Categoría: Gas Natural

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.

La estatal petrolera Ecopetrol tiene planteada su estrategia para aumentar la oferta de gas natural en Colombia, y así alejar el fantasma de la relación entre reservas y producción de menos de diez años en el país.

9 de julio de 2019.   De acuerdo con Edward Gironza, gerente de Gas de Ecopetrol, la petrolera tiene cuatro frentes para incrementar la oferta de gas más allá de los diez años actuales de reservas que tiene el país.

El primero es incrementar la oferta de los campos de Cusiana y Cupiagua, en el pidemonte llanero, con la perforación de pozos aledaños. El segundo frente son los proyectos de desarrollo de su filial Hocol, especialmente en bloques cercanos a La Guajira.

El tercer frente y donde Ecopetrol tiene las mayores expectativas son los yacimientos no convencionales (YNC) en el Magdalena Medio, “pues estos aumentarían de manera significativa las reservas de gas y crudo del país”, dice Gironza.

Y agrega que por estar localizados en esa zona, cuentan con las facilidades de infraestructura disponible, cerca de la refinería de Barrancabermeja. “Los YNC son nuestro principal capítulo de trabajo, tanto por el volumen de reservas como por la oportunidad en tiempo que tenemos de desarrollar esos recursos”, señala.

El cuarto frente de trabajo está en el off shore en el mar Caribe, donde hay un potencial importante, pero son proyectos de mediano y largo plazo que aún están en una fase preliminar.

Gironza resalta los descubrimientos de los pozos Orca, Kronos y Gorgon, “donde creemos que hay un potencial interesante, lo que viene es madurar esos campos, hacer los trabajos técnicos y traerlos a etapa comercial.”

“Este año, Ecopetrol tiene un programa para adquirir más de 2.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D de alta definición, para terminar de cubrir los bloques del offshore, que permitirá interpretar y mapear las oportunidades. También, se está trabajando en un programa de perforación de dos pozos exploratorios para probar una estructura en cada uno de los bloques. El primer pozo se deberá estar perforando entre el 2020 y el 2021, lo que implica grandes retos tecnológicos”, dijo Gironza.

Al cierre de 2018 las reservas de gas de Ecopetrol fueron de 2.850 giga pies cúbicos (Gpc), frente los 3.148 Gpc de 2017, con lo cual la vida media de las reservas de gas de la empresa pasó de 12,4 años en 2017 a 11,1 años en 2018. Por otra parte, el funcionario anunció que a finales de 2019 entrará en operación la Planta de Estabilización de Condensados de Cupiagua, que permitirá ampliar la producción en 6.000 barriles día equivalentes de nuevos combustibles como GLP, líquidos del gas natural y pentano.

Desde julio, la estatal Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) abrirá el proceso para la selección del Gestor del Mercado de gas para un nuevo período de cinco años (2020-2024), prorrogable a diez años, según las nuevas condiciones.

5 de julio de 2019.   A mediados de julio de 2019 comienza el proceso de selección para el segundo período del Gestor del Mercado de gas natural en Colombia. La figura nació a comienzos de la década y la función del Gestor empezó en enero de 2015, a cargo de la Bolsa Mercantil de Colombia, quién ganó el primer proceso de selección.    

El nuevo proceso de selección está dividido en dos etapas: La primera, que se extenderá por 19 semanas, contempla la apertura del proceso a mediados de julio, la resolución de preguntas, la presentación de las propuestas y la publicación de los interesados habilitados. Esta etapa terminará aproximadamente en la segunda semana de noviembre de 2019.

La segunda etapa que cubre unas cinco semanas, corresponde al proceso de selección como tal por parte del comité evaluador designado por la CREG, donde se hará la evaluación técnica y económica de las propuestas, se hará el orden de elegibilidad y finalmente se seleccionará el Gestor a finales del año.

El puntaje máximo para las propuestas es de mil puntos, 700 para la propuesta técnica y 300 para la propuesta económica. Por su parte, la evaluación técnica está compuesta por la evaluación de demostración (conocimiento de la regulación y plataforma técnica), con un puntaje máximo de 350 puntos; y la evaluación de la experiencia específica, con un valor máximo de 350 puntos.   

El nuevo esquema de selección se centra en cuatro funciones principales del Gestor: Centralizador de la información, monitor del mercado, promotor para la comercialización y gestor de otros servicios.

