Carta 113

COLOMBIA SE ACERCA A 100.000 VEHÍCULOS CONVERTIDOS A GAS

ECOPETROL S.A.




No. 113




DICIEMBRE DE 2005-FEBRERO DE 2006

Mar adentro Con las nuevas perforaciones de Chuchupa y los avances de Tayrona, los ojos en 2006 miran al offshore.

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CARTA PETROLERA Edición No. 113 Diciembre de 2005-Febrero de 2006 Ecopetrol S.A.


Presidente

Isaac Yanovich F.


Comité Editorial

María del Rosario Rubio Claudia Castellanos Patricia Aya Óscar Bravo Roberto Díaz Ricardo Lloreda Rubén Darío Velásquez Orlando Lamo


Dirección

Mauricio Téllez C.


Edición

Diego Hernán Cárdenas S.


Por Ecopetrol colaboran

con este número


Fotografía

Fotografía Portada


Traducción
Asesoría Gráfica

Fernando Bastos Milton Cañón Érika Contreras Rosa Estrella Santos

Clemencia Báez Fabio Serrano Archivo Ecopetrol Plataforma de Chuchupa B donde se perforarán los nuevos pozos Rosa Tulia Baquero Signos Diseño Gráfico

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6 4 Hechos 5 Editorial MÁS INVERSIONES PETROLERAS

[email protected]

Corrección de estilo Diseño y diagramación Ilustración
CTP e Impresión

César Tulio Puerta Jaime Giraldo Londoño Miguel Martínez Riveros Panamericana Formas e Impresos

Los artículos, opiniones y declaraciones que contiene esta revista son responsabilidad de sus autores o de quien las pronuncia. No representan necesariamente la posición oficial de Ecopetrol S.A. o de sus directivos.

Para cualquier reproducción total o parcial de los artículos aquí contenidos debe darse el correspondiente crédito a la revista Carta Petrolera de Ecopetrol S.A.

ISSN 1657-7205 Carta Petrolera es una publicación de la Coordinación de Comunicaciones Externas de Ecopetrol S.A. Distribución Gratuita Carrera 13 No. 36-24, piso 10 Tels. 234 3330 - 234 4329 Fax 234 4743 Bogotá D.C. Colombia

www.ecopetrol.com.co [email protected] [email protected]

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6 Portada AZUL PROFUNDO En Chuchupa arranca el mayor proyecto de perforación y aumento de producción de gas natural en el país. Con modernas tecnologías se garantizan reservas remanentes por otros 25 años.

12 Exploración LA APUESTA DEL OFFSHORE Con Tayrona a punto de entrar en su segunda etapa de exploración, Ecopetrol y sus socios mantienen el foco estratégico en las profundidades del Caribe. Hablan los expertos.

16 Coyuntura PLAN DE CONQUISTA Gracias a las últimas estrategias adelantadas para optimizar la atención y los canales de comunicación, Ecopetrol se concentra en mejorar la satisfacción de sus clientes.

19 Gas TRAS EL VEHÍCULO 100.000 En 2005 se convirtieron cerca de 40.000 vehículos a gas natural. En 2006 se prevé convertir otros 50.000.

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CONTENIDO

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26 20 Entrevista “EL GAS PROVOCÓ UNA REVOLUCIÓN SOCIAL” El presidente de Gas Natural habla del boom del gas vehicular, asegura que en menos de seis meses estará solucionado el déficit de estaciones y pide respaldo a los sistemas de transporte masivos con este combustible.

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24 Especial CENTENARIO PETROLERO Hace 100 años se inició la historia petrolera de Colombia tras la firma de las concesiones Barco y De Mares.

26 Producción LA RESURRECCIÓN DE LA CIRA Este campo toma un nuevo aire para recuperar su producción. El contrato firmado en septiembre entre Ecopetrol y Occidental le permitirá volver a ser protagonista dentro de los campos maduros.

29 Gestión EL SEGUNDO TIEMPO DE TIBÚ La tierra agreste del Catatumbo ha requerido el empuje de gente llena de coraje, tesón y gran capacidad de trabajo para lograr extraer de sus entrañas la riqueza de sus hidrocarburos.

32 Invitado EL VECINDARIO El ex ministro Rodolfo Segovia hace un repaso por las tendencias y políticas petroleras que han existido en los países del continente en los últimos 40 años.

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36 Pulso Mundial PRECIO EN EL OJO DEL HURACÁN La firma consultora PIRA Global analiza las fluctuaciones del precio luego de la temporada de huracanes

38 Comunidades LA RESISTENCIA El caucho natural le está ganando a pulso la batalla a las improductivas siembras de pasto. Hasta el año pasado 750 hectáreas se destinaron a su cultivo y para el 2007 se espera sumar otras 1.852.

42 Versión Inglés 44 Mapamundi 46 Estadísticas

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HECHOS

Shell destaca excelencia del ICP Los laboratorios del ICP lograron la máxima calificación que otorga la Shell Global Solutions, al acertar ciento por ciento en las pruebas de desempeño en la medición de los producto Jet A y ACPM, en competencia con otros 75 laboratorios en el mundo adscritos a la red de Shell. La calificación evidencia la precisión del método aplicado a la hora de realizar las pruebas, lo que garantiza la confiabilidad en los resultados de las pruebas y ensayos de los laboratorios.

Ecopetrol, de 35 Ecopetrol se ubicó en el puesto 35 dentro de las petroleras más grandes del mundo, de acuerdo con el informe de diciembre de Petroleum Intelligence Weekly (PIW), que evaluó criterios operacionales como reservas de petróleo y gas, capacidad de refinación y volúmenes de ventas. Según el reporte, la compañía número uno del mundo es Saudi Aramco, la petrolera estatal de Arabia Saudita. El segundo lugar lo ocupa ExxonMobil, de Estados Unidos; el tercero PDVSA, de Venezuela, la cuarta NIOC, de Irán; y la quinta BP, del Reino Unido. Ecopetrol subió un puesto en el ranking de PIW respecto de 2004.

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Más gas propano para el campo

Fabricación de bienes de capital

El programa de masificación de gas propano, mediante el cual Ecopetrol ha venido dotando a las familias campesinas de un combustible para cocción que reemplaza el uso de la leña, se extenderá en 2006 a 65.000 familias en 130 municipios de los departamentos de Boyacá, Córdoba y Bolívar. Con esta segunda etapa de distribución en el primer semestre del nuevo año, se completarán más de 200.000 familias beneficiadas con el programa GLP Rural.

Ecopetrol, el Sena y gremios como la Andi, Acopi y la Cámara de Comercio realizarán en Cartagena el 16 y 17 de marzo de 2006 el IV Congreso de servicios de confiabilidad y fabricación de partes de bienes de capital. El evento, dirigido a las pequeñas y medianas empresas, a los sectores metalmecánico, eléctrico y de servicios de ingeniería, tendrá una jornada académica, una rueda de negocios y una muestra empresarial. Mayor información: www.IVcongresobc.org.co

Arrancó búsqueda de socio

Hurto en desbandada

Ecopetrol abrió el pasado 6 de diciembre el proceso de precalificación con el objetivo de seleccionar posibles inversionistas para el desarrollo del Plan Maestro de Desarrollo de la Refinería de Cartagena (PMD), que busca ampliar de 70.000 a 140.000 barriles por día la capacidad de refinación de Cartagena. Los términos y condiciones que regirán el proceso de precalificación, que se cerrará el 20 de enero de 2006, pueden ser consultados en la página de Internet de Ecopetrol (www.ecopetrol.com.co), en el botón oportunidades de inversión-refinación. Con este paso Ecopetrol inicia la búsqueda del capital que espera finalizar en el primer semestre de 2006.

Una estrategia bien definida, unos operativos de control eficientes por parte de las autoridades y la aplicación de medidas penales y de extinción de dominio, han contribuido a reducir el hurto de hidrocarburos de manera significativa. El volumen hurtado a los poliductos se redujo a 1.630 barriles por día en 2005, mucho menor que el valor estimado inicialmente por Ecopetrol de 2.300 barriles diarios. Las pérdidas por este delito continuaron en descenso al llegar a ser 60 millones de dólares menos de lo perdido en el 2002.

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EDITORIAL

Más inversiones petroleras Los hechos y las cifras demuestran que la actividad petrolera está con los motores prendidos y que Colombia es cada vez más atractiva para la inversión extranjera dentro del panorama latinoamericano, tal y como lo han reconocido expertos internacionales, como Luis Giusti y Carlos Garibaldi, y lo confirmó recientemente un estudio realizado por Arthur D. Little y The Scotia Group. El nuevo ambiente que muestran los análisis y del que hablan los expertos se puede comprobar también en el terreno y en las inversiones, en más taladros trabajando y en una mayor cantidad de dólares destinados para el desarrollo de la industria, ya sea a través de las actividades directas de Ecopetrol, de las efectuadas en asocio con compañías privadas o de las que han empezado a realizar algunas firmas en desarrollo del nuevo esquema de contratación de la ANH. El balance del año 2005 muestra avances en la mayoría de los indicadores de la industria y un crecimiento significativo de las inversiones. Además de los incrementos de la actividad sísmica, con los que se alcanzaron las metas por adelantado, la perforación de pozos exploratorios ha repuntado y al cierre de este año se sobrepasará con creces la cifra de 21 reportada en 2004. El repunte en perforación es resultado en buena medida del liderazgo asumido por Ecopetrol, que registrará en 2005 el mayor número de pozos perforados durante los últimos diez años. A finales de noviembre ya había terminado siete y se disponía a iniciar otros dos adicionales, frente a un solo pozo perforado en 2004. La actividad no se restringe a exploración, sino que ha sido consecuente con la estrategia de aumentar la producción de los campos existentes y desarrollar nuevos proyectos dentro de una actitud comercial más activa por parte de Ecopetrol. Las inversiones en producción han permitido incrementar la extracción de crudo en los campos de operación directa de la empresa, liderados por Castilla, y mitigar el descenso de la producción nacional. Así mismo, las inversiones en campos asociados se han incrementado luego de la aplicación de estrategias para aumentar el recobro de los mismos y de la extensión de algunos contratos de asociación. Las inversiones en Caño Limón son un buen ejemplo de las bondades de esta estrategia, así como los trabajos de perforación que se iniciarán próximamente en La Guajira para aumentar la producción de gas y hacer realidad proyectos de exportación a países vecinos, que supondrán inversiones por más de US$175 millones, como se describe en un informe especial en esta edición de Carta Petrolera. Todas estas actividades hicieron que las cifras de inversiones en el sector petrolero continuaran en crecimiento durante 2005, manteniendo la tendencia de 2004, año en el que el sector fue uno de los principales jalonadores de la inversión extranjera directa, como lo destacó el reporte anual que realiza la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Comercio y Desarrollo (Unctad), al reportar que el sector petrolero fue el segundo mayor receptor de inversión extranjera el año pasado, con US$571 millones, cifra que representó 19% del total de la inversión extranjera directa. Además, la tendencia de inversiones tiende a continuar en los próximos años a juzgar por la acogida que han tenido los proyectos que adelanta Ecopetrol en áreas clave como crudos pesados, campos maduros y la ampliación de la refinería en Cartagena, que permitirán mantener los motores prendidos de la industria petrolera para beneficio de la economía nacional. A lo anterior se suma la inversión de Ecopetrol en sus áreas operativas, para lo que se cuenta con un presupuesto cercano a los US$1.500 millones para 2006. 5

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PORTADA

Más de US$175 millones para aumentar producción de gas del mar Caribe

Azul profundo En Chuchupa arranca el mayor proyecto de perforación y aumento de producción de gas natural en el país. Con modernas tecnologías, traídas del golfo de México, se garantizan reservas remanentes por otros 25 años. POR Jennifer Cárdenas

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n las profundidades del océano Atlántico, a 17 millas de Riohacha, la capital de La Guajira, se halla uno de los ecosistemas marinos más completos del mundo. Allí se pueden encontrar más de 300 especies de animales acuáticos, desde peces exóticos hasta corales que llevan más de treinta años en proceso de formación.

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Este ecosistema se ha creado en el transcurso de los años gracias a la presencia de las bases de las plataformas de gas Chuchupa A y B, operadas por la Asociación Guajira, formada por Ecopetrol y Chevron-Texaco desde 1974. En ese lugar, rodeado de un mar de color azul profundo y desde donde no se ve tierra en el horizonte, se extrae la mayoría del gas natural que consumen diariamente las empresas y las familias en Colombia. Y es allí donde durante los próximos cinco años se adelantará un proyecto con el que se ampliará en 250 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) la capacidad de producción del campo y en el que se invertirán más de 175 millones de dólares.

Operarios ultiman la revisión de las estructuras a través de las cuales se perforarán tres nuevos pozos en Chuchupa.

Dist. millas

Riohacha-Chuchupa B

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Riohacha-Chuchupa A

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Riohacha-Estación Ballenas

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Riohacha-Estación Riohacha

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Estación Ballena-Plataforma Chuchupa A

MAR CARIBE Chuchupa B Chuchupa A

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Plataf. Chuchupa A-Plataf. Chuchupa B

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De - A

Los campos de gas de La Guajira (Chuchupa, Ballena y Riohacha) producen en la actualidad 72% del gas del país, entre 300 y 500 MPCD, y suplen la demanda doméstica e industrial de la costa atlántica y de una parte del interior colombiano.

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El gas extraído se envía a través de los gasoductos de Promigas y de Centragas a la costa norte y al centro del país respectivamente. Aunque el interior también recibe gas del oriente del país, la costa atlántica se surte en su mayoría del gas que se produce en La Guajira. Para mantener su producción se cuenta con nueve pozos en la plataforma Chuchupa A y tres pozos en la plataforma Chuchupa B, estos últimos en producción desde 1996.

