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Contenido. La Ronda 2014, un proceso prometedor en un panorama complejo. Pág.34

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Julio 2014 | Edición N.° 9

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1

3

1. Nuevos oleoductos y puertos

para

mejorar la infraestructura del país

2. Hidroeléctrica Ituango,

una megaobra

que avanza de la mano de las comunidades

3.

Soluciones modernas para la

movilización urbana,

un cambio necesario

Con la actual perforación en el Caribe colombiano se da un nuevo impulso a la producción offshore en el

país, que gozará de incentivos gubernamentales y constituye uno de los objetivos de importantes jugadores.

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(3)

3

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA En un contexto marcado por la continuidad en políticas minero-energéticas y una vez terminado el proceso de elecciones presidenciales, así como con la perspectiva de un acuerdo de paz con las FARC, la Ronda Colombia 2014 cimienta el atractivo del país como un destino de inversión petrolera.

ED. N.° 9

Contenido

Pág. 30

Los desafíos en talento humano para

dinamizar la industria offshore

Actualmente, en Colombia hay gran interés por desarrollar las operaciones offshore; sin embargo, la industria se enfrenta a diversos retos en cuanto a costos, complejidad ope-rativa, licencias ambientales y en materia de personal.

Pág. 32

Los puntos cardinales para

aumen-tar las reservas

Los cuatro puntos cardinales conforman el sistema cartesianopara la orientación del hombre. Estas referencias históricamente han servido para guiar y enfocar metas nacionales. De allí que todos vislumbremos un norte para cualquiera de las políticas del país.

Pág. 14

Exploración y Producción

Conozca más sobre los avances en materia de exploración y producción reportados por Ecopetrol, Canacol y Perisson en los tres úl-timos meses.

Pág. 16

Avanza en firme perforación

estrati-gráfica profunda en el Magdalena

Este nuevo pozo estratigráfico en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena será clave para profundizar en el conocimiento geoló-gico de la región y esclarecer su prospectiva exploratoria.

Pág. 18

La apuesta por la explotación

petro-lera costa afuera arranca en serio

Con la perforación de tres pozos en el Caribe colombiano, este año reinicia en firme la bús-queda de hidrocarburos en las profundidades del mar. En la última década, se han adjudica-do más de veintitrés áreas y diecinueve contra-tos que permanecen vigentes.

Pág. 28

Proveedoras de servicios se alistan

para el boom de las operaciones

costa afuera

Ante las oportunidades asociadas al futuro de-sarrollo de actividades de exploración y pro-ducción offshore, algunas empresas nacionales dedicadas al negocio náutico tomaron la deci-sión de concentrarse en este segmento.

Pág.34

La Ronda 2014, un proceso prometedor

en un panorama complejo

Fo to: a rc hi vo .

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Pág.38

Colombia debe mantener el interés

de los inversionistas en la

explora-ción costa afuera

El profesor Peter Cameron, líder mundial en legislación y regulación energética, habló so-bre los avances del país en materia regulatoria para el mercado costa afuera y sobre cuáles son los puntos clave para generar una norma-tividad competitiva y responsable.

Pág. 46

Cenit invertirá USD$4.000 millones

para elevar a 1,5 MBPD la capacidad

de los oleoductos

Durante su primer año de operaciones, Cenit logró elevar la capacidad de transporte de crudo en 180.000 barriles de petróleo por día (BPD) y estructurar un plan de inversiones para llevar la capacidad de evacuación a 1,5 MBPD en el 2017.

ED. N.° 9

Contenido

Las diferentes iniciativas en materia de oleoductos y puertos serán esenciales para que el país pueda atender volúmenes mayores de producción y aumentar las alternativas de evacuación de crudo.

Pág. 40

Nuevos proyectos mejoran la competitividad

de la infraestructura petrolera

Pág. 56

Alternativas de financiación para la

industria petrolera en Colombia

El sistema financiero local ha adquirido más conocimiento y experticia en el sector de hi-drocarburos, lo que le ha permitido apoyar transacciones en todos los eslabones de la ca-dena petrolera, con elementos para una ade-cuada gestión del riesgo.

Pág. 58

¿Realmente Colombia no es un país

tan petrolero como Venezuela y

Ecuador?

Si bien las cuencas colombianas son fundamen-tales para entender los yacimientos en el norte de Suramérica, nuestro entendimiento científi-co sobre estas es limitado. Un estudio más pro-fundo podría revelar su verdadero potencial.

Pág. 48

Negocios

Conozca cuáles fueron los principales movi-mientos y estrategias de las empresas del sec-tor minero-energético local durante los tres últimos meses para mejorar su posición.

Pág. 54

La Bolsa de Valores de Toronto (TSX)

y las instituciones financieras

cana-dienses, destacadas fuentes de

inver-sión para las empresas colombianas

Con la creciente afinidad entre Colombia y Ca-nadá, las bolsas TSX y TSXV están llamadas a jugar a un papel relevante en la creciente in-dustria minero-energética colombiana.

Fo

to: O

cen

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(6)

Pág. 72

Campetrol, liderazgo innovador a

favor de los proveedores locales y el

desarrollo de las regiones

Margarita Villate, directora ejecutiva de Campetrol, habló sobre los esfuerzos que está realizando la entidad gremial y los principa-les retos que enfrenta la industria petrolera.

Pág. 74

Sostenibilidad

Las iniciativas verdes de las compañías confir-man el interés que hay en el país por encontrar alternativas de desarrollo de leve impacto. Co-nozca más sobre estos proyectos en esta sección.

Pág. 84

Vida energética

Encuentre información sobre los lugares de moda, como el restaurante VO o el Hotel Allu-re Chocolat, una de las más Allu-recientes y nove-dosas ofertas hoteleras de Cartagena.

Con la implementación de los Sistemas Integrados de Transporte Masivo (SITM) en las principales ciudades y los Sistemas Estratégicos de Transporte Público (SETP) en las ciudades intermedias, así como con la posible construcción del Metro de Bogotá, el país vivirá una profunda transformación.

Pág.76

La nueva era de la movilización urbana, un panorama

de retos y oportunidades

ED. N.° 9

Contenido

Pág. 88

Agenda

Es el punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convenciones y ta-lleres relacionados con la industria extractiva. En esta sección encuentre, entre otros, la infor-mación sobre los cursos de ABS y los talleres de Acipet.

Pág. 92

Gente

El congreso de Naturgas y los encuentros or-ganizados por el Club de Petroleros del Hotel Radisson fueron algunos de los eventos que congregaron a los líderes de la industria.

Pág. 96

Clasificados

Anuncios de empleos y profesionales que bus-can trabajo en el sector minero-energético.

Pág. 60

Hidroeléctrica Ituango, una esperanza

que se alza en el cañón del río Cauca

En el noroccidente de Antioquia, a unos 170 kilómetros de Medellín, se concentran las obras de una de las iniciativas más impor-tantes del sector energético colombiano, el Proyecto Hidroeléctrico Ituango. Con una capacidad instalada de 2.400 MW y una pre-sa de 225 metros de altura, esta central de ge-neración se convertirá en una de las mayores obras de infraestructura jamás construida en el país y una de las principales fuentes de energía en Colombia.

Pág. 68

Servicios

Importantes inversiones para competir en el mercado colombiano incrementan la oferta para suplir la creciente demanda de las em-presas vinculadas al sector minero-energético.

Fo to: a rc hi vo .

