y el oleaje en esta área son más favorables para trabajar hacia finales del año, lo que añade un componente adicional a la planificación del proyecto.
“Son varios, son requerimientos operativos, son requerimientos que tenemos que analizar desde el punto de vista también legal, o sea, requerimientos legales, que tenemos que verlos con cuidado", explicó Elsa Jaimes.
Según la gerente, las condiciones ambientales de la zona donde se realizará la perforación son cruciales para planificar el proyecto. Al referirse a la “ventana de tiempo”, indica que en esa área, el oleaje, el viento y las condiciones meteorológicas en general son más seguras para trabajar entre finales de año e inicios del siguiente, es decir, de octubre a enero.
Destacó que si bien en el futuro, al conocer mejor el entorno de la zona, podría ser posible perforar en otro período, por ahora la empresa considera indispensable realizar el proceso en esa ventana de tiempo específica.
Ecopetrol busca formar alianza estratégica con QatarEnergy en el Golfo de México
Ecopetrol busca consolidarse como socio estratégico de QatarEnergy para el desarrollo de proyectos de gas natural licuado (LNG) en el Golfo de México, según anunció Ricardo Roa, presidente de la petrolera colombiana.
Las conversaciones entre ambas empresas, en curso desde hace tiempo, esperan concretarse en acuerdos sobre suministro de gas una vez operativa la infraestructura necesaria.
QatarEnergy, la segunda mayor productora mundial de LNG, tiene un proyecto en el Golfo de México con una inversión de 10.000 millones de dólares y una capacidad de 18 millones de toneladas anuales de LNG, que podría comenzar operaciones en el tercer trimestre de 2026.
Ecopetrol planea adquirir hasta 2,3 millones de toneladas anuales de LNG para proyectos estratégicos como el desarrollo de gas en Ballena y la regasificadora de Buenaventura.
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