sábado, 4 de agosto de 2012

Convenciones-XI Simposio Bolivariano-Julio 29 a Agosto 1, 2012-Cartagena, Colombia


Cartagena fue de nuevo la sede de este congreso latino americano que representa los avances en la exploración y producción durante los últimos tres años en las cuencas subandinas.
Colombia durante los últimos años ha tenido la meta de llegar a una
producción diaria de un millón de barriles de crudo diario, lo cual ya esta por llegar en un futuro cercano.
Naturalmente este incremento de la producción ha sido logrado gracias a la mejora de los contratos del Estado donde se provee un incentivo para la inversión extranjera y al mismo tiempo se garantiza la santidad o respeto de las clausulas contractuales.
El congreso atrajo a más de 1300 participantes de las muchas compañías operadoras, contratistas, academia y entidades gubernamentales. Se presentaron una variedad de trabajos de exploración y producción relacionados con las diversas cuencas de Colombia como también de los países vecinos. 
En la actualidad en Colombia existen alrededor de 20 brigadas de sísmica sobretodo en tierra tratando de adquirir más información de 2D y 3D previa a perforación de los pozos de desarrollo y exploratorios. Sin embargo, durante los últimos años ha venido incrementando el número de agencias reguladoras del estado lo cual hace que los procesos aprobatorios se demoren demasiado.
Otro factor que influye en la consecución de los permisos para la ejecución de los proyectos sísmicos son las diferentes asociaciones de las comunidades locales, las cuales por muchos motivos pueden en cualquier momento demorar los programas por días o meses y en ocasiones podrían ser años.
La sísmica es, en la actualidad, nuestra más confiable herramienta para la predicción de trampas potenciales acumuladoras de hidrocarburos. Por consiguiente, la demora parcial o indefinida de los programas sísmicos traerá como consecuencia la disminución de los programas de perforación y por ende la producción no se podrá aumentar de la manera esperada.
El aumento de la producción en Colombia es mayormente debida al incremento de la producción de campos considerados en un momento marginales que mediante estudios adicionales basados principalmente en datos sísmicos han permitido que se perforaran pozos productores adicionales. Obviamente los contratos de explotación, de estos campos, han tenido los incentivos necesarios para la inversión privada.
Otra parte de la producción adicional viene de campos en el frente de montaña correspondiente a los trenes compresivos. Sísmica en estos ambientes siempre presenta problemas de calidad. Varios de los descubrimientos se basaron en un modelo geológico adecuado del área exploratoria. El modelo geológico lógico y lo más aproximado a la realidad es la clave de encontrar producción adicional.
Obviamente una parte significativa del aumento de producción es la explotación de los campos de petróleo pesado localizados en los LLanos Orientales. El simposio elaboró un compendio de presentaciones orales, "posters" y exhibiciones donde se podía ver la aplicación de las últimas técnicas exploratorias.
Las áreas costa afuera colombianas tienen muy pocos yacimientos comerciales. La del Pacifico no cuenta con campos comerciales. El área costa afuera del Caribe, un margen pasivo, que presenta una plataforma extendida, solamente hay un yacimiento comercial de gas seco en areniscas terciarias llamado Chuchupa. Se han perforado solo unos cuantos pozos pero con resultados negativos. En la actualidad se programan varios pozos los cuales podrían proveer valiosa información adicional para la exploración de este margen continental.
El campo mas importante descubierto costa afuera en el área cercana a la Guajira Colombiana es el descubierto por Repsol en Venezuela llamado La Perla. Este es un alto fallado de basamento de aproximadamente 27,410 acres de extensión  donde los carbonatos terciarios se adelgazan regionalmente y luego se preservan dando origen a este campo gigante que según el operador (Repsol) contiene 16 TCFG in place (trillones de pies cúbicos de gas), con una reserva recuperable de 10 TCFG. Es mayormente gas seco con algo de condensado. El máximo de sección neta con gas es de 775 pies en el pozo No 1 y el mínimo de 210 pies en el pozo 3X.  
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