Política

Impacto del talento de los venezolanos en los campos petroleros en Colombia

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El gasoducto de 14 km desde María Conchita hasta TGI Main Pipeline proporciona acceso al mercado colombiano de gas natural, una tasa de gas de 15 mmscf/día, en una vida útil del proyecto estimada en 25 años, a un costo de 1,5 $/mmBTU

Ago 09, 2022

Impacto del talento de los venezolanos

en los campos petroleros en Colombia

El caso de Pacific Rubiales y NG Energy International.

El objetivo de esta nota es documentar la participación e influencias de los profesionales venezolanos de petróleo y gas en la evolución de la industria del petróleo y el gas de Colombia. Es una recopilación de experiencias personales, notas y comunicados de prensa, por lo que no se garantiza la exactitud de las cifras, fechas y nombres.

 

Por Julio Herbas

Esta nota describe algunos eventos ocurridos desde principios del siglo XX que influyeron en el desarrollo de la industria del petróleo y el gas en Colombia, los inicios de esos eventos casi coinciden con los cambios políticos ocurridos en los años 2002/2003, que afectaron la situación política, social y económica venezolana, a raíz de la huelga petrolera venezolana del 2003 que resultó en la pérdida de cerca de 20,000 profesionales de la nómina de PDVSA que representaron una pérdida de incontables años de experiencia en la industria petrolera, con un conocimiento acumulado desde 1975 hasta el 2002, donde la Venezuela democrática convirtió la industria petrolera nacionalizada, un conglomerado de 14 operadores internacionales y unas pocas pequeñas operadoras nacionales en la corporación PDVSA que se convirtió en una de las corporaciones petroleras estatales más grandes y eficientes del mundo. La desincorporación de los 20,000 profesionales de PDVSA motivó el despliegue de parte de esos profesionales y ejecutivos petroleros, algunos de ellos a países vecinos como Colombia donde promovieron y crearon empresas independientes de producción petrolera como Vetra y Pacific Rubiales, empresas consultoras en México, Ecuador y otros países, otro contingente de profesionales fueron contratados por compañías petroleras de todo el mundo. En esta notanos referiremos a la influencia de los profesionales venezolanos en la industria colombiana de Exploración y Producción de Petróleo y Gas , refiriendo particularmente a Pacific Rubiales y NG Energy.

Historia de la producción petrolera en Colombia. Fuente: https://tradingeconomics.com/colombia/crude-oil-production

La producción de petróleo en Colombia exhibió una disminución en el año 2000 después de que el campo Cusiana descubierto y explotado por BP Exploration en los años 1996-2000 disminuyera de un pico de 200,000 barriles/día por un lapso de unos 4 años, disminuyó a cerca de 5,000 barriles/día en el año 2005, la producción máxima de Cusiana duró solo por cerca de 2 años. En el año 2008 a partir del desarrollo de petróleo pesado del campo Rubiales iniciado por Pacific Rubiales, la producción petrolera de Colombia exhibió una tendencia creciente progresiva desde unos 500,000 barriles/día hasta más de 1 millón de barriles/día para el año 2015, luego disminuyó a ~ 900,000 barriles/día, y por debajo de 700,000 barriles/día después del año 2020.

El campo de petróleo pesado Rubiales fue descubierto en 1981, en el año 1996 estaba casi inactivo produciendo y transportando unos pocos cientos de barriles por día. En 2008 cuando fue adquirido por Paific Rubiales y desarrollado aumentando la producción a más de 200,000 barriles/día

Campo Rubiales Historial de producción y pronóstico

La producción máxima del campo fue de aproximadamente 208.63 mil barriles/día de petróleo crudo y condensado. El campo de petróleo pesado Rubiales recuperó el 71,53% de sus reservas recuperables totales, con pico de producción en 2013. Sobre la base de supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2036. El campo representa actualmente aproximadamente el 11% de la producción diaria del país.

Oleoductos Rubiales – Coveñas. El desarrollo del campo Rubiales requirió la construcción del oleoducto Los Llanos para conectar con el existente Ocensa para exportar el petróleo producido a la terminal de Coveñas .

Fuente: Campo de Petróleo Pesado Rubiales, Colombia (offshore-technology.com)

Algunos eventos significativos ocurridos en el campo de Rubiales:

