La apuesta por la explotación petrolera costa afuera arranca en serio

Submitted by admin on Fri, 07/25/2014 - 16:52

 

 

Con la perforación de tres pozos en el Caribe colombiano, este año reinicia en firme la búsqueda de hidrocarburos en las profundidades del mar. En la última década, se han adjudicado más de veintitrés áreas y diecinueve contratos que permanecen vigentes.

 

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

 

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

 

Para esta nueva ola de trabajos costa afuera, concentrada en el mar Caribe, la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) prevé la perforación ocho pozos durante los próximos cinco años, empezando a mediados de 2014 con el primer pozo en el activo Tayrona, operado por Petrobras.

 

Mientras la industria espera los resultados de esta nueva perforación que será clave para tener más indicios sobre las oportunidades presentes en el subsuelo del Caribe, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) avanza en una campaña de adquisición sísmica 2D, que entre 2012 y 2014 sumará un total de 22.000 kilómetros equivalentes. Con la recolección de esta información y el trabajo para la integración de datos geológicos y geofísicos, la agencia busca ofrecer datos más claros sobre estas cuencas a los operadores e incentivar el desarrollo de las actividades en las fronteras marítimas del país.

 

En línea con este objetivo, la ANH ha modificado los términos de referencia con mejores condiciones económicas para la asignación de bloques costa afuera en la Ronda Colombia 2014. Adicionalmente, la autoridad del sector hidrocarburífero, de la mano con el Ministerio de Minas y Energía Energía y demás instituciones gubernamentales con competencia en el área, están trabajando en la estructuración normas técnicas, ambientales y operativas, que, además de estar al nivel de los más altos estándares de calidad, permitan que Colombia continúe siendo un destino atractivo para la inversión offshore.

 

Tras un marco regulatorio competitivo

 

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

 

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

 

Si bien estos esfuerzos han logrado verse reflejados en el interés de varias empresas por apostarle a los más de veinte bloques offshore que se han adjudicado en los últimos diez años, las empresas coinciden en que ha llegado la hora de establecer un escenario claro para empezar a construir una industria robusta, con los incentivos y consideraciones pertinentes para desarrollar potenciales campos de petróleo y gas en alta mar.

 

Según Eduardo Rodríguez, presidente de Shell en Colombia, uno de los grandes retos de este proceso es trabajar en términos económicos competitivos que compensen el nivel de riesgo técnico y las inversiones que se hacen en las primeras etapas de estos proyectos. Según el directivo, con estos estímulos, el país podrá ser más competitivo frente a otros destinos de inversión costa afuera que ya son maduros, como el Golfo de México y Brasil.

 

“En su proceso de aprendizaje, el Gobierno ha logrado concretar procesos efectivos para incentivar el desarrollo de los crudos convencionales, pesados y más recientemente, los no convencionales. Ahora, su misión es revisar los términos fiscales para el offshore y dar una mayor claridad sobre el marco ambiental y técnico de estas operaciones. Con su estabilidad jurídica y el potencial por descubrir en sus cuencas marítimas, el país ha logrado atraer la inversión para la exploración costa afuera. Ahora debe concentrarse en diseñar las condiciones necesarias para que un descubrimiento en aguas profundas y ultraprofundas pueda aportar a las metas de producción y reservas del país en el largo plazo”, explicó Rodríguez.

 

Con miras a atender las preocupaciones de las empresas, desde hace algunos meses, diferentes instituciones del Estado vienen trabajando en la preparación de un documento Conpes para el mercado offshore, el cual busca organizar el desarrollo de esa industria y ofrecer las condiciones tributarias y económicas para incentivar la inversión nacional y extranjera en las cuencas costa afuera.

 

Esta política busca dar bases sólidas para la inversión desde el ámbito económico, social, ambiental y operativo, y contempla, por ejemplo, la creación de zonas francas para facilitar las operaciones marítimas y nuevas modificaciones en los tiempos de los contratos, que hoy establecen nueve años para la exploración y treinta para la fase de explotación. Mientras se ajustan los últimos detalles para la expedición de este documento durante el segundo semestre del año en curso, las entidades del orden nacional y local involucradas en el desarrollo de estos proyectos vienen trabajando internamente para facilitar la concreción de los proyectos.

 

En cuanto a la definición de políticas nacionales ambientales para este tipo de proyectos, en la actualidad el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, por medio de la Dirección de Asuntos Marinos y Costeros (Damcra), avanza en el desarrollo de los términos de referencia para la presentación de estudios de impacto ambiental para proyectos costa afuera.