Acciones en marcha La producción de este campo, que ha suministrado gas durante 31 años seguidos, comenzó a declinar en el 2002 cuando alcanzó su pico máximo de producción. Si no se aplicaran nuevas tecnologías, a partir de 2006 la producción no sería suficiente para abastecer la demanda y la posibilidad de extraer hidrocarburos terminaría alrededor del 2016. Entonces, Colombia dependería del descubrimiento de nuevas reservas y de aquellas existentes en otros campos para surtir sus necesidades de gas natural. Es por esto por lo que la Asociación Guajira está trabajando desde el año 2003 en el proyecto GACE (Guajira Association Contract Extension), que consiste en la extensión del contrato de Asociación Guajira firmado hace dos años y que tiene como compromiso para ChevronTexaco planear y ejecutar este proyecto en su totalidad. La idea es sacar el gas remanente de los campos de La Guajira con la aplicación de nuevas tecnologías. Para ello, inicialmente se van a perforar tres pozos horizontales desde la plataforma Chuchupa B. La ventaja de estos pozos sobre los verticales es que abarcan una mayor extensión del campo, logrando extraer una mayor cantidad de hidrocarburo. Con el desarrollo del proyecto, Colombia podrá extraer las reservas de gas de este campo submarino, mínimo hasta el año 2030. De acuerdo con Chevron, al proyecto Gace, que está en su tercer año, le quedan

Desde hace tres décadas, Chuchupa ha sido el campo insignia de Colombia en reservas de gas.

Campo Ballena

Pozos activos Prod.(MMPCD) Máx. cap. 12

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Chuchupa A

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Chuchupa B

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cinco años. Este período se ejecutará en tres fases: la primera comienza en las próximas semanas, la segunda a finales de 2007 y la tercera a finales de 2009.

Desde el golfo, paso a paso

La primera fase se desplegará entre diciembre y enero con la llegada de un gigantesco taladro tipo Jackup que viene desde el golfo de México. El taladro, que tiene 105 metros de alto –el equivalente a un edificio de 20 pisos–, arribará a la bahía de Santa Marta en una barcaza.

Procedente del golfo de México, el taladro o Jackup, arribará a la bahía de Santa Marta donde se hundirá parcialmente el barco a una profundidad de 6 metros, causando la flotación y separación del taladro del barco.

Dicho barco se hundirá unos seis metros, de tal manera que el taladro se separe de la embarcación y flote sobre sí mismo. Posteriormente será remolcado por dos barcos hasta la plataforma Chuchupa B (ver ilustración). Con el mar en total calma, el Jackup rodará desde la barcaza hasta la plataforma y encajará en unos orificios que lo esperan en la estructura principal. Esos huecos son los que marcarán la ruta del taladro hacia el fondo del mar, donde perforará los nuevos pozos a escasos dos metros en superficie de los pozos actuales. Este proceso será tan sólo el principio de extensas jornadas de trabajo que se prolongarán de tres a seis meses y durante los cuales, de manera paralela, se construirá una tubería que conectará la plataforma A con la B, para así poder transportar el gas adicional de un lado a otro y luego a la Estación Ballena, en tierra firme.

El taladro será remolcado hasta la plataforma Chuchupa B.

La segunda y la tercera fase consistirán en aumentar la presión con la que se saca el gas. A través de unos compresores especiales ubicados en la Estación Ballena, la presión se incrementará creando un efecto de vacío que obligará al gas a salir, tal y como sucede cuando se utiliza una jeringa. La fase dos llevará la compresión de 600 a 1.200 psi y la tercera de 300 a 1.200 psi.

Una vez llegue el equipo, bajará sus anclas para mantener posición y bajará sus tres piernas hasta el fondo del mar. Cargará tanques especiales de agua de mar para sentar sus piernas en el fondo y comenzará a alzarse hasta una altura tal que las bases del taladro queden a la altura exacta del segundo piso de la plataforma y el taladro ruede hasta encajar.

Este proceso es necesario ya que a medida que el gas sale, la presión con la que viene del yacimiento disminuye y luego de más de treinta años de producción, si no se hiciera nada, el gas quedaría atrapado. La inversión del proyecto será asumida en su totalidad por Chevron ya E

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La ruta del gas En el caso del campo Chuchupa, el gas que sale es “libre”. Se le llama así porque no viene acompañado de otros hidrocarburos. Sólo gas sale del subsuelo marino, a través de unos pozos y hacia las facilidades de tratamiento ubicadas en las plataformas. El gas, una vez sale por el tubo, pasa por unas trampas de arena en las que se captan elementos líquidos y sólidos. Se atrapa agua por ejemplo, ya que por condensación, esta se produce gracias a los cambios de temperatura que se presentan en el trayecto de la extracción del gas. Luego va a un separador general donde se decantan por segunda vez, el agua y los sólidos. En este punto se mide el volumen de agua presente, la cantidad de la producción y la presión a la que viene.

Foto: Chevron-Texaco

De ahí sale a través de unas líneas de tubería que llegan a la Estación Ballena donde lo conectan con los gasoductos.

El taladro o jackup que se va a montar en la plataforma tiene el equivalente a un edificio de 20 pisos y llegará Santa Marta en los próximos días procedente del golfo de México.

que este fue el compromiso pactado para firmar la extensión del contrato a finales de 2003. El proyecto Gace le traerá múltiples beneficios al país. El principal es que le permitirá comercializar una mayor cantidad de gas y por lo tanto, generar mayores ingresos por este concepto, lo que repercutirá positivamente en las finanzas colombianas y en las de la región, gracias a las regalías e impuestos.

Período de ajustes Sin embargo, durante la primera fase que inicia a finales de este año y se extiende hasta el segundo trimestre de 2006 se perforará y se producirá simultáneamente. En esta etapa es posible que la cantidad de gas extraído disminuya por unos días, lo que significa que los grandes consumidores de la costa atlántica, tales como las empresas generadoras de energía y otras industrias,

tendrán que tener listo un plan B en caso de demandar más gas del que consumen en la actualidad. El objetivo, durante esta coyuntura, es que los hogares no se vean afectados. Si la demanda del hidrocarburo se mantiene en los niveles actuales, el impacto será mínimo, ya que gracias al plan de contingencia diseñado por Ecopetrol, Chevron y otros agentes de la cadena, las necesidades totales de gas de la costa atlántica se cubrirán con la disponibilidad de La Guajira, mientras que la demanda del centro del país se atenderá con producción de otros campos ubicados en el interior de Colombia. Dicho plan de contingencia también contempla “empaquetar” los gasoductos antes de la perforación, lo que significa introducir más gas en el tubo, para así tener más cantidad de hidrocarburo disponible. Igualmente se planea la utilización de combustibles sustitutos. 11

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Los ojos petroleros del país en 2006 estarán puestos costa afuera

La apuesta del offshore Con Chuchupa en su nueva fase de producción y Tayrona a punto de entrar en su segunda etapa de exploración, Ecopetrol y sus socios mantienen el foco estratégico en las profundidades del Caribe. Hablan los expertos. POR Leyla Tovar y Diego Hernán Cárdenas S.

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EXPLORACIÓN

or estos días en los laboratorios especializados de Exxon Mobil, de Petrobras y de Ecopetrol, un grupo de geofísicos, geólogos y expertos estratígrafos corren modelos estadísticos, analizan probabilidades y someten a numerosos análisis los datos geofísicos y geológicos recogidos de un bloque que exploran en las profundidades del mar Caribe hace más de dos años.

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El bloque que acapara la atención es Tayrona, un área del offshore colombiano sobre el que están puestas la mayoría de las miradas de la industria petrolera por contar con la triple condición de ser la mayor área explorada en territorio marítimo, de ser el primer contrato suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos bajo el nuevo esquema de contratació, y de haber atraído la atención de los dos gigantes petroleros que se asociaron a Ecopetrol en 2004. En los últimos meses la información sísmica obtenida del subsuelo marino de Tayrona ha sido estudiada en detalle en los cuarteles centrales de Houston, de Brasilia (Cenpes) y de Bogotá, toda vez que a finales de febrero próximo las tres compañías petroleras tendrán que decidir si continúan con la exploración del bloque. Las expectativas iniciales sobre la prospectividad de esta área en la que Ecopetrol ha trabajado desde hace más de seis años y que se ha convertido en uno de los pilares de la estrategia de exploración de la empresa, se mantienen intactas. En un reciente encuentro, que convocó a geólogos, geofísicos e ingenieros de operaciones offshore de varias compañías que operan en Colombia, se concluyó que el offshore es un nicho en el que Ecopetrol debe concentrar buena parte de sus esfuerzos exploratorios en los próximos años. El encuentro, denominado Foro Tecnológico sobre Offshore, reunió en Bucaramanga durante dos días a expertos de petroleras como Hocol, ChevronTexaco, Total, Halliburton, ExxonMobil, GeoPressure Technology y Ecopetrol, así como representantes del Ministerio de Minas y de la Contraloría General de la República.

Tayrona es un bloque de 4,46 millones de hectáreas, que exploran Ecopetrol, Petrobras y ExxonMobil y en donde se adquirió un programa de 1.100 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y más de 3.000 kilómetros lineales de gravimetría y magnetometría.

Lo anterior también se confirma con las pruebas de fluorescencia realizadas al pozo Calamar-1, en donde se encontró un extracto de crudo de calidades entre 30 y 40 grados API; los análisis de sedimento de fondo del mar colectados mediante el método de corazón de pistón que adquirió Tepma; y la presencia de manaderos de aceite y gas en tierra y en el lecho marino.

Adicionalmente, ExxonMobil transportó a la zona el Polarbjorn, un moderno buque rompehielos que lleva a bordo la más alta tecnología desarrollada por esta compañía, con el fin de adquirir información de electromagnetismo y magnetotelúrica, para medir las resistividades de las rocas.

Adicionalmente, los datos geológicos indican que el río Magdalena ha estado aportando sedimentos a la cuenca costa fuera desde hace varios millones de años, y que estos sedimentos son los que se cree tendrían acumulaciones de hidrocarburos.

Esta información se complementó con la sísmica 2D adquirida por compañías como bp y Tepma, así como con estudios detallados realizados por Tepma, ChevronTexaco y Ecopetrol. Las conclusiones preliminares de todos estos estudios son favorables y llevarán al grupo de expertos de las tres compañías, a seguir escudriñando en el lecho marino del Caribe, en busca de nuevas reservas.

Por otra parte, los datos de resistividad eléctrica colectados por ExxonMobil a bordo del buque rompehielos Polarbjorn a comienzos del 2004, son evidencia indirecta de la presencia de hidrocarburos en el subsuelo. “Tenemos los mejores datos que podemos adquirir”, dijo Mary Feeley, gerente de Recursos de Geofísica de ExxonMobil Exploration, quien no descartó que en Tayrona las compañías decidan iniciar en breve un programa sísmico de tercera dimensión que daría mayor precisión sobre el área. De acuerdo con los expertos, se prevé que se trate de una zona con sobrepresiones que le agregarían complejidad a las perforaciones en un futuro, como la mayoría de las operaciones que se realizan costa afuera en el mundo. Sin embargo, los socios en Tayrona tienen tecnología de punta para predecir la ubicación de estas zonas anómalas antes de perforar. En ese sentido, Jaime Buitrago, supervisor del grupo regional de Suramérica de ExxonMobil Exploration Company, con sede en Houston, Texas, añadió que “hay posibilidades significativas tanto de petróleo como de gas”, al mismo tiempo que sostuvo que la asociación integrada por su empresa, 13

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Tayrona, el foco principal

Los estudios preliminares en el área analizada de Tayrona dieron indicios de la existencia de reservorios tanto de gas como de hidrocarburos líquidos, lo que mejora la expectativa, pues el área se consideraba prospectiva sólo para gas.

En la página anterior, foto satelital de la cuenca del Caribe, norte de Colombia.

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Con modernos receptores se midieron las resistividades de las rocas del lecho marino y se adquirió información electromagnética y magnetotelúrica.

Los coqueteos de Shell

Petrobras y Ecopetrol ha cumplido con las obligaciones exploratorias contempladas en el contrato. “Estamos adelantados y el área luce muy interesante”, manifestó Carlos Guerrero, gerente de Prospección de la Vicepresidencia de Exploración de Ecopetrol.

A finales de noviembre, un grupo de diez expertos en exploración de aguas profundas de la compañía Shell, provenientes de Houston, Londres y Río de Janeiro, participó en un segundo foro en las instalaciones del ICP, en donde intercambiaron conceptos técnicos con expertos de Ecopetrol.

Mar adentro Para la mayoría de los asistentes al foro la conclusión es que Colombia debe hacer una apuesta por el futuro hidrocarburífero del offshore, donde existen las condiciones y ambientes geológicos propicios para nuevos hallazgos como el que ya se hizo en la década de 1970 por parte de Chevron y Ecopetrol con el campo de Chuchupa-Ballena, en La Guajira.

El líder del grupo, el geólogo Daniel Trumpy, expresó el interés que tiene Shell en explorar áreas costa afuera de Colombia. Entre los tópicos técnicos discutidos en el foro con Shell estuvieron los últimos avances en exploración de cinturones plegados en aguas profundas, la predicción de sobrepresiones mediante datos sísmicos, el análisis cuantitativo de trampas y sellos, estilos estructurales de trampas en aguas profundas, los hidratos de gas en el Caribe colombiano, la predicción de arena neta usando facies sísmicas, el modelamiento de reservorios, las zonas bioestratigráficas de las cuencas del norte de Colombia, estudios de paleoambientes, y varios casos específicos de exploración en Trinidad, Brasil y Colombia.

