Categoría: Industria

El bloque GUA OFF-10 se suma al portafolio exploratorio costa afuera de Ecopetrol, que ya tiene 6 bloques en esa cuenca. Está cerca a los campos Chuchupa y Ballena de La Guajira.

25 de julio de 2019.   Ecopetrol suscribió con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el contrato de Exploración y Producción (E&P) GUA OFF-10, un bloque con vocación de gas natural, ubicado al norte del Caribe colombiano con una extensión de 107.101 hectáreas.

Dicho contrato es resultado del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) 2019, en el que el Grupo Ecopetrol presentó las mayores ofertas para cinco de los 11 bloques que recibieron ofrecimientos. De esos cinco, uno correspondió a Ecopetrol S.A. (100%) y los otros cuatro a su filial Hocol.

En el bloque GUA OFF-10, el único off shore adjudicado en esta primera etapa del PPAA, Ecopetrol se comprometió a invertir US$4,9 millones para la adquisición de 100 km2 de sísmica 3D, reproceso de sísmica 3D, toma de muestras y, posteriormente, sujeto a los resultados obtenidos en los estudios, perforaría un pozo exploratorio con lo que la inversión podría ascender a cerca de US$90 millones.

El contrato contempla un periodo exploratorio de nueve años. El bloque es contiguo al Contrato Tayrona, donde Ecopetrol y Petrobras (operador) adelantan actividades exploratorias.

También se encuentra a 18 kilómetros de Chuchupa y a 33 kilómetros de Ballena, los dos campos emblemáticos de gas de La Guajira con los que se inició la “gasificación” de Colombia. Hoy, más de 9,5 millones de hogares tienen acceso a un combustible amigable con el medio ambiente gracias a la historia que empezó en esos campos hace más de cuatro décadas. 

Con esta nueva área, Ecopetrol suma un total de seis bloques de exploración y producción en el Caribe colombiano: Fuerte Sur, Purple Angel, Tayrona, COL-5, GUA OFF-1 y GUA OFF-10.

“La firma de este contrato es un paso más en nuestro propósito de buscar nuevas oportunidades para explorar el Caribe colombiano, una de las zonas con mayor potencial para el desarrollo de petróleo y gas en Colombia. La cercanía de este bloque a facilidades existentes de producción y transporte nos permiten asegurar sinergias y eficiencias operativas”, dijo Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Este es el tercer contrato que firma la Empresa en 2019 bajo la nueva minuta offshore.

Fuente: Ecopetrol

De acuerdo con Andeg, Colombia cuenta con las fuentes necesarias para cubrir su demanda energética durante los próximos diez años.

24 de julio de 2019.   Dependiendo de la evolución de la demanda energética, Colombia tiene capacidad suficiente de generación eléctrica hasta 2029 o 2030. Sin embargo, se necesitaría una nueva subasta de energía para solventar un faltante que se puede presentar en 2027, si la demanda sigue aumentando.

Así lo señaló Alejandro Castañeda, director Ejecutivo dela Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), quien recalcó que las subastas de energías se planean con entre tres a cuatro años de anterioridad, razón por la cual se podría estar empezando a trabajar en una nueva subasta entre 2023 o 2024 para solventar las posibles necesidades a partir de 2027.

El presidente del gremio dijo que en 2021 la situación energética es “un poco complicada”, pero que se puede solventar si entra algunos de los actores que ganaron la subasta por cargo por confiabilidad hecha por el Ministerio de Minas y Energía hace unas semanas, o si alguna parte del proyecto eléctrico Ituango ya está en operación en ese momento.

“La brecha en 2021 no es más de 30 megavatios (MW). Es muy poco, pero necesitaremos que una de las empresas de la subasta entre ya a producir o que alguna parte de HidroItuango ya esté en marcha”, explicó el líder gremial.

Gas natural

En relación con el abastecimiento de gas natural en el país, Andeg considera “fundamental” el desarrollo de yacimientos no convencionales (YNC) para poder suplir con las necesidades del país.

“Si no tenemos la fuente nacional nos tocará importar gas para suplir las necesidades que se tienen al interior del país. Hay que tomar decisiones de política pública importantes en ese tema”, dijo Castañeda.

Agregó que en el caso tal de que el país opte por la importación de gas, los precios de este pueden incrementar y así se afectaría tanto la demanda como la oferta del gas.

