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COLOMBIA - Noticias sobre actividades petroleras Imprimir E-mail
Petróleo en Latinoamerica - Colombia
Martes, 10 de Abril de 2007 12:45
PETROLEO INTERNACIONAL
http://www.petroleo.com

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