Autor: Martín Rosas

Promigas puso marcha el nuevo gasoducto Jobo-Majaguas en los departamentos de Sucre y Córdoba, con lo cual amplía su capacidad de transporte de gas natural hacia la costa Caribe.

25 de julio de 2019.   El proyecto, que facilitará la salida del gas natural de los departamentos de Córdoba y Sucre, inició en enero de 2019 con una inversión de 240.000 millones de pesos y cuenta con una longitud de 85 Km.

Al mismo tiempo también comienza la operación de la Estación Compresora Filadelfia en Sucre, cuya obra inició en julio de 2018 y que cuenta con 25.000 metros cuadrados de área total intervenida, con una inversión de 55.000 millones de pesos. Los equipos turbocompresores a gas con que cuenta la estación, posibilitan un aumento en más de cuatro veces su capacidad actual.

Este gasoducto y la estación compresora forman parte de la primera entrega del proyecto de ampliación de la red existente de transporte de gas natural en 100 Millones de pies cúbicos día (Mpcd), lo cual hará posible incorporar las nuevas reservas de gas desde los campos de Sucre y Córdoba, ampliando la oferta hasta los principales centros de consumo de la costa Caribe. Esta nueva capacidad adicional de transporte de combustible representa un 30% de la demanda actual de la costa.

Las correspondientes licencias de intervención arqueológica y permisos ambientales se obtuvieron en 2018 y se generaron con el proyecto 1.430 empleos directos. El 42% del total de trabajadores empleados durante el proceso constructivo fue mano de obra no calificada contratada en la región.

La decisión de Promigas de realizar esta inversión muestra su compromiso con la expansión de la infraestructura de transporte acorde con el crecimiento en la oferta de gas natural de las empresas productoras, garantía para consolidar el potencial energético más importante que hoy tiene el país.

Por su parte, Orlando Cabrales Segovia, presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), dijo que “este es un ejemplo de que la industria de gas sigue avanzando y modernizándose. En el último lustro se agregaron 278 km a la red de gasoductos de transporte del país, con los cuales se llegó a 7.499 km.

“La sola expansión de la infraestructura de transporte representa US$300 millones, lo que adicionará 220 Mpcd al sistema, que lo consolida como uno de los mejores de Latinoamérica, con nuevas comprensoras y loops”.

Pese a que la producción y el consumo de gas natural están creciendo en el país andino, la preocupación está por el lado de las reservas, que vienen cayendo de forma sostenida en los últimos años.

24 de julio de 2019.   Entre enero y junio de 2019, la producción comercial de gas natural en Colombia alcanzó los 1.040 millones de pies cúbicos promedio día (mpcd), un 8,6% más que en el mismo periodo del 2018, cuando se registró una producción de 957 mpcd.

Específicamente, durante junio la producción promedio de este hidrocarburo se ubicó en 1.042 mpcd, con un aumento del 0,6% en comparación con el mismo mes de 2018 (1.036 mpcd), y un aumento de 1,77% con respecto a mayo de 2019 (1.024 mpcd), debido a una mayor demanda.

“El aumento en la producción de gas demuestra la efectividad del plan de reactivación de la industria para seguir impulsando la inversión, la generación de empleo y la transformación energética con el uso de combustibles más limpios. Nuestra apuesta es trabajar por el incremento de las reservas de gas que hoy son de 9,8 años, para que más colombianos puedan acceder a este servicio”, dijo la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez. 

Entre los campos que incrementaron su aporte a la producción comercializada de gas en el país en junio se destacan: Chuchupa (Guajira), Kananaskis (Casanare), Cañahuate, Clarinete, Nelson y Pálmer (Córdoba).

Al respecto, el presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), Orlando Cabrales, dijo que “el aumento en la producción del gas natural es una buena noticia para el país, pues significa un crecimiento en la demanda: cada vez más familias, vehículos, comercios e industrias se benefician de un combustible limpio y competitivo.

“Ya son más de 9,5 millones de hogares, comercios e industrias beneficiados y más de 1.000 vehículos pesados que usan gas natural, incluidos buses de transporte público y tracto camiones.”

Si bien el aumento del consumo es positivo, la preocupación está en el descenso sostenido de las reservas en los últimos años. En los últimos cinco años el país utilizó el 30% de las reservas que tenía y solo en 2018 perdió dos años de autosuficiencia, al pasar de 11,7 a 9,8 años en la relación R/P.

“Colombia tiene el potencial para aumentar la producción. Debemos aprovechar los recursos que tenemos en áreas continentales, costa afuera y en los yacimientos no convencionales, que nos garantizarían abastecimiento a largo plazo”, señaló Cabrales.

Las obras que conectan el gasoducto del interior del país con el de la costa norte serán una realidad a comienzos de 2020. Así, Colombia quedará completamente interconectada.  