Fuente: Valora Analitik

La operadora también reportó dos hallazgos petroleros en los bloques CPE 6 (Meta) y Mapache (Casanare).

18 de julio de 2019.   El proceso de la reactivación petrolera en Colombia continúa con la firma de dos nuevos bloques para Exploración y Producción de hidrocarburos en los bloques Valle Inferior del Magdalena 22 (VIM 22) y Llanos 99 (LLA 99).

Estos contratos hacen parte del paquete de 11 bloques que fueron asignados en la primera subasta del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) que lanzó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a comienzos de 2019, y abarcan un área conjunta aproximada de 221.000 hectáreas en los departamentos de Magdalena y Meta.

VIM 22 está ubicado en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, posee una extensión aproximada de 166.800 hectáreas y ofrece buenas perspectivas para la producción de gas. El bloque LLA 99, ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales, cuenta con una extensión aproximada de 54.630 hectáreas, y presenta una buena perspectiva para la producción de crudo liviano e intermedio. Ambos bloques serán operados por la canadiense Frontera Energy, que cuenta con el 100 % de participación en los contratos.

Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH, señaló que “esta noticia confirma que el compromiso del Presidente Duque en torno a la reactivación del sector de hidrocarburos avanza a buen ritmo en su primer año de gobierno. Con la firma de estos dos nuevos contratos, y el reporte de Frontera de dos nuevos hallazgos en la cuenca Llanos, el sector evidencia mayor dinamismo a partir de resultados. Además, el mecanismo de puja que adoptó el Proceso Permanente de Asignación de Áreas mostró sus bondades y permitió que Frontera ganara en franca lid el bloque VIM 22, mejorando la propuesta inicial de otro competidor en más de 24 millones de dólares, asegurando un mayor beneficio para el país.”

Por su parte, Richard Herbert, director Ejecutivo (CEO) de Frontera Energy Corp., sostuvo: “Estamos muy complacidos con los resultados de la primera subasta de la ANH de 2019, al haber obtenido la asignación del mayor bloque continental en términos de superficie, VIM 22, ubicado en el departamento del Magdalena, cerca de infraestructura que ya tenemos para producción de gas natural en el bloque La Creciente, y también próximo a nuestro bloque Guama. Se trata de una región muy prolífica pero poco desarrollada en Colombia. El segundo bloque asignado fue Llanos 99, ubicado en el departamento de Meta, que corresponde a un bloque típico de crudo liviano y mediano de la cuenca, área central del portafolio de Frontera en donde hemos tenido una cantidad significativa de éxitos de exploración en el pasado. Frontera aguarda con interés la próxima subasta de ofertas de la ANH, que se espera comience en agosto de 2019.”

Diego Mesa Puyo, viceministro de Energía, que acompañó la firma de los contratos, manifestó: “Aunque el país llevaba cinco años sin firmar un solo contrato de exploración y producción de hidrocarburos, con el trabajo en este primer año de Gobierno del presidente Iván Duque, hemos conseguido la reactivación del sector, el cual se ha convertido en el de mayor crecimiento de inversión extranjera directa. Seguiremos desarrollando acciones concretas enfocadas a potenciar el sector de hidrocarburos bajo los cuatro ejes estratégicos que se plantearon al inicio del Gobierno: reactivación de las áreas continentales, firma de contratos de exploración y producción costa afuera, el recobro mejorado y la investigación en materia de yacimientos no convencionales”.

Nuevos hallazgos

La petrolera canadiense también reportó recientemente a la ANH dos nuevos hallazgos de crudo en los bloques CPE 6 y Mapache. El primero se encuentra ubicado en el departamento de Meta y el hallazgo fue confirmado luego de la perforación del pozo exploratorio Amanecer 1. Durante las pruebas se encontró en la formación Carbonera crudo pesado de 11 grados API con una tasa promedio de producción de 77 barriles de petróleo día y un corte de agua promedio de 80 %.

El segundo está ubicado en el departamento de Casanare y el hallazgo fue confirmado luego de la perforación del pozo exploratorio Castaña 1 ST, que durante las pruebas registró la presencia de crudo pesado de 15 grados API con una tasa de producción de 430 barriles día en la formación Ubaque.