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Créditos

DIRECTOR

Thomas Willatt twillatt@colombiaenergia.com

EDITOR

Julio César Belalcázar jbelalcazar@colombiaenergia.com

EDITORA REPORTES ESPECIALES

Liliana Ávila Sánchez lavila@colombiaenergia.com EQUIPO EDITORIAL Óscar Arango Natalia González RELACIONES PÚBLICAS Y COMUNICACIONES Rebecca Whitelaw rwhitelaw@colombiaenergia.com +57 (1) (311) 56 2 80 15 Paula Pachón ppachon@colombiaenergia.com DISEÑO, DIAGRAMACIÓN E INFOGRAFÍAS Lissette Morelos ADMINISTRACIÓN Paula Moreno IMPRESIÓN Legis SUSCRIPCIONES suscripcion@colombiaenergia.com EDITORIAL editorial@colombiaenergia.com PUBLICIDAD publicidad@colombiaenergia.com Maracuya Media Carrera 3A #64-16 Of. 504 Bogotá D.C. +57 (1) 235 05 23 www.colombiaenergia.com MARACUYA MEDIA S.A.S Todos los derechos reservados prohibida reproducción parcial o total sin autorización expresa de Maracuya Media

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(10)

CARTA EDITORIAL

La paz tiene que ser en serio

E

l emblemático oleoducto Caño Limón-Coveñas sufrió un atentado lamentable a finales de marzo, en inmediaciones del municipio de Toledo, Norte de Santander, que afectó su funcionamiento por casi dos meses. Y el 30 de junio, el objeto de atentados con cilindros bomba fueron las instalaciones del campo de operación del oleoducto, mientras se realizaba una misa, en este complejo industrial. Este último acto terrorista, al parecer perpetrado por la guerrilla del ELN, dejó un saldo de trece personas heridas. Resulta aún más lamentable que este hecho ocurriera poco tiempo después de que el Gobierno anunciara que había comenzado una fase exploratoria para dar inicio a un proceso de paz con este grupo guerrillero.

Esta secuencia de violencia, que sería impensable en otro país y que causaría la indignación de toda la sociedad, tuvo una resonancia limitada en una nación acostumbrada a la monstruosidad. Sin embargo, ese mismo pueblo, cansado ya del vandalismo y la transgresión, entregó un mandato mayoritario a sus dirigentes para la consecución de la paz. En ese contexto, estos atentados afectaron negativamente la producción petrolera, que, como la nación entera, se debe medir por su potencial y no por los resultados obtenidos en un entorno deplorable. El mes de junio cerró con 1.008.000 barriles de petróleo por día (BPD), lo que resulta un incremento frente a la cifra reportada en mayo, pero por debajo de nuestras capacidades industriales, que debe ser la vara para medir nuestro desempeño.

Los atentados contra la infraestructura del país nunca debieron ser perpetrados por sus artífices con el mezquino objetivo de supuestamente conseguir una posición más fuerte en una mesa de negociaciones, pero, a su vez, minando nuestro emprendimiento. Si la apuesta por la paz es real, los violentos deberían reflexionar sobre los costos que implican estos actos vandálicos, tanto en vidas humanas perdidas o mutiladas, así como en términos económicos. Para enfrentar estas amenazas, hay en la actualidad aproximadamente 94 pelotones de las Fuerzas Armadas y un ascendente número de drones dedicados al monitoreo de la infraestructura minero-energética del país. ¿Cuánto dinero nos cuesta el despliegue de ese esquema seguridad? ¿Cómo cuantificar el dolor humano de las innumerables víctimas que han dejado los atentados terrositas? Desde este medio, hacemos un humilde llamado para que a la consecución de la paz se le den las consideraciones de severidad y relevancia que merece ese anhelo de todos los colombianos. La apuesta está en firme y desde esta orilla no vamos a responder con la falta de consideración que los violentos han revelado. Por el contrario, los invitamos a reflexionar y a trabajar, sin dilaciones, por un país en el que cabemos todos.

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COLABORADORES

Colaboradores

Monica Rovers, directora de Desarrollo de Negocios de Global Energy de la Bolsa de

Valores de Toronto (TSX) y Bolsa de Emprendimientos (TSXV)

Administradora de empresas y negocios globales, Rovers cuenta con más de veinte años de experiencia en el campo de re-laciones internacionales y desarrollo de negocios en organizaciones sin fines de lucro, públicas, y privadas en múltiples sec-tores. Como directora de Desarrollo de Negocios en TSX, Rovers contribuye al desarrollo de la energía global al fomentar el crecimiento internacional de empresas canadienses y estimular a compañías extranjeras a ingresar en el mercado de valores de ese país. En el desempeño de sus funciones, ha organizado y recibido a un buen número de misiones comerciales inter-nacionales y creado una sólida red formada por organizaciones locales, inter-nacionales e interinter-nacionales del sector energético.

Natalia Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Petra

Economista de la Universidad del Rosario, con más de diez años de experiencia profesional en el área financiera y en con-sultorías de reclutamiento y selección de personal especializadas en el sector de hidrocarburos. Desde junio de 2012 Díaz forma parte de Petra Executive Search, una consultoría brasilera de reclutamiento y selección de personal especializada en

Oil & Gas, energía, infraestructura e ingeniería con operaciones en Centro y Suramérica.

Andrea Aristizábal y Elena Tobón, Segmento Recursos Naturales Grupo Bancolombia

Bancolombia cuenta con un equipo de especialistas dedicados a la profundización y conocimiento del sector de hi-drocarburos y minería. A este equipo pertenecen: Andrea Aristizábal, MBA del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, y Elena Tobón, Economista de la Universidad EAFIT.

Orlando Cabrales, viceministro de Energía

Abogado de la Pontificia Universidad Javeriana y máster en Filosofía del Boston College. Cabrales cuenta con una amplia experiencia en el sector, tras desempeñarse como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y por va-rios años en el sector privado. Trabajó durante 16 años en BP como vicepresidente jurídico para Latinoamérica y director jurídico. En Ecopetrol se desempeñó como asistente de dirección entre 1988 y 1990, y participó en las juntas directivas de empresas como Astilleros Vikingos S. A., BP Gas Colombia ESP y Oleoducto Central (Ocensa).

Carlos A. Vargas, profesor Universidad Nacional de Colombia

Profesor asociado del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá.Vargas es geólogo y Phd en Geofísica y ha sido consejero del Programa Nacional de Ciencias Básicas–Colciencias (Ciencias de la Tierra), miem-bro correspondiente de la Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales, y subdirector técnico de la ANH.

Oliver Wack, analista de Control Risks para Colombia

Wack es analista de Control Risks, una consultora británica de riesgo corporativo multinacional con 34 oficinas en el mun-do. Fundada en 1975, esta empresa es la asesora de confianza de casi tres cuartos de las empresas listadas en la revista For-tune Global 500. Así mismo, la compañía ayuda a sus clientes a identificar, entender y gestionar riesgos políticos y sociales.

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Esta área podría incorporar reservas 1P estimadas en 22,4 millones de barriles de crudo (incluyendo regalías). En Caño Sur Este, la empresa prevé aumentar la producción de 1.727 a 25.000 BPD a mediados del 2016, perforar 135 pozos de desarrollo e invertir USD$656 millones.

Canacol reporta

tercer hallazgo

consecutivo en

Llanos-23

Luego de alcanzar una profundidad de 12.682 pies, la operadora canadiense probó 2.930 BPD en Pantro-1, el tercer pozo perforado con éxito en el bloque Llanos-23, después de Labrador y Leono.

Según los análisis, el pozo cuenta con 83 pies de espesor

neto, con hidrocarburos en los reservorios C-7, Mirador, Barco, Ubaque y Gachetá. Esta última forma-ción fue perforada entre 12.250 y 12.261 pies de profundidad y reportó 2.930 BPD de 31°API, con un corte de agua del 14%, así como 75.000 pies cúbicos de gas por día.

“Este descubrimiento confirma una tendencia productiva de crudo liviano en el bloque Llanos-23. Basados en estos éxitos exploratorios y en el hallazgo de crudo con altos retornos netos, hemos decidido

Exploración

&

Producción

E&P

1

GeoPark hace su cuarto descubrimiento en

Llanos-34

Con el hallazgo hecho en el pozo Arauco-1, esta firma con presencia en Colombia desde 2012 suma en total seis perforaciones exitosas en el bloque Llanos-34, en el cual tiene una participación del 45%. En una prueba conducida con una bomba electrosumergible en la formación Guadalupe, a 10.075 pies de profundidad, GeoPark obtuvo una producción aproximada de 1.154 barriles de petróleo por día (BPD) de 16,8° API, con un corte de agua de 4,8%.

