PETROLEO INTERNACIONAL
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1. La ANH abrirá minisubasta de áreas devueltas para exploración
A finales de junio se adjudicarían los contratos
Bogotá, Colombia, 03 abril 2007
La Agencia
Nacional de
Hidrocarburos, de Colombia, abrirá una convocatoria para invitar
a las compañías vinculadas a la actividad de exploración y
producción de hidrocarburos a participar en el proceso
competitivo especial para la adjudicación de seis bloques
exploratorios básicos en áreas situadas en los Llanos
Orientales, Putumayo y el Valle Superior del Río Magdalena.
En los primeros días del mes de
abril de 2007 serán publicados los términos de referencia, así
como el paquete de información correspondiente. Durante el mes
de abril se recibirá la documentación para la habilitación de
las compañías interesadas en participar en el proceso
licitatorio.
Durante el mes de mayo se publicarán
los nombres de las compañías habilitadas y se espera que,
siguiendo el cronograma previsto para el proceso, a finales del
mes de junio se realice la adjudicación de los contratos.
La información completa del
proceso será publicada en la página web de la ANH
www.anh.gov.co
2. Colombia
seguirá exportando petróleo
Entrevista con Armando Zamora, director general
de la ANH de Colombia
Santiago Algorta, Octubre 2006
En
un escenario realista, Colombia se autoabastecería y exportaría hasta
más allá de 2025. Ello depende de la firma de nuevos contratos, la
perforación de pozos exploratorios y el descubrimiento de nuevas
reservas. Este tema y otros como los combustibles sustitutos y la
promoción de Colombia como destino petrolero son abordados por el
presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en esta entrevista
con PI.
Después de analizar varios
estudios contratados por esta organización con consultoras
internacionales como IHS, Arthur D. Little y Fundación
Bariloche, la ANH plantea tres posibles escenarios para un plan
estratégico. “Un escenario pesimista nos llevaría a
encontrar 2 mil millones de barriles hasta 2017 –comenta
Armando Zamora–. Un escenario realista nos permitiría
encontrar 4 mil millones de barriles, mantener el
autoabastecimiento y sostener los niveles de exportación más
allá de 2025. Y un escenario optimista, en el cual incorporaríamos
8 mil millones de barriles, nos permitiría aumentar las
exportaciones al nivel más alto histórico, como lo tuvimos en
la década del noventa”.
Dentro del esquema de
trabajo que rige la actividad petrolera en Colombia, la ANH
estima que para mantener el autoabastecimiento de hidrocarburos,
sería necesario firmar 20 nuevos contratos cada año, perforar
40 pozos exploratorios y realizar entre 5 y 6 descubrimientos. El
escenario propuesto por la ANH, menos optimista que el presentado
por la consultora IHS, contempla la firma de 30 contratos
anuales, la perforación de 60 pozos y 10 descubrimientos.
Mientras tanto, el escenario optimista basa sus proyecciones en
un promedio de 75 contratos, 150 pozos y 60 descubrimientos
anuales.
Según el escenario “realista”,
propuesto por la agencia, las reservas de crudo podrían sumar
6.700 millones de barriles de aquí a 2025, contando los 1.600
millones de barriles de reserva actuales, una cifra similar por
cuenta de la incorporación de reservas por la recuperación
secundaria, 200 millones de barriles incorporados por nuevos
desarrollos y unos 3.300 millones de barriles incorporados por
nuevos descubrimientos.
La ANH también sostiene que las
reservas de gas en 2025 pueden llegar a unos 26,4 TPC dentro de
la misma proyección realista, pero con un sesgo hacia el gas.
Estas reservas estarían compuestas por 4 TPC de reservas
actuales, 6,8 TPC de nuevos desarrollos, 9 TPC de proyectos
exploratorios específicos y 6,5 de reservas provenientes de
nuevos descubrimientos.