Fuente: ANH

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil autorizó cesión del 10% de bloque Saturno a Ecopetrol. La petrolera colombiana aumenta su participación a 5 bloques en Brasil, dos de los cuales son en el Pre-Sal, una de las cuencas con mayor potencial de hidrocarburos en el mundo.

18 de julio de 2019.   Ecopetrol, la estatal petrolera colombiana, informó que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil autorizó la cesión a su filial en ese país, Ecopetrol Óleo e Gas Brasil, del 10% del bloque Saturno, ubicado en la región central de la cuenca Santos.

La disposición fue publicada en el Diario Oficial de Brasil el 17 de julio y autoriza a Shell Brasil Petróleo Ltda la cesión de un 5% del bloque y a Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda la cesión del otro 5% a Ecopetrol Óleo e Gas Brasil. El bloque había sido asignado a Shell y Chevron el pasado 28 de septiembre en la Quinta Ronda del Pre-Sal que realizó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (ANP).

El 20 de diciembre, Ecopetrol S.A. suscribió un acuerdo con las mencionadas compañías para ingresar al bloque con una participación del 10%. Saturno tiene 1.100 kilómetros cuadrados y está ubicado frente a las costas de los estados de Sao Paulo y Río de Janeiro. En la nueva composición, Ecopetrol queda con el 10% de los intereses, mientras que Shell, operador, tiene el 45%, y Chevron el otro 45%.

El presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, resaltó desde Río de Janeiro que con esta autorización del Gobierno brasileño se incrementa la presencia de la empresa en una de las cuencas petrolíferas más prospectivas del mundo, en asocio con compañías de talla mundial.

“Este es un paso clave en nuestra estrategia que busca incrementar las reservas de hidrocarburos y tener presencia en los lugares más importantes para la industria en el continente americano, como son el Pre-Sal brasileño y el Golfo de México en Estados Unidos”, aseguró Bayón.

Este bloque se suma a la participación que tiene Ecopetrol en otro bloque del Pre-Sal, denominado Pau-Brasil, en el que tiene 20% y es socio de las compañías China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) y BP. Con estos dos bloques, Ecopetrol consolida su presencia en cinco bloques en Brasil en las cuencas de Santos, Foz de Amazonas, Potiguar y Ceará.

La administradora del recurso hidrocarburífero de Colombia aspira a firmar por lo menos 40 contratos adicionales este año y atraer inversiones por 3.000 millones de dólares.

12 de julio de 2019.   Gracias a los buenos resultados del novedoso Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), puesto en práctica por la nueva administración, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) anunció que en lo que resta del año sacará a oferta 70 bloques para Exploración y Producción.

Así lo anunció el presidente de la ANH, Luis Miguel Morelli, al resaltar los buenos resultados de la primera ronda del PPAA, donde quedaron habilitados 23 grupos empresariales y fueron adjudicados once contratos, uno costa fuera y diez continentales.

“Vamos a poner a disposición de los inversionistas 27 bloques que resultaron de las solicitudes de incorporación de áreas que han presentado las empresas, además ofreceremos 23 nuevos bloques que irán en este paquete, 13 de ellos con vocación de gas y 10 con vocación de petróleo; entonces tenemos 50 bloques que ofreceremos en septiembre, que se suman a los 20 que ya habíamos ofrecido a comienzos de año”, puntualizó Morelli.

El funcionario señaló que de los 70 bloques que ofrecerán antes de que termine 2019, la ANH espera celebrar al menos 40 contratos, “que es una meta superior a la que nos habíamos fijado a comienzos de año”, dijo.

Dentro de la nueva oferta hay cuatro bloques en el off shore caribeño y el resto son continentales, en las cuencas de los Valles Inferior, Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo.

Adicional, Morelli señaló que los cuatro contratos de Evaluación Técnica firmados con Anadarko en asocio con Ecopetrol en el off shore, se pueden convertir en contratos de Exploración y Producción, una vez que Occidental Petroleum (que recientemente adquirió a Anadarko) defina qué manejo le dará a esos compromisos.

Morelli aclaró que las compañías presentaron 38 solicitudes de incorporación de áreas, que después de depuradas terminaron en 27 nuevos bloques, que saldrán a subasta y se someterán al mismo mecanismo del PPAA, es decir que tendrán oferta, contraoferta y réplica de la contraoferta.