Con base en su experiencia en el principal campo de gas del país desde hace treinta años, el ingeniero de perforación de Chevron Internacional, William Peñaloza, señaló que el puerto de Santa Marta es estratégico para las operaciones de exploración y desarrollo del Caribe, pues su profundidad permite el acceso de buques especializados en operaciones marinas para la industria petrolera. Su opinión fue ratificada por Miguel Ruiz, consultor de Planeación y

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Desarrollo de Granherne, empresa de consultoría en producción costa afuera, filial de Halliburton, quien sostuvo que “Colombia está en una buena posición negociadora en el campo del offshore”. Al analizar la situación de una de las áreas más prolíficas en hallazgos de reservas de petróleo y gas como lo es el golfo de México, Ruiz expresó que hoy en día en esta cuenca se concentran unas 125 firmas operadoras de petróleo y la tendencia de los últimos años indica que las mayores reservas se presentan en aguas profundas y ultraprofundas, es decir, a más de 7.000 pies del lecho marino. “A mayor profundidad, mayor tamaño”, aseguró. Incluso, para este experto Ecopetrol no puede descartar la posibilidad de entrar a participar, sola o asociada a una multinacional, en una de las múltiples licitaciones de áreas para explorar en el golfo. Así, mientras los expertos apuntan al mar Caribe como foco de atención petrolera, las tres compañías asociadas en Tayrona ultiman análisis y detalles para continuar en la exploración que a partir de marzo próximo implicaría nuevos compromisos en materia de adquisición sísmica y posteriormente la perforación de pozos.

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EXPLORACIÓN

Luz verde a gasoducto Los trabajos de perforación para aumentar la producción de gas en La Guajira no sólo permitirán suplir la creciente demanda doméstica de ese energético en los próximos años, sino que también harán viable el sueño de exportar gas natural a los países vecinos. La producción adicional al norte de Colombia, como consecuencia de los trabajos de perforación que se iniciarán en los próximos días, permitirá contar con la materia prima para llevar a cabo el proyecto del gasoducto entre los campos de La Guajira y la península de Paraguaná, sede del principal complejo refinador de Venezuela, con una estación en el área de Maracaibo. La construcción del gasoducto hará posible que Colombia suministre cerca de 150 millones de pies cúbicos por día (mpcd) al occidente de Venezuela, una región con un déficit estimado de 700 mpcd. Esta labor de exportación se realizaría desde la finalización del proyecto, prevista entre 2007 y 2008, y al menos hasta el 2011. En una segunda fase, el proyecto le permitirá al país contar con una fuente alternativa de suministro de gas para sus necesidades domésticas y continuar la integración energética con Centroamérica, una región con requerimientos de gas natural para la generación de electricidad y otras necesidades industriales. Para las autoridades colombianas resulta muy importante concebir este proyecto como parte de la integración energética de Suramérica y de Colombia y Venezuela con Centroamérica, dentro del Plan Panamá-Puebla. Por su parte, el presidente de Venezuela, Hugo Chávez, también insistió en esa posibilidad al afirmar que el deseo es “continuar estudiando el proyecto para alargar esa tubería, ese gasoducto, por la costa colombiana, buscando a Panamá, para interconectarnos con Centroamérica”. El proyecto para la construcción del gasoducto se concretó el pasado 24 de noviembre con ocasión del encuentro entre los presidentes de Venezuela y Colombia en la ciudad de Punto Fijo, en el que se definió que la empresa petrolera del vecino país, PDVSA, asumiría la construcción y operación del gasoducto. Las autoridades venezolanas estiman en US$230 millones el costo del proyecto. El gasoducto consolida el desarrollo del gas natural que adelanta Colombia desde hace varios años y específicamente Ecopetrol con acciones tales como ambiciosas actividades exploratorias y el crecimiento de la demanda local en sectores como el vehicular. Por ahora el foco exploratorio más avanzado es el bloque Tayrona, pero hay real interés por áreas costa afuera en todo el Caribe colombiano.

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Ecopetrol busca mayor acercamiento con sus clientes

Plan de conquista Gracias a las últimas estrategias adelantadas para optimizar la atención y los canales de comunicación, la empresa se concentra en mejorar la satisfacción de sus clientes. POR Angélica Moreno

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COYUNTURA

oqueteos van y vienen. Como buen novio dispuesto a escuchar y a cambiar de ser necesario, Ecopetrol se ha preocupado en los últimos dos años por diseñar estrategias encaminadas a brindar soluciones a las necesidades y asegurar la fidelidad de los 918 clientes que tiene en todo el país.

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Una de las acciones que ha generado más impacto en esta nueva relación de Ecopetrol con sus clientes es la atención personalizada y directa que se brinda a través de los ejecutivos de cuenta y de los líderes de servicio, de las visitas periódicas a las empresas, de las reuniones, de la línea telefónica especializada y de la interacción permanente en canales de comunicación virtuales como la página web y el correo electrónico. “La disponibilidad de los funcionarios que interactúan con nosotros cumple con las expectativas y requerimientos. Ecopetrol responde los mensajes y llamadas, ya no hay problema en conseguir una respuesta oficial en caso de necesitarse”, destaca Jaime Delgado, gerente de la empresa E2 Energía Eficiente, una comercializadora de gas natural en la costa atlántica y el occidente del país. La mejora en la oferta de servicios de información por medio de la página web de Ecopetrol y la línea de Atención al Cliente con funciones específicas como el trámite de quejas y reclamos, la toma de pedidos, consulta de estados de cuenta, precios y catálogos de productos han arrojado sus primeros resultados.

La convención, punto de encuentro La Primera Convención de Clientes que realizó Ecopetrol en junio pasado, y a la que asistieron 411 clientes, sirvió de escenario para que las empresas, junto a reconocidos expositores internacionales, dieran un vistazo al mercado de los hidrocarburos en el país. “Fue una oportunidad de mucha utilidad para E2 porque permitió afianzar las relaciones con Ecopetrol y con otras empresas en el mercado; adicionalmente, el contenido de algunas presentaciones realizadas fue de gran nivel”, considera Jaime Delgado. Pero, por supuesto, los clientes consideran necesario hacer algunos ajustes. Jairo Granados, gerente de Provegas, destaca el evento como un buen punto de partida para un acercamiento global con toda la industria, pero cree que en un futuro deben existir “escenarios particularizados para cada uno de los productos, a fin de tratar la problemática y generar un foro con cada una de sus áreas, en combustibles líquidos, con gas propano, natural”. Otra herramienta que resaltan los clientes es el programa de Nominaciones diseñado por la Vicepresidencia de Transporte, el cual se basa en las solicitudes mensuales que hace cada cliente por ciclos de diez días.

Según las mediciones semanales de la Línea de Atención al Cliente, se reciben en promedio 181 llamadas diarias con un nivel de aceptación de 84%.

Este proceso ha disminuido las desviaciones entre los pedidos de los clientes y lo que Ecopetrol entrega, impactando directamente en la cadena de suministro, permitiendo una programación más ajustada en cargas de refinería, pero sobre todo, generando transparencia en las relaciones de la empresa con sus clientes.

Édgar Mena, jefe de operaciones del Área Andina de ChevronTexaco, comenta que hay un mejoramiento de los canales de comunicación para la recepción de pedidos y solicitudes. “La línea de atención que dispuso Ecopetrol es una muy buena solución y mi empresa se ha sentido atendida de manera oportuna y amable”.

Igualmente, de parte de la líder de servicio al cliente de esa Vicepresidencia se están realizando acciones para que los clientes reciban información oportuna y veraz y para ello la Vicepresidencia está comprometida a suministrar diariamente la programación de entregas a cada una de las plantas de los clientes.

es que Ecopetrol ha entendido la importancia de los clientes”, dice Carolina González, jefe de Compras Nacionales de Pintuco, empresa que acaba de cumplir

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“Creo que el principal cambio

60 años, la mayoría de ellos en permanente relación con Ecopetrol a través de la compra de disolventes alifáticos y aromáticos para sus pinturas. C

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• Mayor agilidad en la obtención de los certificados de análisis de los productos.

Tras la certificación La Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo adelanta simultáneamente uno de los procesos fundamentales dentro de la estrategia de excelencia en el servicio como es la certificación de calidad ISO 9000 para los procesos comerciales, logísticos y de suministro.

Jairo Granados, gerente de Provegas: “Ecopetrol ha tratado de tener una mayor relación directa con los clientes al abrir los puentes de comunicación. Antes, por ejemplo, nos anunciaban de un día para otro un cambio de flete para transportar gas de Bucaramanga a Cartagena sin darnos tiempo de reaccionar; en cambio, ahora ese tipo de cuestiones se están manejando con altura y eso lo valoramos muchísimo”.

• Mejor interacción y coordinación entre los distintos procesos que se desarrollan en Ecopetrol. • Reducción de los límites de tolerancias en las entregas por el poliducto. Actualmente la tolerancia para hacer reclamos por cantidad a Ecopetrol en productos destilados es de 0,5% y se propone que sea máximo 0,25%.

Jairo Granados, de Provegas, empresa que ya cuenta con la certificación, cree que Ecopetrol con este paso está ayudando a que la industria se profesionalice más. “Nos está dando el ancho para encajarnos dentro de una cadena de responsabilidad de doble vía, responsabilidad tanto del productor como la nuestra de compradores”.

• Estudiar el tema de los inventarios en tránsito, con el objetivo de establecer un nivel máximo del inventario en los poliductos y tanques intermedios de almacenamiento a cargo de los clientes mayoristas.

Como ingrediente adicional, Ecopetrol espera que a finales del próximo año se ejecute el proyecto tecnológico de servicio al cliente por un valor de 900.000 dólares. Consiste en la adopción e implementación del módulo CRM (Gerencia de Relaciones con los Clientes) en plataforma SAP, para mejorar el conocimiento de los compradores y la competencia, incrementando el desempeño del servicio al cliente y los procesos comerciales de Ecopetrol.

Estrategias internas • Capacitación de 400 empleados en Orientación al Cliente (Diplomado y Talleres), fortaleciendo las relaciones entre clientes internos para todo el Front Desk de Ecopetrol. • Campaña de Comunicación para ubicar al cliente en el centro de la empresa.

Por su parte, en los diferentes sondeos los clientes de la empresa destacan como oportunidades de cambio:

• Competencia de Orientación al Cliente, definida como competencia transversal para todo Ecopetrol, y además objeto de evaluación de desempeño individual.

• Generar un contrato entre Ecopetrol y las empresas del sector del gas propano, para darle mayor seriedad y ser más eficientes con el consumidor final.

Producto Combustibles líquidos GLP Polietileno Bases lubricantes Parafinas

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GAS

En 2006 se buscará exención de aranceles para construir nuevas estaciones

Tras el vehículo 100.000 a gas D

e continuar la tendencia que se ha venido presentando en los últimos meses, para febrero o marzo de 2006 Colombia entrará en el selecto club mundial de los países que tienen más de 100.000 vehículos convertidos a gas natural.

Aplicación de incentivos a las conversiones

93.169

Repotenciación de vehículos a GNCV

53.169

Exención IVA kit de conversión

29.922

18.369

11.803

6.076

4.615

4.622

4.608

4.413

4.171

Inicio política desmonte de subsidios

3.829

Por supuesto, el país está aún muy lejos de alcanzar los niveles obtenidos en países como Argentina y Brasil, donde ruedan más de un millón de vehículos gracias al gas natural.

Número de vehículos acumulados

3.356

Cuando se podía pensar que nada podía superar las cifras de conversiones logradas en 2004 (casi 25.000 vehículos), el año que finaliza superó los pronósticos al cerrar con casi 40.000 vehículos, prácticamente la ambiciosa meta que se había fijado Ecopetrol.

143.169

En efecto, la estrategia integral que se ha llevado a cabo desde hace tres años para impulsar el consumo de este energético entre vehículos usados, primero, y de nuevos, últimamente, ha dado tan positivos resultados que los expertos internacionales no dudan en calificar como un “fenómeno” el caso colombiano.

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Para 2006 se estima convertir unos 50.000 vehículos más, teniendo en cuenta que ya no sólo el interés principal está en los vehículos particulares, nuevos y usados, sino que es probable que el uso de gas se extienda a los sistemas de transporte masivo y colectivo de pasajeros que se proyectan en diferentes partes del país. “Para ello, la empresa continuará aportando los recursos hacia los programas de incentivos (bonos) y bus-

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cando extender el programa a nuevas ciudades”, dice Claudia Helena Trujillo, profesional de Gestión de Negocios de la Gerencia de Gas de Ecopetrol. Adicionalmente, Ecopetrol y el Ministerio de Minas y Energía tramitarán ante el Comité de Asuntos Aduaneros y Arancelarios una exención temporal de arancel a un año que se espera contribuya a incentivar la oferta de equipos y la construcción de nuevas estaciones. 19

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meta

Trujillo destaca que el crecimiento del mercado del GNV brinda una oportunidad significativa para los nuevos inversionistas en estaciones de servicio, talleres y demás empresas vinculadas al desarrollo de este sector. Para el cierre de 2005 se estimaba el ingreso de 59 nuevas estaciones, en tanto que para el próximo año se tiene previsto el desarrollo de al menos 80 de estos proyectos. C

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José María Almacellas habla del boom del GNV

“El gas natural provocó una revolución social” Con 2005 como año récord en conversiones, el gas vehicular dejó de ser un sueño. El presidente de Gas Natural asegura que en menos de seis meses estará solucionado el déficit de estaciones y pide respaldo a los sistemas de transporte masivos con este combustible. POR Diego Hernán Cárdenas S.

