Exploración y explotación costa afuera en Colombia: 1

Exploración y explotación costa afuera en Colombia: Expectativas, retos, ventajas y desventajas

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N° tesis:

PROYECTO FIN DE CARRERA

Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERO ELÉCTRICO

Por

Jhonatan Alexander Chicacausa Niño

Exploración y explotación costa afuera en Colombia: Expectativas,

retos, ventajas y desventajas

Sustentado el 15 de diciembre de 2014 frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Ángela Cadena Monroy, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

- Jurados : Sandra Leyva Rolón, Profesional Especializado de la UPME

Rodrigo Marín Castillo, Profesor de ingeniería mecánica, Universidad de Los Andes


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Contenido 1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 5

2 OBJETIVOS ..................................................................................................................... 6 2.1 Objetivo General ...................................................................................................... 6 2.2 Objetivos Específicos .............................................................................................. 6 2.3 Alcance y productos finales ..................................................................................... 6

3 JUSTIFICACIÓN .............................................................................................................. 7

4 IMPORTANCIA DEL PETROLEO EN LA ECONOMIA COLOMBIANA .......................... 8 4.1 Relación reservas producción ................................................................................ 11

4.2 Producción ............................................................................................................. 12

5 EVOLUCIÓN DE LA INDUSTRIA ................................................................................. 15 5.1 Evolución de los contratos petroleros en Colombia .............................................. 15

5.1.1 Contrato de concesión (1905-1970) ............................................................... 15

5.1.2 Contrato de Asociación 50/50 (1970-1989) ................................................... 15

5.1.3 Contrato de Asociación escalonada (1990-1994) .......................................... 15

5.1.4 Contrato de Asociación factor R (1994-1998) ............................................... 15

5.1.5 Contrato de Asociación 70/30 (1998-2003) ................................................... 16

5.1.6 Contrato de Concesión Moderna (1998-2003) .............................................. 16

5.2 Evolución de Ecopetrol .......................................................................................... 16

5.3 Destino final de los hidrocarburos ......................................................................... 17 5.4 Escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos en Colombia ........................... 17 5.5 Estado actual costa afuera en Colombia. ............................................................... 20

5.6 Términos de referencia Ronda 2014 ...................................................................... 22 5.7 Ronda 2014 ............................................................................................................ 22

5.8 Resultados Ronda 2014 ......................................................................................... 26 5.9 Países de referencia en la exploración y producción de petróleo y gas costa afuera.

27

5.9.1 Noruega .......................................................................................................... 27

5.9.2 Brasil .............................................................................................................. 27

6 SELECCIÓN DEL MODELO .......................................................................................... 28

6.1 Modelo: Redes Neuronales Artificiales “Artificial Neural Network” (ANN). ... 29

6.2 Modelo: Regresión de vectores de soporte “Support Vector Regression” (SVR) 31

6.3 Modelo Grey “Grey Model” (GM (1, 1) Predicting Model)................................. 34 6.4 Modelo GWM “The Generalized Weng Model” ................................................... 35

6.5 Modelo HCZ ........................................................................................................... 36

7 ESCENARIOS DE HIDROCARBUROS CON MODELOS DE DINÁMICA DE SISTEMAS 37

7.1 Fuerzas directrices ................................................................................................. 40 7.2 Hipótesis ................................................................................................................ 40

7.2.1 Hipótesis “Hubbert” ...................................................................................... 41


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7.2.2 Hipótesis “Ayres” .......................................................................................... 41

7.2.3 Hipótesis “Hirsch” ......................................................................................... 41

7.2.4 Hipótesis “ONU” ........................................................................................... 42

7.3 Modelo ................................................................................................................... 42 7.3.1 Modelo base .................................................................................................... 42

7.3.2 Modelo mundo. ............................................................................................... 53

7.3.3 Modelo Colombia ........................................................................................... 58

7.3.4 Modelo Offshore base ..................................................................................... 59

7.3.5 Modelo Offshore mundo ................................................................................. 61

7.3.6 Modelo Colombia offshore ............................................................................. 62

7.3.7 Resultados ....................................................................................................... 73

8 CONCLUSIONES ........................................................................................................... 80

9 REFERENCIAS ............................................................................................................. 82

10 APENDICES .................................................................................................................. 98 10.1 Definiciones ....................................................................................................... 98

10.1.1 Petróleo .......................................................................................................... 98

10.1.2 Gas .................................................................................................................. 99

10.1.3 Recursos no convencionales ......................................................................... 100

10.2 Metodología del trabajo ................................................................................... 101

10.2.1 Plan de trabajo ............................................................................................. 101

10.2.2 Búsqueda de información ............................................................................. 102

10.2.3 Alternativas de desarrollo ............................................................................ 102

10.3 Validación del trabajo ...................................................................................... 103

10.3.1 Metodología de prueba ................................................................................. 103

10.3.2 Validación de los resultados del trabajo ...................................................... 103

10.3.3 Evaluación del plan de trabajo .................................................................... 103

10.4 Contexto energético.......................................................................................... 104

10.4.1 Contexto global ............................................................................................ 104

10.4.2 Contexto continental ..................................................................................... 117

10.5 Tecnologías y actividades costa afuera ............................................................ 124 10.5.1 Exploración costa afuera ............................................................................. 124

10.5.2 Operaciones de perforación ......................................................................... 128

10.5.3 Tipos de plataforma y barcos ....................................................................... 129

10.6 Tipos de reservas .............................................................................................. 137 10.6.1 Reservas probadas ........................................................................................ 137


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10.6.2 Desarrolladas ............................................................................................... 137

10.6.3 No desarrolladas .......................................................................................... 137

10.6.4 Reservas no probadas ................................................................................... 137

10.6.5 Reservas probables ....................................................................................... 138

10.6.6 Reservas posibles .......................................................................................... 138

10.7 Debilidades, oportunidades, fortalezas, y amenazas ........................................ 138 10.7.1 Debilidades ................................................................................................... 138

10.7.2 Oportunidades .............................................................................................. 139

10.7.3 Fortalezas ...................................................................................................... 139

10.7.4 Amenazas ...................................................................................................... 139

10.8 Normas ............................................................................................................. 140 10.8.1 Características del contrato de hidrocarburos ............................................ 141

10.8.2 Sistema tributario ......................................................................................... 142

10.9 Discusión .......................................................................................................... 143

10.10 Retos y recomendaciones ................................................................................. 144 10.11 Agradecimientos............................................................................................... 146

10.12 Lista de Tablas. ................................................................................................ 147 10.13 Lista de Figuras. ............................................................................................... 148

10.14 Siglas ................................................................................................................ 150 10.15 Propuesta .......................................................................................................... 153

1. Justificación ................................................................................................................ 153 2. Marco teórico .............................................................................................................. 154 3. Objetivos ..................................................................................................................... 154

4. Alcances...................................................................................................................... 155 5. Contexto del proyecto y tratamientos ......................................................................... 155

6. Recursos ..................................................................................................................... 156 7. Bibliografía ................................................................................................................. 157 8. Anexos ........................................................................................................................ 158

10.1 Paper ................................................................................................................. 161

Introducción .................................................................................................................... 161

Contexto ......................................................................................................................... 161

Importancia del petróleo en Colombia ........................................................................... 163 Modelo ............................................................................................................................ 163 Hipótesis ......................................................................................................................... 164 Modelo Colombia Offshore ............................................................................................ 165 Conclusiones ................................................................................................................... 170

Referencias ..................................................................................................................... 171


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1 INTRODUCCIÓN La industria petrolera tiene importantes repercusiones en la economía del país, la inversión extranjera directa en el sector es de aproximadamente el 30% del total y las exportaciones de petróleo, gas y sus derivados son el 55% del total del país. La relación reservas y producción de petróleo para el año 2013 es de 6.6 años y para gas natural su relación es de 15 años. La producción del país en el año 2013 fue levemente superior a un millón de barriles diarios. Las reservas de petróleo están cerca de acabarse y por tal motivo es necesario incorporar nuevas. Por ende el país quiere realizar actividades de exploración y producción de hidrocarburos costa afuera con la finalidad de encontrar estos recursos, Colombia no tiene una experiencia muy grande en las actividades costa afuera (offshore) y es por este motivo que el presente trabajo tiene como tema la industria petrolera enfocada en las actividades offshore. El proyecto muestra un contexto global y nacional de la exploración y explotación de petróleo y gas, a grandes rasgos y también prestándole especial atención a las actividades costa afuera. En el mismo se revisan superficialmente las tecnologías y metodologías utilizadas en dichas actividades, los aspectos positivos y negativos y los jugadores relevantes en el ámbito petrolero. El potencial costa afuera del país se determinara con un modelo de sistemas dinámicos el cual se basa en la implementación de la hipótesis del geólogo Hubbert, esta revela que la disponibilidad de un recurso finito influye en la producción del mismo incluso más que factores económicos, tecnológicos o políticos. Sin embargo, los factores previamente mencionados también son importantes y afectan la producción de los recursos no renovables, por tal motivo al modelo se incorporan otras hipótesis como: la de Ayres la cual tiene en cuenta el aspecto tecnológico; la hipótesis de Hirsch contempla ciertos factores de la economía; y finalmente la hipótesis de la ONU quien nos muestra a grandes rasgos el comportamiento poblacional a lo largo del tiempo. La industria petrolera costa afuera es una nueva aventura en la cual se pretende embarcar el país, por ende los retos que debe afrontar el mismo son variados y la forma de hacerle frente será un factor clave en el correcto desarrollo de las actividades offshore.


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2 OBJETIVOS

2.1 Objetivo General

El trabajo de grado tiene como principal objetivo crear un contexto global y nacional de la exploración y explotación costa afuera de hidrocarburos. En el mismo se debe analizar los impactos que éste tendría en el territorio colombiano.

2.2 Objetivos Específicos

Explicar las tecnologías y metodologías más utilizadas en la exploración y

explotación en terreno marino.

Identificar los riesgos que conlleva la exploración y explotación en terreno marino.

Investigar las principales normas de regulación que tiene Colombia con respecto

a la exploración y explotación costa afuera.

Realizar un estudio con diversos enfoques de las expectativas que tiene Colombia

con respecto a la explotación de hidrocarburos costa afuera.

Comparar las ventajas y desventajas que tiene Colombia en la explotación de

hidrocarburos en terreno marino.

Realizar una lista de retos que debe afrontar el país con el auge de la exploración

y explotación costa afuera. Adicionalmente, se debe ofrecer una solución a cada

uno de los retos.

2.3 Alcance y productos finales

El alcance del proyecto será el estudio y análisis que tendría la exploración y explotación costa afuera de hidrocarburos en el territorio nacional. En el trabajo se cubrirán diferentes puntos como: regulación, impactos, expectativas, retos, entre otros. También es importante mencionar, que el producto final ofrecerá una posible solución a los retos que ésta implementación implicaría.


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3 JUSTIFICACIÓN Uno de los temas con mayor relevancia en Colombia es la exploración y producción (E&P) de hidrocarburos costa afuera, y es precisamente en éste tema donde se centra el proyecto, el cual pretende analizar las ventajas y desventajas que ofrece ésta forma de extraer hidrocarburos, adicionalmente, contempla los retos que debe asumir el país para hacer frente a éste tema. Los mares de Colombia empiezan a mostrar oportunidades para ampliar la exploración de crudo. La extracción en territorio marino se ha convertido en una importante apuesta del sector y del Gobierno Nacional con la intención de ampliar las reservas de hidrocarburos del país. Sin embargo, es un reto grande ya que la industria petrolera en el mar no se encuentra muy desarrollada en el país. Varias empresas petroleras están preparando sus ofertas para la explotación de varios bloques costa afuera. Es un escenario aparentemente muy atractivo para al país pero al mismo tiempo implica esfuerzos grandes en la regulación, protección del medio ambiente, reglas de juego, personal capacitado en el área y demás temas que debe afrontar el país en los años venideros. Es un tema al cual se le debe prestar una importante atención debido al impacto que el mismo tendrá. Por lo tanto, el proyecto acoge un tema actual, de gran impacto y de una notoria relevancia en los siguientes años. La expectativa de encontrar millonarias reservas de hidrocarburos en el mar Caribe colombiano y, las actuales reservas de petróleo y gas (O&G) del país, han elevado el interés en la extracción de O&G en el territorio marino. Este nuevo escenario en el que la Nación retoma un gran interés en la E&P costa afuera conocida como offshore augura un importante desarrollo tecnológico y económico. Sin embargo, lo anterior conlleva una serie de riesgos, ya que la extracción de recursos en el agua es más compleja que en tierra. Adicionalmente los derrames de crudo en plataformas, buques de transporte y entre otros, pueden ocasionar daños grandes al lecho marino y su biodiversidad. Por tales motivos, este tema es bastante relevante en el contexto nacional.


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4 IMPORTANCIA DEL PETROLEO EN LA ECONOMIA COLOMBIANA

“En estos últimos cuatro años los sectores minero y petrolero alcanzaron en conjunto una tasa de crecimiento promedio del 8,9 por ciento y su participación en el PIB total se elevó hasta 7,8 por ciento. Adicionalmente, la participación de los hidrocarburos y los minerales en el total de nuestras exportaciones durante el 2013 fue de más del 72 por ciento, con ventas que superaron los 42 mil millones de dólares. Al mismo tiempo la Inversión Extranjera Directa en el sector durante ese mismo periodo fue casi de 8 mil millones de dólares. ¡Estamos hablando de casi la mitad del total de la inversión extranjera directa! Todo esto se ha traducido en aportes a la Nación, es decir, a todos los colombianos.”1

Las anteriores fueron las palabras de apertura que el Presidente Juan Manuel Santos enunció en el Décimo Congreso Internacional de Minería y Petróleo realizado en la ciudad de Cartagena en el presente año. Las cuales dejan entrever la importancia del sector de hidrocarburos en el país. Tal y como se observa en la siguiente grafica las exportaciones del país han mejorado con el paso de los años, si nos detenemos en el caso particular del petróleo, gas y sus derivados, estos han incrementado su porcentaje de participación en las exportaciones totales del país. Desde el año 2010 este porcentaje ha venido en aumento hasta obtener para el año 2013 un 55%, lo anterior convierte a la industria petrolera en la más importante en exportaciones del país.

Una de las variables más representativas que impulsaron el crecimiento del sector petrolero fue la Inversión Extranjera Directa (IED), ya que gracias a estos recursos se pudo desarrollar proyectos de alto costo. El Gobierno realiza esfuerzos para atraer los recursos privados extranjeros y nacionales ofreciendo políticas estables y atractivas para la inversión en territorio colombiano, uno de los resultados obtenidos es que desde el año 2006 la IED en este sector represento como mínimo el 30% del total, en donde en términos generales se puede decir que un tercio de la IED se destinó a la industria petrolera.

1 J. M. Santos, “Palabras del Presidente Juan Manuel Santos en la instalación del Congreso Internacional de

Minería y Petróleo,” Décimo Congreso Internacional de Minería y Petróleo., Cartagena., Col. 2014, pp. 1.


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Figura 1. Exportaciones de Colombia [8].

Figura 2. Inversión extranjera directa en Colombia [8].

Reconociendo la importancia del sector de hidrocarburos en la economía nacional, desde el Gobierno se ha planteado una política económica que busca aumentar la producción y reservas de petróleo y gas, lo cual generaría grandes beneficios económicos que se traducirían en mayor desarrollo social y productivo del país. Los resultados saltan a la vista, ya que en seis años la producción de petróleo incremento un 71% y las reservas de petróleo y gas aumentaron 75% y 89% respectivamente.


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Figura 3. Producción anual en miles de barriles de petróleo equivalente diario (KBPED) [8].

Figura 4. Reservas de petróleo y gas en Colombia [8].

La necesidad de incorporar nuevas reservas de petróleo y gas ha obligado al gobierno a buscar nuevos yacimientos, por tal motivo para este año, el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos crearon la Ronda 2014, la cual tiene como finalidad impulsar la inversión y aumentar la producción y reservas del país. En total se ofertaron 95 bloques dentro de los cuales cabe resaltar la incursión en nuevos lugares de exploración como lo son los 13 de Costa Afuera y los 27 no convencionales. Así lo confirma el presidente


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de la ANH, al afirmar que existe una necesidad en el país de “…continuar el esfuerzo exploratorio que se requiere con el fin de mantener la producción, incrementar las reservas, asegurar la autosuficiencia energética y servir de motor al desarrollo del país.”2 Cabe resaltar que según el estudio de percepción realizado por la ANH, Colombia tiene una posición de privilegio en el atractivo general en comparación con algunos países de la región para ser receptora de inversión extranjera, como se puede observar en la siguiente figura. Lo anterior se podría considerar como una ventaja competitiva para que la Ronda 2014 obtenga los resultados esperados.

Figura 5. Atractivo de inversión [8].

4.1 Relación reservas producción

La relación entre reservas probadas y producción de Colombia en petróleo son de 6.6 años y de gas son de 15. El comportamiento de las reservas de crudo en los últimos años ha permanecido casi constante, pero en el año 2013 se presentó la menor cantidad de reservas en años, debido en gran medida al incremento en la producción anual del recurso, en el año 2005 el país tuvo una producción de 192 MMbbl y año tras año desde esa fecha la producción del país ha aumentado hasta 368 MMbbl en el 2013. Las reservas probadas de petróleo han venido en aumento todos los años desde el 2007 ocasionando que en el año 2013 las reservas encontradas hayan sido las mayores alcanzadas en la historia del país [9]. Los años que el país tuvo menos incorporación de reservas fueron 2002 con casi nada y 2007 con 42 MMbbl. Desde el año 2008 hasta el 2013 las reservas incorporadas del país fueron de 2881 MMbbl y la producción fue de 1794 MMbbl [9].

2 J. Betancourt, “Ronda Colombia 2014/Abriendo la frontera,”. Portafolio, pp. 1. Julio, 2014.


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La producción de gas ha venido en crecimiento, en el año 2000 la producción de gas en el país fue de 210 GPC y en el año 2013 fue de 428 GPC, en un poco más de una década la producción de NG incrementó en casi el doble. La relación entre reservas y producción que aparece en la figura que se presenta a continuación tienen como fuente de las reservas probadas hasta el año 2006 a Ecopetrol, en el año 2007 la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) incluyó dos tipos de reservas: la de color azul son las reservas probadas y las de color rojo son las reservas probadas y probables. Entonces la relación entre reservas probadas y producción para el 2013 de NG es de 12.9 años.

Figura 6. Reservas de O&G de Colombia en años [9].

4.2 Producción

Meta es sin duda alguna el departamento que más petróleo produce en el país, tiene una producción fiscalizada promedio de 477.681 barriles por día calendario (BPDC) en el periodo entre abril de 2012 y marzo de 2013, adicional a ello representa el 50% de la producción total del país [58]. Casanare también juega un papel relevante en la producción de hidrocarburos, ya que tiene la producción fiscalizada de gas más grande del país con 1824 millones de pies cúbicos por día calendario (MPCD), lo cual representa el 68% de producción total [10]. La Guajira es la región en donde más gas se entrega al oleoducto con 545 MPCD y esto representa un poco más del 98% de gas fiscalizado, el restante se utiliza en campo. El departamento tiene un quinto de la producción total del país y gran parte de su oferta la demanda la Costa Atlántica y las exportaciones a Venezuela. El Departamento de Casanare aparte de tener el 50% de la producción de gas del país, también tiene el 17% de la de petróleo, convirtiéndola en la segunda región productora del recurso [11].


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Las principales empresas productoras de petróleo en Colombia son: Ecopetrol S.A. de economía mixta cuya producción es la mayor de Colombia con 36% del total y Meta Petroleum Limited filial de Pacific Rubiales Energy cuya producción es del 25% del total. Colombia tiene más de 500 campos petroleros y el más grande es Rubiales ubicado en el departamento del Meta cuya producción es un quinto de la total del país, otros campos importantes pero no tan grandes como Rubiales son: Castilla operado por Ecopetrol, Quifa operado por Meta Petroleum [9, 12].

Figura 7. Producción de O&G en Colombia 2013 [9].

Los gráficos que se presentan a continuación toman la información de la Asociación Colombiana de Ingenieros de petróleos (ACIPET) y representan el promedio de enero a mayo del 2014 [13].


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Las tres empresas más importantes en la producción de gas son: Ecopetrol S.A., Equion Energy Limited cuyos dos accionistas los componen Ecopetrol S.A. con el 51% de las acciones y Talisman Energy de Canadá con el restante y finalmente, Chevron Petroleum Company cuya participación compone el 97% de la producción total de gas. [9, 14]. Los campos más productores son operados por las empresas mencionadas anteriormente de la siguiente forma: Ecopetrol S.A. opera Cupiagua en Casanare y un poco más del 48% de Cusiana, el restante lo opera Equion; por último, el campo de Chuchupa se ubica costa afuera en el Departamento de la Guajira y lo opera Chevron en alianza con Ecopetrol, este campo contempla tres sub-campos Chuchupa A y Chuchupa B ubicados en plataformas de ultra mar, y Ballena en la costa de la Guajira [9, 15].

Figura 8. Campos petrolíferos y empresas con mayor producción [9].

Figura 9. Campos gasíferos y empresas con mayor producción [9].


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5 EVOLUCIÓN DE LA INDUSTRIA

5.1 Evolución de los contratos petroleros en Colombia

5.1.1 Contrato de concesión (1905-1970)

El contrato tenía una duración de 20 años y las regalías oscilaban entre el 10 y 14%, las empresas privadas tenían el control total de la producción pero el Estado colombiano recibía el 50% de las ganancias (State Take).

5.1.2 Contrato de Asociación 50/50 (1970-1989)

La Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) se encontraba vigente y era la encargada de administrar los hidrocarburos de la Nación, así cualquier empresa petrolera tenía que llegar a un acuerdo con Ecopetrol para poder explorar y explotar los recursos hidrocarburífero del país. Las regalías eran del 20% fijo e impuestos y la producción se dividía en partes iguales, pero Ecopetrol debía asumir la mitad de los costos de operación y desarrollo. Los contratos tenían un periodo de 28 años y el State Take era entre el 68% y 70%.

5.1.3 Contrato de Asociación escalonada (1990-1994)

El contrato de Asociación escalonada era similar al de asociación 50/50 ya que las regalías eran del 20%, los costos de operación para el Estado fueron del 50% y el State Take se encontraba entre el 68 al 70%. La diferencia era que la distribución de la producción era escalonada.

5.1.4 Contrato de Asociación factor R (1994-1998)

Las regalías eran del 20% y el porcentaje de participación del asociado se establecía bajo la relación de ingresos y egresos llamado factor R. Por ejemplo, si el factor R era igual a la unidad el inversionista recuperaba su inversión y la participación del Estado se incrementaba gradualmente, es importante mencionar que la participación inicial del Estado era del 50%, adicionalmente el State Take era aproximadamente del 81%.