Dentro de esta perspectiva,
Colombia seguirá siendo un país exportador de petróleo hasta más
allá de 2025. Y si el escenario más optimista presentado por la
consultora internacional IHS se convierte en realidad, el país
podría aumentar significativamente la capacidad exportadora de
crudo.
Sin embargo, estas cifras y
escenarios difieren de las expuestas oficialmente por el
Ministerio de Minas. “Claro –asiente Zamora–, el
Ministerio de Minas proyecta la producción con las reservas
actuales. Y ese es un escenario pesimista que implicaría que
Colombia perdiera su autosuficiencia hacia 2011 o 2012. Este
escenario se haría realidad si ni existieran nuevos
descubrimientos o incorporaciones de reservas. Nosotros sí
ponemos las expectativas de descubrimiento en las proyecciones”.
En otras palabras, las proyecciones del Ministerio de Minas y
Energía sólo tienen en cuenta las reservas descubiertas, que
además tengan inversiones comprometidas para su desarrollo. Hay
una parte de ese petróleo in situ que, con inversiones en
recuperación mejorada, podrían fácilmente duplicar las
reservas de petróleo sin tener descubrimientos.
“Las proyecciones del
ministerio se hacen públicas sobre la base de las reservas que
tienen inversión comprometida. Nuestras proyecciones toman en
cuenta posibles nuevos descubrimientos y nuevas incorporaciones
de reservas ya descubiertas.”
Combustibles sustitutos
Zamora sostiene que los escenarios y planes están en constante
revisión. Un reciente trabajo tiene un estudio más concreto de
cuáles pueden ser los combustibles sustitutos que pueden entrar
a la canasta energética tipo biocombustibles, líquidos de gas o
líquidos de carbón. “La viabilidad de estas fuentes
depende de un adecuado manejo de precios y subsidios por parte
del gobierno”.
No obstante, cuando se presentó
el escenario base, el país contaba con el proyecto de una planta
de GTL que BP construiría para el gas de Cusiana. Esa planta
quedó suspendida, pero Zamora aclara que hay otras opciones. BP
les ve opciones más rentables a otras alternativas de monetización
del gas –posiblemente la exportación a Venezuela o a
Centroamérica–. “El gobierno tendrá que intervenir si
quiere tener GTL. Tal como se prevé un subsidio a la gasolina,
habría también que darle un subsidio al GTL con el fin de
volverlo competitivo. Para poder hacer efectiva la estrategia de
los combustibles sustitutos, no sólo el GTL sino el CTL (del
carbón) y los biocombustibles, esta tiene que ser compatible con
la nueva reforma tributaria. Toda una política de precios,
subsidios y regulación de los combustibles que hay que
materializarla en el plan de desarrollo para que estas opciones
sean reales”.
Al comparar el atractivo del país
con respecto al de sus vecinos de la región, en función de
prospectividad y términos contractuales ofrecidos para la
producción de hidrocarburos, la ANH cita un estudio de las
consultoras Arthur D. Little y The Scotia Group, según el cual
Colombia tiene un atractivo general muy similar al de Brasil,
superior al de la mayoría de los países de la región y sólo
inferior al de Trinidad y Tobago.
Nuevas rondas, marketing e
información
Desde su creación en 2003, la ANH, el ente encargado de
administrar los recursos de hidrocarburos en Colombia, ha
trabajado por desarrollar el sector presentando al país como un
territorio altamente prospectivo y atractivo para las inversiones
petroleras.
Gracias al nuevo marco regulatorio
y a un renovado modelo de contrato petrolero, la actividad
exploratoria se ha incrementado notablemente en el país, tanto
en contratos de sísmica, como en perforación de pozos A3. De
manera paralela, la producción de crudo, que venía en marcado
descenso hasta 2004, ha logrado estabilizarse con un leve aumento
gracias, principalmente, a metodologías de recuperación
mejorada.
Para este fin de año, la ANH
anunció rondas licitatorias que le permitirán seguir avanzando
en las cuencas de mayor prospectividad y abrir nuevas fronteras
para producción de hidrocarburos.
