La perforación del pozo exploratorio Sandía, liderada por Ecopetrol en alianza con Petrobras, marca una fase estratégica para ampliar la oferta de gas en el mar Caribe y optimizar los tiempos de desarrollo de recursos offshore.
El inicio de las operaciones en junio de 2026 busca mantener la senda de autoabastecimiento energético de Colombia frente al desafío de la declinación de los campos actuales, con el objetivo de garantizar volúmenes que puedan satisfacer la demanda nacional hacia 2030, según detalló el presidente encargado de Ecopetrol, Juan Carlos Hurtado.
Sumado a la meta exploratoria, la compañía realizó ajustes operativos que liberan gas para el mercado local. Hurtado explicó que el consumo interno descendió de 221 millones de pies cúbicos diarios en 2023 a 200 millones en 2024, nivel que Ecopetrol espera sostener durante el año mediante la redistribución de consumos y la incorporación de gas licuado de petróleo como sustituto energético.
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El directivo puntualizó en declaraciones citadas por Portafolio que: “No es simplemente hacer una optimización, sino buscar sustitutos que se requieren para poder compensar esa fuerza de ese gas”.
En paralelo a los proyectos mar adentro, uno de los ajustes más relevantes se ha dado en el campo Fidratar 1, en el que la reducción de la producción de agua de 4.000 barriles diarios a menos de 50 barriles permitió asegurar 27 millones de pies cúbicos adicionales de gas. Estos volúmenes aún no figuran en la oferta comercial formalizada por la empresa.
Del mismo modo, la perforación del pozo Sandía corresponde al último pozo del plan exploratorio que Ecopetrol y Petrobras ejecutan en el bloque Guaoff-0 este año, junto a los proyectos Sirius y Copoazú. Según fuentes técnicas citadas por Portaolio, los resultados concretos del Sandía estarán disponibles hacia finales de 2026, tras concluir los ensayos en Copoazú.
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El bloque Sirius ya proporcionó, en modalidad de participación compartida con Petrobras, 249 gigapies cúbicos de recursos prospectivos, cifra robusta que ubica la campaña exploratoria colombiana en los niveles más altos de la última década.
En cuanto a Copoazú, Hurtado remarcó que la ejecución de pruebas está prevista para el cierre de abril, con resultados que podrían comunicarse a finales de junio. El presidente encargado subrayó: “Esperamos tener resultados a finales de junio para dar mensajes positivos al país y al sector”.
En términos de plazos, Hurtado admitió que el ciclo de desarrollo integral de estas exploraciones –que comprende evaluación, construcción de infraestructura submarina y adecuación de facilidades de transporte– puede extenderse hasta diez años, aunque Ecopetrol impulsa estrategias para reducir este periodo a entre siete y ocho años.
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“Todos tenemos que trabajar para impulsar estos pozos, pero también requerimos un soporte. Por eso creo que las regasificadoras son muy importantes, porque generan confiabilidad al sistema”, aseguró Hurtado.
A pesar de que existen proyectos de importación de gas en curso, Hurtado enfatizó que estos mecanismos no serán suficientes después de 2030 debido a la disminución natural de la producción en los actuales campos.
La entrada de gas proveniente de desarrollos costa afuera se consolida así como la clave para compensar el déficit esperado en la balanza energética nacional.
Mientras avanza la campaña offshore, Ecopetrol reforzó la producción en tierra firme. El pozo Floreña UP16, en el Piedemonte Llanero, comenzó a operar recientemente y ya entrega 29 millones de pies cúbicos diarios de gas, de acuerdo con Hurtado en sus declaraciones.
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Asimismo, la empresa confirmó que continúa la perforación del exploratorio Floreña N18, proceso que, según el presidente encargado, enfrenta retos técnicos pero mantiene avances constantes.
La estrategia combinada de expansión offshore y mejoras en eficiencia en la operación onshore forma parte central del plan de Ecopetrol para salvaguardar el suministro y adaptarse a la evolución de la demanda energética de Colombia durante los próximos años.
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