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5.1.5 Contrato de Asociación 70/30 (1998-2003)

En este contrato se pretende atraer al inversionista ya que el 70% de los ingresos son para el mismo, mientras que el Estado permanece con el 30%. En este periodo también se cambió el factor R y se incrementó hasta 1.5 para que el inversionista recuperara su inversión y obtuviera ganancias del 50%, las regalías pasaron del 20% a un formato de regalías escalonadas que oscilaban entre 5 y 25% dependiendo del tamaño del yacimiento, el promedio de regalías era del 8%, adicionalmente el State Take fue de 68%.

5.1.6 Contrato de Concesión Moderna (1998-2003)

Se retoma los contratos de concesión y donde no es necesario asociarse con Ecopetrol, también se le quita la facultad de administrar los hidrocarburos a la empresa Estatal y se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) encargada de dicha función. Ecopetrol se convierte en una empresa más del mercado y pasa a ser de economía mixta. También se eliminó los impuestos de remesas, se crearon exenciones tributarias para la importación de equipo y otras que permitieron reducir las regalías.

5.2 Evolución de Ecopetrol

Los inicios de la actividad petrolera en el país se remontan al año 1921 cuando la empresa Tropical Oil Company inicio actividades en el campo la Cira-Infantas. Sin embargo, es hasta el año 1951 cuando esta actividad es desarrollada por el Estado a través de la naciente empresa Colombiana de Petróleos. La empresa se constituyó como comercial e industrial del estado cuya principal actividad era administrar el recurso hidrocarburífero, fue creciendo progresivamente gracias a la incorporación de algunas concesiones que fueron revertidas para la época. En el año 1961 toma el control y manejo de la refinería de Barrancabermeja y trece años más tarde compra la refinería de Cartagena. Para inicios de la década del setenta adopta su primer estatuto orgánico que ratifica su naturaleza de empresa industrial y comercial del Estado, se vincula al Ministerio de Minas y Energía y la Contraloría General de la Republica tomo control sobre su vigilancia fiscal. En 1983 se hace el descubrimiento de Caño Limón con unas reservas estimadas en 1100 millones de millones de barriles, lo cual permitió que para el año 1986 Colombia volviera hacer un país de petróleo.


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En la década del noventa Colombia continúo con el auge prolongando su autosuficiencia petrolera, gracias al descubrimiento de nuevos campos como lo fueron Cusiana y Copiagua, lo cual realizo en asociación con la British Petroleum Company (BP). Posteriormente con la entrada del nuevo milenio el gobierno colombiano atreves del decreto 1760 de 2003 modifico la estructura orgánica de la empresa, la cual desde ahora se denominaría Ecopetrol S.A. y se constituiría como una sociedad por acciones. Esta reforma tenía como objetivo internacionalizar y hacer más competitiva a la empresa en un escenario mundial. Es en este marco en donde se crea la ANH, la cual tiene como principal función actuar como administrador del recurso petrolero.

5.3 Destino final de los hidrocarburos

La producción de petróleo promedio diaria del país para el año 2012 fue de 944 Mbd y las exportaciones diarias fueron de 622 Mbd, indicando que un poco más del 65% petróleo se fue a otros países como: US (que es el mayor destino del petróleo Nacional), China y España (ubicados en un escalón abajo) y finalmente y con menores importaciones están los Países Bajos, Chile e India. Una porción importante del crudo y sus derivados se va al sector transporte [16-17]. La mayor producción de gas que fluye por gasoducto se origina en la Guajira con 590 GBTUD en promedio para el año 2013, de este 366 GBTUD se consume en la Costa Atlántica, 177 GBTUD son exportaciones a Venezuela y el restante ayuda a cubrir la demanda del Noroeste junto con la oferta que se genera en los Llanos Orientales. Dicha región origina 480 GBTUD, los cuales consume en su mayoría el centro del país y la restante cubre gran parte de la demanda faltante del país [11].

5.4 Escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos en Colombia

Los pronósticos de producción de hidrocarburos e incorporación de reservas para el periodo de tiempo 2013-2035 realizado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), utilizó la técnica de escenarios la cual tiene en cuenta los factores de éxito del sector tales como: incremento en la inversión debido a un marco regulatorio favorable, mejora de la inversión bajo diferentes esquemas de negocio, conocimiento geológico y potencial de éxito en la exploración, incorporación calificada de recurso humano y modernización de Ecopetrol, disponibilidad de infraestructura, aumento en la productividad debido a nuevos esquemas de perforación, incursión de nuevas tecnologías que permitan aumentar el factor de recobro en cuencas maduras, precios altos de petróleo y mercado internacional favorable, adecuados factores socio-culturales, y finalmente se espera una disminución en la inseguridad del país. También los escenarios contemplan variables como:


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descubrimientos de hidrocarburos convencionales, hallazgos de crudos pesados principalmente en la cuenca de los Llanos, descubrimientos costa afuera, potencial de no convencionales, factor de recobro, precio de referencia del barril de petróleo, política estatal petrolera y factores ambientales [18]. Los estudios realizados por la UPME contemplan los análisis de potencial geológico realizado por la ANH, opiniones de expertos, empresas, instituciones y gremios gubernamentales y no gubernamentales del sector energético y de medio ambiente. Con los factores de éxito, variables y demás herramientas la UPME creó tres escenarios que pronostican la producción e incorporación de hidrocarburos, estos escenarios son: escases (escenario más adverso), base (escenario más probable) y abundancia (Escenario más favorable) [18].

Escenario base: se creó a partir de los estados de mayor probabilidad para cada una

de las variables y el mismo contempla una adición anual en promedio de 355

millones de barriles de crudo (MMBBL) y 324 Giga pies cúbicos (GPC) de gas.

También contempla una adición de los recursos más fáciles de desarrollar no

convencionales, un incremento en el factor de recobro en algunas de las cuencas

más grandes del país y un precio del barril de petróleo entre US$75/bbl y

US$125/bbl [18].

Escenario de escasez: se construyó con los estados que mostraban mayores

limitaciones a la oferta de hidrocarburos y los hallazgos de hidrocarburos son bajos,

con una adición anual promedio de 178 MMBBL de crudo y 54 GPC de gas.

Desafortunadamente en dicho escenario los desarrollos tecnológicos no fueron lo

suficientemente buenos para impactar adecuadamente los factores de recobro y no

convencionales. El precio referencia de petróleo permanece en el rango del

escenario base debido a la baja probabilidad de llegar a un valor inferior a

US$75/bbl. Los resultados geológicos no fueron atractivos en áreas donde los costos

de producción son altos, lo cual genera poco desarrollo en aguas profundas, un

desarrollo casi nulo en recursos no convencionales, y finalmente un factor de

recobro bajo [18].

Escenario de abundancia: el presente escenario refleja los estados más favorables

desde el punto de vista de la oferta de hidrocarburos, en el mismo adiciona 1.642

MMBBL de petróleo y 760 TPC de gas cada año. La suposición de dicho escenario

establece un precio cercano a los US$125/bbl, gracias a esto se incentiva la inversión

en hidrocarburos no convencionales, adquisición de tecnología que ayude a mejorar

los factores de recobro de las cuencas grandes de la Nación y por supuesto, un

mayor desarrollo en aguas profundas [18].


19

Tabla 1.Reservas incorporadas en diferentes escenarios [18, 19].

Incorporación

Escenario Reservas probadas Reservas posibles

Base 90% 75%

Escases 50% 25%

Abundancia 100% 100%

La proyección de hidrocarburos proveniente de campos por descubrir (“Yet to find”) incluye crudos pesados (en y fuera de los Llanos Orientales) y el gas localizado en el offshore colombiano. Los descubrimientos costa adentro obtendrán resultados en el corto plazo y a partir del año 2012 mientras que los de costa afuera empezarán a partir del año 2014 y, las de mayor sensibilidad ambiental como el Amazonas se presentará a finales de la presente década [19]. El pronóstico de producción yet to find (YTF) de la UPME incluye crudos pesados y gas offshore, el mismo consideró hipótesis en el descubrimiento, desarrollo y producción tomando como referencia el estudio de IHS. Los escenarios de reservas de crudo y gas en Colombia se muestran en las siguientes gráficas [19].

Figura 10. Escenarios de Incorporación de Reservas de Crudo [18].

Los hidrocarburos no convencionales juegan un papel importante en la incorporación de reservas, ya que su nivel de impacto es alto pero desafortunadamente la incertidumbre también es elevada, un efecto similar sufre el potencial offshore y el YTF pesado. En cada uno de los tres escenarios los recursos no convencionales, YTF convencional y YTF pesado ofrecen un comportamiento similar en donde en un escenario abundante conforman la


20

mayor cantidad de reservas incorporadas, mientras en los escenarios de escases y base conforman aproximadamente la mitad de las reservas.

Figura 11. Escenarios de Incorporación de Reservas de Gas [18].

Los nuevos desarrollos en los diferentes escenarios permanecen casi constantes a excepción del escenario de escases, el cual pierde un 25% de reservas con respecto a los otros dos. Al igual que en las reservas incorporadas de crudo, los hidrocarburos no convencionales y YTF convencionales cambian su potencial dramáticamente de un escenario a otro.

5.5 Estado actual costa afuera en Colombia.

El único pozo de producción costa afuera que tiene el país se encuentra ubicado en la Guajira y es operado por la empresa Chevron, también se tienen 13 bloques en el Mar Caribe que se encuentran en fase de exploración y uno en el Océano Pacifico para un total de 14. Las empresas encargadas de la exploración son: Anardako, Ecopetrol, Repsol, Petrobras, Equion y ONGC. El país tiene 5 contratos de evaluación técnica en el Mar Caribe, en donde Shell tiene 2, Anardako 1, la unión temporal entre Ecopetrol y Anardako 1 y, el restante lo posee la unión temporal entre Ecopetrol y Repsol.


21

El país tiene el reto de la búsqueda de hidrocarburos en las profundidades del mar, aunque el mismo se presenta como una excelente oportunidad para incrementar las reservas y producción de petróleo y gas.

Figura 12. Bloques costa afuera Colombia [21].


22

5.6 Términos de referencia Ronda 2014

El primer ítem a tener en cuenta es que para la Ronda se puede participar como inversionista o como operador dependiendo de cada una se tiene que cumplir unos requisitos mínimos. Los operadores deben cumplir el aspecto legal, económico, técnico y operacional, responsabilidad medio ambiental y responsabilidad social y empresarial; mientras que los inversionistas solamente deben cumplir los primeros dos aspectos. El segundo ítem brinda la oportunidad de participar a empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras, como proponente individual o plural (consorcios, uniones temporales y promesa de sociedad futura). El tercer ítem se relaciona con el patrimonio neto en donde se debe demostrar 6 millones de US$ para contratos de exploración y producción (E&P) en plataforma continental y convencionales, 20 millones de US$ para contratos de evaluación técnica (TEA) continentales convencionales, y finalmente 200 millones de US$ para los contratos que involucren costa afuera y no convencionales. Las empresas que se encuentren en la última edición del top 100 del ranking The World´s Top Oil Companies no requieren presentar información financiera, capacidad técnica y operacional, califican automáticamente. La capacidad medio ambiental se certifica con la norma ISO 14001 o mediante certificaciones, la RSE requiere la norma ISO 26000 u otra equivalente.

5.7 Ronda 2014

La ronda 2014 tiene como finalidad ofrecer 95 bloques para explotar y de esta forma se pretende atraer inversión al país, este tipo de rondas se dividen en tres: (T1, T2 y T3), la primera oferta 53 bloques con dos subcategorías, continental y costa afuera; la segunda ofrece 18 bloques continentales y de hidrocarburos no convencionales; por último la tercera ronda tiene 24 bloques en los que la mayoría son continentales y los restantes costa afuera [22]. Para la primera vuelta de la ronda se recibieron 23 ofertas por parte de 19 empresas y la inversión proyectada para esta ronda es de aproximadamente 1400 millones de dólares. Los yacimientos que tuvieron una gran demanda fueron aquellos catalogados como descubiertos no desarrollados; una de las propuestas más interesantes que recibió el país fue realizada por la petrolera americana Anardako, cuya propuesta contempla un plan de exploración de 20 mil Km de sísmica 3D convirtiendo a este programa en el más grande del mundo offshore [23].


23

Figura 13. Ronda 2014 [22].

La ronda también quiere promover la inversión en la E&P de hidrocarburos no convencionales, algunos de estos incentivos es cambiar el precio base de US$43.37 a US$87.48, también tendrá un 40% de descuento sobre las regalías (dicho descuento no es aplicable para convencionales) y finalmente los periodos de E&P se incrementaron a 9 y 30 años respectivamente [23]. El potencial de hidrocarburos no convencionales en la Nación es significativo, si se contempla la facilidad de incorporar este tipo de recurso en el desarrollo comercial. Aunque es importante mencionar que los no convencionales usualmente recibían poca atención a pesar de su potencial. Sin embargo, actualmente tiene más protagonismo probablemente a dos factores: el primero, a la importancia económica que el sector petrolero representa para el país y el segundo, al decaimiento de las reservas de O&G [23]. La UPME realizó la construcción de escenarios sobre hidrocarburos no convencionales en Colombia, contemplando factores y variables críticas tanto internas como externas con diversos niveles de incertidumbre. El resultado contempla 3 escenarios: escasez, base y abundancia. En el base se predice una incorporación aproximada de 9.1 billones de barriles de crudo y 6 Tera pies cúbicos (TPC) de gas en las siguientes dos décadas [23]. La ronda 2014 de Colombia aparte de tener interés en los hidrocarburos no convencionales, presta atención al potencial offshore y eso se puede apreciar en la siguiente gráfica, a pesar de tener menos bloques en la oferta, la cantidad de área es similar tanto continental como costa afuera. La cantidad de hectáreas se obtuvo mediante un archivo de Excel publicado por la ANH [25].


24

Figura 14. Ronda 2014 por cantidad de hectáreas [25].

Las áreas costa afuera que Colombia ofreció en la ronda 2014 se muestran en la siguiente figura y tabla, en donde La Guajira, el Choco, Sinú, Tumaco y Colombia Pacifico ofertaron uno o varios bloques. Los contratos de evaluación técnica (TEA) se encuentran ubicados en Tumaco y Colombia Pacifico, mientras que los contratos de E&P tienen lugar en La Guajira, Choco y Sinú. Adicionalmente, los contratos solamente contemplan los hidrocarburos convencionales. Colombia recibió ofertas para los bloques de La Guajira Offshore 1 y 2, y Colombia Pacifico 2, 3, y 5. La empresa ONGC VIDESH LIMITED oferta para GUA OFF 2 y la unión temporal entre Repsol y Ecopetrol presentó la mejor oferta para el bloque GUA OFF 2. Colombia Pacifico otorgó tres bloques, en donde la empresa americana Anardako presentó la única oferta para el bloque COL 2 y tiene la mejor propuesta para el bloque COL 5 en unión temporal con Ecopetrol, mientras que el bloque costa afuera Col 3 fue aquel que recibió mayores ofertas donde se resalta la realizada por la empresa holandesa SHELL [26].

Tabla 2.Tipo de contrato ronda 2014 [26, 27].

Siglas Descripción Tipo de área

COL 1 Colombia Offshore 1




COL 8 Colombia Offshore 8 Tipo 3 TEA – Convencional

COL 9 Colombia Offshore 9 Tipo 3 TEA – Convencional

GO 6 La Guajira Offshore 6 Tipo 1 E&P – Convencional




SO 1 Sinú Offshore 1


25

SO 3 Sinú Offshore 3 Tipo 1 E&P – Convencional




SO 7 Sinú Offshore 7

CO 5 Choco Offshore 5 Tipo 1 E&P – Convencional

CO 6 Choco Offshore 6 Tipo 1 E&P – Convencional

TO 5 Tumaco Offshore 5 Tipo 3 TEA – Convencional

Figura 15. Bloques costa afuera ronda 2014 [26].


26

5.8 Resultados Ronda 2014

Del total de los bloques ofertados el 28% recibieron propuestas lo cual se acerca a la meta del Gobierno que era del 30%, lo que se puede analizar de dos formas: la primera, la participación demuestra que el país se constituye como un destino atractivo para el capital privado tanto nacional como extranjero que quiere invertir en el sector de hidrocarburos; y la segunda, es que a pesar de los avances logrados los bloques que ofertaban los yacimientos no convencionales no tuvieron la acogida esperada, por el contrario los yacimientos descubiertos no desarrollados fue el único grupo de bloques que recibieron ofertas en su totalidad, demostrando de esta manera una tendencia a buscar activos productivos con un nivel bajo de riesgo. Solamente las grandes empresas centraron su interés en los bloque costa afuera a pesar de que estos tienen un potencial esperado de 1500 MMbbl y cuentan con menos complicaciones en términos de seguridad e interacción con las comunidades [28]. Las propuestas recibidas para los bloques costa afuera de tipo 1 prospectiva de yacimientos convencionales solamente recibió ofertas para el bloque Sin Off 7, la cual llego de la unión temporal entre Shell y Ecopetrol. Las propuestas para los bloques costa afuera tipo 3 Col 1, Col 6 y Col 7 fueron realizadas por Anardako y para el bloque Col 4 se recibió una oferta de la unión temporal de Repsol, Exxon Mobil y Statoil [29]. En la siguiente tabla se muestra el resumen de los bloques y cuencas adjudicados en la Ronda 2014.

Tabla 3.Resumen Ronda 2014 [30].


27

5.9 Países de referencia en la exploración y producción de petróleo y gas costa afuera.

5.9.1 Noruega

Es considerado como uno de los países más ricos del mundo y con un nivel alto de la calidad de vida de su población, este se ha consolidado como un referente en la explotación de recursos naturales, en especial petróleo, como potencializador de su riqueza. Una particularidad de este país es que cuando empieza su explotación de petróleo, este ya contaba con una institucionalidad interna fuerte, eficiente y competitiva; así mismo, las políticas diseñadas desde el gobierno estuvieran encaminadas en consolidar una independencia en el abastecimiento interno de estos recursos. De ahí la necesidad inicial de desarrollar una capacidad tecnológica con alta productividad, lo cual mejoraría las condiciones de negociación con las empresas multinacionales que serían las primeras en explotar sus recursos. Para el año 1970 se crea la empresa petrolera estatal Statoil la cual desde sus inicios se enfoca en realizar una transferencia de conocimientos desde las empresas extranjeras hacia la naciente empresa estatal, bajo la premisa “learning by doing”. Lo anterior permitió que al inicio de la década de los ochenta Statoil estuviera en la capacidad de desarrollar autónomamente nuevos proyectos offshore, consolidándola desde ese momento como una de las empresas más importantes en ese campo a nivel mundial [31].

Otro aspecto importante a tener en cuenta es que se propulsó el desarrollo de industrias locales que estuvieran en la capacidad de proveer productos y servicios de alta calidad tecnológica, que la industria petrolera requería. Es por esto que se reconoció la importancia de invertir en investigación y desarrollo lo que llevó a crear el Sistema Noruego de Innovación en Tecnologías de Petróleos, espacio en el cual participarían varios sectores como la industria, centros de investigación y desarrollo, universidades y gobierno [31].

5.9.2 Brasil

Tomando como referencia el modelo noruego Brasil ha diseñado políticas tendientes a convertir al país en un productor importante de petróleo en el ámbito mundial, pero al mismo tiempo ve la necesidad de realizar grandes esfuerzos para posicionarse como un generador y proveedor de tecnología petrolera a escala mundial, particularmente en un área que se consolida hoy en día con un gran potencial, como lo es la exploración y explotación costa afuera. Esto se debe principalmente a que este país tiene la mayoría de sus reservas petroleras en aguas profundas (Campos Presal).


28

Algunos aspectos que son importantes mencionar para entender la evolución que ha sufrido este país son:

Creación del CENPES como una red en investigación, desarrollo e innovación en

tecnología petrolera.

Creación y desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo como el proyecto

PROCAP.

Atracción de empresas multinacionales para aprender su metodología y uso de las

herramientas tecnológicas, que estas emplean en sus procesos productivos.

Diseño y ejecución de políticas dirigidas a impulsar la participación de mano de obra,

productos y tecnologías locales en los proyectos petroleros.

6 SELECCIÓN DEL MODELO

La selección del modelo tiene en cuenta 6 tipos de ellos: modelo basado en redes neuronales, modelo de regresión de vectores de soporte, modelo Grey, modelo generalizado Weng, modelo HTZ, modelo Hubbert; todos se explican a continuación y se muestra las ventajas y desventajas de cada uno. Los modelos se pueden clasificar en dos: los primeros tres (redes neuronales, vectores de soporte y Grey) necesitan una serie histórica de datos para poder realizar la predicción, estos aprenden el comportamiento histórico y dependiendo del mismo crean un pronóstico, son usados en diferentes áreas y también en la predicción de perfiles de producción de petróleo con un grado relativamente alto de precisión. Aunque es importante mencionar que el pronóstico que generan pierde precisión con el tiempo y necesariamente debe tener como entrada datos históricos, lo cual se convierte en un inconveniente grande cuando se cree el modelo para la predicción de producción de petróleo costa afuera en Colombia, ya que no hay datos históricos debido a que es una nueva área del sector de petróleos en el país. Los últimos tres (Weng, HTZ, Hubbert) son similares en su filosofía en la cual expresan que los recursos no renovables siguen el ciclo de la vida en donde hay un punto inicial, este crece hasta llegar a una etapa de maduración y pico máximo de rendimiento, posterior a ello se encuentra una etapa de decrecimiento hasta llegar a la finalización del ciclo. Los dos primeros (Weng y HTZ) se utilizaron en el pronóstico de producción de China en el cual también incorporaron el nivel de demanda para determinar cuánto crudo debía importar el país, estos modelos son usados frecuentemente en China pero raramente fuera de este país. Por último se tiene el modelo del geólogo Hubbert el cual predijo el pico de rendimiento de Estados Unidos varios años antes (sin incluir la producción de Alaska que en ese tiempo no pertenecía al país ni la producción de petróleo no convencional), el modelo


29

de Hubbert funciono bastante bien en Estados Unidos y se ha aplicado en otros sitios con relativo éxito, el mismo no tiene en cuenta factores económicos, políticos entre otros. Sin embargo sus predicciones son bastante acertadas y por tal motivo se selecciona este modelo, también es importante mencionar que el modelo utiliza como entrada la serie histórica de producción para adaptarlo mejor a la realidad pero esta entrada no es indispensable para la creación de pronósticos y debido a este facto además de la aplicación del mismo en diversos sitios posicionan al modelo de Hubbert como la mejor opción para las necesidades del proyecto.