Con la reciente adjudicación del
bloque Niscota, en el piedemonte llanero, a la unión temporal
entre Hocol, Tempa y Talisman, esta cuenca, la más promisoria a
corto plazo, queda prácticamente entregada. “Luego sigue el
Caribe, en las áreas que están libres y que vamos a sacar a
licitación en diciembre –relata Zamora–. Allí existe
una gran prospectividad, principalmente de gas. Luego, la tercera
gran frontera es el cinturón de crudos pesados en los Llanos
Orientales. Quedarían otras fronteras que ya estamos tratando de
desarrollar en el Pacífico, en el archipiélago de San Andrés y
Providencia y otras áreas del Caribe en aguas ultraprofundas”.
Finalmente, otro frente de trabajo
de la ANH, obviamente relacionado con la administración de los
recursos de hidrocarburos del país, es el de la promoción del
país petrolero en las ferias internacionales. “Hemos hecho
marketing en varios eventos internacionales. En Río de Janeiro,
Buenos Aires, Maracaibo, Calgary, Lima, Quito, Houston, Noruega,
Ámsterdam, Malasia, Australia… Hacemos una presencia
importante mediante un buen stand, una conferencia, citas con las
autoridades. Es una campaña bien montada que funciona de
maravilla”.
Y como dentro de esta campaña, la
disponibilidad de información es absolutamente clave, la ANH
cuenta también con una de las más modernas bases de datos de América
Latina y del mundo. Está disponible para quien quiera verla y se
abrió recientemente para acceso a través de internet
(www.epis.com.co).
Zamora también menciona que la
ANH está invirtiendo en estudios regionales de exploración, que
permitan conocer las cuencas y atraer el interés de las
empresas. “Hemos invertido casi US$ 100 millones, que se
recuperarán vendiéndoles información a las empresas
interesadas”.
Como consecuencia de estas
acciones y del nuevo ambiente de inversión, varias operadoras
internacionales miran con renovado interés a Colombia y evalúan
su ingreso al país. “Shell ha estado mirando, lo mismo que
Amerada Hess, Eni, Anadarco. Con respecto a Statoil, falta
terminar de convencerlos, pero ellos van a venir en diciembre a
participar en el lanzamiento de la ronda. También está la
argentina Pluspetrol, y otras empresas canadienses. Lukoil está
interesada en ampliar operaciones. El problema con Shell es que
busca proyectos muy grandes. Yo tengo más esperanzas en empresas
de un tamaño menor”.
La ANH está logrando una gran
credibilidad internacional. El trabajo que realiza logrará que
de los tres escenarios posibles para el futuro hidrocarburífero
de Colombia, el más realista sea el más favorable para el país.
3. Adjudicado
bloque Niscota, en Colombia
Las reservas potenciales se estiman en 500 MMBOE
Bogotá, Colombia, 21 septiembre 2006
La Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) adjudicó el bloque Niscota a la Unión
Temporal conformada por Hocol, TEPMA y Talisman, luego de que
ofreciera un 61% de participación promedio de la producción a
la Nación, por encima del 51% que propuso Perenco.
Ecopetrol, Repsol, BP,
TEPMA, Perenco, Hocol, Pluspetrol, Talisman y Lukoil estaban
habilitadas para presentar propuesta económica. No obstante, de
estas nueve compañías cuatro ofertaron: Perenco por un lado, y
Talismán, Hocol y TEPMA por otro, para lo que conformaron una
unión temporal.
Talisman es una empresa
independiente de origen canadiense, Hocol hace parte de la
empresa francesa Maurel & Prom y TEPMA es la francesa Total.
“Hoy es un buen día para el
país, definitivamente esto significa una gran oportunidad para
Colombia, por el potencial de la zona y por las compañías
ganadoras, además de nuestra consolidación como mercado
emergente en el sector petrolero”, declaró el director de
la ANH, Armando Zamora. Por su parte, Carlos Eduardo Machado,
Líder de Nuevas Oportunidades de Hocol, manifestó que
“Niscota es el bloque con mayor potencial en el
continente”.