“Con base en la experiencia acumulada, se hace necesario hacer una evaluación sobre los servicios que a la fecha viene prestando el Gestor del Mercado con el fin de continuar fortaleciendo dicho rol para beneficio de los mercados de gas natural, para mejorar especialmente la toma de decisiones, la liquidez del mercado mayorista y la formación eficiente de precios”, señaló María Claudia Alzate Monroy, experta Comisionada de la CREG.

“Se trata de que el Gestor esté más enfocado al mercado, para lo cual se requiere que mejore su rol de centralizador de la información, amplíe su rol de monitor del mercado y sea un promotor para la comercialización”, agregó Alzate.

Por eso, al Gestor del periodo que empieza en 2020 se le asignarán dos roles nuevos: el de proponer nuevos mecanismos o modalidades de comercialización del gas natural en Colombia, y el de ser un monitor permanente del mercado, con informes periódicos.

El nuevo esquema trae otra novedad y es que el contrato a cinco años puede ser prorrogable por cinco años más, por periodos de un año, siempre y cuando se cumpla con todos los indicadores de gestión o para garantizar la continuidad de la prestación del servicio del Gestor.

Calidades del Gestor

Para la selección del Gestor del Mercado, la CREG definió las siguientes ocho calidades:

• Experiencia en el manejo de información
• Experiencia en plataformas de negociación
• Que sea transparente, objetivo, neutral e independiente
• Que cuente con personal idóneo y calificado
• Que goce de buena reputación
• Que sea una empresa constituida en Colombia
• Que demuestre capacidad financiera
• Y que cuente con la Certificación ISO 27001, relacionada con la seguridad de la información.

Entre enero y mayo de 2019 la producción comercial de gas alcanzó los 1.040 millones de pies cúbicos promedio día (mpcd), un 10,5% más que en el mismo periodo del 2018, cuando se registró una producción de 941 mpcd.

25 de junio de 2019.   De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, durante el mes de mayo, la producción promedio de gas natural se ubicó en 1.024 mpcpd, con un aumento del 1,9% en comparación con el mismo mes de 2018 (1.005 mpcpd), y un aumento de 0,32% con respecto a abril de 2019 (1.021 mpcd).

Entre los campos que incrementaron producción en mayo figuran: Pandereta (Caimito-Sucre) y Cañahuate (Sahagún – Córdoba). Los que declinaron en el mismo periodo fueron: Chuchupa (Manaure-Guajira), Nelson (Pueblo Nuevo – Córdoba) y Níspero (San Marcos-Sucre).

«Lo que se observa es un incremento sostenido de la demanda de gas en el país, un combustible fundamental para la transición energética. El uso de gas natural vehicular, por ejemplo, reduce la contaminación del medio ambiente con cerca del 40% menos de emisiones de dióxido de carbono (CO₂) frente a las generadas por un vehículo impulsado por diésel, y representa una reducción del 100% en material particulado», dijo la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez.

Actualmente, 9,5 millones de familias, establecimientos comerciales e industriales utilizan gas natural, además de 230 mil vehículos livianos y 1.000 vehículos de transporte público, camiones, volquetas y recolectores de basura que se movilizan con esta fuente de energía.

Se estima que por cada giga pie cúbico producido de gas, se incorporan 0,7 a las reservas probadas del país, razón por la cual es indispensable seguir desarrollando nuevas fuentes de este energético.

Al respecto, el presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), Orlando Cabrales, dijo que es excelente la noticia del Ministerio en cuanto al incremento en más de un diez por ciento en la producción y comercialización del gas natural en lo corrido del año con respecto al mismo periodo del año anterior.

“Esto muestra que los colombianos creen cada vez más en las bondades del uso del gas natural, en el sector residencial, en el sector de transporte, en la generación eléctrica. El gas natural tiene un beneficio inmenso con respecto en la calidad del aire, representando una disminución de casi el 100% en el material particulado fino, pero también una reducción de alrededor del 40% en los gases de efecto invernadero, que tanto daño le hacen a nuestro planeta.

“Esto también indica en la importancia de seguir avanzando en asegurar el abastecimiento del gas natural en el largo plazo. Si bien tenemos tranquilidad en el corto y mediano plazo, tenemos que tomar las decisiones de política pública hoy, con la industria, con el gobierno, para asegurar ese abastecimiento en el largo plazo, a través del desarrollo de yacimientos convencionales, tanto en el mar como costa adentro, como en yacimientos no convencionales”, agregó el dirigente gremial.

La secretaría de Energía de Argentina anunció la licitación para la construcción de un nuevo gasoducto desde la formación de Vaca Muerta hasta Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires, una obra que permitirá duplicar el transporte de gas desde la cuenca neuquina.