“Este nuevo éxito exploratorio sigue elevando nuestra posición en Colombia, que representa uno de los mercados estratégicos más relevantes de GeoPark en la región, junto con Chile y Brasil. Tenemos un ambicioso programa de perforación para 2014 de cincuenta a sesenta nuevos pozos, con el que buscamos construir un mercado de

upstream atractivo en el sector de hidrocarburos latinoamericano”,

dijo James Park, CEO de GeoPark.

Nuevo hallazgo de Ecopetrol en el bloque Caño

Sur

Con el descubrimiento de petróleo en el pozo exploratorio Tibirita-1, la principal petrolera del país confirma el potencial de la zona oeste del bloque Caño Sur. Al culminar las pruebas iniciales, el pozo evidenció 50 pies de columna de hidrocarburos y alcanzó una producción promedio de 580 BPD de 11,3° API, con un corte de agua de 1%.

La perforación del pozo, que inició la primera semana de febrero y culminó el 14 del mismo mes, alcanzó una profundidad de 8.608 pies en rocas del Eoceno. Con el descubrimiento de Tibirita en el bloque Caño Sur Oeste, sumado a los otros logros exploratorios en este activo y en los bloques aledaños CPO-10 y CPO-11, Ecopetrol fortalece la posición en el desarrollo de crudos pesados en esta región del país, donde el año pasado se declaró la comercialidad en el bloque Caño Sur Este.

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(15)

15

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

el 100% de los costos asociados a los dos primeros pozos, con los que se espera reactivar la producción del activo.

Este bloque está localizado en una de las áreas estratégicas para Ecopetrol, con potenciales zonas de interés ubicadas aproximadamente a 16.000 pies de profundidad y de las cuales se espera obtener una producción de crudo liviano de alta calidad. Con la firma de este acuerdo se tiene como objetivo el inicio de las operaciones de perforación en el primer trimestre de 2015.

Ecopetrol confirma extensión del

descubrimiento hecho en el bloque Playón

Con la perforación de Aullador-2 ST1, la operadora colombiana con-firmó la extensión hacia el este del descubrimiento hecho en 2012 en el bloque Playón (Santander) con el pozo exploratorio Aullador-1. Aullador-2 ST1 se perforó hasta una profundidad de 12.000 pies y logró identificar una nueva arena en la formación Esmeraldas con presencia de crudo de 13° API. Posteriormente, se realizó una desvia-ción hasta una profundidad de 12.120 pies para corroborar los límites hacia el oriente de los yacimientos identificados con el pozo descubri-dor Aulladescubri-dor-1.

Durante las pruebas iniciales en Aullador-2 ST1, se evaluaron cuatro intervalos de la formación Esmeraldas y se obtuvo una producción máxima de 765 BPD de crudo de 24 °API en flujo natural, doblando así la producción de las pruebas extensas en el pozo descubridor. Ecopetrol continuará con los trabajos de evaluación del descubri-miento Aullador, entre los cuales se contempla la adquisición, como actividad complementaria, de la sísmica 3D, con miras a evaluar la geología de los potenciales yacimientos, junto con el desarrollo de pruebas extensas, en aras de incorporar en el corto plazo los volúme-nes descubiertos al inventario de reservas de la empresa.

adicionar un segundo taladro a nuestro programa explorato-rio en este activo y para finales de agosto del 2014 planeamos perforar dos pozos adicionales, Tigro-1 y Pointer-1. El éxito en Pantro-1, la adición de este taladro para el desarrollo en

nues-tros descubrimientos y el potencial asociado con los próximos pozos de exploración, seguirán contribuyendo al crecimiento de la producción y al flujo de caja de Canacol este año”, asegu-ró Charle Gamba, CEO de la empresa.

Una vez terminadas las pruebas en Pantro-1, Canacol tiene planeado perforar el pozo de desarrollo Leono-3, ubicado aproximadamente a 0,5 kilómetros al norte del pozo de

eva-luación Leono-2. Así mismo, la compañía espera iniciar en junio de 2014 la adquisición de un programa de 400 km2 de sísmica 3D, el cual cubre la totalidad del bloque Llanos-23. Con este trabajo, la empresa busca convertir el portafolio de doce posibles estructuras explora-torias iden- tificadas en prospectos

para perforar durante el 2015 y 2016.

Ecopetrol

y Parex

firman

acuerdo

para desarrollar

el bloque Capachos

A inicios del mes de mayo, las operadoras llegaron a un acuerdo para el desarrollo conjunto del bloque Capachos en el piedemonte llanero. De conformidad con los términos del arreglo, Parex adquirirá un 50% de participación del bloque, será el operador del mismo y asumirá

4

5

E&P

(16)

E&P E&P

Avanza perforación estratigráfica profunda

en el Valle Inferior del Magdalena

Este nuevo pozo estratigráfico en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena será clave para

profundizar en el conocimiento geológico de la región y esclarecer su prospectiva exploratoria.

T

HX Energy, firma dedicada a la

gerencia de proyectos en el sector de hidrocarburos, fue selecciona-da para desarrollar el pozo estratigráfico ANH-Plato 1-X-P, una de las iniciativas más ambiciosas dentro del programa de estudios científicos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para 2014. El pozo será perforado en el municipio de Nueva Granada, Magdalena, y tiene por objetivo alcanzar una profundidad de 21.000 pies y recolectar un total de 1.200 pies de corazones. Las muestras tomadas en cuatro de las cinco etapas del proyecto serán enviadas a la Litoteca Nacional, en donde se determinarán las características del subsuelo.

El pozo ANH-Plato 1-X-P es la segunda perforación estratigráfica de la ANH en el norte del país y será clave para comprobar las oportunidades exploratorias del Valle Inferior del Magdalena, una de las cuencas menos exploradas de Colombia.

El primer pozo estratigráfico en las cuen-cas del norte de Colombia fue el ANH-Tierra Alta 2-X-P, el cual se perforó el año pasado en la cuenca vecina de Sinú-San Ja-cinto. Este pozo, también desarrollado por THX Energy, alcanzó una profundidad de 8.711 pies y logró un récord en recupera-ción de núcleos del 98%.

Con su participación en este proyecto en el Magdalena, THX se consolida como una de las principales aliadas de la ANH en su campaña exploratoria estratigráfica. La fir-ma ha estado presente en un total de seis perforaciones, cuatro como desarrollador y dos como interventor.

El primer pozo

estrati-gráfico en las cuencas del

norte de Colombia fue el

ANH-Tierra Alta 2-X-P,

en Sinú-San Jacinto.

Fo tos: THX y L ili an a Á vi la.

(17)

En la actualidad, la perforación del pozo estratigráfico ANH-Plato 1-X-P avanza satisfactoriamente dentro del cronograma establecido y, próximamente, se tiene planeado llegar hasta los 7.000 pies de profundidad.

Carlos Arturo Espinosa, gerente general de THX Energy, ase-guró que “la empresa ha hecho un gran esfuerzo para brin-darle al país los más altos estándares de ingeniería, con el pro-pósito de cumplir todos los objetivos para este proyecto de perforación, que es muy importante para el desarrollo de la industria hidrocarburífera en Colombia”.

Además, Espinosa ratificó el compromiso de la compañía por la implementación de estos altos estándares tecnológicos en todas sus operaciones, en el marco del respeto por las comu-nidades y el medio ambiente.

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(19)

19

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Fo to: P et ro bra s.

La apuesta

por la

explotación

petrolera

costa afuera

arranca

en serio

Con la perforación de tres pozos en el

Caribe colombiano, este año reinicia en

firme la búsqueda de hidrocarburos en

las profundidades del mar. En la última

década, se han adjudicado más de

vein-titrés áreas y diecinueve contratos que

permanecen vigentes.