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ENTREVISTA

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ace tres años, cuando apenas tenía unos pocos meses como presidente de Gas Natural en Colombia, José María Almacellas González sintió que su empresa estaba perdiendo la batalla en su propósito de crear conciencia sobre un proyecto que era todo un éxito en países como España, Brasil o Argentina: tanquear con gas en vez de gasolina.

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“Habíamos puesto mucho dinero en el proyecto pero no veíamos la forma de arrancar”, dice este ingeniero español que desde el momento en que llegó a Bogotá dio instrucciones para que todos los vehículos utilizados en su empresa fueran convertidos a gas natural. “Hoy en día hasta mi camioneta funciona a gas”, confiesa en esta entrevista con Carta Petrolera.

¿Qué opina del desarrollo que ha tenido el gas natural en nuestro país desde comienzos de la pasada década?

¿Cuánto vale una conversión? El costo de la conversión depende de tres factores: el cilindraje del vehículo, el tipo del carro (si es carburado o de inyección) y el cilindro que se va a instalar en el vehículo.

Sin lugar a dudas, la expansión del gas natural en Colombia ha sido la más exitosa frente a cualquier otra experiencia similar en el mundo. Se ha pasado de 650.000 familias que para 1993 hacían uso de este tipo de combustible a 4,1 millones de hogares en julio de 2005, es decir que más de 16 millones de colombianos disfrutan los beneficios del gas natural.

Según estos factores el precio de la conversión sería: Vehículo liviano: con un cilindro de una capacidad hidráulica de 65 litros cuesta 2,8 millones de pesos si es carburado y 3 millones de pesos si es de inyección.

¿A qué atribuye ese fenómeno?

Vehículo mediano: con un cilindro de una capacidad hidráulica de 100 litros, 3,3 millones si es carburado y 3,8 millones si es de inyección.

Yo diría que el gas natural provocó una verdadera revolución social, pues las familias colombianas entendieron que los costos de su canasta energética se reducen en 40% al dejar de utilizar electricidad para estufas, hornos y calentadores. Como consecuencia directa de la sustitución, el ahorro que han hecho las familias en el pago de los servicios públicos se ha podido orientar hacia otros gastos prioritarios como la educación de los hijos o el mejoramiento en la calidad de la alimentación.

Estos precios no incluyen el incentivo que reduce en un millón de pesos el costo de la conversión y dependen del tipo de cilindro que se quiera instalar. Existen dos tipos principales de opciones para financiar las conversiones. La primera es con una cuota inicial cero y se paga con el tanqueo, es decir que cada vez que tanquea el vehículo se va pagando el costo de la conversión. La segunda es con una cuota fija con plazos de 12, 24 y 36 meses y una tasa de interés acordada con el intermediario financiero. E

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Y esa mejoría familiar, ¿de qué forma la ha sentido la economía? Ha habido un impresionante beneL

ficio financiero para el país. Según un estudio de Naturgás el consumo de gas natural en los últimos diez años le ha ahorrado a Colombia la construcción de dos hidroeléctricas del tamaño de Chivor, con una capacidad de 2.000 megavatios. Debemos tener en cuenta que son 380 municipios donde se presta el servicio. Hoy en día ya casi nadie se acuerda del peligro que representaba el cocinol que utilizaban las familias de escasos recursos y que provocó tantos accidentes.

¿Qué papel ha jugado Gas Natural en estos desarrollos? Cuando fue privatizada en 1997, Gas Natural tenía 340.000 clientes y realizaba la distribución en Bogotá y en el municipio de Soacha. Hoy en día, se cuenta con casi 1.3 millones de familias en Bogotá, Soacha y Sibaté que disfrutan de los beneficios del combustible.

¿Cuál fue la participación en el proyecto de gas natural vehicular? Gas Natural participó en la creación del propio modelo, en los sistemas de recaudo, de financiación, de exigir características técnicas a los talleres para que fuera un proyecto que pudiera estructurarse como proyecto de futuro.

¿Es cierto que los inicios fueron difíciles? Sí. Después de varios años en la costa atlántica el gas comenzó a posicionarse como alternativa en los buses de servicios públicos, pero en Bogotá el proyecto empezó en forma tímida. Como anécdota, recuerdo que nadie quería jalar decididamente el proyecto y nuestra empresa, que había puesto mucho dinero, estuvo a punto de abandonarlo.

¿Y qué los llevó a retomar la iniciativa y participar activamente? Todo cambió cuando sentimos que el proyecto se volvió un propósito nacional. Vimos las señales adecuadas y entonces con Ecopetrol y Ecogás decidimos lanzar el bono que se constituyó en el estímulo que faltaba para impulsar la conversión de los vehículos.

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MERCADEO ENTREVISTA

¿O sea que sin bono, el proyecto de conversión vehicular no tendría los resultados que muestra hoy? No. El bono se lanzó en el 2003 y a partir de allí se observó un crecimiento significativo de las conversiones. Ese fue, además, el punto de quiebre para llamar la atención del gobierno que lo incluyó como un punto estratégico dentro del Plan de Desarrollo en sus objetivos del sector minero-energético. Además, se comenzó a ver el gas natural como un elemento que podía ayudar a evitar la pérdida de la autosuficiencia petrolera, pues permitía monetizar el gas de los campos de La Guajira y de Cusiana y sustituir parte de la gasolina por algo que es más difícil de exportar.

¿En qué momento el gas natural vehicular se vuelve la prioridad de negocio para su empresa? En el momento en que nos damos cuenta del impresionante crecimiento de este segmento dentro de la cadena. Le pongo este ejemplo: un vehículo a gas natural consume un promedio de 4.000 metros cúbicos al año. Si en Bogotá y sus alrededores pudiéramos tener 100.000 vehículos convertidos, obtendríamos un consumo de 400 millones de metros cúbicos cada año. Ese volumen es la mitad de todo lo que vendemos a los 1,3 millones de clientes residenciales, de las 700 industrias y de los más de 30.000 clientes comerciales que tenemos en la capital y sus inmediaciones. En conclusión: no hay otro mercado que pueda conseguir un mayor aumento del gas como el gas natural vehicular (gnv).

Del mercado de gnv en Colombia, ¿qué porción atiende Gas Natural? Debemos de tener 30.000 vehículos de los más de 80.000 convertidos, es decir, 35 ó 40%, localizados básicamente en el interior del país y Bucaramanga.

100.000 millones de pesos que ya hemos puesto en los años anteriores.

Gas vs. gasolina ¿Por qué es tan competitivo el gas frente a la gasolina corriente? Partamos de una fórmula: de acuerdo con su poder calorífico, un galón de gasolina equivale a 3 metros cúbicos de gas y estos cuestan 2.580 pesos. Al hacer la equivalencia un propietario de carro paga en promedio 2.580 pesos por gas frente a 5.650 pesos promedio que se paga por galón de gasolina en diciembre. La diferencia es cercana a los 3.100 pesos, cerca de 55%. Estas cifras demuestran con creces la competitividad del gas frente a la gasolina. La gente dice: “Cada vez me cuesta más la gasolina y la política de desmonte de subsidios sigue; entonces me paso a gas natural”.

¿Y qué etapa sigue? Estamos tratando de conquistar el nicho de los transportes masivos para que funcionen con gas natural. En Transmilenio hay un vehículo articulado que viene utilizando gas y funciona normalmente.

Entonces, ¿por qué no se masifica? Aquí en Colombia ha habido dudas técnicas, de si se pierde potencia o si los cilindros pesan demasiado. Se han hecho pruebas y se ha demostrado que esas dudas se pueden superar. La tecnología del gas natural en transporte masivo está probada. En las grandes ciudades de España hay más de 1.000 vehículos que funcionan a gas y funcionan bien. En otras partes del mundo estas discusiones se han superado, por ejemplo en Argentina ya hay marcas de buses a gas como Mercedes y Volvo.

¿Cómo ha sido la conversión, de acuerdo con el tipo de vehículos? El 50% de los vehículos convertidos son públicos; 30%, particulares, y 20%, utilitarios, es decir, usados para algún tipo de trabajo.

Es inocultable el cuello de botella que se ha presentado en varias ciudades por la deficitaria oferta de estaciones… De acuerdo con las estaciones y las acometidas que se están construyendo, en menos de seis meses estaremos solucionando ese inconveniente. Hemos tenido 190 peticiones de terceros para llevar gas a estaciones y esto nunca había pasado. Es decir, es gente preguntando a nuestra empresa si podemos llevar gas. Ese es un mensaje claro. Ahora hay colas porque ha costado que la gente crea en el negocio. Si el proyecto se desarrolla como está previsto, muchas de esas 190 peticiones se van a materializar en nuevas estaciones.

¿Qué inversiones tienen previstas?

Todavía se oyen diferentes voces en torno a las reservas de gas natural. ¿Cuál es su opinión?

encontrado 7,1 TPC, de los cuales 59% cuentan con esquemas de comercialización, mientras que 41% aún no los tienen definidos.

El año que viene lo que buscamos es efectuar de 23.000 a 25.000 conversiones y para todo el proyecto hemos contemplado hacer inversiones por 25.000 millones de pesos, que se suman a los

En Colombia existen niveles significativos de reservas. Se calcula que el potencial total está cercano a los 96 trillones de pies cúbicos (TPC). Solamente con las reservas probadas se han

Este gas alcanza para más de veinte años si el consumo se mantiene creciendo por encima de 5% anual, según el informe de la Unidad de Planeación Minero Energética.

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ESPECIAL

Sí hay barril que dure 100 años

AÑOS DE HISTORIA PETROLERA

Un siglo de oro negro En las postrimerías de 1905 se inició la historia petrolera de Colombia tras la firma de las concesiones Barco y De Mares. Los campos de Tibú y de La Cira-Infantas nacieron como manaderos que afloraban naturalmente. Eran épocas en que los barriles se transportaban en recuas de mulas y los obreros petroleros se exponían al flechazo de los indios motilones. Recorrido por las dos leyendas que nunca han dejado de producir y que hoy se enfrentan a una especie de “reingeniería”.

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Inversiones cercanas a US$80 millones en dos primeras fases del proyecto

La resurrección

de La Cira Casi cien años después de su descubrimiento, este campo toma un nuevo aire para recuperar su producción. El contrato firmado en septiembre entre Ecopetrol y Occidental le permitirá volver a ser protagonista dentro de los campos maduros. POR Alexandra Santamaría

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PRODUCCIÓN AÑOS DE HISTORIA PETROLERA

a aparición de manchas negras sobre la tierra verde y espesa atrajo a los primeros pobladores hace más de 500 años, cerca de las laderas de la montaña, justo donde hoy late con fuerza el corazón del Magdalena Medio.

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Los hombres acudían a una fuente cálida para untarse en su cuerpo una sustancia espesa que les quitaba el cansancio y fortalecía las piernas. Pero no tardaron en darle un nuevo valor al descubrir que servía para recubrir sus pequeñas embarcaciones. Ese líquido caliente, de fuerte olor, comenzó a formar parte de las actividades diarias de la población asentada entre los ríos La Colorada y Oponcito. El sitio que por primera vez se denominó Latora, “el lugar de la fortaleza que domina el río”, cambió de nombre con la llegada de los españoles quienes lo llamaron Infantas en honor de las recién nacidas hijas del Rey. Casi 400 años después, en los albores del siglo XX, a punta de mojar mechas de trapo con ese líquido viscoso, José Joaquín Bohórquez, un coronel nacido en Guaduas (Cundinamarca), se percató de la inmensa riqueza que escondía Infantas en sus entrañas. Bohórquez, quien había instalado una empresa fluvial con el fin de llevar productos entre las poblaciones de Zapatoca, Socorro y Oponcito, empezó a buscar inversionistas que le ayudaran a desarrollar la riqueza de su nuevo hallazgo, pues justo en ese momento la explotación del caucho y la tagua pasaba por una crisis. Motivado por aumentar sus ingresos, recogió las primeras muestras y vendió cinco barriles a 50 centavos.

De Mares En sus recorridos en busca de inversionistas, el coronel conoció a Roberto de Mares, un hombre de negocios con quien realizó una alianza que años más tarde se convertiría en el inicio de la primera explotación de petróleo en Colombia.

Bastaron unos pocos meses para que el nuevo socio obtuviera de manos del entonces presidente de Colombia, Rafael Reyes, la concesión de las tierras para el desarrollo del proyecto a la cual se le llamó De Mares. De Mares viajó a Estados Unidos y logró convencer a un grupo de norteamericanos para que invirtieran. Tras realizar algunos estudios, los norteamericanos decidieron comenzar los trabajos para el montaje de la infraestructura. En 1916 los inversionistas resolvieron fundar la sociedad Tropical Oil Company (Troco), empresa que dio inicio a la explotación del petróleo en Colombia. Dos años más tarde se conoció la noticia del pozo descubridor Infantas 2 con una producción de 42 barriles. El pozo uno que había tenido problemas mecánicos se culminó el 11 de noviembre del mismo año y tuvo una producción de 2.000 barriles. Ese día la algarabía fue total entre los pobladores que corrían bajo la lluvia del oro negro. Roberto de Mares decidió cederle el contrato de concesión a la Troco. En medio de las actividades de la construcción y puesta en marcha del ferrocarril entre Barrancabermeja y El Centro donde se descubrió la estructura de La Cira. Los estudios de los geólogos determinaron que allí podía existir un potencial importante y no se equivocaron. El 9 de julio de 1926, casi ocho años después del descubrimiento de Infantas, se completó el primer pozo en este campo, que partió en dos la historia del Magdalena Medio. Los campos tuvieron un crecimiento vertiginoso. La conquista de los mercados internacionales no tardó en llegar y los primeros barriles que había vendido el coronel Bohórquez, se convirtieron en 87.000 barriles de crudo de excelente calidad. La producción alcanzó los 60.000 barriles diarios en la década de 1940 y la capacidad del oleoducto fue ampliada de 30.000 a 58.000 barriles, lo que hizo que Colombia figurara entre las 27

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ochos naciones productoras de petróleo en el mundo.