1 de junio de 2019.   El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, dijo que a mediados de junio se podrá adjudicar la primera parte del proyecto, para que comience en agosto y tenerlo operativo lo antes posible, que con optimismo podría estar a fines de 2020.

Se estima que el valor total de las obras asciende a 800 millones de dólares. Lopetegi señaló que se decidió sumar un aporte de 400 millones de dólares del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) para agregar a los 200 millones que ya había ofrecido el presidente estadounidense Donald Trump mediante la OPIC, una agencia gubernamental de inversión de los Estados Unidos en países emergentes. Así, el consorcio de empresas interesadas debería financiar 200 millones.

En esta primera etapa, el tubo iría desde Neuquén hasta Salliqueló -provincia de Buenos Aires-, pasando por Bahía Blanca. La importancia de este destino radica en su polo petroquímico, sus centrales termoeléctricas a base de gas y su puerto de aguas profundas, donde podría construirse una planta de licuefacción para exportar GNL hacia cualquier parte del mundo.

En el segundo tramo, el gasoducto llegaría hasta San Nicolás o los alrededores de Rosario, uno de los nodos centrales que abastece el sistema de transporte argentino, por su importante consumo industrial y sus plantas de ciclo combinado.

Excepto en invierno, en el resto del daño Argentina tiene la chance de triplicar exportaciones en el mediano plazo. Oportunidad para Vaca Muerta

Por: SANTIAGO SPARTRO

27 de mayo de 2019.   En los últimos meses, se tornó habitual encontrar en el Boletín Oficial resoluciones que autorizan la exportación de gas natural en condiciones interrumpibles (sin compromiso de entrega).

La Secretaría de Energía de Argentina habilitó ventas al exterior por 23,9 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y tiene a la firma permisos para exportar 12,4 MMm3/d más en las próximas semanas, que serán otorgados a YPF, Pan American Energy (PAE) y Total Austral.

En suma, para fines de mayo o el inicio de junio, estarán habilitadas ventas por 36,3 MMm3/d, un 27,7% del total de la producción nacional, que es de 130,9 MMm3/d (la mejor desde 2010).

Sin embargo, lo que realmente se exportó en abril es un promedio de 7,7 MMm3/d (un 5,9% del total producido), con un pico máximo de 9,6 MMm3/d en un día.

La diferencia entre la cantidad autorizada y la realmente comercializada al exterior es porque las petroleras tienen la obligación de garantizar la seguridad del abastecimiento interno. Entre junio y agosto, los meses más duros del invierno, se espera una baja en las cantidades exportadas, que volverán a crecer a partir de septiembre.

Chile, Brasil y Uruguay fueron los destinos de exportación y son mercados que se ampliarán en los próximos meses, a medida que se incremente la extracción local.

Según comentó hace unas semanas el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, en el mediano plazo Chile tiene la posibilidad de comprar entre 20 y 24 MMm3/d de gas argentino, con lo que al menos se triplicaría lo que actualmente se le vende.

Una fuente de Energía dijo que para septiembre u octubre, una vez pasados los meses de bajas temperaturas, Argentina estará exportando aproximadamente 12 MMm3/d, de los cuales unos 7 MMm3/d serán en condiciones firmes de entrega, como señal para reconstruir la confianza de los vecinos trasandinos.

Datos oficiales muestran que en el primer trimestre de 2019, Argentina exportó gas natural por 29,1 millones de dólares, un monto todavía insignificante al lado de los 276,2 millones de dólares pagados a Bolivia por la importación del mismo producto.

Al menos hasta 2026, cuando vence el contrato que firmaron los entonces presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales (aún en funciones), Argentina seguirá importando gas de Bolivia todos los días del año, al mismo tiempo que exportará a otros países limítrofes. La apuesta, en ese sentido, es generar un excedente de dólares.

Teniendo en cuenta que en el verano las compras de gas a Bolivia son por 11 MMm3/d, existe la posibilidad concreta de tener un superávit en la balanza de gas en el último cuatrimestre del año.

Las exportaciones de gas se abrieron en septiembre de 2018, como respuesta a los reclamos de las empresas para evacuar el fluido en primavera, verano y buena parte del otoño, frente a la menor demanda local de centrales eléctricas, industrias y hogares.

Esta caída en el mercado interno se explica por un combo de altas temperaturas, aumento de tarifas y recesión, además del incipiente ingreso de energías renovables.