Este proceso de licitación, el
primero adelantado por la ANH, se inició hace cuatro meses y
culminó exitosamente con el acto de adjudicación.
4. Operadoras
en Colombia
Apex Energy
Argosy
BHP Billinton
Bohemia
C&C Energy
Carbopetrol
Cepsa
Cleanenergy
Colregistros
Competrol
Conequipos
Consultoría Colombiana
Disico
Drummond
Ecopetrol
Emerald
Erazo Valencia
Expet
Exxon Mobil
Geoconsult
Geoproduction
Great North Energy
Harken
Hocol
Homcol
Hupecol
Integral de Servicios
Kappa
Living
Lukoil
Maxim Well Services
Mercantile
|
Montecz
Nexen
North Riding
Occidental
Omimex
OPA
Parko Services
PEI
Perenco
Petrobras
Petrocol
Petrocolombia
Petróleos del Norte
Petrominerales
Petropuli
Petrotesting
R3 E&P
Ray Tool Oil Company
Reliance
Rend Lake
Repsol
Sheridan Oil
Sismopetrol
Solana
Stratus Oil and Gas
Taghmen Energy
Talisman
Tecnicontrol
Tepma
Toxican
Well Logging
Winchester Oil and Gas |
4. Brillante futuro del gas en Colombia
Junio de 2001
El
abastecimiento interno de gas a largo plazo está asegurado en Colombia.
Y las perspectivas de localizar reservas adicionales son muy halagüeñas.
Aunque
la franca declinación de reservas del petróleo pone en tela de juicio
el futuro de Colombia como país exportador, la situación del gas
natural es bien diferente. Las reservas en explotación y las pendientes
por desarrollo, en efecto, montan casi 7 billones de pies cúbicos o
bpc. (Fig. 1), suficientes para satisfacer la demanda interna por casi
40 años a la tasa actual de consumo. Y el potencial de localizar y
explotar cuantiosas reservas adicionales se considera muy atractivo ?en
el Piedemonte de los Llanos Orientales, al norte de los substanciales
yacimientos petrolíferos de Cupiagua y Cusiana, están pendientes de
desarrollarse tres campos de gas y condensado que podrían contener de 8
bpc. a 12 bpc. más de gas natural y 700 MMbls. de petróleo
extraliviano. Los campos, ya declarados comerciales, son Volcanera,
Floreña y Pauto.
Exitosa
promoción
Durante
la década pasada, el gobierno colombiano, con la empresa estatal
Ecopetrol a la cabeza, emprendió una campaña multimillonaria para
estimular el consumo local de gas, contando con el respaldo de las
substanciales reservas disponibles en el Departamento de la Guajira,
sobre el Mar Caribe. Allí, en efecto, Texaco ha descubierto 4,8 bpc. en
tres campos (dos terrestres y uno marino), en los cuales las reservas
remanentes montan aproximadamente 3 bpc. tras casi tres décadas de
explotación.
El
máximo aprovechamiento del gas exigió la construcción de la
infraestructura necesaria para llevarlo a los principales centros
consumidores del país. Las obras que costaron cerca de US$3.000
millones, comprendieron el tendido del gasoducto troncal Centro-Oriente
de 779 Km. desde los campos guajiros hasta Barrancabermeja, centro de
operaciones de Ecopetrol y de allí a Santa Fe de Bogotá y Neiva. El
tramo que termina en Barrancabermeja, de 574 Km., 18 pg. D.E., lo
construyó y lo administra la empresa Canadiense TransCanada Pipelines.
Simultáneamente
se emprendió el tendido de 1.523 Km. de líneas troncales y ramales
regionales para abastecer consumidores industriales y domiciliarios
dispersos en 39 ciudades colombianas (Fig. 2).
