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XVIII CONGRESO
NATURGAS 2015
Medellín, abril 2015
Mauricio De La Mora
Presidente ANH
Reservas y principales Campos de Gas
89% de
reservas del
país
(4,25 TPC)
No.
CAMPO
OPERADOR
RESERVAS 1P
(TPC)
%
1
CUSIANA
EQUION
1,08
23%
2
CHUCHUPA
CHEVRON
0,87
18%
3
CUPIAGUA
ECOPETROL
0,85
18%
4
PAUTO
EQUION
0,67
14%
5
LA CRECIENTE
PACIFIC
0,40
8%
6
BALLENA
CHEVRON
0,22
5%
7
GIBRALTAR
ECOPETROL
0,14
3%
Escenario Regional
Reservas Probadas de Gas - 2013 (TPC)
18,0
15,9
16,0
15,4
14,0
12,3
12,0
12,4
11,2
11,1
10,0
8,0
6,0
5,5
4,0
2,0
0,0
Argentina
Brazil
Colombia
Peru
Mexico
Trinidad & Tobago
Bolivia
Fuente: BP Statistical Review of World Energy
Escenario Regional
Producción de Gas - 2013 (MPCD)
1.226 MPCD a 31-dic-2014
6.000
5.480
5.000
4.145
4.000
3.438
3.000
2.063
2.017
2.000
1.180
1.000
1.106
0
Argentina
Brazil
Colombia
Peru
Mexico
Trinidad & Tobago
Bolivia
Fuente: BP Statistical Review of World Energy
CAMPOS DE GAS DE GUAJIRA
Ballena, Chuchupa y Riohacha (Chevron)
cifras en Tpc
2010
2011
2012
2013
2014
Variación
2013 - 2014
Reservas 1P
1,3
1,4
1,5
1,5
1,1
-27%
Reservas 3P
1,5
1,5
1,5
1,5
1,4
-7%
Produccion
0,23
0,25
0,22
0,22
0,18
-15%
R/P (1P) años
5,4
5,7
6,8
7,0
6,0
-15%
R/P (3P) años
6,6
6,2
6,8
7,0
7,6
9%
CAMPOS DE GAS DE PIEDEMONTE
Cusiana-Pauto (Equión) y Cupiagua (Ecopetrol)
cifras en Tpc
2010
2011
2012
2013
2014
Variación
13 - 14
Reservas 1P
Reservas 3P
Produccion
R/P (1P) años
R/P (3P) años
1,79
2,75
0,09
19,5
29,9
2,07
2,69
0,11
19,5
25,4
2,52
2,71
0,11
22,9
24,6
2,6
2,84
0,16
15,9
17,3
2,6
2,83
0,19
14,0
15,2
0%
0%
13%
-12%
-12%
CAMPOS DE GAS VIM
La Creciente (Pacific)
cifras en Tpc
2010
2011
2012
2013
2014
Variación
2013 - 2014
Reservas 1P
0,40
0,41
0,40
0,40
0,40
0%
Reservas 3P
0,40
0,41
0,40
0,40
0,40
0%
Produccion
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
-5%
R/P (1P) años
19,0
20,5
18,2
18,2
19,0
5%
R/P (3P) años
19,0
20,5
18,2
18,2
19,0
5%
Pronósticos de Producción de Gas
Informes Históricos de Recursos y Reservas - IRR
Los campos que impactaron la producción de gas fueron:
Los campos
que Riohacha
impactaron(Guajira),
a la bajaPayoa
la producción
son:
Chuchupa,
y La Salina
Chuchupa,
Riohacha
(Guajira),
Payoa
y
La
Salina
los
Redujeron reservas 1P en alrededor 35%
cuales redujeron reservas 1P en ± 35%
Usos del Gas en Colombia
Quemado 2,8
Consumo en campo
Transformado en planta
Total
producido
0,957 TPC
(gas de formación)
4,6%
5,2%
Entregado a
gasoducto 42,1%
Inyectado al yacimiento 45,2%
Análisis Oferta vs. Demanda en Colombia
ENTRADA PLANTA
DE REGASIFICACIÓN
400 MPC
Fuente: Reservas – ANH
Escenario demanda- UPME
1. La demanda de este periodo de tiempo se suplirá con el desarrollo de las
reservas 2P y 3P, nuevas incorporaciones y la planta de regasificación.
2. Se estima que la demanda en el largo plazo sea cubierta con el desarrollo de
YNC y Offshore.
Potenciales de Gas On-Shore
Contrato El Dificil
(Pet-Sudamericanos)
Inicio estimado jun-2015
5 MPCD
Contrato Samán (Hocol)
Pozos Bonga y Mamey
Inicio estimado dic-2015
30 MPCD
Contrato Esperanza (CNE)
Pozo Palmer-1
7 a 8 MPCD
Pozo Corozo-1 (pendiente
completamiento
Inicio estimado dic 2015)
Contrato Niscota (Equión)
Pozo Hurón
Inicio estimado jul-2016
40 MPCD
Contrato VIM-05 (CNE)
Pozo Clarinete-1
Inicio estimado dic 2015
24,7 MPCD
Potenciales de Gas Off–Shore
Se estima reservas
probadas de 1,5 TPC
En Diciembre de 2014, la Operadora brasileña Petrobras anuncia el descubrimiento de una
“acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca-1, en el bloque Tayrona, en aguas
profundas del Caribe colombiano”. Se trata del primer descubrimiento en aguas profundas en
Colombia, y el segundo en el mar caribe del país, después de Chuchupa, que se descubrió hace más de
40 años atrás. El contrato Tayrona fue el primer contrato firmado por la ANH y los socios son: Ecopetrol,
Petrobras, Repsol y Statoil.