En cuanto a inversiones, el funcionario señaló que en costa fuera la meta es tener al menos 1.500 millones de dólares, y otros 1.500 millones de dólares en el área continental. “La idea es que esos 3.000 millones comprometidos este año y que se ejecutarán en los próximos tres, cuatro años apunten al descubrimiento de al menos 2.000 millones de barriles, que duplicarían las reservas que en este momento tiene Colombia, que son de 1.958 millones de barriles a 31 de diciembre de 2018.

“En gas esperamos tener unos 13 terapiés cúbicos adicionales, que es a lo que le estamos apuntando con los proyectos costa fuera, los del Valle Inferior del Magdalena y algunos en el piedemonte llanero”, concluyó Morelli.

El Gobierno tiene previsto lanzar antes de fin de año la segunda ronda de licitación para la exploración de petróleo y gas off shore en el mar argentino

12 de julio de 2019.   Luego de adjudicar 18 áreas por 724 millones de dólares en la primera ronda de licitación realizada en mayo, el Gobierno argentino tiene previsto lanzar antes de fin de año la segunda ronda licitatoria para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino. Serán entre 22 y 24 bloques, principalmente en las cuencas Argentina Norte y Colorado, que quedó fuera de la primera licitación.

“Entre agosto y septiembre vamos a anunciar la próxima ronda de licitación offshore”, dijo el director nacional de Exploración y Producción de la Secretaría de Energía, Gonzalo Aguirre, y agregó que “prevemos que la resolución formal se publicará antes de fin de año”.

La idea central de la nueva ronda es que la licitación para la exploración de petróleo y gas en aguas profundas cuente con mayor información geológica, a partir de los estudios sísmicos realizados y de los pozos exploratorios que se perforaron, explicó el funcionario.

En la segunda ronda podrían licitarse entre 22 y 24 bloques ubicados principalmente en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de la provincia de Buenos Aires, y en la Cuenca Colorado, que está más cerca de la costa, al sur de las provincias de Buenos Aires y de Río Negro.

En esta última cuenca, que no formó parte de la primera ronda de licitación, “hay más información que en otras cuencas por la actividad que allí se realizó”, enfatizó Aguirre.

Según lo planificado por el gobierno, en los primeros meses de 2020 comenzará el proceso licitatorio y habrá alrededor de seis meses de estudio. Siguiendo este cronograma, a mediados del año que viene se podría realizar la apertura de ofertas de la nueva ronda para las exploración offshore en el Mar Argentino.

Este año, en la primera ronda de licitación, el Ejecutivo adjudicó 18 áreas ubicadas en las cuencas Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral a 13 empresas, entre las que figuran compañías globales y nacionales como YPF, Tecpetrol y Pluspetrol.

Tomado de Econojournal

Luego de cinco años de postración, en el que prácticamente se paralizó la exploración en el sector petrolero, el gobierno del presidente Iván Duque puso en marcha un plan para reactivar la industria.

12 de julio de 2019.   Diego Mesa Puyo, viceministro de Energía de Colombia presentó la estrategia del gobierno colombiano para reactivar el sector de hidrocarburos en el país, frente a un panorama de autosuficiencia de solo 9,7 años en gas y 5,7 años en petróleo.

Unas medidas generales están contempladas en la Ley de Financiamiento, donde se priorizó a las industrias intensivas en el uso de capital, como lo es la industria petrolera, a las que se les hará una reducción gradual al impuesto de renta corporativa, del 33 al 30 por ciento en el cuatrienio. También se incluyeron medidas para que el IVA a los bienes de capital sea ciento por ciento descontable del impuesto de renta, y además se reducirán en 50 por ciento otros tributos menores, como el gravamen a los movimientos financieros y el ICA.

Centrados concretamente en el sector, el Viceministro señala que el Gobierno tiene un plan de reactivación del sector de hidrocarburos muy concreto, dividido en cuatro ejes.

El primero es la reactivación de las áreas continentales. “Ahí lanzamos el Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA). Hoy tenemos once contratos firmados en julio, después de cinco años que no se había firmado ninguno, lo que se había reflejado en menor sísmica, menor actividad exploratoria y en menores pozos”, señala Mesa.