6.1 Modelo: Redes Neuronales Artificiales “Artificial Neural Network” (ANN).

Las redes neuronales artificiales (ANN) intentan emular ciertas características de los humanos como la capacidad de asociar eventos y memorizar. Se puede decir que las ANN representan un modelo artificial y simplificado del cerebro humano donde la característica más relevante de nuestra especie, es la capacidad de adquirir conocimiento atreves de la experiencia y esto es lo que pretende imitar las ANN. Las principales ventajas son: aprendizaje adaptativo, auto organización, tolerancia a fallos, operación en tiempo real, fácil inserción en la tecnología, entre otras. Su campo de aplicaciones es bastante amplio e incluye sectores como la medicina, medio ambiente, industria, economía, predicciones y demás. Aunque el interés primordial será en la aplicación en el análisis de tendencias y patrones, los cuales puedan simular comportamientos futuros. La aplicación de ANN en un modelo para la predicción de la producción de petróleo se utilizó en las referencias [32] y [33]. Los dos utilizan como entrada los niveles de producción histórica y dependiendo del comportamiento de estos valores se extrae un patrón para estimar la producción futura. El modelo tiene 3 capas y se clasifica como back propagation con función de predicción, la primera capa son las entradas, luego se encuentran las capas intermedias las cuales pueden ser una o más y, finalmente la capa de salidas. La figura que se muestra a continuación muestra la estructura general de la ANN back propagation.


30

Figura 16. Diagrama típico de ANN.

Las entradas son 𝑢(𝑡) = (𝑢1(𝑡), 𝑢2(𝑡), … . , 𝑢𝑚(𝑡))𝑇, las variables de salidas son 𝑥(𝑡) =(𝑥1(𝑡), 𝑥2(𝑡), … . , 𝑥𝑚(𝑡))𝑇, las muestras para el proceso de entrenamiento son

𝑢𝑘 = 𝑢1𝑘, 𝑢2

𝑘, . . , 𝑢𝑠𝑘 donde 𝑘 = 1,2, … , 𝑛. El color azul representa la capa de entrada, el

color amarillo es la capa media y finalmente el color rojo es la capa de salida, los pesos entre capas son 𝑊𝑖𝑗 y 𝑉𝑗𝑡 y el valor umbral entre las capas del medio y de salida son 𝜃𝑗 y 𝛾𝑙

respectivamente.

Figura 17. Valores umbral.

El tipo de función de activación es Sigmoid 𝑓(𝑥) = (1 + 𝑒−𝑥)−1 una de las más comunes, las entradas y salidas de cada neurona se muestran a continuación.

𝑔𝑗𝑘 = ∑𝑤𝑖𝑗 ∗ 𝑢𝑖

𝑘 − 𝜃𝑗

𝑠

𝑖=1

(𝑖 = 1,2, . . , 𝑚; 𝑗 = 1,2, … , 𝑝)

ℎ𝑗𝑘 = 𝑓(𝑔𝑗

𝑘) (𝑘 = 1,2, … . , 𝑛)

𝑚𝑙𝑘 = ∑𝑣𝑗𝑙 ∗ ℎ𝑗

𝑘 − 𝛾𝑗

𝑝

𝑖=1

(𝑙 = 1,2, … . , 𝑛)

𝑥𝑙𝑘 = 𝑓(𝑚𝑙

𝑘)


31

La tasa de aprendizaje es 𝜂(0 < 𝜂 < 1) y el error total en la red después de N muestras es:

𝐸𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =1

2∑ (𝑥𝑖𝑛𝑙

𝑘 − 𝑥𝑜𝑢𝑡𝑙𝑘)2

0≤ 𝑘 ≤ 𝑁0≤𝑙≤𝑛

Los errores en la capa de salida e intermedia son 𝑑𝑙𝑘 y 𝑒𝑗

𝑘 respectivamente, las ecuaciones

que describen el comportamiento de los errores, pesos entre las conexiones y valores umbrales internos se muestran a continuación.

𝑑𝑙𝑘 = (𝑥𝑖𝑛𝑙

𝑘 − 𝑥𝑜𝑢𝑡𝑙𝑘) ∗ (𝑥𝑜𝑢𝑡𝑙

𝑘) ∗ (1 − 𝑥𝑜𝑢𝑡𝑙𝑘)

𝑒𝑗𝑘 = (∑𝑑𝑙

𝑘

𝑛

𝑙=1

∗ 𝑣𝑗𝑙) ∗ (ℎ𝑗𝑘) ∗ (1 − ℎ𝑗

𝑘)

𝑣𝑗𝑙(𝑞 + 1) = 𝑣𝑗𝑙(𝑞) + 𝜂 ∑ 𝑑𝑗𝑘 ∗

𝑁

𝑘=1

ℎ𝑗𝑘

𝛾𝑙(𝑞 + 1) = 𝛾𝑙(𝑞) + 𝜂 ∑ 𝑑𝑗𝑘

𝑁

𝑘=1

𝑊𝑖𝑗(𝑞 + 1) = 𝑤𝑖𝑗(𝑞) + 𝜂 ∑ 𝑒𝑗𝑘 ∗

𝑁

𝑘=1

𝑢𝑖𝑘

𝜃𝑗(𝑞 + 1) = 𝜃𝑗(𝑞) + 𝜂 ∑ 𝑒𝑗𝑘

𝑁

𝑘=1

El proceso se repite hasta que el error se encuentre en el rango permitido o establecido por el usuario.

6.2 Modelo: Regresión de vectores de soporte “Support Vector Regression” (SVR)

El modelo de regresión de vectores de soporte hace parte de la teoría de aprendizaje estadístico y fue desarrollada en los laboratorios de AT&T Bell por Vapnik y compañeros de trabajo basados en la minimización del riesgo estructural, este se enfoca en el reconocimiento óptico de ciertas características y en la clasificación de objetos, por ende su aplicación en imágenes y videos es amplia. El mismo tiene diferentes campos de aplicación pero en nuestro caso en particular se enfocara en la regresión y predicción de series de tiempo.


32

Una máquina de soporte vectorial primero mapea los puntos de entrada a un espacio de una dimensión superior de 𝑅𝑛−1 a 𝑅𝑛 (Por ejemplo: si los datos de entrada se encuentran en 𝑅2, los mismos son mapeados a 𝑅3) y luego crea un híperplano que separe los datos y maximice el espacio entre los datos como se puede observar en la siguiente figura (la idea esencial es maximizar la distancia m). El método es efectivo para resolver el problema de regresión, el cual se describe a continuación.

Figura 18. Soporte vectorial.

El conjunto de entrenamiento es 𝑇 = {(𝑥1, 𝑦1), …… . . , (𝑥𝑙, 𝑦𝑙)} 𝜖 (𝑥, 𝑦)𝑙, donde 𝑥𝑖 𝜖 𝑥 = 𝑅𝑛; 𝑦𝑖 𝜖 𝑦 = 𝑅; 𝑖 = 1,2, … . , 𝑙. El conjunto de entrenamiento tiene muestras (𝑥, 𝑦) con una probabilidad 𝑃(𝑥, 𝑦). La función de riesgo recibe como entrada el conjunto de entrenamiento (x, y) y la función de regresión, la función 𝜃(𝑥) es la encargada de mapear la entrada a una dimensión mayor. En términos generales se desea minimizar la función de riesgo que contiene la función de regresión.

Figura 19. Función de riesgo y regresión.

Al introducir la función Kernel 𝑘(𝑥𝑖 , 𝑥𝑗) = 𝜃(𝑥𝑖)𝜃(𝑥𝑗) en el mapeo del problema de

regresión no lineal, las entradas de dimensión n sufrirán una transformación en un espacio factible superior (n+1) y de esta forma se puede determinar el valor de los parámetros 𝑤 𝑦 𝑏. El principal inconveniente para solucionar el problema de regresión lineal es solucionar un problema de optimización, el cual se muestra a continuación en su forma dual. Función objetivo:


33

min∝∗𝜖𝑅2𝑙

1

2∑ (∝𝑖

∗−∝𝑖) ∗ (∝𝑗∗−∝𝑗) ∗ 𝐾(𝑥𝑖 , 𝑥𝑗)

𝑙

𝑖,𝑗=1

+ ɛ∑(∝𝑖∗−∝𝑖)

𝑙

𝑖=1

− ∑𝑦𝑖(∝𝑖∗−∝𝑖)

𝑙

𝑖=1

Sujeto a:

∑(∝𝑖∗−∝𝑖)

𝑙

𝑖=1

= 0

0 ≤∝𝑖

∝𝑖∗≤

𝐶

𝑙

𝑖 = 1,2, … . . , 𝑙 Donde ∝𝑖

∗ y ∝𝑖 son los multiplicadores de Lagrange, C es una constante llamada factor de penalidad, finalmente ɛ es positivo y es el máximo error de regresión. Al solucionar el sistema de optimización se obtiene los multiplicadores óptimos de Lagrange �̅� =(𝑎1̅̅ ̅, 𝑎1

∗̅̅ ̅̅ , …… , 𝑎�̅� , 𝑎𝑙∗̅̅ ̅̅ ) 𝑇 y la función de regresión con el mínimo riesgo es:

𝑓(𝑥) = ∑(∝̅∗𝑖−∝̅𝑖)

𝑙

𝑖=1

∗ 𝐾(𝑥𝑖, 𝑥) + �̅�

Donde la muestra satisface ∝̅∗

𝑖≠∝̅𝑖 y la solución del Weight Vector es:

�̅� = ∑(∝̅∗𝑖−∝̅𝑖) ∗ 𝐾(𝑥𝑖, 𝑥)

𝑙

𝑖=1

Al seleccionar ∝̅∗𝑖 𝑜 ∝̅𝑖 en el intervalo (0, 𝐶 𝑙⁄ ) se debe escoger una de las siguientes

ecuaciones para calcular Bias Value.

�̅� = 𝑦𝑗 − ∑ (∝̅∗𝑖−∝̅𝑖) ∗ 𝐾(𝑥𝑖, 𝑥) + ɛ𝑙

𝑖=1 Cuando se selecciona ∝̅𝑖

�̅� = 𝑦𝑘 − ∑ (∝̅∗𝑖−∝̅𝑖) ∗ 𝐾 − ɛ𝑙

𝑖=1 Cuando se selecciona ∝̅∗𝑖

Primero el modelo debe utilizar las muestras de entrenamiento y luego se podrá realizar la predicción.


34

6.3 Modelo Grey “Grey Model” (GM (1, 1) Predicting Model)

El modelo GM (1,1) es uno de los más usado en la literatura y se conoce como “Grey Model First Orden One Variable”. Esta tipo de modelo se basa en las series de tiempo para crear una predicción. El modelo solo se puede utilizar con datos positivos lo cual es bastante conveniente ya que los datos históricos de producción de petróleo no son negativos. Con la finalidad de reducir la aleatoriedad se utiliza un operador llamado Operador de Generación Acumulada “Accumulating Generation Operator” (AGO) en los datos que recibe el sistema GM (1,1) y al solucionar la ecuación diferencial se obtienen los valores futuros que conforman la predicción.

Los valores de entrada iniciales de la serie son: 𝑥(0) = (𝑥(0)(1), 𝑥(0)(2), … . , 𝑥(0)(𝑛)), los

valores de la serie siguientes son: 𝑥(1) = (𝑥(1)(1), 𝑥(1)(2), … . , 𝑥(1)(𝑛)), donde 𝑥(1)(𝑘) =

∑ 𝑥(0)(𝑖)𝑘𝑖=1 , y k=1, 2,……., n.

La derivada Grey de 𝑥(1) es 𝑑(𝑘) = 𝑥(1)(𝑘) − 𝑥(1)(𝑘 − 1) = 𝑥(0)(𝑘), el generador de

series de datos 𝑥(1) es 𝑧(1)(𝑘) = 𝛼𝑥(1)(𝑘) + (1 − 𝛼)𝑥(1)(𝑘)(𝑘 − 1). Por lo tanto la

ecuación diferencial del modelo GM (1,1) es: 𝑑(𝑘) + 𝛼𝑧(1)(𝑘) = 𝑏 => 𝑥(0)(𝑘) +

𝛼𝑧(1)(𝑘) = 𝑏.

Figura 20. Diagrama de modelos.

Cuando k= 2, 3, ……., n, las ecuaciones que describen la anterior variación son:


El modelo GM (1, 1) se puede expresar como 𝒀 = 𝑩𝒖


35

𝒀 = [

𝑥(0)(2)

𝑥(0)(3).

𝑥(0)(𝑛)

] ; 𝒖 = [𝑎𝑏] ; 𝑩 =

[ −𝑧(1)(𝑘) 1

−𝑧(1)(𝑘) 1

−𝑧(1)(𝑘) 1

−𝑧(1)(𝑘) 1

]

;

El siguiente paso es determinar los valores 𝑎, 𝑏 de la siguiente forma.

�̅� = [�̅��̅�] = (𝑩𝑻𝑩)−𝟏𝑩𝑻𝒀

Si 𝑥(0)(𝑘) son las variables continuas cuando k=1, 2, ….., n y 𝑥(1) es la función de tiempo t,

la derivada de 𝑥(0)𝑘 es 𝑑𝑥1(𝑡)

𝑑𝑡⁄ y la derivada de “Albino Background Value” 𝑧(1)(𝑘) se

convierte en 𝑥(1)(𝑡). Por lo tanto, la ecuación diferencial Grey es:

𝑑𝑥(1)(𝑡)

𝑑𝑡+ 𝛼𝑥(1)(𝑡) = 𝑏

La ecuación anterior describe el comportamiento del modelo GM (1,1) donde su valor inicial y la solución son:

Valor Inicial

𝑥(1)(𝑡 = 1) = 𝑥(0)(1) Solución

𝑥(1)(𝑡) = (𝑥(0)(1) − 𝑏

𝑎) 𝑒−𝛼(𝑡−1) +

𝑏

𝑎

6.4 Modelo GWM “The Generalized Weng Model”

El modelo GWM tiene como base teórica que el petróleo sigue un proceso natural en el que primero se nace o se descubre, luego tiene una etapa de crecimiento hasta llegar a una etapa de maduración que es donde se encuentra el pico de rendimiento y finalmente se tiene un decaimiento. Chen Yuangian y Hu Jianguo en 1996 crearon el modelo el cual se ha aplicado en el pronóstico de producción y demanda en China. El modelo se puede describir con las siguientes ecuaciones:

Producción Anual

𝑄 = 𝛼 ∗ 𝑡𝑏 ∗ 𝑒−𝑡

𝑐⁄

Reservas Recuperables


36

𝑁𝑅 = 𝑎 ∗ 𝑐𝑏+1 ∗ 𝛤(𝑏 + 1)

a, b, c son constantes del modelo las cuales se pueden obtener al realizar ajustes del modelo con las series de tiempo de producción. El tiempo en años es t y Q es la producción en un año determinado en millones de toneladas. El pico de rendimiento se muestra en las siguientes ecuaciones.

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑎 ∗ (𝑏 ∗ 𝑐/2.718)𝑏

𝑡𝑚𝑎𝑥 = 𝑏 ∗ 𝑐

6.5 Modelo HCZ

Al igual que el modelo anterior, el modelo HCZ tiene la misma base teórica con respecto a los recursos naturales no renovales el cual tiene las etapas de: descubrimiento, crecimiento, maduración, decaimiento y finalmente extinción. Este modelo ha sido utilizado en la predicción de producción de petróleo en los pazos de Daqing, Shengli, Liaohe, Xinjiang, Changqing, entre otros en China. El modelo HCZ principalmente se ha utilizado para proyecciones en China y se puede describir con las siguientes ecuaciones:

𝑄 = 𝑎 ∗ 𝑁𝑅 ∗ 𝑒(−𝑎𝑏⁄ ∗𝑒−𝑏∗𝑡−𝑏∗𝑡)

𝑁𝑃 = 𝑁𝑅 ∗ 𝑒(−𝑎𝑏⁄ ∗𝑒−𝑏∗𝑡)

Donde a, b son constantes del modelo, Q es la producción anual en millones de toneladas, t es el tiempo en años, 𝑁𝑅 las reservas recuperables en millones de toneladas, 𝑁𝑃 la producción acumulada en millones de toneladas. Los picos de rendimiento los describen las siguientes ecuaciones.

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 0.3679 ∗ 𝑏 ∗ 𝑁𝑅

𝑡𝑚𝑎𝑥 =𝑙𝑛 ⌊

𝑎𝑏⌋

𝑏

Modelo de Hubbert La teoría lleva el nombre del geólogo M. King Hubbert quien tuvo un reconocimiento grande cuando predijo con quince años de antelación los niveles de producción de Estados Unidos. El legado del geólogo fue una teoría que describe la extracción de petróleo y como esta se vuelve más costosa cuando la disponibilidad del recurso es menor ya que es necesario tener tecnología más sofisticada y procesos más complejos para la extracción del recurso no renovable.


37

La teoría del pico de Hubbert intenta predecir la tasa de agotamiento del petróleo o de cualquier otro combustible fósil donde resalta que el factor limitante en la extracción de petróleo es la disponibilidad del mismo en un área determinada y no su coste económico. La teoría es controvertida sin embargo es ampliamente aceptada entre la comunidad científica y la industria petrolera. Es importante mencionar que no se discute el hecho de un pico de producción sino el factor relevante es cuando ocurriría el mismo. El modelo de Hubbert se puede representar por medio de ecuación las cuales describen en forma general su comportamiento.

𝑄 =𝑎 ∗ 𝑏 ∗ 𝑁𝑅 ∗ 𝑒−𝑏∗𝑡

(1 + 𝑎 ∗ 𝑒−𝑏∗𝑡)2

𝑁𝑃 = 𝑁𝑅

1 + 𝑎 ∗ 𝑒−𝑏∗𝑡

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 0.25 ∗ 𝑏 ∗ 𝑁𝑅

𝑇𝑚𝑎𝑥 =1

𝑏∗ ln (𝑎)

Donde a y b son constantes propias del modelo, Q es la producción anual en millones de toneladas, t es el tiempo en años, 𝑁𝑅 las reservas recuperables en millones de toneladas, 𝑁𝑃 la producción acumulada en millones de toneladas.

7 ESCENARIOS DE HIDROCARBUROS CON MODELOS DE DINÁMICA DE SISTEMAS

La finalidad de un modelo es tratar de sintetizar y representar algunas características de la realidad, el modelo se inspira en encontrar las fuerzas directrices y cómo las mismas se pueden integrar a dicho modelo. El modelo crea escenarios sobre la producción de petróleo convencional costa afuera para Colombia incorporando factores como: población, economía, tecnología, geofísica, medio ambiente, entre otros. Para lograr este fin se utiliza dinámica de sistemas para modelar y analizar el comportamiento del modelo y se simulará en el programa Vensim PLE®. La creación del modelo sigue una dinámica muy sencilla, primero se empieza por un modelo base y este se le agregan poco a poco principios e hipótesis para que él se adapte a un caso particular. Los modelos principales se validarán por medio de la tesis doctoral ESCENARIOS DE ENERGÍA-ECONOMÍA MUNDIALES CON MODELOS DE DINÁMICA DE SISTEMAS. Adicionalmente, los modelos para el caso Colombia se validarán gracias a la publicación de la UPME ESCENARIOS DE OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN COLOMBIA. El diagrama de creación de modelos se puede observar a continuación.


38



39

El diagrama de modelos realiza seis tipos de modelos, el primero se llama modelo base en donde se pretende replicar los resultados obtenidos en la referencia [93] y comparar su comportamiento con los de Estados Unidos (sin incluir Alaska), al mismo poco a poco se le agregan hipótesis para pasar de un modelo sencillo a uno un poco más complejo. El modelo mundo toma como base el anterior y le adiciona hipótesis económicas y al mismo tiempo compara su comportamiento con la producción y descubrimientos de petróleo convencional a nivel global. El modelo Colombia empieza con el modelo mundo y modifica algunos valores iniciales y variables para ajustar su comportamiento con el de la curva real de producción del país. Los últimos modelos son relacionados con la producción costa afuera y sigue el mismo patrón en donde primero se adapta el modelo al comportamiento de producción de Estados Unidos, posterior a ello con la curva de producción a nivel mundial y finalmente se realiza el modelo Colombia offshore, el cual incorpora datos del modelo mundial offshore y Colombia. Todos los modelos tienen una etapa de verificación en donde se compara su comportamiento con las curvas reales o con curvas de publicaciones especializadas. Ya que no existe un gran historial de Colombia en producción de hidrocarburos costa afuera y la información acerca del tema no abunda, el modelo Colombia offshore toma como base la publicación de escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos realizado por la UPME, de donde se toman los valores de reservas recuperables totales URR (Ultimate Recovery Resource) por sus siglas en inglés y se incorporan en el modelo, de esta forma se realizan tres proyecciones: escenario de escasez, escenario base o de referencia y finalmente escenario de abundancia, la diferencia entre cada uno es el valor URR calculado por la UPME en cada escenario. Los resultados del modelo Colombia offshore para un escenario de referencia serán tomados como información base para realizar un análisis de fortalezas, oportunidades, debilidades y amenazas (DOFA) acerca de la producción de hidrocarburos costa afuera del país. Las proyecciones del NG para el último modelo también contemplan los valores URR hallado por la UPME para cada tipo de escenario y ya que el mismo es un subproducto encontrado en los yacimientos de petróleo se asumirá que su comportamiento en producción y descubrimientos será similar al del petróleo y, por ende se utilizará el mismo modelo con pequeñas variaciones. El modelo más que ser uno para petróleo tiene hipótesis que se aplican a cualquier recurso y pequeños cambios al mismo hacen que el modelo se adapte mejor para un recurso u otro. La hipótesis principal del modelo tiene como principio la curva de Hubbert, la cual indica que el inicio del proceso de producción es pequeño pero poco a poco llega a un máximo y posterior a ello tiene una caída, lo mismo ocurre para los descubrimiento, pero dependiendo de diversos factores la curva se desplaza más o menos a la izquierda de la de producción, lo cual es bastante lógico ya que primero se debe encontrar un recurso para producirlo.


40

7.1 Fuerzas directrices

Los siguientes factores se establecen como nuestra fuerza directriz ya que los mismos influyen en la extracción, producción y consumo de O&G:

Tecnología: gracias a los avances tecnológicos es posible el acceso a nuevas fuentes

energéticas, adicional a ello la eficiencia en la exploración, producción, procesado y

uso eficiente de los diferentes recursos se han incrementado con el tiempo. Por esta

razón la innovación tecnológica juega un factor relevante en el presente y futuro.