Potencial Gas Off–Shore
Bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur (Anadarko)
Bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur (Anadarko- Ecopetrol)
En perforación pozo Kronos-1 bloque Fuerte Sur.
En perforación pozo Calasu-1 bloque Fuerte Norte.
Potencial Yacimientos No Convencionales
Estudios indican
recursos de gas en sitio
(GOES) de 308 TPC y
se estima que se
pueden recuperar 55
TPC aprox. en las
cuencas Catatumbo,
VMM y Llanos.
Fuente estudio EIA/ARI de junio-2013
Prospectos Gas 2014
COMPAÑÍA
PROSPECTOS
ECOPETROL
SILURO
ECOPETROL-REPSOL
CUENCA
GOES - Gpc
Mas Probable (P50)
PROSPECTOS
MAGALLANES
163,90
58,90
91,69
1.655,17
91,69
680,00
GUA
OFF
296,00
540,23
165,34
CHAMPETA
540,23
VIM
165,34
105,53
38,62
PERERÉ
221,80
VIM
37,90
59,25
24,35
TOPOSI
163,90
VMM
58,90
31,91
9,42
LA ESTANCIA
152,50
VMM
37,60
17,62
2,86
146,40
71,50
114,60
51,00
105,53
38,62
72,00
8,00
GUA-C (PEDERNALITO)
ECOPETROL-ONGC
VIDESH
MOLUSCO
MOLUSCO
HOCOL
MAGUEY
MAGALLANES
LEWIS
VUELTIAO
APAMATE ESTE
DW
CHAMPETA
CARAMELO
MERECUMBE-1
BULLERENGUE-1
G OESTE
PACIFIC
PERERÉ
APAMATE SUR
CHINU OESTE
CHIMA
GUA-C (PEDERNALITO)
MAGUEY
VUELTIAO
APAMATE ESTE
VMM
SSJN
SSJN
VIM
59,25
SSJN
53,70
SSJN
42,00
VIM
35,20
0,12
0,04
0,03
0,003
PROSPECTOS
680,00
296,00
221,80
37,90
24,35
25,80
152,50
37,60
146,40
71,50
114,60
51,00
72,00
8,00
22,00
16,10
31,91
G ESTE
SSJN
CHINU SOUTH
APAMATE SUR
VIM
21,70
53,70
11,30
25,80
K
CHINU OESTE
SSJN
19,20
42,00
5,38
22,00
LA ESTANCIA
CHIMA
SSJN
17,62
35,20
2,86
16,10
L
G ESTE
VIM
15,90
31,00
8,99
4,70
CARAMELO
CHINU SOUTH
SSJN
14,39
21,70
5,32
11,30
K
GUA-A (GUAMA A)
VIM
2,73
19,20
0,17
5,38
MERECUMBE-1
0,12
VIM
0,03
15,90
8,99
0,04
VIM
0,0032,73
0,17
4.196,89
992,962
31,00
4,70
VARIABLES
GOES(Gpc)
24
FR (%)
RECUROS Gpc
G OESTE
9,42
Prospecto Off-shore
Aprox. 57,50%
5,32
DW
L
VIM
14,39
TOPOSI
BULLERENGUE-1GUA-A (GUAMA A)
TOTAL
GOES - Gpc
Min. (P90)
1.655,17
GUA OFF
SILURO
COR
GOES - Gpc
GOES
- Gpc(P50)
Mas Probable
Min. (P90)
Percentil P50 Percentil P90
4.197
69%
2.881
993
61%
602
Conclusiones
Considerando los tiempos de desarrollo de las fuentes potenciales de gas on-shore y offshore, la planta de regasificación que estará ubicada en Cartagena, que tendrá una
capacidad de 400 MPCD, es una alternativa que apalancará el abastecimiento y la
confiabilidad en el suministro de gas.
La ANH continúa en un senda de crecimiento en la identificación de nuevas fuentes de
suministro potenciales que adicionarán volúmenes de reservas y producción de gas en el
mediano y largo plazo, fundamentalmente en el off-shore y los yacimientos no
convencionales.
Teniendo en cuenta los efectos adversos de la caída en los precios internacionales del
petróleo, la ANH expidió el Acuerdo No.02 de 2015, que otorga a los contratistas extensión
de términos y plazos, traslado de inversiones y equiparación de estipulaciones de contratos
y convenios costa afuera.
La creación de zonas francas permanentes para off-shore procura beneficios en renta,
CREE y sobretasa que pueden llegar hasta un 19%.
La Agencia continuará impulsando la implementación de incentivos adicionales a los
productores, para que continúen invirtiendo en actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos hasta superar la coyuntura actual de precios bajos.
GRACIAS
Mauricio De La Mora
Presidente ANH