El segundo eje es la reactivación de las cuencas costa fuera (off shore). “Ahí ya hemos firmado cinco contratos, hemos convertido cinco TEAs en contratos de Exploración y Producción, con empresas de renombre internacional, como Shell, Exxon Mobil, Repsol, Ecopetrol y una nueva que es Noble Energy, reconocido por haber desarrollado con éxito toda la costa israelí”, dice el Viceministro.

El tercer ángulo es promover el recobro mejorado. “Ahí tenemos una gran oportunidad: un incremento de uno por ciento en recobro mejorado nos daría 500 millones de barriles adicionales de reservas. En este segmento también tenemos incentivos tributarios para impulsar esa técnica”, agrega.

Finalmente, están los yacimientos no convencionales (YNC), “donde convocamos una comisión de expertos, estamos tomando las medidas necesarias, pero tenemos que ser cuidadosos, porque está suspendida temporalmente la regulación técnica por el Consejo de Estado, pero esa sería una gran apuesta, donde podemos aumentar significativamente las reservas de gas y petróleo.”

“Cuando vemos los números en el sector, frente a las medidas tomadas, vemos un incremento de la inversión en el sector del 83% en el primer trimestre de 2019, comparado con el primer trimestres de 2018, y en cantidad de dinero es el sector que más creció en la Inversión Extranjera Directa (IED), más los contratos que se están firmando, que en el tema de costa afuera representan inversiones de cerca de 1.500 millones de dólares que se suman a los cerca de 400 millones de dólares en los once contratos del PPAA. Vamos a ver una reactivación muy fuerte este año y el próximo año, cuando comiencen las campañas exploratorias”, concluyó el Viceministro.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales informó a Ecopetrol el 3 de julio de 2019 la suspensión provisional del trámite administrativo de evaluación de la licencia ambiental para el área de perforación exploratoria Guane – A, radicado el 21 de marzo de 2018.

12 de julio de 2019.   La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) señaló en un comunicado de prensa que no continuará el proceso de evaluación de la solicitud de licencia ambiental para el área de perforación exploratoria Guane –A, cuyo titular es la estatal Ecopetrol.

La razón que expresa la Autoridad para cancelar el trámite es el pronunciamiento del Consejo de Estado, que tienen suspendidas las normas relacionadas con los yacimientos no convencionales.

“El trámite que inició el 21 de marzo de 2018 no ha avanzado hasta la etapa de visita, uno de los pasos que contempla el proceso de licenciamiento ambiental. En este sentido la ANLA no se ha pronunciado de fondo sobre la viabilidad ambiental del proyecto” señala.

La entidad resalta que “a la fecha el Gobierno Nacional se encuentra estudiando a través de mesas de trabajo interinstitucionales el documento de la Comisión de Expertos, para efectos de definir claramente qué se entiende por un “Proyecto Piloto de Investigación”; por lo tanto, es erróneo decir que el proyecto en mención es un Proyecto Piloto.”

Hay que señalar que además de la suspensión de la suspensión temporal de la normatividad vigente sobre yacimientos no convencionales, el Consejo de Estado ordenó una nueva comisión de expertos, esta vez en cabeza de la Universidad Nacional de Colombia.  

No obstante, el Gobierno Nacional continúa en el proceso de implementación de las condiciones recomendadas por el panel de expertos para garantizar la integridad y protección de los recursos naturales, y el ajuste institucional que permita prevenir, controlar, compensar y mitigar los impactos ambientales y sociales asociados a los proyectos piloto integrales de investigación en yacimientos no convencionales (YNC).

Por su parte, Ecopetrol señaló que el trámite de la licencia se encontraba en espera de iniciar el proceso de evaluación, “por lo cual el pronunciamiento no representa un análisis de la autoridad sobre el contenido ni calidad del estudio ambiental. Este anuncio de la autoridad ambiental no representa una negación de la solicitud de licencia que realizó la empresa.”

La empresa agregó que “Ecopetrol seguirá avanzando en la realización de actividades que fortalezcan y legitimen nuestro relacionamiento con comunidades y actores locales, que promuevan la participación y veeduría ciudadana, la transparencia en la información y en la identificación de beneficios derivados de la posibilidad de hacer unos proyectos piloto de investigación integral, de acuerdo con las recomendaciones de la Comisión  de Expertos, en busca del crecimiento y el desarrollo sostenible  del país.”