Física y geología: Un recurso no renovable tarde o temprano tendrá un decaimiento

en su producción, ya que los recursos finitos crecen hasta un máximo y posterior a

ello sufren un decaimiento. En la extracción de recursos mineros, habitualmente se

extrae primero los recursos menos costosos, conforme pasa el tiempo se tiene la

tendencia a extraer recursos cada vez más difíciles, como por ejemplo hidrocarburos

no convencionales o recursos que se encuentran costa afuera. Este principio se

utiliza para el modelo básico ya que el recurso limitante es el petróleo convencional.

Precio internacional del energético: El precio del crudo es una variable critica que se

incorpora en los modelos de Colombia ya que el potencial hidrocarburífero del país

tiene asociados altos costos de producción como crudos pesados, hidrocarburos

costa afuera o no convencionales.

Factor de recobro: el factor de recobro indica el hidrocarburo que puede ser

recuperado, técnica y comercialmente de un yacimiento previamente utilizado. Este

factor se encuentra directamente relacionado con la directriz uno (tecnología).

Política: Las actividades de E&P dependen en gran medida del Estado, ya que se

desea conocer como estas políticas afectan la inversión extranjera necesaria para

producir hidrocarburos con altos costos de producción.

Medio ambiente: El factor ambiental actualmente es uno de los más importantes en

cualquier desarrollo, por ello se involucra este factor ya que la misma se convierte

en una variable critica para la ejecución de proyectos de E&P de hidrocarburos.

Factores socioculturales: los factores sociales son uno de los más difíciles de predecir

y a su vez estos tienen un gran impacto en los tiempos en los que se planea realizar

actividades de E&P de hidrocarburos.

7.2 Hipótesis

Los modelos y escenarios de este trabajo tienen como base las siguientes hipótesis y son los mismos que utilizó Carlos De Castro Carranza en su tesis doctoral.


41

7.2.1 Hipótesis “Hubbert”

La injerencia geofísica es un factor determinante cuando se habla de recursos no renovables, la idea de Hubbert es que los descubrimientos explotables y producción de petróleo dependen de la cantidad de recursos no descubiertos. Cuando menor sea la cantidad de recursos no descubiertos, la dificultad para incrementar la producción anual y los descubrimientos explotables será mayor [41].

𝐸𝑒 = 𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝐸𝑥𝑡𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑝𝑙𝑜𝑡𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠⁄

𝐸𝑑 = 𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠

= 𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑟𝑠𝑜𝑠 𝑛𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜𝑠⁄

𝐹 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒

7.2.2 Hipótesis “Ayres”

La hipótesis de Ayres describe la innovación tecnológica en el proceso de extracción y producción. La hipótesis establece que las mejoras tecnológicas se incrementan con el tiempo y deja entrever la necesidad continua de mejoras tecnológicas para un bien económico no renovable. Esta es bastante optimista ya que el avance tecnológico tiende al infinito, los modelos usaran esta hipótesis pero adicionan un periodo de saturación para la tasa de crecimiento y, de esta forma limitar su tendencia al infinito [41].

𝐼𝑡 = 𝐼𝑛𝑛𝑜𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑜𝑙ó𝑔𝑖𝑐𝑎 = min(𝑎 ∗ 𝑡 + 𝑏, 𝑐) Donde a, b, c son constantes y t es el tiempo en años.

7.2.3 Hipótesis “Hirsch”

Establece la relación entre la economía mundial o local (PIB) y la demanda de petróleo, Hirsch decreta que el decrecimiento en la producción es casi equivalente al decrecimiento en el PIB [41].

𝑑(𝑃𝐼𝐵𝑝𝑒𝑟𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎)

𝑑𝑡=

𝑑(𝑟𝑒𝑐𝑢𝑟𝑠𝑜)

𝑑𝑡∗ 𝑎 + 𝑏


𝑑𝑡=

𝑑(𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑟𝑠𝑜)

𝑑𝑡+ 𝐼𝑡 − 𝑓 ∗ 𝐸


42


𝑑𝑡=


𝑑𝑡+

𝑑(𝑃𝑜𝑏𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛)

𝑑𝑡

Donde 𝐼𝑡 es la innovación tecnológica, E es el esfuerzo, f es el factor de esfuerzo y a y b son constantes.

7.2.4 Hipótesis “ONU”

La hipótesis de la Organización de las Naciones Unidas (ONU), se utilizará para estimar el crecimiento de la población. Los modelos contemplan la población como una variable exógena lo cual reduce complejidad pero al mismo tiempo resta veracidad, la sostenibilidad de la población se supondrá lo suficientemente lenta para no influir demasiado en las primeras décadas [41].


𝑑𝑡= 𝐼𝐹 (𝑡 < 45, 𝑎 ∗ 𝑒−𝑏∗𝑡 , 0)

Donde a y b son constantes que ajustan la variación real.

7.3 Modelo

7.3.1 Modelo base

El modelo base intenta plasmar la hipótesis del geólogo Hubbert, la cual indica que la disponibilidad del recurso influye en la extracción del recurso no renovable incluso más que factores económicos, tecnológicos o políticos. El primer modelo empieza con un stock inicial que se denomina recursos no descubiertos, que simbolizan la cantidad de petróleo convencional en los pozos que todavía no se han descubierto. El flujo llamado descubrimientos resta recursos al stock inicial y los introduce en la variable de nivel Reservas explotables, como se puede observar en la siguiente figura.


43

Tabla 4. Significado de los elementos de los modelos.

Nombre Significado Tipo

RnD Recursos no descubiertos Nivel

R Reservas Nivel

D Descubrimientos anuales Flujo

P Producción anual Flujo

PA Producción Acumulada Nivel

a Constante Auxiliar

b Constante Auxiliar

𝜟𝑫 Variación de los descubrimiento anuales Auxiliar

𝜟𝑷 Variación de la producción anual Auxiliar

f Factor de esfuerzo Auxiliar

∆𝑫𝑫 Variación de la demanda en descubrimientos Auxiliar

∆𝑫𝑷 Variación de la demanda en producción Auxiliar

EP Esfuerzo en producción Auxiliar

ED Esfuerzo en descubrimiento Auxiliar

𝑰𝑻𝑫 Innovación tecnológica en los descubrimientos Auxiliar

𝑰𝑻𝑷 Innovación tecnológica en producción Auxiliar

𝒕 Tiempo Auxiliar

𝜟𝑷𝒐𝒃 Variación Poblacional Auxiliar

∆𝑷𝑰𝑩𝑷𝒄𝒂𝒑 Variación PIB per cápita Auxiliar

Figura 23. Diagrama modelo AAA01.

𝑑(𝑅𝑛𝐷)

𝑑𝑡= −𝐷

𝑅𝑛𝐷(0) = 200

𝑑(𝑅)

𝑑𝑡= 𝐷

𝑅(0) = 0

𝐷 = 𝑅𝑛𝐷 ∗ 𝑑


44

Tiempo inicial = 1 Tiempo Final= 200

Paso = 1 año Donde a=1/75 y b=1/75.

Figura 24. Simulación Modelo AAA01.

El esquema anterior se repite para la sección de extracción de petróleo. La producción de petróleo se maneja con un flujo que retira recursos a las reservas explotables y se los otorga a la variable de nivel Producción acumulada.

Uno de los datos más utilizados en los modelos es el valor URR, el geólogo M. King Hubbert estimo el valor entre 150 y 200 Gbarriles para US en su documento de 1957 “Nuclear energy and the fossil fuels” [42-43]. Se escogió el valor de 200 Gbarriles para los modelos y de esta forma los modelos A01 y A02 utilizan como valor inicial RnD(0) =200 y R(0)=0. Estos modelos querían mostrar el decaimiento en las reservas y el aumento de la producción a lo largo del tiempo, por ende se escogió un valor de 1/75 para las constantes a y b, ya que con estos se podía observar adecuadamente el comportamiento en un lapso de 200 años [42-43].



45


𝑑(𝑅𝑛𝐷)

𝑑𝑡= −𝐷

𝑅𝑛𝐷(0) = 200

𝑑(𝑅)

𝑑𝑡= 𝐷 − 𝑃

𝑅(0) = 0

𝑑(𝑃𝐴)

𝑑𝑡= 𝑃

𝑃𝐴(0) = 0

𝐷 = 𝑅𝑛𝐷 ∗ 𝑑

𝑃 = 𝑅 ∗ 𝑏


Paso = 1 año

Donde a=1/75 y b=1/75.


46

Las curvas obtenidas son: una caída exponencial para los descubrimientos anuales y una subida rápida con una caída paulatina para la producción anual. Desafortunadamente este modelo no refleja la hipótesis base que indica que los recursos no renovales tienen un comportamiento similar al de una u invertida, en donde muestran un aumento a través del tiempo hasta llegar a un máximo y posterior a ello una caída. Por tal motivo, es necesario agregar más complejidad al modelo y para ello los descubrimientos y producción anuales se establecen en términos de su variación porcentual, la composición de estas nuevas variables tienen en cuenta su estado anterior y una variación porcentual del año actual. El modelo actualizado es más preciso a los anteriores ya que la producción o descubrimientos crecen en parte como un porcentaje del obtenido el año anterior, en parte debido a la infraestructura ya creada, el consumo, beneficios, contratos establecidos, entre otros [41].

𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝐷)

𝑃𝑛 = 𝑃𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝑃)

ΔD y ΔP son la variación de los descubrimientos anuales y la variación de producción anual respectivamente. Para resolver estas variaciones es necesario introducir dos nuevos conceptos a los que llamaremos esfuerzo en producción (EP) y esfuerzo en descubrimiento (ED), estos conceptos vienen dados por la hipótesis de Hubbert, la cual establece que el esfuerzo en descubrimientos es la relación entre los descubrimientos retrasados y los recursos no descubiertos, mientras que el esfuerzo en producción es la división entre la producción atrasada y las reservas explotables [41].

𝐸𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1

𝑅𝑛𝐷⁄

𝐸𝑃𝑛 =𝑃𝑛−1

𝑅⁄

Las variaciones serán una constante ∆𝐷𝑒 menos una factor de esfuerzo por los esfuerzos en producción o los esfuerzos en descubrimientos según sea el caso [41].

𝛥𝐷 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗𝐷𝑛−1

𝑅𝑛𝐷⁄

𝛥𝑃 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗𝑃𝑛−1

𝑅⁄


47

Es necesario utilizar una variable auxiliar con la función delay fixed para obtener los descubrimientos n-1 y la producción n-1. La función tiene como primer parámetro la entrada (𝐷𝑛 𝑜 𝑃𝑛) según sea el caso, el segundo parámetro es el retraso que en nuestro caso será 1 y finalmente un valor inicial que es 0.635 para descubrimientos y 0.063 para producción. Las modificaciones generadas por la hipótesis de Hubbert se mostraran en color rojo en el diagrama que se presenta a continuación. Las reservas recuperadas totales son 200 Gbarriles como en los modelos anteriores, pero los siguientes modelos no empiezan sus valores iniciales en cero ya que se tiene conocimiento de estos valores. La producción acumulada para el año de 1902 fue de 1Gbarril y las reservas explotables de 8Gbarriles para el mismo año, estos datos fueron tomados de la referencia [96]. Lo cual nos indica que los RnD para el año 1902 eran de 191 Gbarriles (URR=RnD+R+P).

𝑑(𝑅𝑛𝐷)

𝑑𝑡= −𝐷

𝑅𝑛𝐷(0) = 191

𝑑(𝑅)


𝑅(0) = 8

𝑑(𝑃𝐴)

𝑑𝑡= 𝑃

𝑃𝐴(0) = 1

𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝐷)

𝑃𝑛 = 𝑃𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝑃)


𝑅𝑛𝐷⁄


𝑅⁄

𝛥𝐷 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗ 𝐸𝐷𝑛

𝛥𝑃 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗ 𝐸𝑃𝑛

𝑓 = 3


48

∆𝐷𝐷 = 0.09

∆𝐷𝑃 = 0.12


Paso = 1 año




49

Este modelo captura los factores físicos para la producción, reservas y descubrimientos, muestran la hipótesis de recursos no renovables en donde se comporta en forma de u invertida y tiene un punto máximo. El siguiente paso es comparar las curvas obtenidas con los descubrimientos y producción real que tiene US sin incluir Alaska, tal cual como lo realizó Carlos De Castro en su tesis. Debido a que la versión licenciada de la universidad es vensim PLE no se puede utilizar las funciones get xls, por tal motivo se exportó los datos obtenidos en el modelo a un archivo en Excel y en este software se graficó las curvas obtenidas en el modelo con las reales.

Figura 29. Descubrimientos y producción modelo AAA03.

El sector petrolero se caracteriza por un avance tecnológico que produce avances continuos, o incluso grandes saltos, pero esta característica no se ve reflejada en el modelo, por tal motivo se adicionan las variables auxiliares 𝐼𝑇𝐷 para la innovación tecnológica en descubrimientos e 𝐼𝑇𝑃 para la innovación tecnológica en producción. Las variables auxiliares relacionadas con la tecnología siguen la hipótesis de Ayres y se muestran en el diagrama en color verde. La innovación tecnológica depende del tiempo ya que a medida que esta pasa las mejoras en tecnología se producen, este efecto se puede ver reflejado en la variación en descubrimientos y producción, porque cuando se introduce una mejora se afecta los resultados entre un año y otro. La ecuación que modela la innovación selecciona un valor entre 3% (este valor es obtenido al realizar un promedio de diferentes escenarios optimistas) o una rampa que depende del tiempo como se puede observar a continuación [41].

0

1

2

3

4

5

19

00

19

05

19

10

19

15

19

20

19

25

19

30

19

35

19

40

19

45

19

50

19

55

19

60

19

65

19

70

19

75

19

80

19

85

19

90

19

95

20

00

20

05

20

10

20

15

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

Gb

arri

les

Descubrimientos y producción

Produccion sin tecnologia E.E.U.U. (sin Alaska)

Descubrimientos sin tecnologia Descubrimientos E.E.U.U.


50

𝐼𝑇𝐷 = 𝑀𝐴𝑋 (0.0004 ∗ (𝑡 − 1860), 0.03)

𝐼𝑇𝑃 = 𝑀𝐴𝑋 (0.0004 ∗ (𝑡 − 1892), 0.03)


El valor de 1860 es el año en el que se comenzó la producción de petróleo en US y el año de 1892 se escogió para que haya un desfase de 32 años entre las curvas de descubrimientos y producción, dicho desfase corresponde al que se obtiene de las curvas reales. La variable t es el tiempo en años y se puede obtener con la función time o get time value (0, 0, 0) si se cuenta con la versión Vensim PLE Plus, de lo contrario se puede crear con una variable auxiliar como se muestra en el diagrama y en las ecuaciones. A las variaciones en descubrimientos y producción se le adiciona la innovación tecnológica hallada previamente.

𝑑(𝑅𝑛𝐷)

𝑑𝑡= −𝐷

𝑅𝑛𝐷(0) = 191

𝑑(𝑅)


𝑅(0) = 8


51

𝑑(𝑃𝐴)

𝑑𝑡= 𝑃

𝑃𝐴(0) = 1

𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝐷)

𝑃𝑛 = 𝑃𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝑃)


𝑅𝑛𝐷⁄


𝑅⁄

𝛥𝐷 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗ 𝐸𝐷𝑛 + 𝐼𝑇𝐷

𝛥𝑃 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗ 𝐸𝑃𝑛 + 𝐼𝑇𝑃

𝑓 = 3

∆𝐷𝑒 = 0.098

𝐼𝑇𝐷 = 𝑀𝐴𝑋 (0.0004 ∗ (𝑡 − 1860), 0.03)

𝐼𝑇𝑃 = 𝑀𝐴𝑋 (0.0004 ∗ (𝑡 − 1892), 0.03)

𝑡 = (𝑅𝐴𝑀𝑃( 1 , 1900 , 2040 ) + 1900) = 𝑅𝐴𝑀𝑃 ( 𝑃𝑎𝑠𝑜 , 𝑡𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙, 𝑡𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙) + 𝑡𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙


Paso = 1 año


52


Al adicionar el factor tecnológico las curvas se desplazan a la izquierda, lo cual indica que los descubrimientos y producción se realizan más rápido ya que al contar con mejor tecnología se puede acceder de forma más rápida a los recursos, tal cual se puede observar en la figura anterior. Sin embargo, al agregar la hipótesis de Ayres la curva se aleja de la real y por tal motivo es necesario variar el factor de esfuerzo (al disminuir la variable las curvas se desplazan a la izquierda y al incrementar este factor las curvas se mueven en dirección contraria) y las variaciones de la demanda para que las curvas de color rojo y morado se asemejen a las reales. Luego de este proceso el factor de esfuerzo nuevo es 2.4 y las variaciones de la demanda de producción y descubrimientos son 7% y 5% respectivamente. Las curvas que mejor se acoplan a las reales son las que contemplan la hipótesis de Hubbert (Esfuerzo en producción y descubrimientos) y la hipótesis de Ayres (Innovación tecnológica), con las pequeñas modificaciones en el factor de esfuerzo y variaciones en la demanda. El modelo describe adecuadamente la dinámica de los descubrimientos y producción de petróleo en US (sin incluir Alaska) y por tal motivo este se convertirá en el modelo base.

0

1

2

3

4

5

19

00

19

05

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45

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55

19

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65

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19

85

19

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19

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00

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05

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10

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15

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20

35

20

40

Gb

arri

les


Produccion sin tecnologia Produccion con tecnologia

Descubrimientos sin tecnologia Descubrimientos con tecnologia

Producción (E.E.U.U.) Producción (E.E.U.U.)


53

Figura 32. Simulación modelo base.

7.3.2 Modelo mundo.

El modelo base se quiere probar con los descubrimientos y producción de petróleo convencional del mundo, por tal motivo se toman lo datos de las curvas reales de la referencia [45]. Estas contemplan los descubrimientos y producción desde el año 1930 y una proyección para los años 2008-2040.

Figura 33. Descubrimientos y producción mundial.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

51

90

0

19

05

19

10

19

15

19

20

19

25

19

30

19

35

19

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19

45

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50

19

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19

60

19

65

19

70

19

75

19

80

19

85

19

90

19

95

20

00

20

05

20

10

20

15

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

Gb

arri

les


Descubrimientos (E.E.U.U.) Producción (E.E.U.U.)

Producción Modelo Descubrimientos Modelo


54

Con la integral de la curva real de descubrimientos mundiales se puede tener un valor aproximado de los RnD para el año 1930, para este periodo dichos recursos eran de 1926 Gbarriles. En la referencia [46] realizan el cálculo de la URR desde el año 1900, este valor fue de 2000 Gbarriles. No se encontraron información para periodos anteriores al año 1930 para la producción y descubrimientos mundiales, pero se cuenta con la información de US la cual establece que los recursos explotables para el año 1930 eran de 57.4 Gbarriles y la producción aproximada era de 7.4 Gbarriles. Entonces los valores son: R(0)=57.4, P(0)=7.4 y RnD(0)=1926. Sin embargo estos valores no suman el valor de URR, por tal motivo es necesario realizar un ajuste lo cual genera el siguiente resultado: R(0)=65, P(0)=9 y RnD(0)=1926.

Figura 34. Descubrimientos y producción mundial con modelos.

El modelo se adecua bien a los descubrimientos y producción mundial. Sin embargo, no refleja tal cual la realidad ya que el modelo contempla condiciones ideales y no tienen en cuenta por ejemplo la reducción en la demanda por parte de la OPEP en las crisis del petróleo, incorporación de nuevas tecnologías y el comportamiento de sustitutos, entre otras. La influencia de la economía no se ha implementado en el modelo base, este factor se contemplará en el modelo escenarios con la incorporación de las hipótesis de Hirsch y la ONU tal cual lo hacen en la referencia [41]. En este estudio el efecto de la economía recae directamente en la variación de la demanda la cual era una constante en el modelo base y ahora se convertirá en una variable, esta permitirá crear curvas que se adapten mejor a los resultados históricos.

0

10

20

30

40

50

60

70

19

30

19

34

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19

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19

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19

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19

75

19

79

19

83

19

87

19

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19

95

19

99

20

03

20

07

20

11

20

15

20

19

20

23

20

27

20

31

20

35

20

39

Gb

arri

les

Descubrimientos/Producción petróleo convencional

Descubrimientos Modelo Producción Modelo

Descubrimientos pasados Expectativa de los descubrimientos

Producción Producción estimada


55

El diagrama en Vensim® se puede ver en la siguiente gráfica en donde los elementos que representan la hipótesis de Hirsch se muestran en color naranja y los que representan la hipótesis de la ONU en color morado. Solo se tienen en cuenta las hipótesis en el lado de producción al igual que el modelo original de la referencia [41].


Los valores iniciales se tomaron de la referencia [47] modelo EG, cuyos valores son: RnD(0)=525, R(0)=1100, y P(0)=625 para el año 1985. La variación de la demanda sumará la variación PIB per cápita y la variación poblacional, teniendo como hipótesis principal la realimentación mutua que existe entre la variación del PIB per cápita y la variación de la demanda de petróleo, en otras palabras si se tiene mayor poder adquisitivo se querrá consumir más energía y si existen más personas, estas a su vez consumirán más energía. La variación de la demanda se adicionará a la variable de producción al igual que se realizó con la innovación tecnológica.

𝑑(𝑅𝑛𝐷)

𝑑𝑡= −𝐷

𝑅𝑛𝐷(0) = 525

𝑑(𝑅)



56

𝑅(0) = 1100

𝑑(𝑃𝐴)

𝑑𝑡= 𝑃

𝑃𝐴(0) = 625

𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝐷)

𝑃𝑛 = 𝑃𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝑃)


𝑅𝑛𝐷⁄


𝑅⁄


𝛥𝑃 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗ 𝐸𝑃𝑛 + 𝐼𝑇𝑃 + 𝑉𝑎𝑟𝑃𝑜𝑏

𝑓 = 1.1

∆𝐷𝑒 = 0.05

∆𝐷𝑝 = 𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛−1 + 𝑉𝑎𝑟𝑃𝑜𝑏

𝐼𝑇𝐷 = 𝑀𝐴𝑋 (0.0004 ∗ (𝑡 − 1860), 0.03)

𝐼𝑇𝑃 = 𝑀𝐴𝑋 (0.0004 ∗ (𝑡 − 1892), 0.03)


𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛 = 𝑎 + 𝑏 ∗ (∆𝐷𝑝)

𝑉𝑎𝑟𝑃𝑜𝑏 = 0.01 ∗ 1.1316 ∗ 𝑒(−0.0218∗𝑡)

𝐷𝑛−1 = 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 𝐹𝑖𝑥𝑒𝑑 (𝐷, 1, 0.635)

𝑃𝑛−1 = 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 𝐹𝑖𝑥𝑒𝑑 (𝑃, 1, 0.063) 𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛−1 = 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 𝐹𝑖𝑥𝑒𝑑 (𝐷, 1, 0.03)


57

𝑎 = 0.013 𝑏 = 0.32


Paso = 1 año Una estimación que se mencionó en el apartado hipótesis es la relación directa entre

economía y petróleo % 𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝐼𝐵% 𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎⁄ ≈ 1. Esta relación se

tendrá en cuenta en el modelo pero en vez de la oferta de petróleo se utilizará la demanda ya que la oferta es la extracción de petróleo que depende también de las variables de esfuerzo (de extracción o producción) y la innovación tecnológica. Mientras el cambio en el PIB se tomará per cápita en el modelo, tal cual se realizó en la tesis de la referencia [41]. La variación del PIB per cápita permite crear diversas familias, las cuales ayudan a modificar el comportamiento de la curva de producción y de esta forma seleccionar la familia que se adapte mejor a los datos históricos. La familia son los valores de las constantes a y b, la primera de ellas se calcula utilizando la relación entre la variación del PIB per cápita y la variación de la demanda de producción [41].