19 de julio de 2019.   Desde la década de los setenta, los campos de Chuchupa y Ballena, operados por Chevron en La Guajira, surtieron a Colombia del mayor porcentaje de gas natural; pero esos reservorios están en declive y ahora los mayores proveedores son los campos de Cupiagua, Cusiana y Pautó en el piedemonte llanero, en el centro oriente del país.

Por eso surgió la necesidad de darle bidireccionalidad al gasoducto de Transportadora de Gas Internacional (TGI) entre Vasconia y Ballena, para enviarle gas a la costa Caribe en caso de ser necesario. Estas obras estarán terminadas a finales de 2019 y a comienzos de 2020 también será una realidad la conexión con el gasoducto de Promigas, que cubre la costa norte del país.

De acuerdo con Paulo Bacci, vicepresidente de Operaciones de TGI “en conjunto con Promigas vamos a hacer las obras de conexión en Ballena, es un tubo de no más de 50 metros, que unirá las plantas de las dos transportadoras.”

Adicionalmente a esa conexión, para que el sistema quede totalmente bidireccional, la transportadora del Grupo de Energía Bogotá está haciendo adecuaciones menores en las siete estaciones de compresión del tubo de TGI que baja de Ballena hacia Barranca.

“Es un proyecto de mucho interés para TGI y muy importante para el país porque conecta los dos sistemas. También es muy importante para los productores, porque pueden comercializar su gas en otra zona donde hoy no lo pueden hacer, para los comercializadores, para las térmicas que pueden comprar gas en otro mercado y para los industriales, por eso le estamos poniendo el acelerador”, precisó Bacci.

Aumento de capacidad

Además de esas obras, TGI está construyendo tres loops entre Cusiana y Vasconia para aumentar la capacidad del sistema. Los tramos son: Porvenir – Miraflores, 5 kms; Puente Nacional – La Belleza, 12 kms, y Puerto Romero – Vasconia, 20 kms, todos en 30 pulgadas de diámetro.

Estas obras estarán listas en febrero de 2020 y con ellas se aumentará la capacidad de transporte, que pasará de 417 a 471 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), que representan la mitad de lo que hoy consume el país en un día.

Al concluir las pruebas del pozo exploratorio Ocarina 1, operado por Canacol Energy, se comprobó una tasa final de producción de 30,4 millones de pies cúbicos por día.

17 de julio de 2019.   Tras finalizar pruebas del pozo exploratorio Ocarina 1, en el departamento de Córdoba, la petrolera Canacol Energy Ltd., operadora y contratista con participación de 100 % del bloque VIM 5, reportó un nuevo descubrimiento de gas ubicado en el reservorio de arenisca Ciénaga de Oro (CDO).

Este pozo será conectado a las instalaciones de producción de Jobo, mediante las líneas de flujo del campo Pandereta y entraría en producción de forma permanente hacia finales de julio de 2019.

Este anuncio se suma al de principios de junio de 2019, con el pozo de exploración Acordeón 1, donde se encontró una acumulación significativa de gas en el reservorio de arenisca CDO, el cual se probó a una tasa final de 33 millones de pies cúbicos por día.

El pozo Ocarina 1 se encuentra aproximadamente a 1 kilómetro al sureste del pozo Acordeón 1, y encontró una sección gruesa contenedora de gas dentro del mismo depósito de CDO, lo que confirma una nueva acumulación significativa de gas.

De acuerdo con Luis Miguel Morelli, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), “esta es una buena noticia de cara a la incorporación de reservas de gas del país, que en 2018 por primera vez cayeron a una vida media útil inferior a los 10 años. Esperamos que con los estímulos otorgados por la administración del Presidente Duque para reactivar el sector petrolero en Colombia, y la incorporación de nuevos bloques con vocación de gas al Proceso Permanente de Asignación de Áreas, la actividad exploratoria se intensifique y los nuevos hallazgos, como el que reporta Canacol, alejen el fantasma de escasez de este energético”.

Al mismo tiempo, la canadiense Canacol Energy informó que en el pozo de desarrollo Nelson 7, también dentro del reservorio CDO, se comprobó una tasa final de 29 millones de pies cúbicos por día.

Y agregó que “el taladro Pioneer 53 se está movilizando actualmente para perforar el pozo de avanzada Pandereta 5, que probará la extensión al oeste del campo Pandereta ubicado en el bloque VIM 5, el cual fue descubierto por la Corporación a finales de 2017. Un resultado exitoso en Pandereta 5 podría resultar en un aumento importante en las reservas probadas más probables («2P») del campo de Pandereta”, indicó la petrolera.

Al 31 de diciembre de 2018, las reservas 2P del campo Pandereta eran de 100 billones de pies cúbicos, según los auditores independientes. Canacol anticipa perforar el pozo Pandereta 5 ante de que termine julio de 2019.