Una
de las obras más atrevidas de la campaña fue la segunda etapa del
gasoducto Centro-Oriente, que construyó Ecopetrol por su cuenta para
llevar el gas de la Guajira hasta la capital del país. La línea, de 205
Km. (20 pg. D.E.) parte de Vasconia, transmonta la empinada Cordillera
Oriental de los Andes, atraviesa los Departamentos de Norte de
Santander, Santander y Boyacá, y termina en Cogua, centro de las
operaciones de abastecimiento a Santa Fe de Bogotá.
El
resultado de la campaña para promover el uso masivo del gas, que
Ecopetrol denominó ?masificación?, ha sido un empinado crecimiento de
la demanda local (Fig. 3), a medida que los centros industriales y las
plantas termoeléctricas optan por usar gas en vez de combustóleo y a
tiempo que se extienden las redes de distribución a domicilios
particulares y edificios comerciales.
Aunque
las características geológicas de los principales prospectos nacionales
han sido tradicionalmente más propicias al descubrimiento de petróleo y
no de gas, éste no ha faltado en la ?cesta energética? de Colombia. La
Fig. 4 muestra los sitios donde hasta ahora se han localizado reservas
comerciales de gas. Las más substanciales y notables actualmente en
explotación son las de la Cuenca de la Guajira, la única provincia
eminentemente gasífera de monta mayor que se ha localizado hasta ahora
en Colombia.
Características
La Cuenca de la Guajira abarca 49.054 Km2-12.600
Km2. en tierra y 36.450 Km2.
en aguas someras del Mar Caribe cercanas a la costa. En la porción
hasta ahora explorada, más que todo por Texaco, se han perforado 35
pozos de cateo y se han disparado 28.500 Km. de líneas sísmicas. Los
campos comerciales, todos de Texaco, son los terrestres de Ballena y
Riohacha y el marino de Chuchupa, éste último el más rendidor.
En
Chuchupa se han instalado dos plataformas de producción: la original,
A, situada a 11 Km. de la costa en aguas de 18 m. de profundidad; y la
B, estrenada a fines de 1996, distante de la costa de 17 Km., en
tirante de agua de 37 m. Chuchupa B tiene tres pozos productores
horizontales de alta productividad.
El
gas de ambas plataformas va hasta el campo terrestre de Ballena, a
través de un gasoducto submarino de 24 pg. D.E. En Ballena se procesa
todo el gas procedente de los tres campos, antes de inyectarlo en los
gasoductos troncales existentes. El rendimiento total del trío de
yacimientos es de 730 MMpcd.: 600 MMpcd. de Chuchupa y 130 MMpcd. de
los otros dos.
La
cuenca de la Guajira, de borde continental, es de compleja geología,
afectada por la interacción de las placas continentales de Sudamérica y
el Caribe que generó abundantes plegamientos y gran número de fallas.
La columna sedimentaria del Triásico Superior al Cretáceo y al
Terciario consta de rocas calcáreas que yacen sobre el basamento
ígneo/metamórfico del Paleozoico Inferior (Figs. 5 y 6). Se cree que el
espesor máximo de la secuencia sedimentaria podría ser de más de 10.000
m.
En
la cuenca se han identificado rocas fuente del Oligoceno, posibles
generadoras de hidrocarburos, principalmente de gas. Las formaciones
del Cretáceo, además, son también fuentes potenciales de generación y
almacenamiento.
Las
rocas almacenadoras principales (reservorios) son de calizas que se
depositaron en ambiente marino de aguas pandas y de areniscas
transgresivas del Oligoceno (formación Siamana). Los yacimientos
productores, todos del Terciario, son combinaciones de trampas
estructurales y estratigráficas.