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E&P 20 5 19 21 30 22 3 1 2 4 24 24 18 25 1 26 31 27 28 29 18 29 6 29 Venezuela Arauca Boyacá Cundinamarca Panamá Guaviare Caldas Antioquia Magdalena La Guajira Bolívar Norte de Santander Quindío Valle del Cauca Tolima Áreas en producción (Bloque-Empresa-Cuenca) Guajira Chevron - Gua Off

1

TEA (Bloque-Empresa- Cuenca)

Gua Off 3 SHELL Gua Off 1 Repsol

Ecopetrol COL 2 Anadarko 1 2 3 COL 5 Anadarko Ecopetrol 4 COL 3 SHELL 5

Áreas en exploración (Bloque-Empresa-Cuenca)

Tayrona Petrobras-Gua Off 18 Fuerte Norte Anadarko-Sin Off 19 Fuerte Sur Anadarko-Sin Off 20 21 Equion-Sin OffRC-4 22 Equion-Sin OffRC-5 RC-7 Petrobras-Sin Off 24 RC-6 Petrobras-Sin Off 23 RC-8 ONGC-Gua Off 25 RC-9 Ecopetrol-Gua Off 26 RC-10 ONGC-Gua Off 27 RC-11 Ecopetrol-Gua Off 28 RC-12 Repsol-Gua Off 29 Tum Off 3 Ecopetrol 30 Gua Off 2 ONGC-Gua Off 31

Área en exploración

Área en producción

Ronda Tipo 1

Ronda Tipo 3

Tea

7 10 12 13 11 16 17 38 37 36 35 34 32 33 Ronda Tipo 3 Col 1 Col 4 Col 6 32 33 34 Col 7 35 Col 8 Col 9 Tum Off 5 36 37 38 Ronda Tipo 1 Gua Off 6 6 Gua Off 7 7 Gua Off 8 8 9 Gua Off 9 10 Sin Off 1 Sin Off 3 11 Sin Off 4 12 Sin Off 5 13 Sin Off 6 14 Sin Off 7 15 Cho Off 5 16 Cho Off 6 17 23 15 25 8 9 9 14

* Cho Off: Chocó Offshore * Col: Colombia * Gua Off: Guajira Offshore * Sin Off: Sinú Offshore * Tum Off: Tumaco Offshore

Actividades de exploración y producción costa afuera

(21)

21

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

E&P

D

espués de más de cuarenta años

del descubrimiento de Chuchupa, principal fuente de gas y único campo productor costa afuera del país, el interés de los inversionistas se ha vuelto a volcar hacia las profundidades de los ma-res colombianos en búsqueda de fuentes adicionales de hidrocarburos.

En la actualidad, seis de los principales ju-gadores del mercado offshore, como Repsol y Shell, están trabajando en catorce bloques exploratorios y cinco áreas de evaluación técnica en un nuevo intento por romper las fronteras exploratorias de las cuencas marí-timas del país, tras los más recientes esfuer-zos en el mercado, reflejados en los poesfuer-zos perforados por Petrobras en 2007 (Arazá) y Equión Energía en 2012 (Mapalé-1).

Para esta nueva ola de trabajos costa afue-ra, concentrada en el mar Caribe, la Aso-ciación Colombiana de Petróleo (ACP) prevé la perforación ocho pozos durante los próximos cinco años, empezando a mediados de 2014 con el primer pozo en el activo Tayrona, operado por Petrobras. Mientras la industria espera los resultados de esta nueva perforación que será clave para tener más indicios sobre las opor-tunidades presentes en el subsuelo del

busca ofrecer datos más claros sobre estas cuencas a los operadores e incentivar el de-sarrollo de las actividades en las fronteras marítimas del país.

En línea con este objetivo, la ANH ha mo-dificado los términos de referencia con mejores condiciones económicas para la asignación de bloques costa afuera en la Ronda Colombia 2014. Adicionalmente, la autoridad del sector hidrocarburífero, de la mano con el Ministerio de Minas y

Ener-gía y demás instituciones gubernamentales con competencia en el área, están trabajan-do en la estructuración normas técnicas, ambientales y operativas, que, además de estar al nivel de los más altos estándares de calidad, permitan que Colombia continúe siendo un destino atractivo para la inver-sión offshore.

Tras un marco regulatorio

competitivo

La regulación alrededor de las actividades costa afuera ha venido evolucionando de acuerdo con las necesidades del mercado, desde que la ANH firmó su primer con-trato en este segmento (Tayrona) en 2004.

Desde la fecha, el Gobierno ha ampliado los periodos de exploración y producción y ha ajustado la normativa, conforme a las particularidades de esta industria para fa-cilitar el desarrollo de las actividades en los activos entregados.

Si bien estos esfuerzos han logrado verse re-flejados en el interés de varias empresas por apostarle a los más de veinte bloques offshore que se han adjudicado en los últimos diez años, las empresas coinciden en que ha lle-Caribe, la Agencia Nacional de

Hidrocar-buros (ANH) avanza en una campaña de adquisición sísmica 2D, que entre 2012 y 2014 sumará un total de 22.000 kilómetros equivalentes. Con la recolección de esta in-formación y el trabajo para la integración de datos geológicos y geofísicos, la agencia

Seis de los principales

jugadores del mercado

offshore están trabajando

en catorce bloques

E&P y cinco TEA.

Fo to: a rc hi vo .

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gado la hora de establecer un escenario cla-ro para empezar a construir una industria robusta, con los incentivos y consideracio-nes pertinentes para desarrollar potenciales campos de petróleo y gas en alta mar. Según Eduardo Rodríguez, presidente de Shell en Colombia, uno de los grandes retos de este proceso es trabajar en términos eco-nómicos competitivos que compensen el ni-vel de riesgo técnico y las inversiones que se hacen en las primeras etapas de estos proyec-tos. Según el directivo, con estos estímulos, el país podrá ser más competitivo frente a otros destinos de inversión costa afuera que ya son maduros, como el Golfo de México y Brasil.

“En su proceso de aprendizaje, el Gobierno ha logrado concretar procesos efectivos para incentivar el desarrollo de los crudos con-vencionales, pesados y más recientemente, los no convencionales. Ahora, su misión es revisar los términos fiscales para el offsho-re y dar una mayor claridad soboffsho-re el marco ambiental y técnico de estas operaciones. Con su estabilidad jurídica y el potencial por descubrir en sus cuencas marítimas, el país ha logrado atraer la inversión para la exploración costa afuera. Ahora debe con-centrarse en diseñar las condiciones nece-sarias para que un descubrimiento en aguas profundas y ultraprofundas pueda aportar a las metas de producción y reservas del país en el largo plazo”, explicó Rodríguez. Con miras a atender las preocupaciones de las empresas, desde hace algunos meses, di-ferentes instituciones del Estado vienen tra-bajando en la preparación de un documen-to Conpes para el mercado offshore, el cual busca organizar el desarrollo de esa industria y ofrecer las condiciones tributarias y econó-micas para incentivar la inversión nacional y extranjera en las cuencas costa afuera. Esta política busca dar bases sólidas para la inversión desde el ámbito económico, social, ambiental y operativo, y contempla, por ejemplo, la creación de zonas francas para facilitar las operaciones marítimas y nuevas modificaciones en los tiempos de los contratos, que hoy establecen nueve años para la exploración y treinta para la fase de explotación. Mientras se ajustan los últimos detalles para la expedición de este docu-mento durante el segundo semestre del año

E&P

Eduardo Rodríguez, presidente de Shell en Colombia. Fo to: R eb ecc a W hi te la w.

en curso, las entidades del orden nacional y local involucradas en el desarrollo de estos proyectos vienen trabajando internamente para facilitar la concreción de los proyectos. En cuanto a la definición de políticas na-cionales ambientales para este tipo de pro-yectos, en la actualidad el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, por me-dio de la Dirección de Asuntos Marinos y Costeros (Damcra), avanza en el desarrollo de los términos de referencia para la pre-sentación de estudios de impacto ambien-tal para proyectos costa afuera.

Si bien la construcción de este marco de re-ferencia aún está en proceso, el Ministerio ya ha otorgado licencias ambientales para áreas de perforación exploratoria marina de hidrocarburos, para lo cual se han expedido los términos específicos para cada caso. A su vez, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) está fortaleciendo equi-pos de trabajo con perfiles específicos para atender los procesos de evaluación y segui-miento de los proyectos costa afuera. Por su parte, la Dirección General Marítima (Dimar), autoridad encargada de la direc-ción, coordinación y control de las

activida-E&P Fo to: P et ro bra s. Fo to: P et ro bra s.