en el año 1996, una transnacional con operaciones en Colombia y Venezuela evaluó la adquisición del campo Rubiales, para su posterior desarrollo, el cual estaba produciendo y transportando en camiones menos de 1000 barriles/día de petróleo pesado, limitado por la falta de instalaciones de producción e infraestructura de transporte; la evaluación demostró que el yacimiento de petróleo pesado Rubiales tenía similitudes con la faja petrolífera del Orinoco. y un potencial para producir más de 70.000 barriles/día aplicando pozos horizontales, inyección de vapor y transportando el petróleo pesado construyendo un oleoducto para conectar con el oleoducto Acensa. La recomendación de adquirir el campo fue declinada influenciada por los riesgos asociados con la guerrilla y los bajos precios del petróleo. El campo se mantuvo con una producción mínima registrada de 353 barriles diarios en el año 2000, para el 2007 la producción era de 18.724 barriles diarios, en 2008 un grupo de exempleados de Petróleos de Venezuela (PDVSA), que salieron del país vecino bajo presión del gobierno del expresidente Hugo Chávez, vieron la oportunidad de desarrollar el crudo pesado, de Rubiales aplicando las tecnologías del petróleo pesado desarrolladas en Venezuela en la faja Petrolífera del Orinoco, de ahí se forma Pacific Rubiales fundada por Ronald Pantin, José Zárate, Serafino Lacono, y otros que en pocos años incrementaron la producción hasta los 350.000 barriles diarios. El crecimiento de la producción explosiva del campo Rubiales impulsó la producción de petróleo de Colombia desde alrededor de 700.000 a cerca de un millón de barriles/día en 2015. El campo permaneció operado por Pacific Rubiales hasta 2017. El activo fue adquirido en 2008 por un valor de 35 mm$, en 10 años, Pacific Rubiales se transformó en una empresa con capital de mercado cercano a los 7,000 mm$ en 2017. Para la fecha de adquisición de la compañía en el 2008, las acciones tenían un valor de $US 0,35 centavos de dólar creciendo a 29 $/acción en 2015 y la producción de petróleo aumentó desde menos de 10000 hasta 320000 barriles /día. Oleoducto Los Llanos y Oleoducto Ocensa

El desarrollo de la producción del campo Rubiales requirió la construcción del “oleoducto Los Llanos“, con una longitud de 235 km y 24 pulgadas de diámetro desde Rubiales hasta Cusiana para conectarse con el oleoducto Ocensa, fue planeado y construido como una empresa conjunta entre Ecopetrol y Pacific Rubiales, puesta en servicio en 2009 con costo estimado en US$560 millones, Ecopetrol es el accionista mayoritario del gasoducto, con una participación del 65%, el 35% restante está controlado por Pacific Midstream Limited, una subsidiaria de la canadiense Frontera Energy Corporation. El llenado del “oleoducto Los Llanos” comenzó en la segunda quincena de agosto de 2009; su capacidad inicial prevista para transportar 170,000 bbl/d de crudo pesado Rubiales mezclado se actualizó posteriormente a 260.000 barriles/día mediante la adición de estaciones de bombeo de refuerzo. Este oleoducto conecta los campos petroleros de Los Llanos con el oleoducto Ocensa que conecta con la terminal de Coveñas en la costa caribeña de Colombia.

El oleoducto Ocensa fue construido para exportar la producción de los yacimientos cusiana y Cupiagua, corre a Coveñas en la costa caribeña de Colombia, propiedad de un consorcio de Ecopetrol , BP , Total S.A. , Petrominerales y Tritón Colombia. Este oleoducto, con un diámetro máximo de 36 pulgadas, comienza en Casanare y termina en el departamento de Sucre, conecta con un oleoducto terrestre de 848 km de longitud operado por Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.

Ref.: https://en.wikipedia.org/wiki/Ocensa_pipeline https://www.gem.wiki/Llanos_Oil_Pipeline

  NG Energy International, Una compañía con alto componente de Petroleros Venezolano creando valor en la industria del gas en Colombia.

NG Energy es una empresa de Exploración y Producción que cotiza en los mercados cambiarios de Toronto y Vancouver, opera en Colombia desde o antes de 2020 enfocada a la adquisición y desarrollo de campos de gas natural, la estrategia de NG Energy se centra en el desarrollo de los campos de gas natural en Colombia que visualizan será la energía más limpia del mundo durante los próximos 20 años, será dominante en Colombia con 50 millones de personas que requieren energía.

NG Energy está liderada por algunos de los precursores venezolanos de Pacific Rubiales una empresa que a partir de 2007-08 generó un importante crecimiento de capital en menos de 10 años de actividad transformando una empresa con valor de mercado 35 mm$ a más de 700 millones de$ en 2015; Los activos objetivo de NG Energy tienen el denominador común de gas probado, recursos no desarrollados y cerca de la infraestructura; Desde su creación NG Energy ha accedido y probado con éxito dos áreas para entregar gas natural, la primera en el campo María Conchita en la Goajira donde se acaba de iniciar la producción de gas al mercado en agosto de 2022.

La segunda área en SINU-9 un bloque de gas con un importante potencial de exploración, y el tercero el bloque Tiburón una licencia de exploración en alta mar en la Alta Guajira en la costa caribeña de Colombia que pertenece a la misma cuenca que el bloque Chuchupa al sur, uno de los bloques de gas más prolíficos de Colombia, con varias similitudes con los descubrimientos masivos de Perla y Orca en alta mar en Venezuela y Colombia.

El campo de gas María Conchita

Adquirido a Turkish Petroleum, con reservas 2P de 27.7 Bcf, Recursos Prospectivos Brutos (prospectos) 155.9 Bcf (Riesgo 31.4 Bcf), y gas probado con tasas 7-11 mmscf/day a través de pruebas separadas de DST en 3 zonas diferentes con estrangulamiento de 48/64 “en el pozo Aruchara-12, conectado al gasoducto , instalaciones de producción e infraestructura nacional en el segundo trimestre de 2022 para comenzar producción de 15 mmscf/day, fue adquirida por 6 mm$, generará e un estimado de 80000 $/día antes de impuestos, con un plan para aumentar la producción a 70 mmscf/day de gas generando $350000/día de ingresos brutos.