% 𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝐼𝐵

% 𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎 ≈

𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛

∆𝐷𝑝 ≈ 1

𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛 ≈ 𝑎 + 𝑏 ∗ (∆𝐷𝑝)

Para valores de a=0 y b=1.

Figura 36. Variaciones.

La segunda familia se halla con la recta de correlación por el método de mínimos cuadrados de la gráfica previa. Los valores obtenidos son: a=0.013 y b=0.32.


58

7.3.3 Modelo Colombia

El primer paso para adecuar el modelo base a las características de Colombia es establecer los valores iniciales y el horizonte de la simulación. El primer año en el que inicia la simulación es 1923 ya que en dicho año se encuentran los valores iniciales en la referencia [96], las reservas eran de 800 MMb gracias al primer pozo petrolero del país en Santander llamado La Cira-Infantas en 1918, la producción acumulada era de 200 barriles en el año 1921 y de 900 en 1922 [48].

𝑅(0) = 800 [𝑀𝑀𝑏𝑏𝑙]

𝑃𝐴(0) = 0.4015 [𝑀𝑀𝑏𝑏𝑙]

El valor URR se toma al sumar los descubrimientos desde 1918 hasta 2013, adicionalmente se agrega el valor de la incorporación de reservas de petróleo hecho por la UPME para un escenario base.

𝑈𝑅𝑅 = 𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠1918−2013 + 𝐼𝑛𝑐𝑜𝑟𝑝𝑜𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛2013−2037 = 10397 + 10468 = 20865

𝑅𝑛𝐷(0) = 20865 − 800 − 0.4015 = 20064.6

También se modificaron algunos valores del modelo como las constantes a, b relacionadas con la variación de la demanda, la variación de la demanda de los descubrimientos y la innovación tecnológica. Estas variables se modificaron un poco, pero mantienen el mismo rango de valores que se utilizó en el modelo base, las modificaciones se pueden ver a continuación.

𝑎 = 0.002

𝑏 = 0.57

∆𝐷𝑒 = 0.05

𝐼𝑇𝐷 = MAX( 0.0004 ∗ (t − 1921) , 0.04)

𝐼𝑇𝑃 = MAX( 0.0004 ∗ (t − 1947) , 0.04) La innovación tecnológica para el caso Colombia tiene un desfase de 26 años con la finalidad que el pico de descubrimientos y producción muestren esta diferencia. Como se puede apreciar en la figura, la producción del modelo se asemeja bastante bien a la real y el pico de producción del modelo se da en el año 2018 con 439.7 MMb, mientras el pico en descubrimientos se originó en el año 1990 con 629 MMb.


59


7.3.4 Modelo Offshore base

El modelo offshore base se toma como modelo principal el de Colombia y se intenta ajustar la curva real de producción del Golfo de México en Estados Unidos solamente cambiando las variables a y b. El primer paso es calcular las reservas URR, para ello se toman los datos de producción y se crea una curva real; el segundo paso es crear varias curvas y observar cual se ajusta mejor y en este caso fue la curva gaussiana, al igual que en la referencia [93] en la cual utilizan el método de comparación para determinar la cantidad de URR, en esta publicación también indicaron que una muy buena aproximación de la curva real lo ofrece la curva gaussiana. Los datos de producción costa afuera para el Golfo de México fueron obtenidos de la referencia [109], estos se ingresaron a Matlab y con la herramienta Curve Fitting Tool se obtuvo la curva que se muestra a continuación. En ella los puntos negros representan los valores de producción anual reales con unidades de miles de barriles, mientras la curva de color azul es la aproximación gaussiana que en este caso asemeja el comportamiento de la curva de Hubbert. Finalmente, se integra la curva gaussiana con el objetivo de aproximar el valor URR que utilizará el modelo, en este caso se obtuvo un valor de 19469 Mb. La ecuación que describe la curva también se obtuvo por medio de Matlab®.

𝑓(𝑥) = 518.9 ∗ 𝑒(−(𝑥−65.19)

21.17⁄ )2

0

100

200

300

400

500

600

700

19

23

19

27

19

31

19

35

19

39

19

43

19

47

19

51

19

55

19

59

19

63

19

67

19

71

19

75

19

79

19

83

19

87

19

91

19

95

19

99

20

03

20

07

20

11

20

15

20

19

20

23

20

27

20

31

20

35

MM

bb

l

Años

Descubrimientos/Producción petróleo Colombia

Descubrimientos Mod Producción Mod Producción Col


60

Figura 38. Producción del Golfo de México con curva gaussiana.

Figura 39. Producción del Golfo de México con curva gaussiana.

Las modificaciones que se realizaron al modelo son: 𝑏 = 𝑓 = 0.6, con estas se obtuvo la curva roja de la figura anterior la cual muestra un comportamiento bastante adecuado y que en cierta forma refleja el comportamiento de la curva real. En términos generales el modelo se adapta bastante bien a las diversas curvas de producción de petróleo pero el modelo también debe ser levemente modificado para que muestre un comportamiento más parecido al real, ya que las condiciones de cada país, pozo, etc., son diferentes y tienen diversas características que lo hacen único. Sin embargo, todos ofrecen un comportamiento similar debido a que se explotan y producen un recurso no renovable.

0

100

200

300

400

500

600

700

19

45

19

49

19

53

19

57

19

61

19

65

19

69

19

73

19

77

19

81

19

85

19

89

19

93

19

97

20

01

20

05

20

09

20

13

20

17

20

21

20

25

20

29

20

33

20

37

Mile

s d

e b

arri

les

Modelo Offshore Base

Curva Gaussiana Curva modelo Datos Reales


61

7.3.5 Modelo Offshore mundo

El modelo es esencialmente el mismo que el de Colombia continental y offshore base, la diferencia radica en los detalles y estos se ven reflejados en las pequeñas variaciones de los valores de algunas variables como variación de la demanda, factor de esfuerzo y el valor de las constantes a y b. El valor URR se calculó del mismo modo que en el caso anterior, en donde se crea una curva gaussiana que se adapte a los valores reales y posterior a ello, se realiza la integral bajo la curva para determinar el valor URR. El valor obtenido es de 1068 Millones de barriles y los valores de la curva real se obtuvieron de la referencia [110].

𝑓(𝑥) = 23.3 ∗ 𝑒(−(𝑥−61.27)

25.86⁄ )2

Figura 40. Producción mundial costa afuera con curva gaussiana.

Los valores que se alteraron en este modelo son: 𝑏 = 0.66; 𝑓 = 0.98; ∆𝐷𝑒 = 0.045, en cada uno de los últimos tres modelos se realizaron una pequeña variación en alguna de sus variables, donde se utilizan valores muy similares a los usados en la referencia [41].


62

Figura 41. Producción mundial costa afuera.

7.3.6 Modelo Colombia offshore

El modelo que sigue la teoría de Hubbert funciona bien para describir el comportamiento de un recurso no renovable. Sin embargo el modelo no incluye el precio del energético y es importante mencionar que el valor de dicho recurso es un factor importante en el desarrollo del mismo y aún más si se tienen diversos costos de producción como es el caso del petróleo, la teoría de Hubbert dice que la disponibilidad del recurso en un terreno ya sea un país o la tierra sigue un comportamiento similar a una curva gaussiana en donde tiene una periodo de crecimiento, seguido por un máximo, luego decae y finalmente se termina el recurso. El precio tiene la capacidad de ser un factor estratégico en el desarrollo de un recurso ya sea que desplace la curva de producción hacia la izquierda o derecha en el horizonte de tiempo, permita el uso de tecnologías costosas, haga más o menos atractivo un sustito, entre otros. Por tal motivo, en el modelo Colombia offshore se tiene en cuenta el precio del petróleo como un factor que permite incluir recursos con tecnología costosa, mejora la innovación tecnología en donde sí se aumenta el precio se supone que habrá un mayor interés en el mismo y lo anterior, permitiría que se realicen investigaciones que mejoren la tecnología actual o permita ingresar una nueva.


63

Figura 42. Modelo Colombia offshore modificado.


64

El modelo guarda el mismo espíritu, pero se adicionan variables de nivel que dependiendo del precio del petróleo permitirían el desarrollo de crudo costoso. Por ejemplo, con un precio de petróleo por debajo de los 50 dólares como los actuales, varios proyectos no son viables económicamente afectando a productores y retrasando la producción de crudo a pesar de contar con la tecnología para hacerlo, el retraso dependerá del tiempo que se mantenga el precio bajo o de la capacidad de producir petróleo económico. Lo anterior es un factor determinante para el modelo costa afuera, el cual necesita una tecnología costosa para su producción y, el precio jugaría un papel importante para determinar la cantidad de recursos que se extraerían en el mar y el tiempo en el cual se harían los desarrollos. Las variables de nivel acumulan los recursos que se estiman en un lugar y los deja disponibles cuando el precio del energético se encuentre por encima de un valor que permita el desarrollo económico. De esta forma si se tienen precios bajos se prevé que ninguna compañía desarrollaría los recursos, a medida que el precio incremente los recursos aumentarían hasta llegar a un precio en donde todos los desarrollos costa afuera sean viables económicamente, si se sigue incrementando el precio después de este punto simplemente el pico de producción se producirá antes. El precio también afecta el umbral de las variables de nivel ya que se supone que a medida que pasa el tiempo existirán mejoras tecnológicas que permitan reducir los costos de producción. Entonces, si el precio se mantuviera constante y un proyecto no sea viable ahora lo puede ser en un futuro ya que los gastos de producción se reducen con el tiempo. El primer paso es ajustar algunos valores del modelo como: 𝑎, 𝑏, 𝑓 y ∆𝐷𝑒 con valores similares obtenidos en los modelos previos. Las otras variables dependen del tiempo o de la interacción con otras.

Tabla 5. Valor variable modelo.

Modelo 𝒂 𝒃 𝒇 ∆𝑫𝒆

Base n.a. n.a. 3 0.098

Mundo 0.013 0.32 1.1 0.050

Colombia 0.002 0.57 1.1 0.050

Offshore base 0.002 0.60 0.6 0.050

Offshore mundo 0.002 0.66 0.98 0.045

Offshore Colombia 0.002 0.66 1.1 0.15


65

El valor que cambia más en el modelo es la variación de la demanda en descubrimientos, al igual que la innovación tecnológica ya que los modelos anteriores empezaron sus actividades cuando aún no se contaba con tecnología sofisticada y eso permitió tener curvas de descubrimientos y producción más largas mientras se mejoraba la tecnología. Pero actualmente ya se tiene una tecnología buena, entonces se cambió la variable innovación tecnológica que empezaba con un nivel bajo y a medida que aumentaba el tiempo la tecnología mejoraba, ahora se empieza con niveles altos de tecnología hasta alcanzar la actual y posterior a ello la tasa de mejora de la misma es menor y dependerá también del precio del petróleo. A continuación se muestra como se cambió la innovación tecnológica. IF THEN ELSE( min(0.18-0.0012*(tiempo-1980), 0.1)*(1+IF THEN ELSE(precio>60, precio/60*2/75, -60/precio*1/30) )>0 , min(0.18-0.0012*(tiempo-1980), 0.1)*(1+IF THEN ELSE(precio>60, precio/60*2/75, -60/precio*1/30) ) , 0.02) Se asumió que se mejorará la tasa de tecnología de un año a otro si el precio del petróleo se encuentra por encima de los $US 60 ya que el precio promedio offshore upstream en E.E.U.U. es de $US 51.63 y con un precio de $US 60 permitiría ganancias para la empresa operadora y se podría utilizar parte de las utilidades en mejoras tecnológicas, la tasa de crecimiento sería mayor si hay precios altos o se contraería si el precio se encuentra por debajo de $US 60 y la contracción sería mayor si el precio es más bajo. Un valor indispensable para el modelo es el URR, este tendrá dos fuentes la primera es de la UPME la cual establece 500 MMbbl y 1500 MMbbl4 para Yet to Find Offshore en un escenario base y de abundancia, mientras que el estudio de potencial de hidrocarburos en Colombia presentado por el profesor Carlos Vargas de la Universidad Nacional establece el crudo recuperable para las zonas costa afuera como: los Cayos, Chocó Offshore, Colombia Profundo, Guajira offshore, Pacifico Profundo, Sinú Offshore y Tumaco Offshore.

3 U.S. Energy Information Administration. (2015, Enero). How much does it cost to produce oil and natural gas?. Frequently asked question. [En línea]. Disponible: http://www.eia.gov/tools/faqs/faq.cfm?id=367&t=6 4 S. Leyva, B. Herrera y A. Cadena. (2014, Noviembre). Actualización de escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos en Colombia. Revista Universidad de los Andes. [En línea]. 2012. Disponible: https://revistaing.uniandes.edu.co/pdf/A11_Dossier.pdf

http://www.eia.gov/tools/faqs/faq.cfm?id=367&t=6

https://revistaing.uniandes.edu.co/pdf/A11_Dossier.pdf


66

Tabla 6. Crudo recuperable [MMbbl].

Cuenca P10 P50 P90 Color

Cayos 43050 11774 1950 ROJO

Chocó Offshore 12589 3453 575 MORADO

Colombia 90992 24923 4138 VERDE

Guajira Offshore 18721 5131 855 AMARILLO

Pacifico Profundo 92961 25566 4224 ROSADO

Sinú Offshore 8182 2248 377 GRIS

Tumaco Offshore 9918 2720 451 NARANJA

TOTAL Offshore 276413 75815 12570

El paso a seguir es conocer las características de las zonas. La subregión 1, Pacífico Norte Colombiano, al norte de Buenaventura donde las aguas son fértiles, los manglares tienen acantilados rocosos y los litorales se alternan con las playas, en dicho lugar quedan los bloques Choco Offshore y varios de ellos tienen poca profundidad aunque los restantes tienen una gran profundidad. La subregión 2, Pacífico Sur Colombiano, tiene una gran complejidad para realizar operaciones costa afuera con aguas turbias y moderadamente fértiles. Incluye las islas de Gorgona y Gorgonilla. La subregión 3, hogar de los bloques Tumaco Offshore se caracteriza por tener un nivel de pesca alto y tener profundidades someras y profundas. Incluye la isla de Malpelo [49].

Figura 43. Subregiones costa afuera colombianas.

Las subregiones ubicadas en el caribe colombiano se clasifican en 5. La primera subregión, tiene los bloques de Guajira offshore en donde se presenta un fenómeno de fertilización por afloramiento de aguas profundas por ende es una de las más productivas en términos biológicos. La subregión 2, corresponde a la plataforma de la Sierra Nevada de Santa Marta la cual tiene formaciones coralinas y praderas. La subregión 3, es una zona pesquera importante para el país. La subregión 4, es una de las zonas menos fértiles, y se encuentran los bloques Sinú offshore con profundidades poco profundas. Subregión 5, los Cayos rodea


67

el Archipiélago de San Andrés y Providencia en medio del desierto marino, los arrecifes coralinos contienen una gran riqueza biológica, de extrema fragilidad. La subregión 6, Colombia profundo tiene una sorprendente biodiversidad y complejidad económica [50]. Una de las características más importantes para el modelo es la profundidad ya que con esta se puede estimar los precios con los cuales se hace viable explotar los recursos en un área determinada. La imagen que se presenta a continuación muestra los bloques costa afuera que tiene el país, un aproximado del área de cada uno de ellos y la profundidad aproximada (representada como somera, profunda o ultraprofundas).

Tabla 7. Descripción de los bloques costa afuera.

Sigla Bloque Operador Descripción Profundidad Área [Ha] Contrato

1 Col 1 Anadarko Colombia Ultra-profunda 1430120 TEA


3 Col 3 Shell Colombia Ultra-profunda 950773 TEA

4 Col 4 Repsol Colombia Ultra-profunda 1079330 TEA

5 Col 5 Anadarko & Ecopetrol

Colombia Ultra-profunda 741473 TEA



8 Col 8 Libre Colombia Ultra-profunda 934030

9 Col 9 Libre Colombia Ultra-profunda 956541

1 TUM OFF 1 Libre Tumaco Offshore Ultra-profunda 821697

2 TUM OFF 2 Libre Tumaco Offshore Ultra-profunda 663849

3 TUM OFF 3 Ecopetrol Tumaco Offshore Somera 186271 Exp

4 TUM OFF 4 Libre Tumaco Offshore Profunda 626014

5 TUM OFF 5 Libre Tumaco Offshore Somera 321829

7 TUM OFF 7 Libre Tumaco Offshore Profunda 743742

1 CHO OFF 1 Libre Choco Offshore Ultra-profunda 996105




5 CHO OFF 5 Libre Choco Offshore Somera 402417

6 CHO OFF 6 Libre Choco Offshore Somera 403123

7 MERAYANA Libre Choco Offshore Somera 658111

a URA 1 Libre Sinú Offshore Somera 28779

b URA 4 Anadarko & Ecopetrol

Sinú Offshore Somera 191154 Exp

c SINU OFF 5 Libre Sinú Offshore Somera 92610

d Fuerte Sur Anadarko Sinú Offshore Somera 336392 Exp

e SINU OFF 2 Libre Sinú Offshore Somera 60264

f SINU OFF 4 Libre Sinú Offshore Profunda 41480

g Fuerte Norte

Anadarko Sinú Offshore Profunda 329791 Exp


68

h SINU OFF 3 Libre Sinú Offshore Somera 102602

i SINU OFF 1 Libre Sinú Offshore Profunda 61513

j SINU OFF 7 Shell Sinú Offshore Somera 176748 Exp

k RC-5 Equion Sinú Offshore Profunda 134540 Exp

l SINU OFF 6 Petrobras Sinú Offshore Somera 167888 Exp

m RC-4 Equion Sinú Offshore Profunda 41480 Exp

n Rc-6 Petrobras Sinú Offshore Profunda 117599 Exp

ñ RC-7 Petrobras Sinú Offshore Somera 87898 Exp

a GUA OFF 1 Repsol & Ecopetrol

Guajira Offshore Ultra-profunda 1228357 TEA

b GUA OFF 3 Shell Guajira Offshore Ultra-profunda 949350 TEA

c Tayrona Petrobras Guajira Offshore Profunda 1657882 Exp

d Tayrona Libre Guajira Offshore Somera 1657882

e Gua Off 9 Libre Guajira Offshore Somera 143092

f RC-9 Ecopetrol Guajira Offshore Somera 103662 Exp

g GUA OFF 8 Libre Guajira Offshore Profunda 117230

h GUA OFF 2 ONGC VIDESH

Guajira Offshore Profunda 117134 Exp

i RC - 10 ONGC VIDESH

Guajira Offshore Somera 16730 Exp

j RC - 12 Repsol Guajira Offshore Somera 42784 Exp

k RC - 9 Ecopetrol Guajira Offshore Somera 2538 Exp

l Gua Off 4 Repsol Guajira Offshore Somera 40803 Exp

m Gua Off 6 Libre Guajira Offshore Profunda 135894

n Tayrona Petrobras Guajira Offshore Profunda 1657882 Exp

ñ RC - 13 Libre Guajira Offshore Profunda 66974

o Gua Off 5 Libre Guajira Offshore Somera 40803

P Gua Off 7 Libre Guajira Offshore Somera 40803

a Cayos 1 Libre Los Cayos Somera 944010

b Cayos 2 Libre Los Cayos Profunda 1129675

c Cayos 3 Libre Los Cayos Profunda 1355588

d Cayos 4 Libre Los Cayos Somera 499505

e Cayos 5 Libre Los Cayos Somera 1077349

f Cayos 6 Libre Los Cayos Somera 1200966

g Cayos 7 Libre Los Cayos Profunda 1208045

h Cayos 8 Libre Los Cayos Ultra-profunda 1204506

i Cayos 9 Libre Los Cayos Ultra-profunda 1234941

j Cayos 10 Libre Los Cayos Somera 1126179

k Cayos 11 Libre Los Cayos Profunda 1217096

l Cayos 12 Libre Los Cayos Ultra-profunda 1415569

m Cayos 13 Libre Los Cayos Ultra-profunda 1417322

n Cayos 14 Libre Los Cayos Ultra-profunda 1221553


69

Figura 44. Subregiones costa afuera colombianas.


70

Los precios para determinar los recursos económicamente viables se basaron en la siguiente gráfica, en donde para aguas someras se supuso un precio de $US 60 como viable económicamente, para aguas profundas de $US 80 y para aguas ultraprofundas de $US 90.

Figura 45. Precios promedios costa afuera y continental para la producción de petróleo.