(23)

23

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Ernesto Durán, director general de la Dimar.

Fo to: P au la P ac hó n. E&P

des en las aguas nacionales, anticipándose a las necesidades de la operadoras en alta mar, adelanta la revisión de normas y re-quisitos para facilitar y agilizar los trámites exigidos en estas operaciones.

“Nos hemos encargado de aprender sobre este segmento y de las experiencias interna-cionales para poder crear un marco que se

acomode a las necesidades de la industria en el país. Comenzamos, por ejemplo, a ajustar algunas normas asociadas a los requisitos mí-nimos para las embarcaciones de operación y soporte usadas en estas actividades. Entende-mos que las inversiones para la exploración costa afuera son robustas y que cualquier retraso puede traducirse en pérdidas impor-tantes, por tal razón, nuestro objetivo es po-der ofrecerles a las compañías una regulación expedita y razonable, que además de buscar una mayor agilidad en los procesos, garantice la seguridad de las operaciones desde todos los frentes”, dijo el Contralmirante Ernesto Durán, director general de la Dimar.

De acuerdo con Durán, el apoyo de la enti-dad en los diferentes estudios de batimetría,

campañas de adquisición sísmica, la medi-ción de los parámetros climáticos y atmos-féricos, así como el control del tráfico marí-timo y la perforación del pozo Mapalé-1 de Equión, ha sido de vital importancia para el proceso de fortalecimiento que ha empren-dido la Dimar. La misión ahora es aplicar todo ese conocimiento adquirido en la ola de actividades que se avecina.

Por otra parte, una de las iniciativas del Gobierno que ha recibido la mejor acogida por parte de la industria fue el cambio en los términos de referencia para la adjudica-ción de activos en el proceso competitivo de este año, principalmente, con el aumentó las condiciones que activan la cláusula de pre-cios altos. Para el caso de bloques en aguas profundas (entre 300 y 1.000 metros), el pre-cio base incrementó de USD$47 a USD$82 por barril, una vez la empresa supere volú-menes de 200.000 barriles. Por su parte, en aguas ultraprofundas (superiores a los 1.000 metros), el precio base deberá superar los USD$100, a partir de una producción acu-mulada por encima de los 300.000 barriles. Con estas modificaciones, la ANH espe-ra atespe-raer el interés de nuevos y conocidos jugadores en la subasta que se celebrará el

Diferentes instituciones

del Estado vienen

traba-jando en la preparación

de un documento Conpes

para el mercado offshore.

Fo

to: R

eps

ol

(24)

E&P

próximo 23 de julio y que en esta versión incluye una oferta de diecinueve áreas offs-hore. La asignación de nuevos activos costa afuera en esta y futuras rondas, sumado al trabajo adelantado por las operadoras ex-ploratorias ya adjudicadas de los diecinue-ve bloques, será cladiecinue-ve para incrementar las posibilidades de explotar el potencial de los recursos en las cuencas marítimas de Co-lombia que, de acuerdo con un estudio de la Universidad Nacional de Colombia, po-drían multiplicar por cinco las reservas de crudo y triplicar las reservas de gas. Los trabajos exploratorios en el corto plazo, sobre todo las perforaciones que comien-zan este año, darán los primeros indicios para definir la realidad del panorama hi-drocarburífero del Caribe colombiano.

Pozo a la vista

Tras diez años de hacerse acreedores del contrato Tayrona, la asociación conforma-da por Petrobas (operador), Ecopetrol y Repsol, se prepara para perforar el primer pozo de esta área al noreste del departa-mento de La Guajira.

Orca-1 es el nombre del pozo que Petro-bras comenzará a perforar en los próximos meses y que abre un nuevo capítulo en la historia de la compañía brasilera en Colom-bia, luego de que en 2013 tomara la decisión de reorganizar su portafolio y concentrar la mayoría de sus inversiones de exploración y producción de petróleo y gas en el segmento offshore. El pozo está situado a 40

kilóme-tudios y perforaciones para determinar la viabilidad financiera de su desarrollo. Para Petrobras Colombia, la exploración en aguas profundas es una nueva frontera en Colombia, por lo cual, la compañía busca-rá aplicar su amplia experiencia y soporte operacional con el fin de gestionar de for-ma exitosa este gran reto para la industria tros de las costas de La Guajira y llegará una profundidad de 674 metros. Esta tarea se adelantará con el buque perforador Ocean Clipper, proveniente de Brasil, y que hará un recorrido de más de 8.000 kilómetros hasta llegar al Caribe colombiano, donde permanecerá por los próximos tres meses. De acuerdo con la firma, aunque no es po-sible saber con exactitud las reservas de hi-drocarburos que pueden encontrarse allí, las expectativas sobre Orca-1 son altas. Sin embargo, para definir la comercialidad del prospecto será necesario realizar más

es-petrolera en Colombia. Adicionalmente, la empresa considera que el país es una de las áreas más relevantes para la actuación de la empresa fuera de Brasil, gracias a su estabili-dad normativa, ambiente regulatorio propi-cio para la inversión extranjera y su política clara en materia de hidrocarburos.

Anadarko, otra de las empresas con expe-riencia en operaciones de exploración y producción en aguas profundas en el mun-do, será la responsable de la perforación del segundo pozo costa afuera programado para 2014. Desde que llegó al país hace

cer-Sísmica offshore

Kilómetros equivalentes

Total país

2010

6.000

26.000

2011

8.400

24.400

2012

4.800

17.800

2013

23.500

28.500

Evolución de adquisión sísmica costa afuera en Colombia

Fuente: ACP . Fo to: A lej an dr o C alder ón. Fo to: R eps ol .

(25)
(26)

E&P E&P

Uno de los principales

retos es asegurarse de que

estas operaciones se lleven

a cabo con

responsabili-dad social y ambiental.

Alberto Gamboa, gerente de Anadarko en Colombia. Fo to: L is set te M or elos.

ca de dos años, la compañía estadounidense se ha convertido en una de las firmas con una mejor posición en el mercado offshore en Colombia, con un área licenciada cer-cana a los 32.000 km2 en cuatro contratos E&P y dos contratos de evaluación técnica (TEAs por sus siglas en inglés).

En el 2012, a Anadarko le adjudicaron los E&P Ura-4 y Purple Angel, así como los TEAs Col-2 y Col-5. Posteriormente, a fi-nales de ese año, la empresa culminó nego-ciaciones con Ecopetrol para entrar como operador en Fuerte Norte y Fuerte Sur. Estos activos, con la excepción de Col-2, están reunidos estratégicamente en un cluster exploratorio al occidente del Golfo de Mo-rrosquillo, al que la operadora y su socio colombiano han denominado Fuerte. Dando cumplimiento a los compromisos con la ANH, los primeros pozos exploratorios de Anadarko se perforarán precisamente en

bloques que forman dicho cluster, empezan-do con el pozo Calasú en Fuerte Norte, cuyas operaciones se desarrollarán el último trimes-tre del año. A este le seguirá el pozo progra-mado para inicios de 2015 en Fuerte Sur. “La información sísmica adquirida en ambas áreas dan muy buenos indicios para perforar. Estos pozos ayudarán a brindar los elemen-tos para determinar si los mérielemen-tos explorato-rios son consistentes con nuestros modelos.

El de Fuerte Norte será el primer pozo de aguas ultraprofundas de Colombia, con una columna de agua de más de 1.800 metros de profundidad”, explicó Alberto Gamboa, ge-rente de Anadarko en Colombia.

Mientras llega la fecha de inicio de estas perforaciones, la empresa continuará con la ejecución de exploraciones sísmicas adi-cionales, batimetría, monitoreos ambien-tales y demás estudios necesarios para de-finir la posibilidad de un pozo exploratorio adicional en esta agrupación de activos al occidente del Golfo de Morrosquillo. Adi-cionalmente, como parte de su compromi-sos con el contrato TEA Col-2, Anadarko recientemente terminó una campaña de sísmica 2D y está iniciando la adquisición de batimetría y las muestras utilizando el piston corer en la zona comprendida en este contrato, que se localiza a 100 kilóme-tros de la costas de Barranquilla.