La posibilidad de desarrollar un polo industrial petroquímico en Bahía Blanca hacen viables las proyecciones para Vaca Muerta, hasta que no esté lista la planta de licuefacción de gas, también al sur de la provincia de Buenos Aires.

Fuente: ElCronista

• Con cerca de 11 terapiés cúbicos, las reservas bolivianas de gas natural le alcanzan para cubrir por 14 años el mercado interno y externo.

17 de mayo de 2019.   La empresa canadiense Sproule International Limited certificó las reservas de gas natural de Bolivia, estableciendo que la cierre de 2018 cuenta con 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus sigla en inglés), el más alto de la historia hidrocarburífera del país.

“2018 nos deja con la certificación de reservas que son las más altas históricamente, no olvidemos que el 2006 lo recibimos con 9 TCF de reservas probadas”, aseveró el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez.

La certificación de Sproule establece 10,7 TCF de reservas probadas, 12,5 TCF de las probadas más probables, y 14,7 TCF entre probadas, probables y posibles.

El ministro Sánchez explicó que entre las reservas probadas más las probables, Bolivia tiene garantizado el mercado interno y externo hasta 2035.

En un balance de gestión, el vicepresidente Álvaro García Linera calificó al actual nivel de reservas de gas como el cuarto logro económico del país.

Indicó que sólo las reservas de gas probadas alcanzan para abastecer a Brasil, Argentina —en el marco del cumplimiento del contrato— y el mercado interno por los próximos 14 años.

Fortaleza de YPFB 

El Gobierno destacó la transformación de YPFB en los últimos 13 años, a partir de la nacionalización, que fue la primera medida asumida por el presidente Evo Morales al inicio de su gobierno, en 2006.

Los datos oficiales señalan que el patrimonio de la petrolera estatal creció de sólo 100 millones de dólares en 2005 a 15 mil millones de dólares en 2018.
En la actualidad, YPFB busca consolidar su internacionalización con presencia en otros países en la comercialización y distribución del gas natural y urea, además de la construcción de redes de gas domiciliario.

Con inversiones cercanas a los US$1.000 millones, Cálidda es la primera distribuidora de gas natural del Perú, con más de 9.691 kilómetros de redes de distribución.

17 de mayo de 2019.   Uno de los crecimientos empresariales más exitosos en Perú en los últimos años es el de Cálidda, la compañía de gas natural, un energético más amigable con el medio ambiente, que ha beneficiado a los hogares peruanos.

La compañía, cuyo accionista mayoritario es el Grupo Energía Bogotá con el 60% de las acciones (el 40% restante corresponde a la también colombiana Promigas), celebró sus 15 años de historia en un evento que contó con la asistencia de representantes del sector público y privado de Perú, así como los presidentes del Grupo Energía Bogotá, Astrid Álvarez; de Promigas, Eric Flesch, y de Cálidda, Jorge Olazábal.

Su historia de éxito en estos 15 años se refleja en las más de 800.000 conexiones, mejorando la calidad de vida de 3,5 millones de peruanos de Lima y Callao gracias a la distribución de gas natural.

En 2018 Cálidda batió un récord histórico al realizar 184.000 conexiones a gas, lo que equivale a todas las conexiones realizadas en los primeros siete años. La compañía pasó de tener 1.600 kilómetros de redes de distribución a cerrar en 2018 con 9.691 kilómetros en menos de 10 años mientras que las inversiones acumuladas llegan a US$960 millones.

Astrid Álvarez destacó la apuesta del GEB en 2011 cuando adquirió el 60% de las acciones que en ese momento pertenecían a Ashmore Energy International. “Perú está en nuestro corazón. Hoy somos los mayores inversionistas en energía eléctrica y gas natural en esta nación y queremos seguir siendo líderes”, sostuvo.

Actualmente, Cálidda y Contugas tienen el 76,5% del mercado de distribución de gas natural en Perú. Por su parte Jorge Olazábal, presidente de Cálidda, indicó que gracias a la política de masificación del gas natural en Perú se ha evitado la emisión de más de 50 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO₂) y se ha generado un ahorro que asciende a más de 34.000 millones de dólares.

Además, el 38% de la energía eléctrica se produce con gas natural. Hoy el gas natural es la principal fuente energética del Perú con una participación superior al 38%, un crecimiento importante si se tiene en cuenta que en 2004 era del 10%. Este país tiene las segundas mayores reservas de gas de América Latina, que alcanzan para cerca de 35 años.