𝑑(𝑅𝑛𝐷)

𝑑𝑡= (("𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐𝑜𝑙)" +

"𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑝𝑝)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑝𝑠)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑝𝑢)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐𝑎𝑝)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐𝑎𝑠)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐𝑎𝑢)") + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐ℎ𝑝)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐ℎ𝑠)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑐ℎ𝑢)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑔𝑝)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑔𝑠)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑔𝑢)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑠𝑝)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑠𝑠)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑠𝑢)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑡𝑝)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑡𝑠)" + "𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑡𝑢)") +

("𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛(𝑡𝑒𝑠𝑡)") −𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠

𝑅𝑛𝐷(0) = 1

𝑑(𝑅)


𝑅(0) = 1

𝑑(𝑃𝐴)

𝑑𝑡= 𝑃


71

𝑃𝐴(0) = 0

𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝐷)

𝑃𝑛 = 𝑃𝑛−1 ∗ (1 + 𝛥𝑃)


𝑅𝑛𝐷⁄


𝑅⁄


𝛥𝑃 = ∆𝐷𝑒 − 𝑓 ∗ 𝐸𝑃𝑛 + 𝐼𝑇𝑃 + 𝑉𝑎𝑟𝑃𝑜𝑏

𝑓 = 1.1

∆𝐷𝑒 = 0.15

∆𝐷𝑝 = 𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛−1 + 𝑉𝑎𝑟𝑃𝑜𝑏

𝐼𝑇𝐷 = 𝐼𝐹 𝑇𝐻𝐸𝑁 𝐸𝐿𝑆𝐸( 𝑚𝑖𝑛(0.18 − 0.0012 ∗ (𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 − 1980), 0.1) ∗ (1

+ 𝐼𝐹 𝑇𝐻𝐸𝑁 𝐸𝐿𝑆𝐸(𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 > 60, 𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜/60 ∗ 2/75,−60/𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 ∗ 1/30) ) > 0 ,𝑚𝑖𝑛(0.18 − 0.0012 ∗ (𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 − 1980), 0.1) ∗ (1 + 𝐼𝐹 𝑇𝐻𝐸𝑁 𝐸𝐿𝑆𝐸(𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜

> 60, 𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜/60 ∗ 2/75,−60/𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 ∗ 1/30)) , 0.02)


𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛 = 𝑎 + 𝑏 ∗ (∆𝐷𝑝)

𝑉𝑎𝑟𝑃𝑜𝑏 = 0.01 ∗ 1.1316 ∗ 𝑒(−0.0218∗𝑡)

𝐷𝑛−1 = 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 𝐹𝑖𝑥𝑒𝑑 (𝐷, 1, 0.635)

𝑃𝑛−1 = 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 𝐹𝑖𝑥𝑒𝑑 (𝑃, 1, 0.063) 𝑉𝑎𝑟𝑃𝐼𝐵𝑝𝑛−1 = 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 𝐹𝑖𝑥𝑒𝑑 (𝐷, 1, 0.03)

𝑎 = 0.002 𝑏 = 0.66

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 = 𝑃/365


72


Paso = 1 año

Todas las variables de nivel y el flujo se comportan como Tumaco (u) y Asignación (tu) aunque los valores de $US 80 y 199 MMbbl varían dependiendo de la tabla.

𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (𝑡𝑢) = 𝐼𝐹 𝑇𝐻𝐸𝑁 𝐸𝐿𝑆𝐸( 𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 > 80 ∗ (1 − 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑜𝑙𝑜𝑔𝑖𝑎) ,

"𝑇𝑢𝑚𝑎𝑐𝑜(𝑈)" ∗ 𝐶𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒 , 0)

𝑑(𝑇𝑢𝑚𝑎𝑐𝑜(𝑈))

𝑑𝑡= −𝐴𝑠𝑖𝑔𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (𝑡𝑢)

𝑇𝑢𝑚𝑎𝑐𝑜(𝑈)(0) = 199 [𝑀𝑀𝑏𝑏𝑙]

Tabla 8. Descripción de los bloques costa afuera.

Ubicación/$US Ultraprofunda Profunda Somera

Tumaco offshore 199 184 68

Precio 80 60

Choco offshore 410 165

Precio 80 60

Sinú Offshore 139 238

Precio 75 60

Guajira offshore 232 400 223

Precio 80 75 60

Cayos 779 589 582

Precio 99 88 66

Pacifico 2112 2112

Precio 99 88

Colombia 4138

Precio 90

La tabla anterior se construyó bajo el supuesto que la repartición de petróleo en los bloques de las cuencas se distribuía uniformemente dependiendo de su área. Por ejemplo si se tienen 4 bloques de la misma área el potencial de la cuenca se divide en 4 y ese se transforma en los recursos recuperables del bloque el cual tiene asociada una característica de profundidad.


73

7.3.7 Resultados

7.3.7.1 Modelo Colombia offshore con 500MMbbl / $US100 y 1500 MMbbl /$US 125.

La primera simulación se realizó con un valor URR de 500 MMbbl y un precio de $US 100, la segunda con un valor de 1500 MMbbl y $US 125. Ya que la UPME en sus escenarios base y abundancia estimaron incorporar 500 y 1500 MMbbl offshore con un precio entre USD$ 75 y 125 para el base mientras para el de abundancia el precio supera los $US 125.

Figura 46. Curva de descubrimientos y desarrollos (arriba, 500 MMbbl y $USD 100; abajo, 1500

MMbbl y $USD 125).

Figura 47. Producción diaria (izquierda, 500 MMbbl y $USD 100; derecha, 1500 MMbbl y $USD

125).


74

Figura 48. Perfil de producción (izquierda, escenario base UPME; derecha, escenario abundancia UPME).

El pico de producción para 500 MMbbl se da en el año 2035 con una producción diaria cercana a los 100.000 bbl/d para dicho año, al incorporar 1000 MMbbl más y un precio de $US 125 la curva aumenta y establece el máximo cerca al año 2040 con una producción diaria cercana a los 300.000 bbl/d. En los perfiles de producción de la UPME para el escenario base el pico de producción se produce en el 2030 para Yet to Find (continental y costa afuera) y en el escenario de abundancia parece cercano al 2037. La curva de descubrimientos y de producción del modelo tiene una diferencia entre los puntos máximos de 10 años lo cual se puede explicar ya que la fase de exploración, evaluación del campo y fase de desarrollo toma entre 8 y 12 años5, también es importante que la curva es relativamente ancha ya que los periodos usuales de producción pueden ser mayores a los 25 años.

7.3.7.2 Modelo Colombia offshore sin incluir las cuencas Colombia Profundo, Pacifico Profundo y Los Cayos.

El modelo se construyó a partir del crudo recuperable de las cuencas Choco Offshore, Guajira Offshore, Sinú Offshore y Tumaco Offshore con los valores del estudio realizado por la Universidad Nacional [139] en un escenario 𝑃90, el crudo recuperable estimado por la entidad tiene asociado un factor ambiental, factor de riesgo geológico (30%) y un factor de recobro de (20%).

5 A. Osorio. (2015, Enero). Ciencia y tecnología para operaciones offshore. Centro de Desarrollo e innovación, Facultad de Minas. Disponible: http://www.forossemana.com/upload/documentos/Documento_5361_20131217.pdf

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75

Figura 49. Curvas de descubrimientos y desarrollos sin incluir Lo Cayos, Colombia Profundo y Pacifico Profundo con diferentes precios.

$US 60

$US 75

$US 100

$US 125


76

Figura 50. Curvas de descubrimientos y desarrollos sin incluir Los Cayos, Colombia Profundo y Pacifico Profundo con diferentes precios.

En este escenario se descartaron las cuencas de Los Cayos, Colombia Profundo y Pacífico Profundo, por su alta complejidad e impacto, los únicos bloques que salieron a oferta en la ronda 2014 fueron del Colombia Profunda con un contrato TEA y en su mayoría fueron adjudicados a la empresa Anardako. En el escenario donde se establece un precio de $US 60 alcanza a ingresar los bloques en aguas cercanas a la costa y someras ya que sus precios upstream son inferiores al valor y se supone que a partir de este punto se convierten en bloques atractivos económicamente para su desarrollo. Los precios promedio en donde no se obtiene ganancias ni perdida en el Mar Caspio son de $30, el precio en el cual es económicamente viable operar los pozos en profundidades someras se encuentran en el rango entre $US 5 y $US40 dependiendo de las características del mismo, aunque también es importante mencionar que en pocos proyectos se supera este valor y se podría incluso a llegar a los $US 70.

$US 60 $US 75

$US 100 $US 125


77

Con el precio de $US 60 el pico de producción se generaría en el año 2039 y tendría una capacidad levemente superior a los 100.000 bbl/d en su punto más alto. Cuando el precio es inferior a $US 60 pero cercano a dicho valor, la curva se retrasa varios años en el tiempo ya que a medida que pasa el tiempo se supone que los costos de producción disminuyen, si los precios se encuentra por debajo de $US 58 no alcanza a entrar en el modelo los recursos de aguas someras y la producción seria cero. Si se tiene un precio promedio de $US 75 entrarían en los recursos económicamente recuperables la mayoría de proyectos en aguas profundas, más todos los de aguas someras, su pico de producción se originaria en el mismo año que cuando se tenían $US 60 pero la diferencia es que la producción máxima sería cercana a los 300.000 bbl/d. Con un precio de US$ 100 casi todos los proyectos costa afuera son económicamente viables con excepción de los que se encuentran en el ártico y por ende se supone que todos los proyectos de aguas ultra profundas y demás se desarrollarían con dicho precio, desplazando el pico de la curva de producción en cerca de 3 años y con una producción máxima de 423.690 bbl/d. La diferencia entre un precio de US$ 100 y US$ 125 es que el pico en la curva de descubrimientos y producción se origina antes ya que se supuso que con mayores precios la tecnología mejoraría y permitiría desarrollar pozos más rápido.

7.3.7.3 Modelo Colombia offshore incluyendo todas las cuencas.

En este caso se incluye todas las cuencas costa afuera, los precios con los cuales se pretenden incorporar estos recursos son un poco más altos que para las demás cuencas ya que la complejidad y la lejanía hacia la costa dificultan e incrementa el costo de desarrollar un pozo en dichas áreas. Si se tiene un pecio de $US 60 el comportamiento es el mismo que cuando no se incluyeron las cuencas de Pacifico Profundo, Colombia Profundo y Los cayos ya que con ese precio ingresan los recursos de aguas someras con complejidad no muy alta. Cuando el precio se incrementa a US$ 75 ingresan los bloques de aguas poco profundas cercanos a las islas de San Andrés y Providencia en el caribe colombiano y el bloque alrededor de la isla de Malpelo en el pacífico. Además de los recursos de aguas profundas de las demás cuencas, el punto máximo de producción se produce en el año 2041 con 0.37 MMbbl/d. Con un precio de $US 90 se incorporan la mayoría de recursos con excepción de los proyectos más complejos de las cuencas de Colombia Profunda, Pacifico Profundo y Los Cayos, de esta forma el máximo de la producción se daría en el año 2046 con cerca de 1 MMbbl/d que es la producción actual promedio del total del país. Con un precio de $US 100 todos los proyectos son viables económicamente y por ende con esta cotización del petróleo se incorporarían todo el crudo recuperable costa afuera de Colombia para un el escenario P90, la producción pico se daría en el año 2049 con 2.33 MMbbl lo cual duplicaría la producción actual total del país.


78

Figura 51. Curvas de descubrimientos y desarrollos incluyendo todas las cuencas offshore.

$US 60

$US 75

$US 90

$US 100


79

Figura 52. Curvas de descubrimientos y desarrollos incluyendo todas las cuencas costa afuera

con diferentes precios.

$US 60 $US 75

$US 90 $US 100


80

8 CONCLUSIONES

Los recursos hídricos son importantes pero no es lo más importante para determinar

si un país es económicamente fuerte y su riqueza se ve reflejada en la calidad de

vida de sus habitantes. A lo largo de la historia se ha podido observar países ricos en

hidrocarburos como los africanos que en vez de que esos recursos sean un impulsor

de la economía y el desarrollo se han convertido en una “maldición” y donde se

pueden observar altos niveles de pobreza, baja diversificación de la riqueza,

instituciones débiles, gobiernos poco democráticos, altos índices de corrupción e

incluso agudizan el conflicto armado tanto interno como externo.

La economía de Colombia depende en gran medida del sector petrolero, sin

embargo, el país no es un jugador importante en dicho factor ya que se encuentra

bastante lejos de países ricos en hidrocarburos como Estados Unidos, EAU, Arabia

Saudita, Rusia, entre otros e incluso de países de la región como Brasil o Venezuela.

La relación reservas producción del país para petróleo y gas es de 6.6 y 15 años

respectivamente, también unido a la fuerte dependencia económica del país en el

sector petrolero han obligado al mismo a recurrir a fuentes nuevas de hidrocarburos

como crudos pesados y extrapesados, hidrocarburos no convencionales e

hidrocarburos costa afuera con la finalidad de incrementar las reservas del país.

El comportamiento de los descubrimientos y producción de petróleo es bastante

similar a la curva que propuso el geólogo Hubbert, esta se adapta bastante bien a

las curvas reales de petróleo convencional en Estados Unidos, producción mundial,

producción costa afuera e incluso describe apropiadamente el comportamiento

colombiano. Sin embargo cuando se presentan eventos como la crisis del petróleo

en donde se redujo la oferta por parte de la OPEP hacen variar el comportamiento

de la curva.

La curva de Hubbert utiliza el valor URR y en varios casos el mismo es difícil de

determinar. Sin embargo, si se posee información histórica suficientemente grande

para hacer una aproximación gaussiana se puede tener un valor aproximado del

valor URR, en los casos en que se realizó la aproximación con la curva gaussiana el

error por lo general era inferior al 10%.

Una nueva concepción de la ingeniería colombiana con una visión más humanista y

protectora del medio ambiente poco a poco está tomando más fuerza en el país. Lo

cual deriva en mayores restricciones en áreas con una gran biodiversidad

protegiendo el medio ambiente, pero al mismo tiempo limitando la actividad de E&P

en áreas vulnerables.


81

El precio del petróleo juega un rol determinante en las actividades offshore ya que

el precio de producir un barril es más elevado costa afuera que en la plataforma

continental y este precio aumenta a mayor profundidad.

El país tiene varias debilidades pero las que más resaltan son: la infraestructura, la

cual tiene un atraso de varios años y los contratos por lo general terminan en sobre

costos, retrasos y baja calidad ya que la contratación es un foco de corrupción en

varias oportunidades; la inexperiencia del país en actividades offshore, en donde

esta nueva aventura se presenta como un reto desde diversas perspectivas;

finalmente, el país no tiene como prioridad la ciencia tecnología e innovación ya que

solamente invierte en la misma 0.18% del PIB, ubicándose lejos de referentes

mundiales como Israel, Corea del Sur, Estados Unidos, Alemania e incluso países

como Etiopia y Mozambique.

El país tiene una buena imagen internacional para inversión por encima de

jugadores importantes en la industria petrolera latinoamericana como México,

Venezuela y Brasil. También, ha presentado importantes avances en el sector, como

por ejemplo, ha incrementado en 80% las reservas de petróleo en los últimos 7 años

(2007-2013) y las de NG en 49% en el mismo periodo de tiempo. Lo anterior le da

una posición preferente en recaudar inversión extranjera y una buena oportunidad

para mejorar la industria petrolera en el país.

Colombia debería enfocarse en cambiar un modelo de extracción de recursos

naturales a uno de innovación industrial y de conocimiento, en donde la primer

etapa seria de aprendizaje y trabajo conjunto con expertos en la materia, en este

aspecto Ecopetrol jugaría un rol fundamental; también sería necesario crear una red

de capacitación e innovación tecnológica enfocada en el sector petrolero en donde

se asuman los retos que tiene que afrontar el país ya sea en términos de crudos

pesados, hidrocarburos no convencionales y actividades costa afuera. La red debería

tener participación de empresas extranjeras, empresas nacionales, gobierno,

universidades y comunidades en donde se desarrollen los proyectos.

Uno de los aspectos más importantes para el éxito en el cambio del modelo es la

política y las instituciones. Con instituciones fuertes y políticas de largo plazo que se

enfoquen en crear valor agregado y transformar al país en un referente de la

industria petrolera, los beneficios serán mayores y los podrán disfrutar más de una

generación.


82

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98

10 APENDICES

10.1 Definiciones

10.1.1 Petróleo

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos y otras sustancias químicas como el azufre, nitrógeno, oxígeno, entre otras. Estos hidrocarburos fueron creados hace millones de años cuando plantas, algas e incluso animales sufrieron un proceso de descomposición en el fondo de arroyos, lagos, mares y océanos. Esta materia orgánica se cubrió paulatinamente con capas cada vez más gruesas de sedimentos, luego de un proceso de varios años en donde se encapsula en un reservorio el material orgánico bajo unas condiciones de presión y temperatura adecuada, se transformó dicho material en petróleo crudo [51]. Los diferentes compuestos del crudo deben ser separados antes de utilizar el producto en un proceso de refinación. Éste proceso también incluye retirar la sal, los gases y el agua que contiene el crudo al ser extraído. Dependiendo de los compuestos y la cantidad de estos en el crudo, el mismo se puede clasificar desde extra pesado a súper ligero o desde amargo a dulce [51]. El petróleo más pesado es más denso y viscoso; mientras el crudo más amargo tiene mayor concentración de azufre. Una medida para determinar la densidad de la sustancia son los grados API (American Petroleum Institute), ésta compara la densidad de la sustancia con el agua, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. La tabla 1 muestra la clasificación del petróleo dependiendo cuán pesado es el mismo y la tabla 2 deja ver la clasificación dependiendo del contenido de azufre. En términos generales es más sencillo extraer crudo liviano ya que el mismo fluye más fácil por las tuberías mientras que en el pesado es necesario utilizar diluyentes y otras técnicas para poder succionar el crudo, también es importante mencionar que el proceso en la refinería es más sencillo si se tiene un crudo dulce, ya que la cantidad de azufre que se requiere retirar es menor [51-54].

Tabla 9. Clases de crudo por densidad [54].

Crudo Densidad [𝒈

𝒄𝒎𝟑⁄ ] API [°]

Extra-pesado Mayor a 1 Menor a 10.0

Pesado Entre 1 y 0.92 Entre 10.0 y 22.3

Mediano Entre 0.92 y 0.87 Entre 22.3 y 31.1

Ligero Entre 0.87 y 0.83 Entre 31.1 y 39.0

Súper-ligero Menor a 0.83 Mayor a 39.0


99

Tabla 10. Clases de crudo por porcentaje de azufre [54].

Clasificación Porcentaje de azufre [%]

Amargo Mayor de 1.5

Semi-amargo Entre 0.5 y 1.5

Dulce Menor de 0.5

Las características del petróleo son diferentes en todo el globo terraquio y las mismas varian dependiendo de la posición geográfica, profundidad, características propias del yacimiento, entre otras. Incluso dichas características pueden ser un poco diferentes en el yacimiento petrolífico.

10.1.2 Gas

Es un combustible mezclado que contiene varias moléculas de hidrocarburos, estas están compuestas por átomos de hidrogeno y carbono. El gas natural (NG) es un combustible fósil como el carbón y petróleo, lo cual significa que su origen se remonta a las plantas, animales y microorganismos que tuvieron vida hace millones de años. Existen varias teorías relacionadas con el origen de combustibles fósiles pero una de las más aceptadas indica que los combustibles fósiles, se formaron de material orgánico subterráneo, el cual se encontraba expuesto a una alta presión y una gran temperatura por un periodo de tiempo muy largo [51]. Entre más cerca se este del centro de la tierra mayor será la temperatura, en temperaturas bajas o poca profundidad se encuentra mayor cantidad de petróleo que NG. Sin embargo, a una gran profundidad y con temperaturas altas la relación entre NG y petróleo favorece al primero. El NG también puede ser creado a partir de la actividad bacteriana y se encuentra usualmente a pocos metros (m) de profundidad del fondo del mar, también se caracteriza por ser en su mayoría metano [55]. En términos generales los gases se pueden clasificar por su origen. Por ejemplo: el gas que es extraído junto con el petróleo es un gas asociado, mientras el que se encuentra en depósitos que no tienen petróleo crudo son gases no asociados. También tienen más clasificaciones debido a su contenido de azufre (gas amargo o dulce) y cantidad de hidrocarburos pesados (gas húmedo o seco). En la siguiente tabla se puede observar la clasificación de los gases dependiendo de sus componentes [55].

Tabla 11. Clasificación del gas debido a su cantidad de azufre e hidrocarburos [55].

Denominación Estándar

Gas Dulce Seco

Gas Amargo Seco Gas Dulce Húmedo

Gas Amargo Húmedo

Componente Gas No Asociado Gas Asociado

Etano < 10% < 10% > 10% > 10%

𝑯𝟐𝑺 < 1% > 1% < 1% > 1%

𝑪𝑶𝟐 < 2% > 2% < 2% > 2%


100

El NG tiene que procesarse para que el mismo cumpla con determinados estándares de calidad, dichos estándares los establecen las compañías de transmisión y distribución teniendo como parámetros el diseño de los ductos, las necesidades del mercado y la reglamentación local [55]. El diésel, jet fuel, lubricantes, gasolina, e incluso el asfalto provienen del petróleo crudo. Mientras el NG es vapor, el cual se puede transportar por medio de oleoductos o el mismo puede ser presionado y enfriado para con vestirse en liquido (gas natural licuado LNG) con la finalidad de transportarlo en barco, el NG es incoloro e inodoro pero las compañías le agregan químicos con la finalidad de adicionarle un olor poco agradable y de esta forma cuando exista una fuga sea más fácil detectarla.

10.1.3 Recursos no convencionales

Los recursos no convencionales son aquellos que están ubicados en lugares donde no se permite el movimiento del fluido, algunos de ellos se encuentran atrapados en rocas poco permeables y por lo general el petróleo que se haya en dicho lugar, tiene una alta viscosidad. El proceso de extracción del recurso necesita tecnología más sofisticada que la convencional, ya sea por las propiedades del hidrocarburo o por las características de la roca que lo contiene. Algunos de ellos se encuentran en yacimientos que se daban por agotados. Además, los hidrocarburos no convencionales pueden suponer en las décadas venideras una aportación relevante en el suministro mundial de energía [56]. En las tablas que se presentan a continuación, se muestran los hidrocarburos no convencionales. Adicionalmente, la figura 1 contiene una pirámide que separa los hidrocarburos convencionales de los que no lo son.

Tabla 12. Petróleo crudo no convencional [56].

Petróleo crudo no convencional

Heavy Oil Petróleo con una gran densidad y en estado líquido. Usualmente se extrae de la roca por la inyección de polímeros o vapor.

Oil Shale Petróleo producido directamente de la roca madre (La roca es rica en material orgánico).

Oil Sands Arenas impregnadas en un hidrocarburo de alta densidad y viscosidad llamado bitumen, éste no tiene la capacidad de fluir en su estado natural.

Tight Oil Petróleo ubicado en reservorios con baja permeabilidad y porosidad.


101

Tabla 13. Gas no convencional [56].

Gas no convencional

Shale Gas NG encontrado en rocas con arcilla, estas contienen además un alto contenido de materia orgánica y su permeabilidad es baja. Para su extracción es necesario perforar pozos horizontales y romper la roca.

Tight Gas Las rocas que contienen éste tipo de NG tienen baja permeabilidad y porosidad.

Coalbed Methane

NG extraído en capas de carbón. El carbón ayuda absorbiendo gran cantidad de gas debido a su alto contenido de materia orgánica.

Hidratos de metano

Es un compuesto relativamente similar al hielo, pero éste contiene una porción importante de metano. Este queda confinado en una estructura cristalina de moléculas de agua, el cual se ubica en sedimentos marinos a profundidades superiores a los 300 m.

Figura 53. Hidrocarburos convencionales y no convencionales [55-56].