“Estamos muy emocionados con el poten-cial de las aguas profundas de Colombia y aplicaremos nuestra experiencia y tasa de éxito cercana al 70% para impulsar el cre-cimiento de este segmento. Hemos demos-trado nuestro interés con la participación en buena parte de los bloques adjudicados y esperamos hacer inversiones significati-vas a futuro para explorar esta oportuni-dad”, añadió Gamboa.

Fo to: P et ro bra s. Fo to: A lej an dr o C alder ón.

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27

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

E&P

Mariano Ferrari, director general de Repsol en Colombia. Fo to: R eps ol .

Otro de los pozos dentro del cronograma del próximo año es Siluro-1 en el bloque RC-11, el cual será perforado por Repsol. De acuerdo con Mariano Ferrari, director general de la operadora en Colombia, con este primer pozo la firma da un paso deci-sivo en el camino que decidió emprender hace varios años en la búsqueda de hidro-carburos en el Caribe colombiano.

“En 2009 tuvimos un descubrimiento impor-tante de gas en el Caribe venezolano y, basados en lo que hemos aprendido en ese hallazgo, hemos visto el potencial de encontrar forma-ciones similares o mayores aquí en Colombia.

El pozo en RC-11 nos permitirá tener una idea más clara sobre los prospectos que hemos definido. A su vez, en el activo vecino RC-12, tenemos programada una adquisición sísmica 3D, la cual iniciaremos una vez culminada la correspondiente consulta previa con las co-munidades wayúu de la Alta Guajira en el área de influencia. Tenemos una fuerte presencia exploratoria en aguas de la región, y sin duda Colombia es uno de los países importantes dentro de nuestra estrategia exploratoria en el continente”, aseguró Ferrari.

Además de estos dos activos y de sus inte-reses en el bloque Tayrona, Repsol participa como operador en el contrato TEA de aguas profundas denominado Gua Off-1, en aso-ciación con Ecopetrol. En diciembre del año pasado se adelantó una campaña de sísmica 2D y este año se planea la adquisición de in-formación 3D. Si los resultados de estas cam-pañas y de los estudios de piston corer dan indicios de posibles prospectos, la empresa española perforaría un pozo en 2016. Shell es otra de las operadoras que decidió apostarle a las profundidades del océano Atlántico colombiano, con dos áreas TEA adjudicadas en los procesos competitivos de 2010 (Gua Off-3) y 2012 (Col-2). El pre-sidente de Shell en Colombia, Eduardo Ro-dríguez, explica que los trabajos en ambos bloques avanzan de acuerdo con los com-promisos adquiridos con la ANH, mientras se evalúa la decisión de aplicar la conver-sión de estos activos a contratos E&P.

“Ya hemos adelantado sísmicas 2D, batime-tría y estudios de muestras de fondo marino en los dos activos. Ahora estamos avanzan-do en una campaña de sísmica 3D en Gua Off-3, nuestro primer bloque costa afuera. Para su explotación recientemente se sumó la inglesa BG Group, que es socia de Shell en otros países. Con su apoyo financiero y ex-periencia en el segmento offshore esperamos seguir aportando en el proceso de descifrar el potencial del Caribe”, aseguró Rodríguez. Las inversiones y trabajos que estas com-pañías desarrollarán en aguas colombianas y el compromiso del Gobierno por mejo-rar las condiciones económicas y técnicas, vislumbran un futuro promisorio para el mercado costa afuera en el país. Ahora, uno de los principales retos es asegurarse de que estas operaciones se lleven a cabo con res-ponsabilidad social y ambiental para evitar incidentes a futuro.

Con medidas preventivas adecuadas y un permanente trabajo con las comunidades, la industria estaría escalando uno de los peldaños más importantes para que el país le dé vía libre a la exploración offshore. Son muchos los temores y mitos que puede ge-nerar una actividad prácticamente nueva en Colombia, como la exploración y pro-ducción costa afuera. En consecuencia, tanto el Estado como el sector privado de-ben mantener al tanto a los diferentes gru-pos de interés sobre los pormenores de los trabajos que vienen en camino.

Fo

to: R

eps

ol

(28)

E&P E&P

Proveedoras de servicios se alistan para el

boom de las operaciones costa afuera

Ante las oportunidades asociadas al futuro desarrollo de actividades de exploración y

pro-ducción offshore, algunas empresas nacionales dedicadas al negocio náutico tomaron la

de-cisión de concentrarse en este segmento. Con esta iniciativa se busca crear una industria

co-lombiana de servicios que sirva de soporte para la producción hidrocarburífera costa afuera.

G

racias a su preparación en los úl-timos años, los grupos Coremar e Intertug han logrado convertirse en dos de los principales jugadores en el naciente mercado local de servicios

offsho-re. Estas compañías decidieron apostarle a

este segmento y hoy se consolidan como los aliados estratégicos de las empresas in-ternacionales a cargo de las grandes opera-ciones exploratorias en alta mar.

Con su trabajo en otros mercados de la región, alianzas estratégicas e inversiones, estas com-pañías han adquirido la experiencia, están-dares de calidad y conocimientos necesarios para figurar hoy como un apoyo fundamen-tal para el desarrollo de estudios ambienfundamen-tales, campañas de adquisición sísmica y perfora-ciones en las cuencas marítimas de Colombia.

Los inicios de una nueva

indus-tria de servicios

Luego de interactuar con el sector energéti-co en los poenergéti-cos ejercicios energéti-costa afuera en el país, en el año 2006, el grupo Coremar deci-dió estructurar una unidad de negocio en-focada en el apoyo a operaciones costa afue-ra paafue-ra el mercado de Oil & Gas. Con miras

a desarrollar esta nueva línea, la firma optó por incursionar en los principales mercados de la región con actividades offshore, como Brasil, Argentina, Trinidad y México. A su vez, la compañía estructura un importante plan de inversiones para la adquisición de embarcaciones con aplicación para el sector y en la construcción de la única base espe-cializada para el apoyo logístico del país, la cual está ubicada en Cartagena.

“Consideramos que el trabajo desarrollado para atender las necesidades del segmento ha permitido convertirnos en un aliado ca-paz de ofrecer servicios de logística integral para las actividades del sector, lo cual se refleja en nuestra participación significa-tiva en las diferentes campañas de sísmica (2D y 3D), y en la perforación exploratoria ejecutada por Equión Energía en 2012. Si bien hemos avanzado mucho, vemos que aún hay un gran espacio para crecer. En este orden de ideas, queremos seguir trabajando para mejorar nuestra oferta al sector. Den-tro de nuestras estrategias para el futuro cercano se tiene previsto la adquisición de nuevas embarcaciones, alianzas estratégi-cas que nos permitan tener acceso a embar-caciones de mayor nivel y la construcción de nueva infraestructura especializada en

Fo to: C or em ar .

(29)

29

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

E&P

el mercado de petróleo y gas en el Caribe”, aseguró Alberto Torres, gerente comercial de la Unidad Offshore del grupo Coremar. Esta nueva base costera (shorebase) para el segmento de hidrocarburos formará parte de Palermo Sociedad Portuaria, el cluster logístico de apoyo al sector energético, que el grupo está construyendo en Barranquilla. De acuerdo con Torres, el proyecto, con una extensión de cinco hectáreas, tendrá

carac-terísticas similares a las de las instalaciones en Cartagena y será una pieza fundamental para completar una oferta integral para el sector en este puerto.