La reversión Por más de treinta años los campos suministraron 80% del crudo que se producía en Colombia, incluso luego de la segunda guerra mundial y hasta los años cincuenta cuando llegó a los 35.000 barriles diarios. Fue entonces cuando sobrevino la reversión de la concesión De Mares y con ella la creación de la Empresa Colombiana de Petróleos, hoy Ecopetrol S.A. Hacia la media noche del 25 de agosto de 1951 sonaron las sirenas para anunciar que la explotación del petróleo pasaba a ser propiedad del Estado colombiano. Se registraron grandes esfuerzos por mantener la operación, se construyó una carretera a Barrancabermeja, se renovaron algunos equipos y se sostuvieron las inversiones, pese al declive natural de la producción. Con el paso de los años se adelantaron proyectos de inyección de agua que permitieron mantener una producción cercana a los 15.000 barriles en la década de 1980. Al mismo tiempo que la caída del gigante persistía, aumentaba el tamaño de la población, acostumbrada al bombeo de los machines y al recorrido de los tubos cargados de petróleo con destino a Barrancabermeja. Hoy, La Cira-Infantas produce 5.500 barriles diarios de crudo (1% de la producción total de Colombia) y se enfrenta al reto de convertirse de nuevo en un jugador importante en el mercado, como lo fue durante casi todo el siglo XX.

El nuevo reto En septiembre de 2005, Ecopetrol y Occidental Andina firmaron un contrato de colaboración empresarial con el fin de incrementar la producción y las reservas del campo (oil in place) estimadas en 3.500 millones de barriles de las cuales hasta ahora se han producido aproximadamente 740 millones. C

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El objetivo es recuperar alrededor de 150 millones de barriles de reservas adicionales que ayudarían a frenar la caída de la producción de petróleo y extender la fecha de la pérdida de la autosuficiencia. Ecopetrol seguirá como operador del campo y Occidental será el ejecutor de las inversiones. El proyecto se llevará a cabo en tres fases y en las dos primeras se estiman inversiones cercanas a US$80 millones. Si estas dos resultan exitosas, las empresas compartirán las inversiones futuras que podrían llegar a ser más de US$500 millones para la expansión de proyectos pilotos que se desarrollarán en las primeras fases del contrato. Pero no sólo eso. El resurgir del campo más antiguo de Colombia le daría un nuevo aire al Magdalena Medio y al corregimiento El Centro, el lugar en el que hoy habitan cerca de 10.000 personas que forjaron su vida alrededor del gran hallazgo.

“Uno ve un futuro muy próspero, hemos vivido aquí por más de ochenta años, convivimos con el campo, por eso debemos llegar a un trabajo conjunto para que el impacto sobre la población sea mínimo”, afirma Pedro Sarmiento uno de los líderes de la comunidad.

Construyendo el futuro Hace dos años, antes de que se firmara el contrato, se hicieron estudios técnicos y económicos para confirmar la viabilidad del proyecto, pero también comenzó un proceso de socialización con la comunidad para hacerla parte de la nueva tarea. “Iniciamos un proceso de divulgación para que la gente conozca en qué consiste el proyecto”, afirman los líderes del proyecto quienes recuerdan que se han hecho múltiples encuentros con la comunidad en más de 26 veredas del corregimiento. “En el último tiempo hemos hablado con más de 2.000 personas que tienen diferentes expectativas para conocer sus inquietudes pues nuestro objetivo es construir un plan de entorno conjuntamente”, explican.

“El proyecto se enmarca dentro de la estrategia del gobierno de recuperar reservas de campos ya descubiertos para garantizar la incorporación de nuevos barriles en el corto y mediano plazo, pero también es una oportunidad de crecimiento para los habitantes de la zona”, dice Héctor Manosalva, director saliente de Responsabilidad Integral de Ecopetrol.

Un equipo interdisciplinario ha recorrido las diferentes veredas con el fin de dar a conocer los detalles del proyecto. Se han realizado más de veinte reuniones informativas con la comunidad y aproximadamente treinta talleres para analizar temas particulares.

Y es que las expectativas del proyecto van más allá de lo puramente técnico.

Miguel García, quien representa a 70 Juntas de Acción Comunal, asegura

Desarrollo de Pilotos y programas preliminares de trabajo 1

F A S E

Opción de retiro

6 meses Perforación 10 pozos Workover a 8 pozos Evaluación línea base ambiental

2

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A 12 meses

B 12 meses

Perforación 25 pozos incluyendo un exploratorio al Terciario

Perforación 4 pozos para inyección de vapor o 4 pozos de avanzada a Infantas Alto

MUS$25,5

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En octubre de 2005 se inauguró la oficina de atención a la comunidad con el fin de conocer sus inquietudes y propuestas. “Establecimos unas mesas de trabajo para darle solución conjunta a los temas que son críticos, como el manejo de tierras. Nuestro principio es que se respetarán y reconocerán los derechos de la gente porque en algunos casos vamos a tener que hacer relocalizaciones”, sostienen los líderes del proyecto. A la par con las reuniones, se iniciaron unos estudios de la línea base ambiental y se determinó dónde empezarán los trabajos. En menos de dos meses se iniciará la perforación de diez pozos en cinco veredas. “Hemos informado previamente a las comunidades de las veredas Campo 6, Campo 5, Campo 13, Campo 14 y Campo 25 para que conozcan en qué consiste el proceso para los casos en los que sea necesario negociar predios; así mismo lo hemos hecho con las autoridades locales pues nuestro objetivo es cumplir la ley y adelantar el proyecto en condiciones de respeto y armonía”, explica Manosalva. Jorge Merchán, presidente de la vereda Campo Trece, indica que luego de conocer los avances del proceso siente que la comunidad está más comprometida con el futuro del proyecto. “Al tener mayor información uno se da cuenta de que el proyecto es positivo porque puede generar crecimiento para la región”, afirma Merchán.

Hasta límite económico

Opción de retiro

F A S E

que es importante que se desarrolle el proyecto a pesar de que algunas familias tengan que reubicarse. “Si no hay proyecto, el corregimiento no tendrá futuro”, dice García.

Expansión de proyectos Perforación de aproximadamente 600 pozos MUS$44

MUS $10,03

SI LA FASE 1 NO ES EXITOSA, EL PROYECTO TERMINARÁ E

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GESTIÓN AÑOS DE HISTORIA PETROLERA

Cuatro empresas aspiran a trabajar con Ecopetrol en el campo insignia del siglo XX

El renacer de Tibú La tierra agreste del Catatumbo ha requerido para su desarrollo el empuje de gente llena de coraje, tesón y gran capacidad de trabajo, para lograr extraer de sus entrañas la riqueza de sus hidrocarburos. PROFESIONAL

POR Óscar Bravo DIRECCIÓN DE PLANEACIÓN

DE LA

Y

RIESGOS

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orría 1905 cuando, casi por casualidad, Ramón Leandro Peñado encontró manaderos de petróleo en la región de Catatumbo. Peñado, un hombre con vocación agraria, estaba buscando caucho en la región, por aquellas épocas más apetecido y rentable que el petróleo.

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pozo Tres Bocas-1, en el campo Tibú, con producción en las formaciones Mito Juan y Barco. Gracias a la creciente producción, se decidió trasladar el campamento desde Petrólea hasta el campo Tibú. Años más tarde, entre 1950 y 1958, se descubrieron los campos Sardinata, Puerto Barco, Orú y Yuca.

Peñado le contó del petróleo que brotaba naturalmente a un gran amigo suyo, el general Virgilio Barco Martínez, un hombre de gran ascendiente en la región oriental del departamento de Norte de Santander, muy cerca de donde están los municipios de Sardinata y Tibú. Pocos días después del encuentro entre los dos empresarios, el 31 de octubre de 1905 se firmaba la concesión Barco, la primera en la historia del país durante el gobierno del general Reyes.

Para 1952, la concesión alcanza su máxima producción de 29.493 barriles por día. La forma inicial de sobreponerse al aislamiento y a la dificultad para penetrar la zona fue la construcción de una línea férrea entre el campo Petrólea y Cúcuta. El cruce de los ríos se realizaba mediante transbordos en planchones por falta de puentes. Sin embargo, ganar espacio a la selva de esta forma era lento y dispendioso, por lo que en los años cuarenta se construyeron pistas aéreas en los campos de Petrólea, Tibú y Río de Oro, y se incorporaron aviones DC-3 a las operaciones.

Un año después de otorgada la concesión, se autorizó la construcción de una pequeña refinería en la ciudad de Cúcuta, que no era otra cosa que un barril de acero que servía de alambique, y un tubo en espiral que hacía las veces de condensador, con el cual fue posible la producción de la gasolina llamada Luz de América, utilizada para el alumbrado doméstico. El crudo se transportaba mediante recuas de mulas. En 1918, ante la falta de capital, el general Barco traspasó los derechos de la concesión a la Compañía Colombiana de Petróleo (Colpet). Tiempo después, en 1931 se firma el acuerdo Chaux-Folsom, y la Ley 80 del Congreso aprueba un nuevo contrato donde se autoriza el traspaso a la South American Gulf Company (Sagoc). El trabajo de geología fue arduo debido al clima, la falta de vías de acceso y la hostilidad de los indios motilones. Entre 1931 y 1942 murieron dos trabajadores; tres geólogos y nueve obreros fueron heridos por las flechas de los indígenas. Para ese momento, 1936, la sociedad Texas-Socony se hizo cargo de la operación del campo.

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Debido a la heterogeneidad del yacimiento el campo se dividió en cinco áreas, tres de las cuales resultaron ser exitosas, mientras que las ubicadas en los extremos norte y sur del campo no lo fueron tanto debido a la baja conectividad de las arenas.

La llegada de Ecopetrol En 1975 Ecopetrol asumió la operación de los campos, con lo que se convirtió en la presencia del Estado colombiano en la región. Gracias a ello, por ejemplo, los indios motilones contaron con atención médica gratuita en el hospital de la empresa. Las relaciones con ellos mejoraron hasta el punto de que algunos representantes de esta etnia trabajaron como empleados de nómina de la compañía. En 1982 terminó la concesión Barco.

Como dato curioso, los historiadores señalan que durante la etapa de desarrollo de los campos, las tres pistas del Catatumbo fueron en su conjunto las más activas de Latinoamérica. Pero no fue el único hito que obtuvo este desarrollo petrolero. En octubre de 1939 se terminó la construcción del oleoducto entre Tibú y el puerto de Coveñas, con una longitud de 423 kilómetros y una capacidad de 70.000 barriles. Este tubo fue considerado en su momento por la revista Time como una de las grandes obras de ingeniería del mundo.

La recuperación por inyección de agua ha permitido el recobro de 131,7 millones de barriles. Sin embargo, por la complejidad geológica y por la tecnología empleada tan sólo se ha logrado un factor de recobro de 28% cuando los estándares mundiales oscilan entre 38% y 54% para este tipo de sistemas. La importación de petróleo por parte del país a comienzos de los años ochenta trajo como consecuencia un incremento de la actividad petrolera, que buscó el aumento de la producción.

Para contrarrestar la declinación en la producción, en 1960 se inició un piloto de inyección de agua en la formación Barco en el anticlinal Tibú, el cual fue bastante exitoso. Se llegaron a inyectar 100.000 barriles de agua por día durante

El resultado de esta nueva actividad permitió mejorar en algo la producción y los estándares operacionales, pero

Inventario de pozos Campo

Abandonados Activos Inactivos Total pozos Prof. (pies)

CAMPO YUCA

8

0

0

8

5.200

CARBONERA

3

0

3

6

4.800

3

8

5.000

110

1

18

129

1.200 7.800

ORÚ PETRÓLEA

Cabe destacar que el pozo Petrólea1, perforado en 1933 con resultados exitosos, se incendió durante 47 días y tuvo que ser abandonado. En 1938, los pozos Carbonera-1, 2 y 3 fueron perforados, y mantienen su actividad hasta hoy día. En 1939 se perforó el E

tres años y luego este procedimiento se extendió con positivos resultados a la formación Catatumbo.

PUERTO BARCO

5 2

0

2

4

RÍO DE ORO

34

0

18

52

3.950

SARDINATA

30

1

1

41

7.200 9.200

TIBÚ

125

191

194

510

TOTAL

320

193

248

761

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con un fuerte aumento de los cargos por depreciación que elevaron los costos del barril de forma significativa, razón por la cual a partir de 1993 se inició una campaña de desinversión y reducción de personal, que llevó al cierre de la refinería, a la inactivación de los campos Río de Oro, Puerto Barco, Carbonera y Sardinata, a la reducción de la inyección de agua y al cierre de varias estaciones de recolección. Conscientes de la necesidad de utilizar tecnología de punta para mejorar el factor de recobro de los campos, a finales de los años noventa (1998) se firmó el primer contrato de producción incremental con la empresa Halliburton, la cual realizó sísmica para mejorar el conocimiento de la formación Uribante con objeto de identificar los trenes de fractura y poder llevar el factor de recobro de 22% al de campos similares en el mundo. En 2003 Mompos Construction asume la operación del campo Carbonera, y Petrotesting, de los campos Río de Oro y Puerto Barco. Un año más tarde, 2004, Orú y Campo Yuca fueron asignados en ronda de campos menores.