 

Si bien la construcción de este marco de referencia aún está en proceso, el Ministerio ya ha otorgado licencias ambientales para áreas de perforación exploratoria marina de hidrocarburos, para lo cual se han expedido los términos específicos para cada caso. A su vez, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) está fortaleciendo equipos de trabajo con perfiles específicos para atender los procesos de evaluación y seguimiento de los proyectos costa afuera.

 

Por su parte, la Dirección General Marítima (Dimar), autoridad encargada de la dirección, coordinación y control de las actividades en las aguas nacionales, anticipándose a las necesidades de la operadoras en alta mar, adelanta la revisión de normas y requisitos para facilitar y agilizar los trámites exigidos en estas operaciones.

 

“Nos hemos encargado de aprender sobre este segmento y de las experiencias internacionales para poder crear un marco que se acomode a las necesidades de la industria en el país. Comenzamos, por ejemplo, a ajustar algunas normas asociadas a los requisitos mínimos para las embarcaciones de operación y soporte usadas en estas actividades. Entendemos que las inversiones para la exploración costa afuera son robustas y que cualquier retraso puede traducirse en pérdidas importantes, por tal razón, nuestro objetivo es poder ofrecerles a las compañías una regulación expedita y razonable, que además de buscar una mayor agilidad en los procesos, garantice la seguridad de las operaciones desde todos los frentes”, dijo el Contralmirante Ernesto Durán, director general de la Dimar.

 

De acuerdo con Durán, el apoyo de la entidad en los diferentes estudios de batimetría, campañas de adquisición sísmica, la medición de los parámetros climáticos y atmosféricos, así como el control del tráfico marítimo y la perforación del pozo Mapalé-1 de Equión, ha sido de vital importancia para el proceso de fortalecimiento que ha emprendido la Dimar. La misión ahora es aplicar todo ese conocimiento adquirido en la ola de actividades que se avecina.

 

Por otra parte, una de las iniciativas del Gobierno que ha recibido la mejor acogida por parte de la industria fue el cambio en los términos de referencia para la adjudicación de activos en el proceso competitivo de este año, principalmente, con el aumentó las condiciones que activan la cláusula de precios altos. Para el caso de bloques en aguas profundas (entre 300 y 1.000 metros), el precio base incrementó de USD$47 a USD$82 por barril, una vez la empresa supere volúmenes de 200.000 barriles. Por su parte, en aguas ultraprofundas (superiores a los 1.000 metros), el precio base deberá superar los USD$100, a partir de una producción acumulada por encima de los 300.000 barriles.

 

Con estas modificaciones, la ANH espera atraer el interés de nuevos y conocidos jugadores en la subasta que se celebrará el próximo 23 de julio y que en esta versión incluye una oferta de diecinueve áreas offshore. La asignación de nuevos activos costa afuera en esta y futuras rondas, sumado al trabajo adelantado por las operadoras exploratorias ya adjudicadas de los diecinueve bloques, será clave para incrementar las posibilidades de explotar el potencial de los recursos en las cuencas marítimas de Colombia que, de acuerdo con un estudio de la Universidad Nacional de Colombia, podrían multiplicar por cinco las reservas de crudo y triplicar las reservas de gas.

Los trabajos exploratorios en el corto plazo, sobre todo las perforaciones que comienzan este año, darán los primeros indicios para definir la realidad del panorama hidrocarburífero del Caribe colombiano.

 

Pozo a la vista

 

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

 

Orca-1 es el nombre del pozo que Petrobras comenzará a perforar en los próximos meses y que abre un nuevo capítulo en la historia de la compañía brasilera en Colombia, luego de que en 2013 tomara la decisión de reorganizar su portafolio y concentrar la mayoría de sus inversiones de exploración y producción de petróleo y gas en el segmento offshore. El pozo está situado a 40 kilómetros de las costas de La Guajira y llegará una profundidad de 674 metros. Esta tarea se adelantará con el buque perforador Ocean Clipper, proveniente de Brasil, y que hará un recorrido de más de 8.000 kilómetros hasta llegar al Caribe colombiano, donde permanecerá por los próximos tres meses.

 

De acuerdo con la firma, aunque no es posible saber con exactitud las reservas de hidrocarburos que pueden encontrarse allí, las expectativas sobre Orca-1 son altas. Sin embargo, para definir la comercialidad del prospecto será necesario realizar más estudios y perforaciones para determinar la viabilidad financiera de su desarrollo.

 

Para Petrobras Colombia, la exploración en aguas profundas es una nueva frontera en Colombia, por lo cual, la compañía buscará aplicar su amplia experiencia y soporte operacional con el fin de gestionar de forma exitosa este gran reto para la industria petrolera en Colombia. Adicionalmente, la empresa considera que el país es una de las áreas más relevantes para la actuación de la empresa fuera de Brasil, gracias a su estabilidad normativa, ambiente regulatorio propicio para la inversión extranjera y su política clara en materia de hidrocarburos.