Buscan
más
Dado
el buen potencial gasífero de muchas de las estructuras aún no
exploradas en la Guajira, todas las porciones prospectivas terrestres y
marinas de la cuenca están ya asignadas a empresas petroleras
internacionales, Texaco incluida, mediante contratos de asociación con
Ecopetrol. Aunque los planes exploratorios de esas empresas no se han
revelado, un consorcio canadiense ha informado que está a punto de
empezar labores. Mera Petroleum Inc. y su socia Millenium Energy acaban
de firmar un pacto con la empresa estatal para explorar un bloque
cercado a los descubrimientos de Texaco (ver la localización en la Fig.
7).
En
el lote de 332.800 acres, denominado Medina, Mera dice haber
identificado cuatro prospectos muy atractivos, el más grande de los
cuales abarca 17 Km2. Las formaciones potencialmente
productoras, agrega, están a profundidades de 2.000 a 3.000 m. y no
podrían contener en conjunto 2 bpc. de gas natural.
El
principal atractivo del lote, agrega Mera, es que en los años 80
Ecopetrol perforó muy cerca de él varios pozos exploratorios, casi
todos los cuales dieron atractivos indicios de gas. ?Pero en esa
época?, comenta la compañía, ?no existía en Colombia infraestructura
adecuada para el pleno aprovechamiento del gas ?ni Ecopetrol tenía los
recursos necesarios para desarrollar los descubrimientos?.
Aunque
los pozos originales no son parte del pacto de Ecopetrol con Mera, ésta
propuso que se incorporen al contrato. De aprobarse esa adición al
pacto original, la producción comenzaría mediante el reingreso y la
perforación de un ramal horizontal en uno de los pozos previos, cuyo
rendimiento, en prueba de producción, fue originalmente de 15 MMpcd.
A
mediano plazo, en la Guajira se esperan nuevos y atractivos
descubrimientos ?tantos, que ya se ha aprobado en principio la
construcción de un gasoducto de 480 Km. que transportaría gas
colombiano hasta Panamá.
Otras
fuentes
La
abundancia de gas asociado en los monumentales campos de Cusiana y
Cupiagua, que explota el consorcio encabezado por BP Amaco, es otra
fuente potencial para satisfacer el consumo interno; y los campos de
gas y condensado aún no desarrollados (Volcanera, Pauto y Floreña)
situados más al norte, aseguran un brillante futuro en Colombia para la
producción y el abastecimiento de gas natural.
Una
fuente adicional es el campo gasífero de Opón, situado en la Cuenca del
Medio Magdalena, unos 200 Km. al norte de Santa Fe de Bogotá,
originalmente descubierto en 1967, cuyas condiciones de presión
extremadamente alta impidieron desarrollarlo en esa época. Tal
emprendimiento se inició a mediados de la década pasada, cuando Amoco
perforó el pozo Opón 3 y dio en la formación La Paz, a más de 12.000
pies de profundidad, con un yacimiento gasífero cuya presión de fondo
es de 11.000 lbs/pg2 y de 9.200 lbs/pg2 en el
cabezal de los pozos, algo nunca antes visto en Colombia -en los pozos
de los yacimientos de la Guajira, la presión máxima de fondo es de
2.000 lbs/pg2 y de sólo 1.200 lbs/pg2 en los
cabezales.
Aunque
inicialmente se creyó que Amoco había descubierto un gigante, la
perforación adicional de desarrollo indicó que las reservas producibles
son de apenas 700.000 MMpcd. Ese volumen, sin embargo, justificó la
inversión de US$153 millones para tender un gasoducto de 100 Km. (16
pg. D.E.) hasta Barrancabermeja y construir en El Centro (sede de las
operaciones centro-oriente de Ecopetrol y de su refinería) una plana de
procesamiento donde se obtienen 100 MMpcd. de gas seco, 3.500 b/d. de
condensado y 1.700 b/d. de gasolina natural.
En
predios vecinos al campo, además, Amoco Power Resources ha construido
una planta termoeléctrica fogueada por gas de Opón, que genera 200 Mw.
Y en Barrancabermeja se ha instalado otra que aporta 160 Mw. a la red
nacional de energía eléctrica. PI
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