La filial de Ecopetrol se hizo a cuatro bloques de los once que fueron adjudicados en la primer Proceso Permanente de Asignación de Áreas.

11 de julio de 2019.   Como resultado del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) 2019; el 11 de julio Hocol, filial de Ecopetrol, suscribió con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el contrato de E&P COR 9, (100% Hocol), el cual está ubicado en el Valle Superior del Magdalena, y a través del representante de la Unión Temporal Hocol – GeoPark, suscribió los contratos para Llanos 86, Llanos 87, Llanos 104 (50% Hocol / 50% y operador GeoPark), ubicados en los Llanos Orientales.

En el bloque COR 9, Hocol se comprometió a invertir USD$16 millones para la adquisición de 80 km2 de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio, durante la primera fase del contrato. Este contrato tiene una extensión de 126.61 km2 , y está localizado en jurisdicción de los municipios de Carmen de Apicalá, Cunday, Purificación, Saldaña y Suárez, en el departamento de Tolima. El área del bloque está adyacente al Campo Espinal, una de las operaciones que la empresa tiene en este departamento, donde tiene una producción de 4.700 boepd.

En cuanto a los bloques adjudicados Llanos 86, Llanos 87 y Llanos 104, Hocol y Geopark se comprometieron a invertir entre USD 80 y 110 millones en los próximos tres años para la adquisición de 550 km2 3D de sísmica y la perforación de seis pozos de exploración durante la primera fase de los contratos.

Estos tres bloques tienen una extensión de 2.752 km2 , y están localizados en jurisdicción de los municipios Puerto Gaitán y Puerto López, en el departamento del Meta, así como Maní, Monterrey, Tauramena y Villanueva, en el departamento de Casanare. Las áreas contratadas son aledañas al bloque Llanos 34, operado por GeoPark desde el 2012, que registra una producción promedio de 70.200 boepd.

“Este Proceso Permanente de Asignación de Áreas ha sido un éxito. Se evidencia la reactivación de la industria del petróleo y gas; y para Hocol, esto representa un gran hito. Adquirir estos cuatro bloques afianza nuestra estrategia de crecimiento, consolida nuestro portafolio y así mismo apalanca la estrategia del Grupo Ecopetrol. Igualmente, celebramos nuestra asociación con GeoPark, una de las compañías líderes de E&P en Latinoamérica”, afirmó Rafael Guzmán, presidente de Hocol.

Durante las pruebas iniciales se produjeron 2.397 barriles acumulados de petróleo. Es el segundo hallazgo en esa zona donde en 2017 se realizó el descubrimiento Boranda-1.

8 de julio de 2019.   Ecopetrol, la estatal petrolera colombiana, informó que en el pozo Boranda-2 ST localizado en Rionegro (departamento de Santander), descubrió la presencia de crudo en las arenitas basales del Ecoceno.

El pozo fue perforado desde la misma plataforma del pozo descubridor Boranda-1 (hallazgo reportado en 2017 en el bloque Playón, hoy denominado Boranda), a una distancia de 1.200 metros al sureste.

Durante las pruebas iniciales, el pozo produjo 2.397 barriles de petróleo acumulados y registró una producción promedio diaria de 960 barriles, con un corte de agua menor al 2%. La profundidad final alcanzada fue de 13.932 pies, y confirmó el hallazgo de crudo mediano de 23º API.

La unidad productora en Boranda-2 ST se considera como un cuerpo independiente al encontrado en el pozo productor Boranda-1, y se encuentra aproximadamente 1.000 pies más profunda. Ecopetrol posee el 50% de la participación en el bloque y el otro 50% es propiedad de Parex que es el operador.

La cercanía a las estaciones receptoras de crudo Payoa, Provincia y a la refinería de Barrancabermeja, le generan una ventaja competitiva y operativa a este bloque, cuyos hallazgos confirman su prospectividad.

“Este hallazgo hace parte de la estrategia de incremento de reservas de Ecopetrol, que incluye como uno de sus focos explorar zonas cercanas a campos de producción. En este caso, los pozos Boranda se encuentran en la franja productora de los campos Pavas-Cáchira al noreste y Aullador y Cristalina al suroeste”, sostuvo Alberto Consuegra, vicepresidente Ejecutivo de Ecopetrol.