Una apuesta social y cultural

Cálidda, además de distribuir gas natural, lleva bienestar y progreso a través de diversos servicios. Uno de ellos es la venta de gasodomésticos, especialmente a los hogares que no tienen acceso al crédito bancario, a través del programa Financiación No bancaria. En menos de dos años que lleva este programa ha vendido 70.000 gasodomésticos, permitiendo que las familias puedan acceder a agua caliente y preparar sus alimentos utilizando gas natural, con ahorros hasta del 70% en sus facturas.

Además, ha conectado de manera gratuita más de 800 comedores populares, atendidos en su mayoría por madres cabeza de familia. Estos comedores suministran alimentación a niños y jóvenes de bajos ingresos, impactando positivamente la calidad de vida de más de 70.000 personas.

Cálidda también contribuye de manera activa en la preservación del patrimonio cultural de Perú. La compañía es la primera empresa privada que hace parte del programa “Lima, la ciudad de las Huacas”, del Ministerio de Cultura, por su aporte en la protección de piezas prehispánicas. Ha rescatado, conservado y puesto en custodia más de 400 monumentos arqueológicos.

Fuente: GEB

• La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) se pronunció a raíz de las cifras de reservas y producción de gas natural de 2018 divulgadas por el Ministerio de Minas y Energía.  

14 de mayo de 2019.   Sobre las cifras de reservas de gas para 2018, reveladas hoy por el Ministerio de Minas y Energía, hay tres puntos que la industria de gas natural resalta:

1. Si bien, aún no tenemos la cantidad de reservas de gas que quisiéramos, valoramos y reconocemos la reactivación que ha tenido el país en los últimos meses, y los esfuerzos de la industria y del Gobierno nacional por estimular la exploración y producción de hidrocarburos. Seguimos avanzando.

2. El país tiene el gas natural suficiente para garantizar la demanda actual con producción local o con importación, pero para poder tener mayor tranquilidad a largo plazo, se necesitan acciones puntuales que motiven la inversión, exploración y el aumento de la demanda de gas natural, señal que es clave para que las empresas tengan mayores incentivos para emprender campañas de exploración y producción

3. Tenemos un potencial muy grande de gas en el subsuelo, en yacimientos convencionales, no convencionales y en el mar Caribe, que debemos aprovechar para generar empleo, proyectos productivos en las regiones, ingresos nacionales, movilidad sostenible, equidad en los hogares y seguridad energética.

• El desarrollo de proyectos en el mar podría asegurar el abastecimiento más allá de 2031. Las explotaciones costa afuera serán viables si se encuentran reservas suficientes (para abastecer a Colombia y posiblemente exportar) a costos competitivos en boca de pozo.
• Según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, Colombia tiene un potencial de 54,7 terapiés cúbicos de gas en estos yacimientos que quedan a grandes profundidades. Esto significaría multiplicar por diez las reservas actuales.

• El pozo Arrecife 1ST comprobó la presencia de gas natural en el municipio colombiano de Pueblo Nuevo, departamento de Córdoba.

22 de abril de 2019.   HOCOL, empresa del Grupo Ecopetrol, anunció su nuevo descubrimiento de gas en el pozo Arrecife-1ST, ubicado a 70 kilómetros al sur-este de Montería, en el municipio de Pueblo Nuevo, departamento de Córdoba.

El pozo Arrecife 1ST se perforó con éxito entre el 20 de agosto y el 20 de septiembre de 2018. El pozo alcanzó una profundidad final de 10.050 pies (3.020 metros) alcanzando la formación Ciénaga de Oro Superior a una profundidad de 7.173 pies (2.186 metros).

Los registros e información tomada durante la perforación, indican que el pozo encontró areniscas con gas natural en varios intervalos de la Formación Ciénaga de Oro Superior de edad geológica Mioceno.

La presencia de gas fue comprobada mediante pruebas iniciales y está distribuida en varios intervalos. Durante las pruebas iniciales se tuvieron producciones de gas entre 3 y 10 millones de pies cúbicos por día (MMCFD), con muy bajo contenido de condensado y sin producción de agua de formación.

Hocol se encuentra adelantando los análisis correspondientes para determinar el plan de pruebas extensas a seguir en los próximos meses.

“Este descubrimiento apalanca la estrategia exploratoria de Hocol y del Grupo Ecopetrol, que sigue fortaleciendo su posición como productor de gas en el norte de Colombia” aseguró Rafael Guzmán, Presidente de Hocol.

El pozo Arrecife hace parte del contrato de Exploración y Producción suscrito entre HOCOL y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) VIM-8, donde Hocol tiene una participación del 100%.

Fuente: HOCOL