10.2 Metodología del trabajo

10.2.1 Plan de trabajo

El primer paso es conocer cuál es el recurso de interés, sus características,

clasificación, historia e importancia. Cuáles son los jugadores relevantes en el sector

petrolero desde un nivel global, continental y nacional permitiendo conocer mejor

dicha industria y su evolución a lo largo de la historia. También es importante para

determinar cómo se encuentra Colombia frente a sus vecinos, potencias y el mundo

en general.


102

El segundo paso se relaciona con la tecnología y actividades que se realizan en la

exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera. En esta etapa se pretende

conocer de forma general y superficial dichas actividades para conocer sus

necesidades, ventajas, desventajas y demás características que permitan evaluar de

cierta forma como estas pueden afectar o beneficiar el país.

El tercer paso es crear un modelo sencillo de dinámica de sistemas el cual permita

modelar el comportamiento de los descubrimientos y producción de petróleo y gas,

el mismo se debe confrontar con valores reales para comprobar su correcto

funcionamiento y al mismo tiempo ajustarlo a los desempeños reales.

Finalmente se deberá mostrar las debilidades, oportunidades, fortalezas y amenazas

que tiene el país con la incorporación del sector petrolero costa afuera, con estos

elementos se pueden determinar los retos y recomendaciones que debería seguir el

país.

10.2.2 Búsqueda de información

La información con la cual disponemos actualmente es grande y más en un medio como internet. Sin embargo, no toda la información es real u ofrece un nivel de confianza bueno por tal motivo se prestó especial atención a la información proveniente de fuentes serias y de instituciones con un buen renombre en el ámbito académico e industrial. Las fuentes para el primer paso en el contexto internacional de la industria de petróleo y gas fue British Petroleum e International Energy Agency, para la parte costa afuera las publicaciones realizadas por la organización INFIELD son bastante buenas en dicho campo; las empresas especializadas en el tema como Pemex, Ecopetrol, Petrobras, Shell, Statoil, Repsol, Chevron, entre otras, son una confiable fuente de información; también publicaciones en revistas de ingeniería o de instituciones con excelente renombre en el ámbito nacional como la Unidad de Planeación Minero Energética, el Ministerio de Minas y Energía, el Banco de la Republica, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, etc. También se contempló tesis doctorales como es el caso del trabajo realizado por Carlos de Castro Carranza en Escenarios de energía-economía mundiales con modelos de dinámica de sistemas, el cual fue importante para el desarrollo del modelo.

10.2.3 Alternativas de desarrollo

La forma de modelar la producción de hidrocarburos se puede hacer por medio de métodos estocásticos, simulaciones de Monte Carlo, creación de escenarios y sistemas dinámicos. La selección de sistemas dinámicos fue debido a la fácil implementación de hipótesis en el modelo y por medio de esta técnica se puede analizar y modelar el comportamiento temporal de entornos complejos.


103

10.3 Validación del trabajo

10.3.1 Metodología de prueba

La metodología de prueba del modelo de sistemas dinámicos es relativamente sencilla, en donde se compara los resultados del modelo con resultados de modelos similares o con los valores reales obtenidos de una fuente confiable.

10.3.2 Validación de los resultados del trabajo

El trabajo tiene dos componentes el primero es relacionado con la investigación en donde la validación de los resultados se basa principalmente en la selección adecuada de información, ya que la misma debe tener un reconocimiento académico o industrial importante. El segundo componente, tiene relación con el modelo de sistemas dinámicos en donde en su primera etapa se validó con la tesis doctoral Escenarios de energía-economía mundiales con modelos de dinámica de sistemas realizada por Carlos de Castro; la segunda etapa se realizó una comparación entre la curva de descubrimientos y producción obtenida por el modelo y los datos reales; finalmente los resultados del modelo se compararon con los obtenidos por la UPME en la publicación Escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos en Colombia.

10.3.3 Evaluación del plan de trabajo

El plan de trabajo es una excelente guía para planear las actividades y manejar adecuadamente el tiempo. Sin embargo, algunas actividades tomaron más tiempo de lo esperado y ocasionaron un retraso en la ejecución del proyecto, también es importante mencionar que varios retrasos en actividades fueron debido a una no muy buena planeación, ya que en el momento de designar un tiempo aproximado de trabajo para una determinada actividad no se contaba con un conocimiento adecuado sobre dicha actividad y, se le otorgó un tiempo bastante alejado de la realidad. El plan de trabajo es importante pero en el momento en el que se realiza se debe tener un conocimiento relativamente bueno, experiencia y otros factores que ayuden en la precisión del mismo y no se generen retrasos en la ejecución del proyecto.


104

10.4 Contexto energético

10.4.1 Contexto global

10.4.1.1 Reservas

Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos (EAU) tienen el 95.5% de reservas de petróleo del Oriente Medio, otros países como Qatar, Omán, Yemen y Siria tienen reservas entre 5 y 3 mil millones de barriles (MMMb). Sin embargo están bastante lejos de los primeros que tienen un promedio de 154 MMMb. En términos generales cuando se utilice el término Oriente Medio se enfoca más en los países ricos en petróleo ubicados cerca al Golfo Pérsico [57]. Los países de Oriente Medio tienen un área alrededor del 3.4% del total de la superficie de la Tierra pero tienen el 48% de las reservas de petróleo y 43% de las reservas de gas de todo el Globo Terráqueo, esto sin duda alguna los posiciona como un jugador importante en el mercado de hidrocarburos [58]. Las reservas de NG que tiene Europa y Eurasia se encuentran ubicadas en su mayoría en dos países, Rusia y Turkmenistán, los cuales tienen el 86.1% de todas las reservas de gas de Europa y Eurasia. A pesar del gran potencial en gas que tiene Turkmenistán, ésta riqueza no significa una riqueza similar en petróleo, por el contrario el país no posee grandes reservas de crudo. Es importante mencionar que no necesariamente por tener grandes reservas se convierte automáticamente en un productor y/o exportador del recurso, un ejemplo ilustrativo es Turkmenistán que a pesar de tener más del 30% de reservas de Europa y Eurasia la producción de NG es similar a la Holanda que tiene 20 veces menos reservas de este recurso que el país en cuestión [57]. En el año 1998 la revista Scientific American publicó un artículo llamado “el final del petróleo barato” y, tenían razón, el precio del crudo empezó a crecer lo que ayudó el ingreso de tecnologías más sofisticadas. Debido a lo anterior, Canadá elevó sus reservas de forma dramática en un par de años, posicionando a Norte América en el segundo lugar detrás de las reservas probadas de petróleo del Medio Oriente. Estados Unidos (US) permanece con reservas similares a lo largo de su historia y México tuvo un debacle en 1998, debido a que durante el gobierno del presidente Ernesto Zedillo, Pemex aceptó revisar las cifras de sus reservas acorde con los lineamientos y parámetros diseñados por World Petroleum Congress (WPC) y por la Society of Petroleum Enginners (SPE) teniendo como resultado una disminución de las reservas probadas en más de 26.000 MMbbl [59-61]. Venezuela aumentó sus reservas de petróleo de forma sustancial en los años 2008, 2009 y 2010 en casi 200.000 MMMb, colocando a Centro y Sur América en el segundo puesto de reservas de crudo, probablemente debido al aumento del precio del petróleo que permitió la extracción de petróleos pesados en Venezuela [57].


105

Figura 54. Reservas de petróleo probadas en el mundo [57].

Figura 55. Reservas mundiales de NG [57].


106

10.4.1.2 Producción

El lugar donde se crean más barriles de petróleo es Oriente Medio y el productor más importante de petróleo es Arabia Saudita con una producción de 11.5 MMbd mientras que Irán, Iraq, Kuwait y EAU que pertenecen al mismo sector tienen entre 3.1 millones y 3.7 MMbbl diarios. En 1979 tuvo origen la segunda crisis de petróleo ya que los países exportadores de petróleo (OPEP) aumentaron los precios del hidrocarburo, colocando en grandes dificultades a los países industrializados obligándolos a reducir su demanda; entonces estos empezaron a realizar esfuerzos por ahorrar el consumo de petróleo, ya fuera substituyéndolo por otros combustibles o utilizando técnicas más eficientes en el consumo de energía. Las crisis del petróleo a principios y finales de los setenta produjo el incremento en el uso de un sustituto como el gas y, es por esto que durante ese periodo la producción de gas en Europa y Eurasia se incrementó principalmente por el aporte ruso [57]. US es un gran productor de petróleo al igual que Rusia y Arabia Saudita pero a diferencia de ellos no es un gran exportador sino por el contrario es el importador más relevante del mundo, se puede decir que su comportamiento es similar al de China ya que es el cuarto productor de petróleo y el segundo importador del recurso solamente por detrás de US [57]. Los países del Medio Oriente, Canadá y Venezuela tienen un comportamiento similar ya que estos son grandes productores pero a la vez son importantes exportadores, estos consumen relativamente bajas cantidades de su producto. Un caso extremo es Nigeria que casi todo el petróleo que produce lo exporta dejando para el consumo prácticamente nada. Japón, India, Corea, Italia, Francia, Singapur y Holanda son grandes importadores junto a los más relevantes: US y China, se puede decir de cierta forma que no es tan importante los recursos que tiene un país sino como él mismo los utiliza, este es el caso de estos dos últimos países, que tienen varios recursos e importan grandes cantidades de crudo y son las economías más fuertes del mundo, indicando implícitamente que existe un adecuado uso de los recursos naturales. Los casos de Nigeria y Venezuela que son grandes productores no reflejan una economía sólida, por el contrario se puede decir que es relativamente mala y que sus ingresos se deben principalmente a las exportaciones de petróleo [57,62]. El caso del gas es un poco similar al del petróleo en donde los principales productores son relativamente los mismos US, Rusia, Qatar, Irán, Canadá, Noruega, China, entre otros. Los importadores son en primer lugar Japón, seguido por países europeos como Alemania, Italia, Francia, etc. La parte importante de la demanda Europea es suministrada por Rusia, que se destaca como un exportador clave de hidrocarburos. China y US tienen el mismo comportamiento grandes productores y consumidores [62-64].


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En términos generales la producción de O&G ha venido en aumento, algunas veces tienen caídas debido a crisis, problemas políticos, entre otros, pero su comportamiento en grandes rasgos se mantiene creciente. La producción de petróleo en plataformas continentales ha venido aumentado hasta la crisis petrolera de la década del setenta en donde presentó un pequeño declive en el año de 1973 y tuvo una posterior recuperación, sin embargo sufrió una caída dramática a principios de la década del ochenta; desde ese momento ha crecido de forma muy paulatina. El mayor incremento de la producción posterior a la crisis es por los recursos extraídos costa afuera, ya que la subida del precio y el desarrollo de tecnologías más sofisticadas han ayudado a la E&P costa afuera, como se puede observar en la siguiente gráfica.

Figura 56. Producción de petróleo mundial [57].

Figura 57. Producción de petróleo continental y costa afuera [65].


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Figura 58. Producción mundial de NG [57].

10.4.1.3 Consumo

Los países que pertenecen a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) tienen un comportamiento de consumo similar, en donde la mayoría de crudo producido pasa por la refinería y luego se utiliza principalmente en el sector transporte. Se realizan pequeñas exportaciones antes y posterior al proceso de refinado. Algo similar ocurre con el gas en donde muy poco se exporta pero el consumo final no se da en el transporte sino en la industria, el comercio, el sector residencial y la generación eléctrica. Los países no OECD tienen un comportamiento similar en el NG pero casi la mitad del petróleo producido se exporta y el excedente, pasa por un proceso de refinado para finalmente terminar por lo general en el sector transporte [65]. El buen crecimiento año tras año de Asia y El Pacífico posiciona a la región como la de mayor consumo de petróleo en el mundo gracias al desarrollo económico de China durante las dos últimas décadas, a éste se sumó el aporte de Japón, India y Corea del Sur. El consumo de petróleo de América del Norte es prácticamente el de US, este país es el mayor consumidor de dicho energético, siendo similar al de China, India y Japón juntos [57]. El consumo de petróleo de Europa cambió su tendencia después de la segunda crisis del petróleo, pasando de ser el primer consumidor mundial al tercero en dos décadas. Europa y Eurasia incrementaron el consumo de NG en remplazo del petróleo. El consumo de petróleo del Medio Oriente, Sur y Centro América y finalmente el de África es similar con un crecimiento paulatino en donde su principal actividad es exportar el hidrocarburo [57].


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Figura 59. Consumo de petróleo mundial [57].

Figura 60. Consumo de gas en el mundo [57].

Japón no tiene muchos recursos naturales sin embargo es un jugador importante en la economía mundial y para lograr esto se vio obligado a importar recursos, el consumo de gas del país del sol naciente hizo crecer su consumo en la primera crisis del petróleo y este aumento ha permanecido estable a lo largo del tiempo con unas pequeñas caídas en la segunda crisis del petróleo y en la crisis económica del 2008. China presentaba un comportamiento similar en el consumo de gas al de países como: India, Corea del Sur y Tailandia, pero luego del año 2003 empezó a consumir este recurso de forma muy vertiginosa alejándose del comportamiento de los países mencionados y superando en el


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2008 el consumo de Japón y continúa con ese crecimiento, es más para el año 2013 ya tiene un consumo de aproximadamente 30% mayor que el de Japón. El crecimiento en consumo de NG de Asia y El Pacífico se debe principalmente a China y Japón que tienen más del 43% del consumo total de la región [57]. El consumo de NG en Oriente Medio se debe esencialmente a tres países Irán, Arabia Saudita y EAU, los cuales consumen cerca del 78% de gas de la región. Irán consume casi la misma cantidad del energético que Arabia Saudita y EAU en el 2013. El consumo en Norte América es básicamente el mismo que US, ya que el consumo de México y Canadá en comparación con el primero es relativamente insignificante [57]. Los mayores consumidores de Europa y Eurasia son Rusia y Noruega donde el primero consume cerca de 6 veces más que el país nórdico. El consumo de Rusia es de aproximadamente de 600 billones de metros cúbicos al año en la última década, inferior al de US, sin embargo el aporte de los demás países Europeos y de Eurasia ayudan a posicionar a la región como la de mayor utilización de NG [57].

10.4.1.4 Precio

Los precios del NG han venido en aumento en todo el mundo y muestran un comportamiento similar antes de la crisis económica del 2008, en ese momento los precios del recurso llegaron a un pico, luego se desplomaron y empezó a diferir el precio de región a región. El precio del LNG de importación de Japón (El precio incluye el costo, seguro y fletes) es el más costoso del mercado, seguido por el precio por gaseoducto de Alemania y Reino Unido, para finalmente tener los precios más bajos en los enviados por gaseoducto de Canadá y US. La diferencia en precios depende principalmente del país que oferta el NG, la infraestructura que tenga el país que recibe y entregue el energético, entre otras [57].

Figura 61. Precios NG [57].


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La región que más utiliza LNG es Asia y El Pacífico teniendo como principal consumidor del mismo a Japón, más del 99% de gas consumido en el país asiático es licuado ya que la región por lo general es importadora de energéticos y no se cuenta con un gasoducto que supla parte de la demanda. Los precios incrementaron en parte por el daño sufrido por Japón en marzo de 2011 debido a un gran terremoto y posterior tsunami que produjeron grandes daños en la población e infraestructura del país. Varias centrales nucleares se apagaron desde aquel incidente ya que las centrales nucleares de Fukushima 1 y 2 operada por la empresa Tokyo Electric Power (TEPCO) presentaron fallas después del incidente, lo que ocasiono un accidente radioactivo generando grandes daños a los pobladores cercanos y al medio ambiente, debido a lo anterior los japoneses han preferido emigrar a otros medios para producir energía ya que, no está bien visto en la sociedad las plantas nucleares por el peligro que ellas pueden representar. Rusia que es uno de los países con mayor importancia en NG tiene un proyecto de gaseoducto llamado la Fuerza de Siberia, el cual tiene como principal objetivo proveer gas desde Siberia hasta China y también desarrollar la infraestructura de gas en el país. Las empresas encargadas del megaproyecto de más de 3.000 kilómetros (Km) son la rusa Gazprom y la china CNPC las cuales firmaron un contrato por 400.000 millones de dólares, que indica el suministro de 38.000 millones de metros cúbicos anuales por un periodo de 30 años. Esto puede significar que el precio del recurso en Europa y Eurasia pueda aumentar, ya que su principal proveedor va a tener un nuevo usuario y éste es nada menos que China un país importador de recursos, con una de las economías más poderosas del planeta y con un promedio de crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) cercano al 9% en los últimos cinco años [66]. Gran parte de la producción de gas de Rusia probablemente terminara en China y al tener menos oferta del recurso, el precio del mismo con una demanda similar incrementa [67-68]. El consumo de gas licuado principalmente es en Asia y el Pacífico el cual es superior al 73% del mundial. El mayor mercado de NG en gasoducto se encuentra en Europa por la infraestructura que existe entre los países que conforman la región, el país que más importa gas por gasoducto es Alemania seguido por US, el primero suple sus necesidades con el gas proveniente de Rusia, Noruega y Holanda, mientras que el segundo tiene una dependencia mutua con Canadá. US solamente importa gas de Canadá y, este debido a su ubicación geográfica le vende el energético a US [57]. Los precios más económicos de NG se encuentran en US y Canadá, debido a que el primero tiene un desarrollo muy fuerte en hidrocarburos no convencionales, lo que ha generado una reducción de su demanda, mientras Canadá utiliza parte del gas localmente y una gran parte del porcentaje restante lo envía a E.E.U.U. por gasoducto, Canadá tiene una buena infraestructura con su vecino lo cual le permite tener precios más bajos.


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Los proyectos costa afuera con mayor longitud en las líneas conectoras o entre la costa y el lugar de extracción del hidrocarburo, están relacionados con gas y no con petróleo. El precio del gas en la figura 11 es el de LNG de importación en Japón, ya que los proyectos con mayor longitud se enfocan en este tipo de hidrocarburo procesado y el principal importador del recurso es Japón, también es interesante que los proyectos en construcción de Wheatstone y Gordon en Australia tengan como accionistas empresas japonesas, lo cual deja entrever que una gran porción de las importaciones de LNG de Australia llegarían a Japón por condiciones geográficas y de convenios mutuos. Los precios del LNG tuvieron un alza bastante pronunciada antes de la crisis económica del 2008, para luego descender después de dicho incidente. La línea de tiempo del precio del LNG empieza en el año 1984 ya que la información encontrada se remonta máximo a dicho periodo y llega hasta el año 2013, mientras que los proyectos de Australia terminan a finales del año 2017 según las proyecciones de Chevron [69-70]. En la tabla que se presenta a continuación se muestra los proyectos actuales y en construcción más alejados de la costa.

Figura 62. Distancia máxima a la costa vs precio del LNG en Japón [22].

Tabla 14. Proyectos LNG.

# Proyecto Operador Capacidad Recurso Participantes País Ref

1 Wheatstone Chevron 8.9 MTPA 200 TJ/D

LNG Chevron KUFPEC Apache CO.

Australia [34].

2 Gordon Chevron 300 TJ/D LNG Chevron ExxonMobil Shell

Australia [35].

3 Sn0hvit Statoil 5600 MTPA LNG Statoil Petoro/Total

Noruega [36].

4 Mensa Shell 100 MMscf/D Gas Shell México [37].


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El precio es un factor fundamental en la extracción de hidrocarburos y es por este que se hace viable extraer recursos a determinadas profundidades, mientras sea más profundo es más costoso para la empresa debido a que es necesario tecnología más sofisticada, personal especializado en el tema, materiales adecuados para soportar las condiciones en el fondo del mar, entre otras. También es importante mencionar que las características del área influyen en los costos, puede ser más costoso en una determinada ubicación extraer crudo a baja profundidad que en otro sitio a una profundidad mayor. Sin embargo la mayoría de yacimientos presentan un comportamiento similar, a mayor profundidad el precio es más alto y el mismo varia un poco dependiendo de las características del sitio. La mayor producción costa afuera se encuentra en aguas poco profundas ya que las utilidades que estas presentan son mejores a medida que se incrementa la profundidad. La imagen que se muestra a continuación deja ver el costo promedio de extracción de petróleo por profundidad.

Figura 63. Costo promedio de extracción por profundidad [65].

10.4.1.5 Emisiones

Los países que tienen mayores emisiones de CO2 son en orden China, US, India, Rusia y Japón. Estos cinco países emiten un poco más del 59% de todas las emisiones del mundo. Asia es el continente donde hay más emisiones de CO2 ya que esta parte del mundo tiene tres grandes generadores de CO2 como China, India y Japón [62, 64].


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China es un país que ha presentado un crecimiento económico envidiable y esto, ha sucedido gracias a unas reformas económicas que se establecieron desde el año 1978 y, desde ese periodo a la actualidad las reformas han sido adaptadas dependiendo del comportamiento del país. En términos generales se le dio importancia a la agricultura y la posibilidad de administrar pequeños predios a las familias campesinas, el país creó condiciones que incentivaron la inversión extranjera, también creó incentivos a pequeñas empresas y permitió la creación de empresas privadas por primera vez desde la llegada del comunismo, poco a poco retiró controles a los precios, participó en el mercado de valores en Shanghái y Shenzhen, entre otras.

Figura 64. Emisiones mundiales de CO2 [57].

Por esto China ha tenido un crecimiento económico bastante grande hasta ser considerado como la segunda potencia económica después de US y ser el país más relevante en el ámbito manufacturero del mundo, debido a esto incrementó su emisión de CO2, siguiendo el mismo comportamiento de los países en vía de desarrollo que en la primera etapa de desarrollo, crecen de forma no muy eficiente pero luego de un tiempo empiezan a ser más eficientes y usan tecnologías más sofisticadas, que ayudan a reducir la producción de gases efecto invernadero (GEI) [64, 73]. América es el segundo continente emisor de CO2, aunque la mayoría de países han incrementado sus emisiones, US ha presentado un efecto diferente ya que este país ha aumentado paulatinamente sus emisiones hasta el año 2007, en el cual tuvo la mayor emisión de CO2, posterior a este periodo ha reducido lentamente sus emisiones, este efecto se puede observar en la figura 13 en la cual en un principio se incrementaron lentamente las emisiones, luego tuvo una pequeña caída en el año 2009 causadas por las reducciones


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de US y Canadá, para luego tener un crecimiento leve causado por los países latinoamericanos [64, 73]. El combustible fósil que más emisiones de CO2 emite es el carbón, en segundo lugar se encuentra el petróleo y, finalmente el NG. El precio más elevado lo tiene el petróleo, seguido por NG y por último el carbón. Lo cual puede indicar que si el precio del petróleo continua incrementando y el precio del carbón sigue reduciendo gracias a la sobre oferta de US, el carbón sería un combustible bastante interesante por su bajo costo y, la oportunidad de seguir teniendo un precio competitivo cuando se adicionen los costos de tecnologías, para atrapar el CO2 de las termoeléctricas a carbón[62].