Apuesta al futuro El campo Tibú dispone en la actualidad de una completa infraestructura de almacenamiento, tratamiento, transporte e inyección de agua. Lo que sumado al petróleo parafínico que produce, y un potencial importante de hidrocarburos que se pueden recuperar mediante el aumento del factor de recobro utilizando las últimas tecnologías disponibles, lo convierte en un activo muy atractivo para la inversión. Para su desarrollo adicional, el campo requiere una completa caracterización del subsuelo que permita rediseñar los patrones de inyección de agua, completar los pozos y perforar pozos de relleno en las formaciones Barco y Catatumbo. El aumento del factor de recobro hasta 38% permitirá un incremento de reservas de 87 millones de barriles. La información sísmica obtenida en el año 2001 posibilita ser más optimistas en cuanto al petróleo original, el cual se incrementa para la formación Uribante. Adicionalmente, se detectaron bloques no drenados y la posible continuidad

del yacimiento hacia el norte, lo que combinado permitiría la incorporación de 40 millones de barriles adicionales. Al igual que lo ocurrido durante los 100 años de vida de la concesión, y en vista de la complejidad técnica asociada a las actividades que deben adelantarse para incorporar esos volúmenes potenciales de reservas, Ecopetrol decidió buscar un socio con experiencia en este tipo de retos por lo que, luego de un programa muy activo de promoción, recibió ofertas de seis compañías interesadas en asumirlo en forma conjunta para capitalizar la experiencia operacional de Ecopetrol. Hoy, existen cuatro firmas preseleccionadas: Burlington Resources Inc., Lukoil Overseas Colombia, Petrobras Colombia Limited y Vintage Petroleum International. Para estas labores, Ecopetrol, que continuará como operador del campo, se beneficiará de la experiencia de una

De esta forma se siguen los pasos de campos similares donde se han hecho todos los esfuerzos posibles para mantener la producción y se requiere el apoyo técnico y financiero de una empresa con experiencia en el aumento del factor de recobro de campos maduros y con complejos modelos geológicos y estructurales. Los proyectos son, además, la muestra de que Ecopetrol, al igual que las demás empresas petroleras del mundo, está diversificando su portafolio y dirigiendo sus miradas a aquellos campos en producción con un buen potencial de crecimiento para que sigan entregando beneficios a la empresa y al país por unos años más.

El campo de los 761 pozos Los campos de la concesión Barco se encuentran enclavados al norte de la cordillera Oriental, y limitados por el norte con la república de Venezuela, a una distancia de 90 kilómetros de Cúcuta. El área de la concesión abarcó una extensión de 186.805 hectáreas. El petróleo producido en la cuenca es de tipo parafínico, muy apreciado porque permite la fabricación de ceras y lubricantes. La cuenca cuenta con numerosas formaciones productoras, sello y generadoras a lo largo de la columna estratigráfica, que permiten la existencia de crudos de diversos colores y calidades. Oscilan desde el verde esmeralda de 52 API de la formación Uribante, pasando por el color ámbar de la formación Cogollo productora en el campo Petrólea, hasta crudo de 12 API, negro y de alta viscosidad de la formación Carbonera en el campo Tibú. Sin contar los pozos exploratorios secos, en la actualidad se han perforado en el área de la concesión 761 pozos, de los cuales hay 193 activos, 248 inactivos y 320 abandonados. La profundidad de perforación varía entre 1.200 pies en el campo Petrólea y 9.200 pies en la formación Cretáceo del campo Tibú. Para la perforación se han utilizado diversas tecnologías, empezando por la de percusión, característica de los albores de la industria petrolera, y que se usó en pozos de poca profundidad en los campos Río de Oro y Petrólea, gracias a lo cual es posible ver pozos con ocho diferentes tuberías de revestimiento, para una profundidad inferior a 1.000 pies, algo que hoy se antoja completamente inverosímil. Posteriormente, el método de perforación con broca rotatoria permitió el descubrimiento y desarrollo del campo Tibú. En la década de 1990 fue posible perforar pozos en el campo Tibú a una profundidad de 800 pies en menos de tres días y sin necesidad de utilizar lodo de perforación convencional, puesto que la arcilla era aportada por las formaciones superiores. El último pozo, perforado por la firma Halliburton en el año 2002, permitió utilizar la tecnología slim hole a partir de la profundización de un pozo existente. 31

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compañía líder del sector y con alta tecnología, la cual deberá adquirir el derecho a participar en la producción mediante las inversiones de riesgo que permitan confirmar las expectativas y rediseñar un plan de redesarrollo del campo.

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INVITADO

El vecindario A propósito de los cuarenta años de Arpel, el ente que reúne las principales petroleras de Iberoamérica, el ex ministro Rodolfo Segovia hace un repaso de la evolución de las políticas y tendencias petroleras de las últimas cuatro décadas. POR Rodolfo Segovia

rpel es la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe. Un vehículo abierto de cooperación que se extiende desde Centroamérica hasta la Patagonia y que cobija coordinación de esfuerzos, desde la producción limpia hasta la transparencia y la responsabilidad social.

A

Nació hace cuarenta años como foro de empresas estatales (Asistencia Recíproca del Petróleo Estatal Latinoamericana), cuyos ocho fundadores fueron: Ancap (Uruguay), Corporación Venezolana de Petróleo (CVP, después PDVSA), Ecopetrol, Empresa Nacional de Petróleo (ENAP, Chile), Empresa de Petróleo Fiscal (EPF, hoy PetroPerú), Petrobras (Brasil), Yacimientos Petroleros Fiscales (YPF, Argentina) y Yacimientos Petroleros Fiscales de Bolivia (YPFB). Pemex no ha sido miembro permanente. Con el correr del tiempo, algunas de las compañías fundadoras han cambiado de carácter: a YPF la adquirió Repsol, y Petrobras, parcialmente privatizada, se ha convertido en una activísima trasnacional. Más aún, muchas de las empresas fundadoras que han permanecido en manos del Estado han modificado su misión para ir adaptándose a las

exigencias de la industria y los vientos de apertura. Siguen, sin embargo, en una evolución que en toda Iberoamérica ha ido transitando, casi invariablemente, por etapas de descubrimiento de hidrocarburos, concesiones, compañías nacionales (como en la época de la fundación de Arpel), la exploración a riesgo con la producción compartida, la apertura y la internacionalización. Mañana serán quizá otros los horizontes. Cada etapa del recorrido ha sido profundamente influida por el diablillo de la política. En Iberoamérica ese brujo ha estado siempre presente y ha hecho perder a veces el norte de la racionalidad económica. Era inevitable. Los recursos no renovables inflaman pasiones nacionalistas, por lo difícil de arbitrar entre la parte de la renta que le corresponde al Estado y la que obtiene el explotador del recurso, con frecuencia un ente separado. Máxime cuando lo intensivo del capital y las dificultades técnicas conspiraban para que compañías extranjeras se ocuparan de la extracción. En la inmensidad de un continente, la historia del petróleo no ha sido igual en todos los países, aunque han compartido tendencias. Es muy distinta la geología 33

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de la masa central con 4.500 millones de años, que la de los accidentes de la periferia, donde se concentran los hidrocarburos. Se pasa de la abundancia venezolana y mexicana a no tener un solo barril como en Uruguay. Después del descubrimiento del petróleo aprovechable en Titusville, 1859, se iniciaron en cada país búsquedas intensas por pioneros locales y extranjeros, pero mediaron muchos años entre pozos descubridores de acumulaciones comerciales en cada sitio. La reacción al descubrimiento de hidrocarburos fue uniformemente de júbilo. Todos los descubrimientos tempranos se hicieron bajo el régimen de las concesiones –a empresas locales o extranjeras–. Esa modalidad de contratación era la norma aceptada en todo aquellos lugares del mundo donde el Estado era el propietario del subsuelo. En Iberoamérica, con la notable excepción de México, en todas partes se encontró petróleo bajo la bien establecida tradición heredada del Derecho Indiano, según la cual todo lo que se encontrase debajo de la superficie del terreno era propiedad de la nación. Inclusive Argentina con YPF en 1922 y Uruguay con ANCAP en 1931 se adelantaron a crear, además, compañías nacionales de petróleo de propiedad estatal. C

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Pasada la euforia surgieron los conflictos por el reparto de la renta petrolera. De una manera u otra, Iberoamérica se debatió entre el miedo y la limitación de recursos: miedo a verse expoliada y la incapacidad para acceder eficientemente al recurso por sus propios medios. A este dilema se sumaron elementos más profundos de soberanía nacional, sesgos ideológicos por la irrupción de vertientes del socialismo como fuerza política y, más tarde, los coletazos de la guerra fría. México se puede tomar como el ejemplo temprano del choque por preservar la soberanía nacional, al que se añadía la doctrina de inspiración socialista de concentrar en manos del Estado los medios de producción. En el siglo XIX la constitución liberal en México había eliminado la propiedad estatal del subsuelo. Los descubrimientos, liderados por ingleses por decisión política de Porfirio Díaz, quien trataba de contrapesar la abrumadora sombra de su vecino del norte, se hicieron bajo ese régimen. Para 1921, en plena Revolución Mexicana, cuando ya la Constitución de 1917 le había recuperado para la nación los tradicionales derechos sobre el subsuelo, México era el segundo mayor exportador del mundo.

En Venezuela la lucha por la equidad en la división de la renta petrolera toma otros rumbos. Con el descubrimiento de petróleo en Mene Grande, Zulia (Barrosos-2) en 1922 y el auge en inversiones, que los eventos mexicanos reorientaban hacia el sur, pasó a ser en 1938 el tercer productor mundial y el primer exportador. Las concesiones otorgadas bajo los auspicios de Juan Vicente Gómez, dictador como don Porfirio, no fueron siempre transparentes. Al llegar la democracia a Venezuela, y aprovechando los afanes energéticos de la segunda guerra mundial, el país obtuvo, por primera vez en la historia de la industria, la división de la renta por mitades. De paso, acabó con un tabú al recibir las regalías en especie y mercadear su propio petróleo (CPV). Además, convencida del poder de la acción coordinada de los productores, Venezuela lidera la constitución de la OPEP. Al darse la nacionalización, casi consentida, en 1976, ya el Estado

Etapa de concesiones Duración México

1900-1936

Venezuela

1914-1976

Bolivia

1920-1936, 1952-1969

Colombia

1921-1974

Perú

1924-1969

Brasil

Hasta 1938

Siguen 15 años de olla de presión sin válvula de escape en un diálogo de sordos que envuelve inapropiada extracción de los hidrocarburos, agitación sindical, chantajes y desmanes de fuerzas revolucionarias, desacuerdos sobre la distribución de la renta, respeto a los contratos, socialismo militante, presión gringa para, dentro de la política del Buen Vecino, forzar concesiones de los petroleros y sobre todo, incomprensión y contrapuestas percepciones culturales. Lázaro Cárdenas nacionaliza la industria y funda a Pemex en 1936. Poco antes, en ese mismo año, inspirada por circunstancias similares, más otros elementos del coctel local, Bolivia había hecho lo propio, y constituye YPFB. Otros sacudones nacionalistas ocurren en Brasil con el lema “El petróleo es nuestro”, de Getulio Vargas, 1953, cuando se funda Petrobras. Perú esperará hasta 1969 para expropiar a la IPC en medio de un conflicto por impuestos y establecer a PetroPerú. E

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recibía 94% de la renta petrolera. Esa senda gradualista, no exenta de conflictos puntuales, es también la colombiana, donde por primera vez en la historia de la industria revirtió pacíficamente una concesión en 1951. Los avatares de la guerra fría, los episodios nacionalistas y los shocks petroleros se constituyeron en los catalizadores para que cada nación iberoamericana fuese encontrando, dentro de sus propias concepciones de equidad, el equilibrio entre el usufructo y la posesión de la renta, al mismo tiempo que se abrieron nuevas fronteras. Las posibilidades geológicas, tan marcadamente diferentes en el continente, han influido en el rumbo de cada país. El descubrimiento, por ejemplo, de Cantarell (1974) en el golfo de México y de Guaraupa (1975) en la cuenca de Campos (Brasil), ambos costa afuera, significaron la entrada a las grandes ligas de dos gigantes. Países como Colombia o Argentina, marginales como exportadores, buscaron formas de mejorar la eficacia en la monetización del recurso, mientras maximizaban dentro de sus urgencias y prospectividad, la participación en la renta petrolera. Ecuador y Bolivia aún exploran cómo llegar a un deseable término medio. La tendencia más reciente se ha orientado, a más de la eficacia en la explotación, hacia la más rápida monetización de los hidrocarburos y ha estado detrás de la apertura hacia el capital y la tecnología internacional, e influenciada naturalmente por la caída del muro de Berlín. Lo que aún se debate en la búsqueda de formulaciones innovadoras es el nivel de independencia de las compañías nacionales de petróleo frente al Estado así como la conveniencia de su internacionalización. Esa formulación empuja hacia roces entre los técnicos y administradores que manejan las empresas y los dirigentes políticos que definen la utilización social de la renta. Sin olvidar que la fuerza laboral de la industria ha sido, y es, un actor que aspira a derivar beneficios del recurso. Arpel ha abierto sus puertas a empresas privadas que operan en la región y a empresas estatales que, como las de Costa Rica o Trinidad, no formaron parte del grupo fundador. Es el signo de los tiempos. En un continente donde la diversidad es la norma y cada país va encontrando senderos según su vocación y posibilidades, la asociación aglutina y encauza las múltiples iniciativas e intereses que los siguen uniendo. Evolución de los descubrimientos Pozo descubridor

Lugar

PERÚ

Zorrillos

1883

Tumbes (norte del Perú)