“Además del shorebase, Palermo contará con un terminal petroquímico con una capaci-dad total de almacenamiento de 2,5 millones de barriles y un parque industrial de noven-ta hectáreas, con una zona franca de treinnoven-ta hectáreas. Adicionalmente, es importante enfatizar en nuestro enfoque para atender los requerimientos de exploración y pro-ducción de no convencionales, usando el río Magdalena y la zona franca Oil & Gas como

plataforma para sentar la cadena de abasteci-miento de apoyo a estos sectores. El desarro-llo de la exploración en el Caribe colombiano se sigue consolidando y nosotros queremos estar ahí, apoyando a las operadoras con to-dos los servicios de logística, soportato-dos en infraestructura propia, con el fin de aportar los servicios necesarios para que ellas desa-rrollen sus labores con la eficiencia y en los tiempos requeridos”, afirmó el directivo. A los esfuerzos de este grupo se le suman los de Intertug y su filial Barú Offshore, com-pañías que, a través de alianzas y su trabajo en los mercados internacionales, han for-talecido su línea de negocio enfocada en la industria de hidrocarburos con servicios ambientales, de agenciamiento, transporte de materiales y de personal.

“Hemos venido operando en actividades E&P costa afuera, desde hace algunos años, en México y Brasil, y este año comenzaremos operaciones en Perú. Todo lo anterior, junto con un programa de inversiones en diez em-barcaciones para actividades offshore, nuestro programa de excelencia operativa y la capa-citación operativa de nuestras tripulaciones para Colombia, nos permitirá poder ofrecer un servicio de calidad en el país. Como em-presa local y con el apoyo de nuestros socios estratégicos, creemos tener grandes fortalezas para ofrecer un paquete atractivo de servicios a los clientes potenciales”, dijo Alfonso Piñe-res, gerente comercial de Intertug.

Las expectativas sobre el desarrollo del mer-cado en alta mar son importantes y se reflejan en el interés del Gobierno y las operadoras por descubrir las oportunidades presentes en las profundidades de los mares colombianos. Solo resta esperar que los resultados de los pozos exploratorios programados para los próximos años puedan determinar el rum-bo de las inversiones de todos los actores en la industria, incluidas estas proveedoras de servicios y las demás empresas que decidan apostarle al negocio. Con la planeación ne-cesaria, dichas compañías podrán atender con pertinencia al aumento de la demanda de soluciones de logística y transporte costa afuera y evitar así los posibles cuellos de bo-tella que van de la mano con el crecimiento de una nueva actividad.

Alberto Torres, gerente comercial del segmento

Offshore del Grupo Coremar.

Fo to: L is set te M or elos. Fo to: a rc hi vo . Fo to: A lej an dr o C alder ón.

(30)

C

olombia debe prepararse para el aumento de la demanda de profe-sionales mejor preparados para los trabajos directos e indirectos que requiere la explotación offshore. No obstante, también los trabajadores deben prepararse para ope-raciones de alto riesgo, desarrollar habilida-des para diferentes contingencias y contar con las certificaciones requeridas para po-der garantizar la seguridad física y la pro-tección ambiental en este difícil contexto. Son diferentes los riesgos involucrados en una operación en tierra a aquellos que se en-frentan durante una operación en el mar. En el país, por ejemplo, tenemos profesionales excelentes que cuentan con un gran entrena-miento para trabajar en tierra. Ahora, el reto será que estos colaboradores tengan la capa-cidad para tener el mismo desempeño en el mar y generar una dinámica positiva para el país. Según estimativos, se generarán aproxi-madamente 20.000 nuevos empleos en este nuevo segmento de negocios.

El objetivo de las operadoras y compañías de servicios será lograr transferir el

conoci-miento y experiencia adquirida a través de sus labores en otros países, pero, para esto, es necesario que se vea una continuidad en los trabajos mar adentro. Con esta constan-cia también se podrá atraer a profesionales colombianos que adquirieron su experien-cia en operaciones offshore en otros países e invitarlos a regresar al país y transferir sus conocimientos a los trabajadores locales. Además, en un escenario de continuidad y condiciones competitivas, las compañías extranjeras que cuentan con la experiencia requerida se verán interesadas en partici-par del desarrollo en Colombia, así como

en compartir conocimiento y experiencias. De esta forma, y aprovechando las lecciones aprendidas, lograremos reducir el costo de aprendizaje, involucrado en este empeño. Ante la magnitud de este desafío, el entrena-miento y la formación son factores en los que deben enfocarse las compañías, las cuales de-berán desarrollar profesionales altamente ca-pacitados con competencias para operar en circunstancias complejas y, en consecuencia, reducir el riesgo y los costos asociados.

La experiencia brasileña

La industria offshore en Brasil generó una riqueza enorme para el vecino país, donde se calcula que, solamente para el desarro-llo del segmento mar adentro de Petrobras, cerca de 350.000 personas trabajan directa e indirectamente. En el vecino país existen compañías que ofrecen una amplia gama de servicios como la reparación de navíos, sistemas de protección ambiental y contra accidentes, astilleros, sísmica offshore, ser-vicios de perforación en alta mar,

comple-Actualmente, en Colombia hay gran interés por desarrollar

las operaciones offshore. En este escenario, la industria se

en-frenta a diversos retos en cuanto a costos, complejidad

opera-tiva, licencias ambientales y en materia de personal.

Los desafíos en talento

humano para dinamizar la

industria offshore

Adriano Bravo, CEO Petra Group

Natalia Díaz, Latam VP Petra Group

Fo to: L is set te M or elos.

El desarrollo del

segmento offshore

se generarán

aproximadamente

20.000 nuevos empleos.

OPINIÓN

(31)

31

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Fo to: a rc hi vo .

tación de pozos en alta mar, y construcción de estructuras submarinas, así como de plataformas de producción fijas y móviles. La provisión de estos servicios debe contar con personal entrenado para trabajar en un ambiente donde los riesgos son mucho mayores.

El impacto en el ámbito salarial ha sido fuerte en Brasil, donde las remuneracio-nes para las personas involucradas en las operaciones offshore llegaron a ser entre un 30% y un 50% mayores a los salarios asignados para posiciones similares en trabajos realizados en tierra. Además, este dinamismo tiene un impacto destacado en el mercado laboral. El número de em-pleos ha guardado una proporción con el valor de las inversiones, los cuales están en el rango de millones de dólares y han generado aumentos salariales del 15% al 20% anuales en los últimos diez años, en las empresas del sector. Como punto de referencia, un día de operación de un

na-vío de perforación en Brasil puede costar cerca de USD$600.000, mientras que una sonda de perforación en tierra cuesta cer-ca de USD$20.000 por día. En cuanto a los profesionales del área de geología, geofísica e ingeniería de yacimientos, Brasil cuenta con profesionales especializados en aguas profundas, de los cuales Colombia puede adquirir conocimiento para acelerar el pro-ceso de aprendizaje requerido para el ma-nejo adecuado de la tecnología involucrada.

Un contexto positivo

El inicio de esta campaña en el país puede ve-nir en un buen momento, pues Petrobras, por razones financieras, está frenando sus ope-raciones por los próximos dos años, lo que pone a disposición del mercado laboral mu-chos técnicos y profesionales extranjeros. En este escenario, Colombia tendrá acceso a este grupo de profesionales altamente calificados y podrá aprovechar las buenas prácticas, lo que conllevaría un desarrollo más acelerado.

Aunque la industria en altar mar en Colom-bia no sea del tamaño de la brasileña, la pers-pectiva puede cambiar en función de los des-cubrimientos que se hagan en los próximos años, lo que derivaría en un dinamismo lleno de desafíos y, a la vez, de oportunidades. Si sabemos aprovechar un entorno positivo y nos guiamos por la experiencia de otros países, podremos realizar el potencial para incrementar nuestras reservas de petróleo y promover una industria sin precedentes.

Aunque la industria en

altar mar en Colombia

no sea del tamaño de la

brasileña, la perspectiva

puede cambiar.

(32)

Los cuatro puntos cardinales conforman el sistema

car-tesiano para la orientación del hombre. Estas referencias

históricamente han servido para guiar y enfocar metas

nacionales. De allí que todos vislumbremos un norte para

cualquiera de las políticas del país.

Los puntos cardinales

para aumentar reservas

Orlando Cabrales Segovia

Viceministro de Energía

Fo to: M ini st er io de M in as y En er gí a.