 

Anadarko, otra de las empresas con experiencia en operaciones de exploración y producción en aguas profundas en el mundo, será la responsable de la perforación del segundo pozo costa afuera programado para 2014. Desde que llegó al país hace cerca de dos años, la compañía estadounidense se ha convertido en una de las firmas con una mejor posición en el mercado offshore en Colombia, con un área licenciada cercana a los 32.000 km2 en cuatro contratos E&P y dos contratos de evaluación técnica (TEAs por sus siglas en inglés).

 

En el 2012, a Anadarko le adjudicaron los E&P Ura-4 y Purple Angel, así como los TEAs Col-2 y Col-5. Posteriormente, a finales de ese año, la empresa culminó negociaciones con Ecopetrol para entrar como operador en Fuerte Norte y Fuerte Sur. Estos activos, con la excepción de Col-2, están reunidos estratégicamente en un cluster exploratorio al occidente del Golfo de Morrosquillo, al que la operadora y su socio colombiano han denominado Fuerte.

 

Dando cumplimiento a los compromisos con la ANH, los primeros pozos exploratorios de Anadarko se perforarán precisamente en bloques que forman dicho cluster, empezando con el pozo Calasú en Fuerte Norte, cuyas operaciones se desarrollarán el último trimestre del año. A este le seguirá el pozo programado para inicios de 2015 en Fuerte Sur.

 

“La información sísmica adquirida en ambas áreas dan muy buenos indicios para perforar. Estos pozos ayudarán a brindar los elementos para determinar si los méritos exploratorios son consistentes con nuestros modelos.

 

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

 

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

 

“Estamos muy emocionados con el potencial de las aguas profundas de Colombia y aplicaremos nuestra experiencia y tasa de éxito cercana al 70% para impulsar el crecimiento de este segmento. Hemos demostrado nuestro interés con la participación en buena parte de los bloques adjudicados y esperamos hacer inversiones significativas a futuro para explorar esta oportunidad”, añadió Gamboa.

 

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

 

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

 

El pozo en RC-11 nos permitirá tener una idea más clara sobre los prospectos que hemos definido. A su vez, en el activo vecino RC-12, tenemos programada una adquisición sísmica 3D, la cual iniciaremos una vez culminada la correspondiente consulta previa con las comunidades wayúu de la Alta Guajira en 20mg cialis online el área de influencia. Tenemos una fuerte presencia exploratoria en aguas de la región, y sin duda Colombia es uno de los países importantes dentro de nuestra estrategia exploratoria en el continente”, aseguró Ferrari.

 

Además de estos dos activos y de sus intereses en el bloque Tayrona, Repsol participa como operador en el contrato TEA de aguas profundas denominado Gua Off-1, en asociación con Ecopetrol. En diciembre del año pasado se adelantó una campaña de sísmica 2D y este año se planea la adquisición de información 3D. Si los resultados de estas campañas y de los estudios de piston corer dan indicios de posibles prospectos, la empresa española perforaría un pozo en 2016.

 

Shell es otra de las operadoras que decidió apostarle a las profundidades del océano Atlántico colombiano, con dos áreas TEA adjudicadas en los procesos competitivos de 2010 (Gua Off-3) y 2012 (Col-2). El presidente de Shell en Colombia, Eduardo Rodríguez, explica que los trabajos en ambos bloques avanzan de acuerdo con los compromisos adquiridos con la ANH, mientras se evalúa la decisión de aplicar la conversión de estos activos a contratos E&P.

 

“Ya hemos adelantado sísmicas 2D, batimetría y estudios de muestras de fondo marino en los dos activos. Ahora estamos avanzando en una campaña de sísmica 3D en Gua Off-3, nuestro primer bloque costa afuera. Para su explotación recientemente se sumó la inglesa BG Group, que es socia de Shell en otros países. Con su apoyo financiero y experiencia en el segmento offshore esperamos seguir aportando en el proceso de descifrar el potencial del Caribe”, aseguró Rodríguez.

 

Las inversiones y trabajos que estas compañías desarrollarán en aguas colombianas y el compromiso del Gobierno por mejorar las condiciones económicas y técnicas, vislumbran un futuro promisorio para el mercado costa afuera en el país. Ahora, uno de los principales retos es asegurarse de que estas operaciones se lleven a cabo con responsabilidad social y ambiental para evitar incidentes a futuro.

 

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

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