ARGENTINA

Comodoro 1907

Patagonia

Llano-4

1910

Poza Rica, Edo. de Veracruz

VENEZUELA

Zumaque-1

1914

Lago de Maracaibo

COLOMBIA

La Cira-Infantas 1921

El Centro, Santander

BOLIVIA

Bermejo-2

Tarija (oriente de Bolivia)

Rivadavia MÉXICO

Colombia retoma el camino Hace apenas cinco años Colombia se dirigía hacia una hecatombe petrolera: la pérdida de la autosuficiencia estaba cantada. Todas las cifras apuntaban en la dirección de un severo impacto sobre la balanza de pagos y el descuadre fiscal del erario petrolizado. La declinación anual de la producción era de 12% y de haber continuado a ese ritmo, el año que viene Ecopetrol se hubiese visto obligada a comprar internamente petróleo de los asociados de la empresa para completar la carga de sus refinerías y abastecer de combustibles al país. Aunque todavía no se ha conjurado el peligro, se ha evitado lo peor. La fecha fatídica se ha pospuesto hasta el 2009. Tres años de gracia podrían parecer poco de no mediar la coherente política de exploración que se inició hace cinco años y se profundizó con la creación de la ANH. Al restablecerle a Colombia la competitividad internacional para atraer capital de riesgo petrolero, se ha intensificado la búsqueda de crudo y gas en acumulaciones vírgenes. Con el cuádruplo de la actividad de hace seis años, están apareciendo ya pequeños yacimientos. Nada espectacular, pero todo suma. La ley de las probabilidades predice que se encontrará más. Empero, mientras la exploración madura, el peso del repunte ha recaído sobre Ecopetrol. Lo bombeado en el 2005 será esencialmente igual a lo del 2004: 524.000 barriles por día, o sea cero por ciento de caída. Ecopetrol ha sido previsiva al estimular la explotación de campos marginales, entregándolos a nacientes firmas nacionales, que mañana se convertirán tal vez en multinacionales colombianas. Ha sido avisada al prorrogar contratos de asociación a cambio de explotación más eficiente de reservas existentes y de compromisos de exploración adicionales. La empresa ha sido diligente al acelerar, tanto sola como acompañada, la extracción de crudos pesados, con lo que ha incrementado la producción –logro nada despreciable– de 30.000 a 70.000 barriles diarios en los últimos tres años. Ha demostrado iniciativas al buscar ayuda técnica para recuperar los crudos residuales de viejos yacimientos como La CiraInfantas, y para arriesgar mesuradamente, sacudiéndose del complejo de explorar por su cuenta. La suma de esas acciones inteligentes le ha otorgado al país un genuino respiro.

Potrero

1924

BRASIL

Candeis

1939

Reconcavo (noreste del Brasil)

CHILE

Springhill

1945

Magallanes (sur de Chile)

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Producción de crudo en EE.UU. se recupera lentamente

En el ojo del huracán La recuperación va despacio porque los daños de los huracanes a la infraestructura petrolera en el golfo de México fueron superiores a los de Iván en 2004. ENGLISH VERSION PAG. 43 E

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PULSO MUNDIAL

GLOBAL OIL

e estima que la producción de crudo en Estados Unidos para diciembre 2005, se incrementará en aproximadamente 0,8 millones de barriles/día (mmbd) hasta alcanzar 5,1 millones de barriles/ día. En los meses de septiembre y octubre, cuando el impacto de los huracanes tuvo su mayor efecto, la producción se encontraba alrededor de los 4,3 millones de barriles/día. El mejoramiento refleja una lenta recuperación de los barriles retenidos en el golfo de México, desde el huracán.

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Los barriles retenidos totalizaron cerca de 1,3 mmbd en octubre, los cuales incluían 1,1 mmbd de aguas federales del golfo de México y aproximadamente 0,2 mmbd de la producción estatal (especialmente de Louisiana). El volumen de barriles retenidos disminuyó en noviembre hasta un promedio de aproximadamente 0,8 mmbd, 0,7 mmbd del golfo de México y 0,1 mmbd del Estado. Contribuyeron a la recuperación de las pérdidas del golfo de México el incremento de la producción de crudo Heavy Louisiana Sweet (HLS), la reanudación de las operaciones en el terminal Empire de Chevron en los primeros días de noviembre y el incremento de la producción del crudo Mars Blend, luego de que se reabriera el campo Ursa que alimenta dicho crudo. Recientemente se volvieron a obtener 35.000 barriles/día del campo Medusa. A corte del 7 de diciembre, la producción del golfo de México permanecía retenida por debajo de los 0,5 mmbd. Se estima que el progreso lento pero continuo reducirá la retención de barriles a un promedio de 0,4 mmbd para el mes de diciembre. El regreso a la normalidad de la producción del Estado ha sido lento y se espera para diciembre una retención promedio de 80 mbd, lo que equivale a la mitad de su pico mensual de suministro. Luego de tres meses, desde cuando el huracán Katrina golpeó el golfo de México, la retención acumulada de crudo a causa de Katrina, Rita y Wilma, ya completa los 100 millones de barriles, excediendo el total de 50 millones de barriles acumulados debidos al huracán

Iván del año pasado. Para mediados del año entrante, el acumulado de retención del golfo de México debido a los huracanes podría totalizar más de 160 millones de barriles.

Los huracanes Wilma y Rita interrumpieron las reparaciones de los daños ocasionados por Katrina

El factor más significativo para esta retención es la plataforma Mars de Shell, la cual fue considerablemente averiada por Katrina y de la cual no se espera su puesta en marcha antes del segundo semestre de julio de 2006. Los barriles de crudo retenidos en la plataforma Mars probablemente excedan los 50 millones de barriles.

• Mayores daños - 113 plataformas destruidas (Iván, 7) - 52 plataformas extensamente dañadas (Iván, 20) - 46 torres de perforación dañadas/ destruidas (Iván, 10) - 98 oleoductos dañados (Iván, 102)

La lenta recuperación se debe al intenso daño que sufrió la infraestructura petrolera. Los daños ocasionados por los huracanes del 2005 fueron mayores a los que el año pasado causó el huracán Iván.

• Factores que impactaron la producción de crudo - Las reparaciones de los daños a las plataformas tomaron mucho tiempo - Daño a los oleoductos - Escasez del material para arreglar los oleoductos - El daño a los gasoductos afecta la producción de crudo debido a los límites de flaring - Daño a la planta de gas - Intervención de la EPA (Environmental Protection Agency) - Operación restringida de las barcazas y de los remolcadores debido al gas flaring - Daño a la producción de crudo offshore (Mars, Ursa, Medusa) - Daño a la infraestructura de los terminales (Empire, crudo HLS) - Extensas paradas de las refinerías - Problemas en el suministro de energía (los trabajadores no se reportaron a trabajar).

La principal razón de la baja tasa de recuperación (por los estándares pasados) del huracán Iván fue el gran número de oleoductos averiados. Los huracanes que se presentaron este año dañaron casi el mismo número de oleoductos que el año pasado, pero adicionalmente averiaron o destruyeron muchas más plataformas, además de las torres de perforación que fueron afectadas en forma similar. De las más de 800 plataformas que existen en el golfo de México, ocupadas por equipos de trabajo, cerca de 130 permanecen evacuadas hasta la fecha. Tres meses después de Iván, sólo nueve plataformas continuaban evacuadas. Teniendo en cuenta el anterior patrón de recuperación lenta de la producción en el Golfo de México, se espera que la producción de crudo estadounidense se incremente en aproximadamente 300.000 barriles/día sobre la producción de noviembre. Sin embargo, con los prolongados daños este nivel más alto de diciembre de 2005 aún sería casi 400.000 barriles/día por debajo de diciembre del año 2004. Al comparar las pérdidas en la producción de crudo del golfo de México con los años anteriores, se evidencia que las pérdidas del 2005 exceden drásticamente las cifras de los últimos diez años. 37

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Perjuicios según huracán

(*) PIRA Energy Group es una firma consultora internacional de energía, con base en Nueva York, que ofrece a más de 400 clientes, datos, análisis y pronósticos sobre mercados de crudo internacional, gas natural y electricidad. (www. pira.com)

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COMUNIDADES

Un cultivo que les cambió la vida a 400 familias

La resistencia El caucho natural le está ganando a pulso la batalla a las improductivas siembras de pasto. Hasta el año pasado 750 hectáreas se destinaron a su cultivo y para el 2007 se espera sumar otras 1.852. TEXTO

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FOTOS: Angélica Moreno

i las tierras del Magdalena Medio santandereano hablaran, agradecerían a los campesinos su regreso con machete y azadón a cultivarlas. Luego de varios años de permanecer abandonadas o dedicadas a alimentar con sus pastos a ganado extraño, vuelven a resurgir y a tomar el papel protagónico en esta historia.

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La Hevea brasiliensis, nombre científico de la semilla de caucho natural, es la responsable. Desde hace más de una década y gracias a la iniciativa de la Asociación de Caucheros de Santander (Asohesan) y con el apoyo de Procaucho (Promotora de Caucho en el Magdalena Medio), nació el proyecto de caucho para Santander. El programa se convirtió en una alternativa para sustituir los cultivos ilícitos en la región. Fue acogido dentro del componente social del Plan Colombia, cofinanciado por la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional y apoyado por la Fundación Panamericana para el Desarrollo.

Se aprobó el establecimiento de 1.652 hectáreas de caucho con cultivos asociados en los municipios de Cimitarra, Landázuri, San Vicente, Carmen del Chucurí, Puerto Wilches y Barrancabermeja. El convenio contempla que 413 familias con bienes inferiores a $62 millones sean propietarias y vivan de sus tierras. Ellos reciben apoyo para sembrar cuatro hectáreas de caucho que les aseguran ingresos permanentes y rentables.

Las familias El hecho de volver a sus fincas y trabajar para sí mismos, de ver de nuevo grandes plantaciones en sus tierras, se ha convertido en el mejor premio que han recibido los beneficiarios de este programa. Para muchos, los 2.500 stumps o árboles de caucho injertado que les en tregan al vincularse al proyecto, no sólo sirven para iniciar su cultivo, sino también para impulsar sus ganas 39

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Durante este proceso, el caucho se pasa por una laminadora para extraerle toda el agua.

de trabajar, de sembrar, de convertirse en empresarios capaces de asegurar el sustento de sus familias. La Asociación Asohesan es la que se encarga de acompañarlos durante este proceso. Les presta asesoría dándoles capacitación técnica, socio-empresarial y llevándolos a conocer cultivos exitosos. En todos los casos, la entidad les inculca la importancia de que formen asociaciones de caucheros que les permitan aumentar el número de hectáreas y garantizar su comercialización. Para brindar las diferentes capacitaciones, Asohesan cuenta con técnicos especializados que hacen visitas periódicas individuales y colectivas, que incluyen demostraciones de métodos de siembra, poda y prácticas agronómicas que necesitan los cultivos. E

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Además de los stumps, los beneficiarios reciben un equipo de herramientas con machetes, fumigadora, rollos de alambre, fertilizantes, fungicidas y pesticidas. A las 413 familias que ya hacen parte del proyecto se sumaron en este año 50 más, principalmente del municipio de Puerto Parra. Gracias a un convenio firmado por Ecopetrol, Fupad, Asohesan y la Alcaldía del municipio se financiarán 200 hectáreas más buscando que estos beneficiarios mejoren su nivel de vida y no cometan actos ilícitos como hurto de gasolina. El costo total del acuerdo fue de $612 millones, de los cuales Ecopetrol aportó 47% destinado a cubrir lo correspondiente al valor de insumos, monocultivo, agroforestería, equipos y capacitación.

Janeth Bulla, habitante de Puerto Parra, dice tener puestas todas sus esperanzas en este proyecto. Ella, al igual que muchos en su municipio, se dedica a sembrar pasto para alimentar el ganado de otros. “Me pagan por el arriendo del terreno unos $10.000 por cabeza, pero el pasto dura dos meses y quedo sin nada otros seis. Yo estoy muy ilusionada con el caucho, pues es una alternativa”. Las necesidades de estas familias no dan espera, pero en este caso debían revestirse de una paciencia especial toda vez que el árbol de caucho es una especie forestal de tardía producción y demora entre cinco y seis años para dar rendimientos. En parte por ese hecho es que el proyecto contempla la siembra simultánea de otros productos como maíz o plátano,

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COMUNIDADES

lo que les permite generar ingresos adicionales en la etapa improductiva.

Sumas y restas Aunque las plantaciones de caucho brindan beneficios ambientales como la reforestación, la producción de oxígeno y la retención de agua, las ventajas más tangibles se evidencian en los ingresos que a largo plazo obtienen los beneficiarios.

La mata de la paciencia Todo cultivo de caucho natural atraviesa varias etapas. Se inicia con la producción de material vegetativo realizada en un jardín clonal, donde se reproducen los clones de caucho que han sido seleccionados por su adaptación a la zona y resistencia a las enfermedades.

Una familia que tenga sembradas cuatro hectáreas de caucho iniciará con una producción al sexto año de 350 kilos por hectárea, y aumentará progresivamente hasta el año 12 a 1.800 kilos con los que obtendrá ingresos anuales de $25 millones. Estas positivas cifras se mantendrán hasta el año 35 de producción.

De allí se saca el patrón, que es el árbol en el que se injerta la yema del clon seleccionado y se lleva a un vivero en tierra. Para este procedimiento el proyecto cuenta con tres viveros en Cimitarra, San Vicente y Puerto Parra. Hecho el injerto se dejan pasar tres o cuatro meses, luego se saca el stump en una bolsa donde permanece unos seis meses en promedio y se lleva a tierra definitiva.