C

on el objetivo concreto de garanti-zar la seguridad energética, a través de la incorporación de reservas en el mediano y largo plazo, el Gobierno na-cional recientemente definió lo que hemos llamado los cuatro puntos cardinales o cuatro ejes estratégicos, que mezclan en-foques y objetivos particulares en los que hemos venido trabajando desde el Minis-terio de Minas y Energía para implemen-tar un sistema hidrocarburífero sostenible y eficiente para el bienestar de todos los colombianos.

El mundo seguirá evolucionando, así como el panorama energético y las necesidades de la población en un escenario cambiante. Por ejemplo, según las últimas proyeccio-nes de la Administración de Información Energética de Estados Unidos, el consumo mundial de petróleo y otros líquidos com-bustibles pasará de 87 millones de barriles por día en 2010 a 97 millones en 2020, mientras que el consumo mundial de gas natural se incrementará en un 64%, al pa-sar de 113 trillones de pies cúbicos en 2010 a 185 trillones de pies cúbicos en 2040.

A su vez, el aumento en la exploración y producción de recursos naturales, que se reflejará en un incremento constante de reservas, corresponde a los mayores re-querimientos de la industria, el transporte y los hogares.

En Colombia, recién llegamos a una relación entre producción y reservas para tan solo 6,6 años. Esta es una cifra que debemos aumen-tar para poder garantizar una autosuficien-cia en materia de líquidos combustibles, a través de los siguientes cuatro puntos o ejes.

La hoja de ruta en materia

energética

El primero de estos cuatro puntos cardina-les es el mejoramiento del factor de reco-bro de los campos existentes. En Colombia todavía tenemos un camino por recorrer, pues actualmente tenemos un promedio de factor de recobro del 20% en los campos existentes que queremos subir al 30% para adicionar entre 3.000 y 4.000 millones de barriles de reservas.

El segundo es en materia de crudos pesa-dos, un ámbito en el que Colombia tiene un potencial muy grande por descubrir. La balanza de producción del país cada vez se inclina más hacia los crudos pesados y así lo confirman los descubrimientos que se han hecho en los últimos dos años. En materia de yacimientos no convencio-nales, el país también tiene un potencial importante, particularmente en el Magda-lena Medio, en la cuenca de la Cordillera Oriental, alguna parte del Valle Superior

La relación entre

produc-ción y reservas para tan

solo 6,6 años es una cifra

que debemos aumentar

para garantizar nuestra

autosuficiencia.

(33)

33

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

La Ronda Colombia 2014, un

nuevo punto de partida

Son cuatro puntos cardinales que delinean el camino hacia el crecimiento de nuestras re-servas. Son ejes que hoy presentamos, pues es-tamos seguros de que son la mejor alternativa para fortalecer el sector. De allí que queremos motivar a las empresas a que sigan apostándo-le a la búsqueda de petróapostándo-leo en Colombia con mecanismos competitivos y transparentes que incentiven la oferta, como con la Ronda Co-lombia 2014, que ofrecerá un total de 97 blo-ques, de los cuales 57 corresponden a bloques convencionales continentales, 13 costa afuera, 19 no convencionales de petróleo y gas de es-quistos, y 8 bloques no convencionales de gas asociado a mantos de carbón.

Estamos convencidos de que con esta hoja de ruta y con estos cuatro puntos de referencia podremos avanzar en las metas hidrocarbu-ríferas del país, que a su vez generarán más empleo, mejores oportunidades para las re-giones y un crecimiento económico en todos los sectores productivos.

del Magdalena, así como en el Catatumbo. Este año empezamos a tener los primeros pozos de exploración en esa materia, así como en gas asociado a mantos de carbón. Al respecto, el Ministerio de Minas y Ener-gía publicó el reglamento técnico para esta actividad, mediante el cual se establecen los requerimientos técnicos y procedi-mientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no con-vencionales, que refleja el compromiso con el desarrollo de un marco regulatorio adecuado, responsable y sostenible, en el cual uno de los grandes componentes es el adecuado uso del agua y la protección de los acuíferos para el consumo humano. El cuarto punto es el relacionado con la ex-ploración y explotación costa afuera, tanto en el Pacífico, con un gran potencial, como en el Caribe, donde hay una mayor presen-cia inversionista. Aunque hemos perforado relativamente poco en estos lugares durante los últimos diez años, esperamos revertir esa tendencia a partir de 2014.

Adicionalmente, identificamos que Co-lombia debía tener mayor competitividad y debe mejorar algunos aspectos para estar a la vanguardia en la producción costa afuera, particularmente en un escenario global cada vez más competitivo entre los países que buscan cautivar la atención de los principales jugadores en el sector offshore.

Por eso, hoy ofrecemos a los inversionistas interesados en exploración offshore un nue-vo componente en la Ronda Colombia 2014, relacionado con ajustes y mejoras en los tér-minos económicos y fiscales para la produc-ción en aguas profundas y ultraprofundas.

Colombia debe

mejorar algunos

aspec-tos para estar a la

van-guardia en la

produc-ción costa afuera.

Fo to: L ili an a Á vi la. OPINIÓN

(34)

El Gobierno ha

estableci-do nuevos incentivos para

la exploración y

produc-ción de bloques offshore y

no convencionales.

L

a Ronda Colombia 2014 subastará

un total de 101 bloques de petróleo convencionales y no convencionales, que abarcan aproximadamente 22 millones de hectáreas en 15 de los 32 departamentos de Colombia. La subasta del 23 de julio in-cluye oportunidades continentales y de cos-ta afuera en 8 de las 23 cuencas sedimencos-ta- sedimenta-rias de Colombia.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ha clasificado los bloques ofreci-dos en tres categorías. Tipo uno: ofrecen exploración en áreas terrestres y marítimas, además de oportunidades de producción en áreas sedimentarias maduras con recursos convencionales en los que ya se han des-cubierto depósitos. Tipo dos: ofrecen con-tratos de exploración y producción en los bloques continentales no convencionales en las cuencas emergentes, así como áreas con potencial de yacimientos de carbón y me-tano. Tipo tres: bloques que están ubicados en los departamentos de Caquetá, Casana-re, Chocó, Nariño y Putumayo.

Al igual que en la pasada licitación de blo-ques en 2012, los términos del contrato para

la ronda de 2014 son atractivos. Sin embar-go, en esta ocasión, el Gobierno ha añadido nuevos incentivos para la exploración y pro-ducción de bloques submarinos (offshore) y no convencionales. Para los bloques

offsho-re, el umbral por encima del cual se pagan

las regalías se incrementará de los actuales USD$45 a USD$82 por barril para aguas profundas, y USD$100 para aguas ultrapro-fundas.

Los bloques offshore tendrán un programa de exploración de 9 años, con 30 años de producción bajo contratos de exploración y producción. El mismo programa de ex-ploración y años de producción aplicará a

los bloques no convencionales adjudica-dos. Este año, el Gobierno espera obtener resultados similares a la Ronda Colombia 2013, cuando 43% de los bloques ofrecidos se otorgaron a 37 compañías.

El Gobierno busca mantener la inercia del sector y atraer la inversión necesaria para aumentar las reservas, mediante los incen-tivos adicionales para los bloques subma-rinos. En efecto, la inversión extranjera directa (IED) en el sector de petróleo y gas ha crecido en los últimos años, pasan-do de 16% en 2003 a 34% en 2013. Dicho crecimiento ha sido el resultado de cam-bios en las responsabilidades de Ecopetrol de regulador y productor, a solo produc-tor, a principios de la década pasada; de la creación de un regulador independiente en 2003, la Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH), y de la revisión de la renta que obtiene el Estado por la explotación de sus recursos mediante la implementación de un marco de regalías con escala varia-ble. A pesar de este progreso, las reservas no han crecido a la par con la demanda y eso explica, en gran medida, el interés de incentivar aun más la inversión. Mientras

Con la continuidad de las políticas minero-energéticas,

termi-nado el proceso de elecciones presidenciales y con la perspectiva

de un acuerdo de paz con las FARC, la Ronda Colombia 2014

cimienta el atractivo del país como un destino de inversión.

La Ronda 2014,

un proceso prometedor en

un panorama complejo

Fo to: a rc hi vo .

Oliver Wack

Analista para Colombia de Control Risks

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