El gasoducto de 14 km desde María Conchita hasta TGI Main Pipeline proporciona acceso al mercado colombiano de gas natural, una tasa de gas de 15 mmscf/día, en una vida útil del proyecto estimada en 25 años, a un costo de 1,5 $/mmBTU.

El 08 de agosto de 2022, la compañía anunció el primer gas fluyendo de María Conchita, con la producción vendida con un acuerdo firmado en mayo que resultó en que la compañía recibiera el pago por adelantado durante los primeros 15 días de producción. Esa preventa vio a la compañía vender 3.5 millones de mmscf/day de gas a US $ 5.08 por MMBTU, lo que equivale a US $ 277,368 y representa el 80% de la producción de gas esperada durante la fase de puesta en marcha. Como parte de ese acuerdo, el 80% del gas producido que se estima en 16 mmscf/day hasta diciembre de 2022 fue vendida a un precio de US $ 5.08 por MMBTU. Una vez que expire el contrato, NG Energy tiene la intención de firmar un contrato de gas ininterrumpido firme a precios más favorables.

(ref. NG Energy comienza la producción en el campo de gas María Conchita | la inmersión profunda

El Bloque de gas Sinu-9

El bloque Sinu-9 en el departamento de Córdoba cubre 313,639 acres en la Cuenca Baja del Valle del Magdalena, Colombia, a 25 km de la infraestructura nacional de gas, en area vecina a Canacol una empresa que produce 230 mmscf/dia que generó ingresos de 67 mm$ en 2021, actualmente con una capitalización de mercado de 700 mm$. En 2018 el grupo de expertos petroleros venezolanos identificó la licencia Sinu-9, el campo fue adquirido en el 2020, con un estimado de 1.7 TCF de recurso de gas y un valor estimado de gas natural de 7 mil millones de dólares estadounidenses, se compró por 7 mm$.

En julio 21, 2022 NG (Ref. NG Energy ve el primer pozo en la prueba SINU-9 a 15 MMSCF / D de tres zonas | la inmersión profunda ) informa haber encontrado gas significativo en el pozo Magico-1X ubicado en el bloque Sinu-9 en el departamento de Córdoba en la primera estructura inferior, con un espesor bruto de 50 pies en la arenisca Ciénega de Oro, e identificó varias zonas prospectivas de gas a través de registros de pozos a una profundidad entre 3,200 y 3,350 pies para un espesor bruto total de 150 pies y neto de 100 pies. Se espera que el pozo produzca 45 mmscf/día y el plan es perforar 6 pozos en los próximos meses.

La primera prueba, realizada a 3,694 pies a través de 40 pies de espesor neto, produjo 4.0982 MMcf de gas, sin que se encontrara agua durante la prueba. La segunda prueba, realizada a 3,572 pies y 3,632 pies de profundidad con un espesor neto combinado de 36 pies, generó 5.0997 MMcf de gas sin agua. Después de estas dos pruebas, la compañía completó el pozo con tubos de 3.5 pulgadas.

Una prueba conjunta a través de las tres zonas en la formación Ciénaga de Oro, con un espesor neto combinado de 76 pies produjo 4.0247 MMcf de gas sin siorte de agua, el volumen total de gas producido de los tres intervalos ascendiendo a 13.2326 MMcf.

Más importante aún, el pozo probó más de 15 MMSCD de gas seco, sin agua presente. Después de una prueba de 1 hora, el pozo demostró un caudal de 15.143 mmscf/d a 640 psi a través de los 76 pies de espesor neto. Se estima que el flujo abierto absoluto es superior a 50 mmscf/día. También se espera que se prueben zonas prospectivas adicionales en el futuro.

Ref. NG Energy confirma el “gas significativo” encontrado en el campos Sinu-9

NG Energy es actualmente la única empresa del sector hidrocarburos dedicada al desarrollo de los recursos de gas en Colombia aparte de Canacol, está a dos años de Canacol. El equipo directivo está compuesto por Ronal Pantin, Serafino Lacono, Marianela Bernal, Vincenzo Paglioni, Federico Restrepo, Gordon Kee, Jefrey Harder y Humberto Calderón Berti (ex presidente de PDVSA, ministro de Minas e Hidrocarburos, presidente de la OPEP, fundador y CEO de Vetra Energy).

Hasta la fecha NG Energy ha realizado importantes avances hacia la creación de suministro de gas para energía limpia para Colombia, en la cual los profesionales venezolanos expertos en petróleo y gas han prestado un aporte fundamental.

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Julio Herbas, Londres Agosto 2022

Nota de descargo de responsabilidad : El objetivo de esta nota es documentar la participación e influencias de los profesionales venezolanos de petróleo y gas en la evolución de la industria del petróleo y el gas de Colombia. Es una recopilación de experiencias personales, notas y comunicados de prensa, no se garantiza exactitud en las cifras, fechas y nombres.