Por ejemplo, la familia Ayala posee 900 árboles de caucho, su cultivo tiene doce años y de él viven María Rosalía Torres y su esposo, sus hijas Yuranid y Areli, quien tiene cinco hijos. María, que al comienzo no apostaba ni un peso por el caucho, y que prefería dejar sus tierras a la siembra de pasto, afirma que “antes vivíamos muy mal, con el caucho arreglamos la casa e hicimos un ranchito”.

El caucho empieza a producir cuando el árbol posea 1,5 metros de altura y una circunferencia de 45 centímetros, pero el proceso sólo será rentable cuando se tengan en promedio de 200 a 250 árboles. Hasta este punto han transcurrido alrededor de cinco o seis años.

Según Gustavo Bedoya García, ingeniero agrónomo y asesor del proyecto, aunque el caucho producido en la región no está aprobado como un caucho técnicamente especificado, generalmente utilizado por la industria llantera, sí cuenta con un mercado potencial importante, pues la producción en Colombia es tan baja que la industria debe importar casi la totalidad de caucho natural de países como Guatemala, Ecuador, Malasia, entre otros.

A partir de aquí se inicia tal vez la etapa más importante del cultivo, la sangría o aprovechamiento, que consiste en que mediante unos trazos en la corteza del árbol se extrae el látex. Luego de un proceso artesanal se convierte en láminas de caucho que se enrollan para formar bloques de 35 kilos en promedio, y luego se venden en Bucaramanga como materia prima de suelas y pegantes.

Sin embargo, Gustavo afirma que el objetivo final del proyecto es que a través de las asociaciones municipales de caucheros que se vayan creando, el proceso industrial del caucho se tecnifique a fin de mejorar los estándares de calidad y comercialización.

Las láminas de caucho se secan al aire durante 8 ó 10 días antes de ser empacadas.

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From US$175 millions up to extract more gas from the Caribbean sea

New drillings at Chuchupa The biggest drilling project and increase of natural gas production in the country starts in Chuchupa. With new technological advances brought from the Gulf of Mexico, remnant reservations are guaranteed by other 25 years.

I

n the depth of the Atlantic Ocean, 17 miles away from Riohacha, the capital of the Colombian department called La Guajira, there is one of the most complete marine ecosystems in the world. There, it is easy to find more than 300 different kind of aquatic animals, from exotic fishes until corals that has been more than 30 years in formation process. This ecosystem has been created through the years thanks to the gas Chuchupa A and B platforms bases, operated by the Asociación Guajira, conformed by Ecopetrol and ChevronTexaco since 1974. In that place, surrounded by a deep blue ocean and from where there is no earth seen in the horizon, it is extracted more than half of the natural gas that companies and families consume daily in Colombia. And it is the place where a project will be carried out during the next five years which will enlarge the field production capacity to 250 million cubic feet per day (MMscf/d) and in which more than 175 million dollars will be invested. At the present time, the fields Chuchupa, Ballena and Riohacha located at La Guajira, produce 72% of the country’s gas, between 300 and 500 MMscf/d, covering the domiciliary and industrial demand of the Costa Atlántica and a good portion of the so called “interior of the country”. The extracted gas is sent through the Promigas and Centragas gas line to the north coast and to the center of the country, respectively. Although the interior also receives gas from the east of the country, the Costa Atlántica is provided in its majority from the gas produced in La Guajira. To ensure its production there are nine wells in the platform Chuchupa A, and three wells in the platform Chuchupa B. The last ones are in production since 1996.

Running Actions The production of this field that has produced gas during 31 years in a row,

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began to decline in the year 2002 when it reached its maximum pick of production. If new technologies were not applied, starting from 2006 the production would not be enough to supply the demand and the possibility of extracting hydrocarbons would finish around the year 2016. Then, Colombia would depend on the discovery of new reserves and on those that already exist in other fields to cover natural gas necessities of the country. For the above reason, the Asociación Guajira is working since the year 2003 in the project GACE (Guajira Association Contract Extension) that consist of the extension of the Asociación Guajira’s contract, signed two years ago, and that has the commitment of ChevronTexaco for planning and executing this project entirely. The idea, is to take out the remnant gas of La Guajira’s fields with the application of new technologies. For that purpose, in its first step, three horizontal wells will be drilled from the platform Chuchupa B. The advantage of these wells compared with the vertical ones is that they embrace a bigger extension of the field, being able to extract a bigger quantity of hydrocarbon. With the development of the Project, Colombia will be able to produce the gas reserves coming from this submarine field, at least until the year 2030.

From the Gulf, step to step In accordance with the agenda, the project GACE will take five years for being completed and it will be executed in three phases reckoned as follows: the first phase beginning this year, the second one at the end of 2007 and the third one at the end of 2010. The first phase will be expanded by December and January with the arrival of an enormous drill Jackup type brought in a barge from the Gulf of Mexico. The drill that has 105 meters height -the equivalent to a twenty-floor building- will arrive to

Santa Marta’s Bay and will be towed by two ships until the platform Chuchupa B. Once the equipment arrives to the platform, the barge will sink about six meters, in such a way that the drill bases reach the precise height of the second floor of the platform where it will be installed. (see illustration) The Jackup will roll from the barge to the platform when the sea remain totally calm down, and it will fit in some vents waiting for it, like a great LEGO’s piece that fits in the main structure. These vents mark the route of the drill toward the bottom of the sea, drilling the new wells with a scarse distance of two meters in the surface from the current wells. This process will be just the begining of extensive work journals that will be extended from three to six months, besides, a pipe that will connect the platform A with the B will be simultaneously built for transporting the additional gas from one side to another and then to the Estación Ballena, in steady land. The second and the third phase will consist on increasing the pressure for taken the gas out. Through some special compressors located in the Estación Ballena, the pressure will be increased creating an emptiness effect that will force the gas to leave, like it happens when a syringe is used. The phase two will take the compression from 600 to 1.200 psi and the third, from 300 to 1.200 psi. This process is necessary because at the same time as the gas comes out, the pressure coming from the reservoir diminishes; thus, after the production for more than 30 years, if no actions has been taken, the gas would be trapped. The project investment will be assumed completely by Chevron as a result of the commitment agreed upon to sign the extension of the contract at the end of the year 2003. The project GACE will bring plenty of benefits to the country. The main one, is

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ENGLISH VERSION

that it will allow Colombia to trade a bigger gas volume; consequently, bigger revenues will be obtained for this concept, that will reflect in a positive way not only in the Colombian finances but in those of the latinamerican region, thanks to the royalties and taxes.

Adjustments Period However, during the first phase beginning at the end of this year until the second quarter of 2006 will be carried out both drilling and production tasks, simultaneously. In this stage it is possible that the extracted gas quantity diminishes for some days, what means that the big consumers from the Costa Atlántica, such as the energy generating companies and other industries, will be forced to have an alternative plan if a gas volume superior than the one they consume at the present time would be demanded. The objective, during this event, is that homes are not affected. There won’t be any problem If the hydrocarbon demand holds its current levels due to, thanks to the contingency plan designed by Ecopetrol, Chevron and other agents of the chain will cover the total gas requirements of the Costa Atlántica with the Guajira’s availability, while the demand of the center of the country will be assisted with the other production fields located in the interior of Colombia. This contingency plan is also considering “to pack” the gas lines before the drilling, which means to introduce more gas into the line, thus a major volume of hydrocarbon will be available. In the same way, substitute fuels are planned to be used.

The route of the gas In the case of the Chuchupa Field, the gas that comes out is “free”. It is so called free because it does not come accompanied by another hydrocarbons. The gas is the only thing leaving from the marine underground through some wells and toward the treatment facilities located in the platforms. Once the gas comes out from the line, it goes through some sand traps which retain liquid and solid elements. For instance, water is trapped, due to the condensation that takes place because of the temperature changes ocurred in the gas extraction route. Then, it goes to a general separator where the water and the solids are poured off one more time. In this point the water volume, the quantity of the production and the coming pressure are measured. Finally, it is conducted through some pipelines arriving to the Estación Ballena where it is connected to the gas lines.

U.S. Crude Oil Production Recovery Very Slow After Hurricanes By PIRA GLOBAL OIL*

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ecember 2005 U.S. crude production is estimated to rise to 5.1 MMB/D, up about 0.8 MMB/D from 4.3 MMB/D in September and October when the impact of this year’s hurricanes had its maximum effect on production. The improvement reflects slow recovery from hurricane related shut-ins in the Gulf of Mexico. October’s crude shut-ins totaled nearly 1.3 MMB/D, which included 1.1 MMB/D from federal waters in the Gulf of Mexico and nearly 0.2 MMB/D of state production (mainly Louisiana). November shut-in volume declined to an average of about 0.8 MMB/D, 0.7 MMB/D in the GOM and 0.1 MMB/D state. Contributing to the improvement in GOM losses are increases in Heavy Louisiana Sweet (HLS) crude production following the resumption of operations at Chevron’s Empire terminal early in November and also increases in Mars Blend output following restart of the Ursa field that feeds into Mars Blend. Most recently, the 35 MB/D Medusa field returned. As of yesterday, under 0.5 MMB/D of GOM production remains shut-in. Slow but continuing progress is expected to reduce the shut-in to an average of 0.4 MMB/D for December. Return of state production has been slow, and its shut-in for December is expected to average 80 MB/D, half of its peak month outage. Over three months after hurricane Katrina hit the GOM, cumulative shut-in from Katrina, Rita, and Wilma are already 100 MMBbls, exceeding the total shut-in of 50 MMBbls from hurricane Ivan last year. By mid next year, the cumulative GOM shut-in from this year’s hurricanes could total over 160 MMBbls. The largest single factor in this shut-in is Shell’s Mars platform, which was significantly damaged by Katrina and is not expected to resume until second half 2006. Cumulative shut-in from the Mars platform alone looks likely to exceed 50 MMBbls. Slow recovery is the result of the extensive damage to oil infrastructure. Damage from this year’s hurricanes was more extensive than from hurricane Ivan last year. The principal reason behind the relatively slow rate (by past standards) for recovery from Ivan was the large number of pipelines damaged. This year’s hurricanes damaged about the same number of pipelines, but in addition many more platforms were destroyed or damaged, and many more rigs were similarly affected. Of the over 800 manned GOM platforms, about 130 remain evacuated as of today. Three months after Ivan, only 9 platforms remained evacuated. With the above pattern of slow recovery of GOM production, December 2005 U.S. production is expected to rise about 3000 MB/D over November. But, with lingering hurricane damage, this higher December 2005 level will still be almost 400 MMB/D below December 2004. Comparison of this year’s GOM crude production losses to past years shows the 2005 loss far exceeds any other year over the last 10 years.

(*) PIRA Energy Group is an international energy-consulting firm offering its more than 400 clients data, analysis, and forecasting on international oil, natural gas, and electricity markets (www.pira.com).

Translations by Rosa Tulia Baquero

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Las resrvas de la OPEP* 890,3 777,4

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1984

1994

2004

* Excluye Irak

La OPEP tiene el 74,9% de las reservas probadas de petróleo del mundo.

ARGELIA VENEZUELA 3,1

0,87 11,8

77,2

Producción OPEP

27,5% OPEP

NIGERIA 2,2 35,3

72,5%

Resto del mundo

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MAPAMUNDI

Los once de la OPEP Radiografía de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo.

LIBIA 1,4 39,1

IRÁN IRAK ND

4,0 132,5

115

KUWAIT 2,2

QATAR

99,0

0,71 15,2 EMIRATOS ÁRABES UNIDOS 2,4 97,8

INDONESIA 1,4 4,7

Cuota de producción: Millones de barriles Reservas: Miles de millones de barriles

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ESTADÍSTICAS

El barril en la “montaña rusa” de los grandes acontecimientos Dólares/barril

70

Katrina - Rita Limitada capacidad OPEP Inestabilidad Irak

60

Mayor demanda China Fuerte invierno Violencia M. Oriente Falla oferta nueva gasolina

50 Dólar débil

Ataque a Irak - Escasez de gasolina Ataque a Irak

40

Unidad de OPEP, Recortes Ataque torres NY Caída tigres asiáticos Falta cohesión OPEP

Huracanes - fondos inversión 30

Crecimiento tigres asiáticos

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12 JUN’98 DIC

JUN’99 DIC

JUN’00 DIC

JUN’01 DIC

JUN’02 DIC

Carga de Crudo a las Refinerías Enero a Octubre de 2005

JUN’03 DIC

JUN’04 DIC

JUN’05 DIC

Producción Total de Crudo

JUNIO

JULIO

AGOSTO

535.833

MAYO

527.786

512.920

518.157

231.229

516.001

B.P.D.C.

B.P.D.C.

530.101

JUN’97 DIC

527.628

JUN’96 DIC

526.258

JUN’95 DIC

529.818

JUN’94 DIC

70.845

BARRANCABERMEJA

CARTAGENA

2.088

968

APIAY

ORITO

ENERO FEBRERO MARZO OTROS

ABRIL

CDND

CONCESIÓN

ASOCIACIÓN

Producción de Derivados Enero a Octubre de 2005

Consumo de Derivados Enero a Septiembre de 2005

B.P.D.C.

B.P.D.C. 77.406

91.689

SEPT. DIRECTA

77.705

74.236 56.866

323

182 DIÉSEL

GASOLINA GASOLINA BENCINA REGULAR EXTRA Y COCINOL

JP-A

AVIGAS

14.920 5.718

1.496

QUEROSENO

21.235

20.241

20.346 9.813

GLP

COMBUSTÓLEO

141

GASOLINA GASOLINA BENCINA REGULAR EXTRA Y COCINOL

DIÉSEL

QUEROSENO

2.000

276

614 JP-A

AVIGAS

GLP

COMBUSTÓLEO

Fuente: Dirección de Planeación y Riesgos Ecopetrol S.A.

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