10.4.1.6 Proyecciones

El consumo global de energía puede crecer hasta un 41% para el año 2035 donde el principal crecimiento provendría de economías emergentes, aunque este crecimiento sería más lento del que se presentó en décadas previas probablemente debido al uso más eficiente de la energía y el acceso a mejores tecnologías con un mejor precio. Lo anterior puede ser debido a la globalización de los mercados y a la competición. Nuevas fuentes de energía como los hidrocarburos no convencionales también jugaran un importante papel, sin embargo, aunque las energías renovables crecerán no harán parte fundamental en la canasta energética excepto en unos países [59]. US es un gran importador de recursos energéticos aunque tiene como meta ser autosuficiente en términos de energía, explorando en un campo como los gases no convencionales, que actualmente no conforman parte importante en la canasta energética, pero tienen un gran potencial en los años siguientes y futuros [51, 57, 57]. China es el país con mayor demanda de energéticos de la tierra debido a su gran capacidad manufacturera y, esta tendencia continuará generando en los años subsecuentes que el gigante asiático se convierta en el país con más emisiones de CO2. Un país con una economía emergente como India, también jugará un papel importante en el consumo de energéticos, debido al crecimiento que se supone tendrá en los años venideros [51, 57, 57]. La creciente demanda de energéticos debe ser suplida y una de las formas que toma un papel relevante es la explotación de hidrocarburos costa afuera y en aguas cada vez más profundas, la figura que se presenta a continuación muestra el dinero que se tiene presupuestado invertir entre 2012 y 2018, incluye la infraestructura submarina, tuberías, plataformas, líneas de control, sistemas de control de amarre y estabilidad, entre otros; sin embargo, no incluye los costos de perforación [51, 65, 74]. La mayor inversión en aguas ultra-profundas será en América, esta será mayor al 50% de la inversión total costa afuera; mientras que Oriente Medio, Asia, Europa y Australasia se enfocaran más en aguas someras o poco profundas. Sin embargo el número de plataformas


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en aguas ultra-profundas incrementará en los años siguientes, mientras la cantidad de plataformas en aguas someras y profundas permanecerá casi constante. La cantidad de pozos incrementará en los años venideros en los diferentes tipos de profundidad, como se puede observar en la figura 14.

Figura 65. Pozos y plataformas aguas afuera [57, 65, 66].

Figura 66. Capex offshore 2012-2018 [57, 65, 66].


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10.4.2 Contexto continental

10.4.2.1 Reservas

Las reservas del continente se encuentran principalmente en Venezuela, es más, para el año 2013 las reservas de petróleo de Venezuela son mayores que las de todo el continente incluyendo Norte América (US, Canadá y México). Esta gran riqueza paradójicamente no se transforma en beneficios para los venezolanos que tienen una de las economías más inestables de toda la región, con problemas de inflación; por ejemplo, la inflación en promedio de los últimos cinco años (2009-2013) es superior a 28% y es la segunda más alta del mundo; el desabastecimiento, inseguridad, entre otros factores indican que Venezuela se encuentra muy mal a pesar de ser el país más rico del mundo en reservas de petróleo. Otro aspecto importante es que Venezuela no solamente es rico en petróleo sino que también tiene una de las reservas de gas más grandes del continente, solamente superada por US [57, 75]. Las reservas de petróleo de Brasil han venido en crecimiento, el primer aumento significativo de reservas se originó luego de la segunda crisis del petróleo a finales de la década del setenta, el segundo y que se ha mantenido un crecimiento constante fue luego de la constitución de 1988, la cual rompió el ciclo autoritario que dominó a Brasil desde 1964. Posterior a la constitución la década del noventa presentó una transformación significativa en el orden económico del gigante suramericano, donde se eliminó determinadas restricciones al capital extranjero, la flexibilización de monopolios estatales, entre otras. Estas transformaciones crearon un escenario más propicio para incrementar las reservas de petróleo y posteriormente de gas de Brasil [70]. En el año 2010 se descubrió un extraordinario potencial de hidrocarburos en aguas profundas, bajo una capa espesa de roca y sal, el nuevo marco regulatorio realizado dijo que se debían realizar inversiones en el hallazgo y que el único operador debía ser Petrobras y que él mismo, debía tener como mínimo el 30% de las acciones de todos los proyectos en esa área; las estimaciones previas indican que las reservas son superiores a 50 billones de barriles de petróleo y que pueden convertirse en reservas probadas para el año 2014, varias compañías como Royal Dutch Shell, Total, compañías nacionales de petróleo de China y compañías nacionales offshore de China quieren acompañar a Petrobras en explorar y explotar el recurso, lo cual prevé un incremento en las reservas y producción en el gigante suramericano [76]. Las reservas de NG incrementaron sustancialmente en 1998, esto se debió en parte a la enmienda de 1995 la cual flexibilizó el monopolio en las actividades de exploración, producción, refinación, importación, exportación y transporte de hidrocarburos, el cual era manejado exclusivamente por Petrobras antes de la enmienda [77].


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El aumento en las reservas que tuvo Ecuador en el año 2008 tal vez se deba en parte a las políticas adoptadas por su actual presidente Rafael Correa, el cual a mediados de 2007 dividió el ministerio de energía en dos: el primero, enfocado en petróleo y minas y el segundo, relacionado con la electricidad y energías renovables. Adicionalmente buscó proyectos para recuperar la producción de petróleo, dichas políticas han posicionado a Ecuador como el tercer país con mayor cantidad de reservas de petróleo en Centro y Sur América [78].

Figura 67. Reservas de petróleo en Centro y Sur América [57].

Figura 68. Reservas de gas en Centro y Sur América [57].


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Un caso interesante es el de Argentina el cual con la estructura legal conformada en 1989, le confirió un predominio al mercado sobre el Estado y también realizó la transferencia regulatoria del sector público a unos pocos agentes privados; lo cual no es tan buena idea que las entidades que realicen una determinada actividad sean reguladas por si mismas o agentes muy allegados a las mismas. Esto derivó en buenas inversiones en explotación y muy pocas en exploración. Además, el capital invertido en exploración fue principalmente dirigido a proyectos con poco nivel de riesgo y con poco potencial. De esta forma se incrementó la producción de hidrocarburos en especial la del NG, pero decrecieron rápidamente las reservas. Gracias al incremento en los precios de hidrocarburos se siguió por este camino, ya que el mismo generaba una gran cantidad de dinero al país pero solamente por un periodo de tiempo relativamente corto, cuando las reservas de gas se redujeron a cierto nivel que comenzó a afectar la producción, ambos decrecieron [79].

10.4.2.2 Producción

Venezuela es sin duda alguna el mayor productor de crudo de la región de Centro y Sur América, aunque la brecha que ostentaba en la década del sesenta se ha ido reduciendo, en ese entonces el 80% aproximadamente de la producción de toda la región era originada en Venezuela y esa diferencia poco a poco fue disminuyendo debido a la reducción en la producción de este país y al incremento en los barriles diarios (bd) que producen los demás países en especial Brasil y Colombia. En el año 2013 Venezuela tenía el 36% de la producción de la región, continuando como líder pero acortando la diferencia que existía pocas décadas atrás [57]. La producción de Norte América (Canadá, US y México) duplica a la generada en Centro y Sur América, es más los tres países que componen Norte América superan cada uno la producción que tiene Venezuela donde por ejemplo US tiene casi cuatro veces mayor producción. En términos generales Venezuela es el más importante de Centro y Sur América pero no tiene el mismo peso que países como US, Rusia, Arabia Saudita, entre otros. La producción de Venezuela es similar a la de Nigeria a pesar de contar con las reservas de petróleo más grandes del mundo [57]. Argentina tuvo un crecimiento de O&G gracias a la sobreexplotación que permitió la estructura legal conformada a finales de la década de los ochenta, pero alrededor del año 2003 la producción no pudo seguir creciendo debido a la caída de las reservas, desde ese año Argentina continuó con su caída en las reservas y también la producción del país siguió la misma dinámica. Brasil se muestra como un país en crecimiento y tras la constitución de la década del noventa la producción de O&G ha aumentado, aunque este efecto ha sido más notorio en la producción de petróleo. Trinidad y Tobago presenta un comportamiento interesante con respecto a la producción de gas y, esto se debe a que los hidrocarburos son el principal sector de la Economía. El campo de hidrocarburos representa un poco más del 40% del PIB, también representa


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aproximadamente el 80% de las exportaciones y el 52% de los ingresos del Estado en el año 2012. La producción de petróleo ha disminuido en la última década potencializando el NG, para el año 2013 la isla se convirtió en la mayor productora de gas de Centro y Sur América; el conjunto de islas tiene como el pilar más importante de su economía la explotación de hidrocarburos, a partir de 1995 el país recibió una gran cantidad de inversión extranjera y eso se nota en especial en la producción de NG, también ha tenido grandes descubrimientos de reservas, por ejemplo BP hizo el mayor hallazgo de gas de los últimos años a 200 Km de la isla de Trinidad. El gobierno ha impulsado el desarrollo de procesos industriales ligados a los hidrocarburos con la finalidad de producir más valor agregado, desarrollando una importante industria siderúrgica y petroquímica, el país tiene la segunda planta de licuefacción de gas más grande del mundo (en el año 2012), la cual es operada por la empresa local Atlantic y transforma la mayoría del gas que se produce y es el mayor proveedor de US cubriendo el 70% de las importaciones de NGL [80-81]. Los destinos donde más activos tienen empresas extranjeras relacionadas con el campo petrolero son: Colombia, Canadá, Brasil, US y Argentina. Los países donde las compañías extranjeras tienen varias acciones en la producción de hidrocarburos son: Colombia, Canadá, Brasil y US, sin embargo, las compañías solamente tienen en promedio el 42% en Brasil y en los otros países mencionados tienen la mayoría de acciones. Mientras en Venezuela y México las compañías tienen en promedio el 35%, dándoles el control de la producción de los pozos a las compañas nacionales como petróleos mexicanos (PEMEX) y petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Aunque, con la reforma energética que propuso el gobierno de Peña Nieto en México, la cual es más amigable con la inversión extranjera puede incrementar la participación de capital privado y extranjero en el campo petrolero [80].

Figura 69. Producción de petróleo Centro y Sur América [57].


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La principal atracción para la inversión extranjera en América Latina es la extracción de O&G [naciones unidas reporte]. Las inversiones asiáticas en la región se enfocan principalmente en NGL y Asia importa muy poco de este recurso desde América. Japón, Corea del Sur, China e India tienen altas demandas de gas y tienen la necesidad de invertir en América para conseguir suplir su demanda. Por ejemplo, China busca países que tengan hidrocarburos y que presenten deficiencias de capital para producir sus reservas, luego realiza acuerdos para la importación de cierta cantidad de O&G; algunos países que tienen inversión china en sus territorios son Venezuela, Ecuador, Brasil y Bolivia [80].

Figura 70. Producción de gas Centro y Sur América [57].

10.4.2.3 Consumo y emisiones

El consumo en América de O&G se origina principalmente en US, este país es el mayor consumidor de dichos hidrocarburos en el mundo. El consumo de los demás países del continente solamente representa un poco más del 59% de la demanda de US en petróleo y en gas es levemente superior al 48%. Los tres países de Norte América consumen aproximadamente tres veces y media más petróleo que los demás del continente. US es de lejos el país que más utiliza gas en todas sus formas y consume aproximadamente el 22% del total mundial y esto representa el 68% de consumo en América [57]. Los mayores consumidores después de US son: Brasil, Canadá y México, también en ese mismo orden se encuentra su PIB. Brasil y México tienen una de las poblaciones más grandes de América después de US con 200 y 120 millones respectivamente, por lo cual requieren un nivel más alto de consumo. El consumo más alto de petróleo y el mayor crecimiento lo presentó Brasil probablemente debido a las obras del mundial de fútbol 2014 y los olímpicos de 2016. Canadá por otra parte no tiene una población tan grande como Brasil o México, pero el consumo de gasolina per cápita de este país es casi cuatro veces


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mayor al de Brasil y México juntos, según datos del año 2011 del Banco Mundial, además el consumo de energéticos es grande ya que el clima del país requiere sistemas de calefacción [57, 82-84].

Figura 71. Consumo de petróleo en América [57].

El consumo de gas es similar al de petróleo teniendo en los primeros lugares a Canadá y México, pero el siguiente puesto lo ocupa Argentina que tiene una producción grande de gas pero baja de petróleo diferente a Brasil, por tal motivo era de esperarse que el país gaucho tuviera un consumo mayor de gas [57]. Venezuela se caracteriza principalmente por exportar energéticos y el consumo interno de estos no es muy alto, una parte se utiliza en el proceso de extracción, consumo de los habitantes y la industria, aunque todo el consumo se ha visto afectado por las medidas restrictivas y de control en el país, gran parte del consumo es en el sector transporte donde Venezuela tiene la gasolina más económica del mundo para el año 2012 según datos del Banco Mundial, ya que el precio de la misma es subsidiada en gran medida por el gobierno lo cual ocasiona un cambio de precio muy alto con los vecinos, esto ha generado contrabando, poca conciencia en el uso del recurso, entre otros [85]. Trinidad y Tobago presentan un comportamiento similar a la Argentina con una producción de gas más importante que la de petróleo y un consumo del primer energético más alto. Colombia por su parte consume un porcentaje no muy alto de la producción ya que la mayoría de esta se utiliza en exportaciones, el consumo de O&G de Colombia es más alto que el de Chile, Perú, Ecuador, etcétera (etc.). Sin embargo, la población del país cafetero es mayor que los países previamente mencionados. En términos generales Colombia se podría considerar de cierta forma eficiente o mejor demasiado austero, también el país no es un gran productor ni tiene grandes reservas de O&G si se compara con países


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importantes en la región, el continente y el mundo en el sector de hidrocarburos. Aunque es importante mencionar que la economía del país depende en gran medida del sector petrolero y éste mismo tiene una influencia importante en el PIB del país.

Figura 72. Consumo de gas en América [57].

Al igual que los gráficos anteriores en el contexto continental no se incluye US ya que su producción, consumo, emisiones se encuentra en otro nivel y supera a la suma de los demás países del continente.

Figura 73. Emisiones de CO2 en América [86].


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El comportamiento de las emisiones de CO2 en América es parecido al del petróleo en donde los primeros lugares los ocupa Canadá, México y Brasil; un escalón más abajo se encuentran Argentina y Venezuela los cuales tienen una emisión muy similar a lo largo de las últimas décadas y, finalmente Chile y Colombia que muestran casi el mismo comportamiento en dichas emisiones. El mercado de carbono o de reducción de emisiones de GEI se creó ante la necesidad de emplear medidas ya que la actividad humana crea estos gases y los mismos ayudan al calentamiento global, aunque es importante mencionar que el planeta varia su clima de forma natural y que los GEI ayudan a mantener el planeta caliente para la vida tal y como la conocemos. No obstante el incremento de dichos gases ha generado un aumento sustancial en la temperatura media de la tierra lo cual ha creado un impacto negativo sobre la raza humana y sobre el planeta en sí. Por tal motivo, el mercado crea incentivos económicos a través de la venta de créditos de carbono llamados “Certificado de Emisiones Reducidas” (CER), de esta forma se intenta mitigar la emisión de GEI, incentivar el uso de sumideros y el secuestro de CO2 de la atmosfera [87]. Los GEI considerados en el protocolo de Kioto son: dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidroflurocarbonados (HFCs), perflurocarbonados (PFCs) y Hexafluoruro de azufre (SFs). América Latina es la región de países en vía de desarrollo más activa en el mercado de carbono con alrededor de US$210,6 millones de créditos de carbono, lo anterior probablemente se deba a que los países en desarrollo son poco eficientes y es más fácil reducir emisiones en estos lugares en lugar de sitios con un alto nivel de eficiencia [87].

10.5 Tecnologías y actividades costa afuera

10.5.1 Exploración costa afuera

El primer paso para el desarrollo del petróleo es la exploración, los métodos usados para determinar las áreas con mayor probabilidad de contener petróleo utilizan una fuerte teoría geológica. La búsqueda de O&G es un proceso largo y complejo que puede tomar entre 5 y 15 años en encontrar un pozo, aunque el producir el mismo puede tomar hasta 50 años. Actualmente la tecnología permite encontrar O&G de forma más rápida y económica, a su vez las operaciones actuales reducen el impacto ambiental [88]. Las compañías deben tener derechos para poder realizar cualquier operación, estos son otorgados por el propietario del terreno ya sea en tierra o agua. Las compañías obtienen dichos derechos ofertando por áreas o bloques, los permisos usualmente son de 5, 7 o 10 años dependiendo de las características del bloque y se pueden prolongar hasta que finalice la producción.


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La forma más convencional en el proceso de exploración se muestra en el siguiente diagrama, en donde se debe primero seleccionar el tipo plataforma para la exploración, tipo de sísmica, y con esto se puede determinar un lugar con una buena probabilidad de tener O&G, posterior a ello se debe realizar una perforación en el terreno para conocer si realmente contiene petróleo el sitio y si este pozo ofrece una adecuada rentabilidad económica se sigue con el proceso de producción, el cual es similar en donde se selecciona una plataforma de producción para empezar el proceso de explotación de O&G [88].

Figura 74. Diagrama de E&P.

El proceso de exploración utiliza métodos para determinar las áreas más factibles en donde se puede encontrar O&G. Estos métodos buscan por formaciones geológicas que tengan buenas probabilidades de contener hidrocarburos, midiendo las propiedades magnéticas


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del terreno en busca de granito u otro tipo de roca que pueda contener petróleo. La porosidad del terreno, permeabilidad y saturación también son datos importantes para la selección del área que se desea perforar por primera vez. El barco tiene dos dispositivos, el primero es un magnetómetro que graba la distorsión magnética de la corteza terrestre y el segundo, es un gravímetro que indirectamente pesa la roca para saber si la capa de piedra porosa contiene material adicional o no. Otra prueba se llama geoquímica en donde se toman muestras del suelo y se realizan pruebas para determinar si estas muestras contienen evidencias de petróleo [88].

Sísmica 2D

Uno de los mejores métodos de exploración indirecta es la sísmica, esta herramienta permite ver a través de los sólidos, como cuando se utiliza el ultrasonido para ver los bebes. El proceso envía ondas de sonido al fondo del mar y mide cuanto demora la onda en regresar, con el periodo de tiempo obtenido se puede indicar las características de la roca y de esta forma determinar si hay buenas probabilidades de encontrar petróleo. Los barcos utilizan un dispositivo llamado hidrófono que permite llevar a cabo el proceso de la sísmica en el agua.

Sísmica 3D

La sísmica 3D utiliza el mismo principio que la sísmica pero el barco tiene varios hidrófonos que envían información a un software que muestra el grosor y la densidad de la capa de rocas. La sísmica produce la mejor información relacionada con el potencial de petróleo en un determinado lugar. La adquisición sísmica marina en Colombia empezó a una escala medianamente significativa en el año 2005, durante el periodo 2005 y 2012 el promedio explorado en Km equivalentes 2D (incluye 2D y 3D) fue de aproximadamente 8000 cada año. Aunque después del 2012 se empezó con una adquisición sísmica mayor, ya que en la ronda del año 2012 la unión temporal entre Repsol y Ecopetrol adquirieron los derechos para explorar el bloque Gua Off 1, Anardako obtuvo los derechos para explorar el bloque Col 2 y el bloque Col 5 haciendo para el último una unión temporal con Ecopetrol y, Shell adquirió los permisos para explorar los bloques Gua Off 3 y Col 3. Los contratos que realizó Colombia en la ronda 2012 son tres: el primero es de la ANH, el segundo es de evaluación técnica (TEA) y finalmente se tiene un contrato de E&P [88]. La adquisición sísmica en el año 2013 se originó principalmente por tres empresas: Anardako, Shell y Ecopetrol. Anardako realizó toda la sísmica 3D bajo un contrato TEA y E&P, este último en conjunto con la empresa nacional Ecopetrol. Mientras la sísmica 2D correspondió a Shell y la ANH [89-90].


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En el año 2014 se tomó el periodo de tiempo entre el mes de enero y septiembre, la adquisición sísmica 3D con un contrato E&P lo realizó la empresa española Repsol en el bloque Gua Off 01 y Shell continuó con la sísmica 2D en La Guajira [88-89].

Figura 75. Sísmica marina colombiana [88-89].

Perforación

La prueba final es la perforación y de esta forma se puede comprobar si existe presencia de O&G, los métodos de perforación en el lecho marino surgieron a principios del siglo 19 pero los resultados se evidenciaron un siglo después, la primer plataforma costa afuera lejos de tierra relativamente se ubicó en el estado de Luciana, US y la profundidad del agua en dicho punto era de aproximadamente 16 pies, actualmente se explora en aguas profundas a más de 10000 pies de profundidad, evidenciando una mejora sustancial en la metodología y tecnología de exploración y perforación [92-93].

Selección de plataforma o barco

La plataforma o barco se escoge dependiendo de la profundidad del agua, condiciones del lecho marino, seguridad y eficiencia. Las plataformas usualmente son móviles ya sea por barcos que la remolquen o porque ellas mismas tienen la capacidad de moverse.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

KM

Sísmica marina colombianaSísmica 2D Sísmica 3D


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Perforación con la plataforma

Finalmente cuando se comprueba que existe O&G en un determinado punto llega la plataforma y se establece en dicho lugar, para empezar con la producción de petróleo en el yacimiento.

10.5.2 Operaciones de perforación

El primer pozo petrolero fue en China en el siglo cuarto y tenía una profundidad de 800 pies. Actualmente, los rangos que maneja la E&P offshore son entre media milla y cinco, con ese nivel de profundidad la temperatura y la presión son bastante elevados, por ejemplo la presión puede ser mayor a 1000 veces el de la superficie y la temperatura puede llegar a más de 200°C. Algunas veces es necesario realizar la adquisición sísmica de nuevo para determinar con mayor precisión el potencial del pozo [93]. La inversión más grande de cualquier empresa petrolera es la perforación e intervención en el pozo, el primer paso es revisar todos los datos y crear curvas de costos para determinar la forma adecuada de explotación del pozo. Por lo general la vida de un pozo se divide en 5 etapas: planeación, perforación, preparación, producción y abandono.

10.5.2.1.1 Perforación del yacimiento

En el pozo se realiza un agujero con una broca entre 13 y 76 centímetros (cm) de diámetro, posterior a ello un tubo de acero (casting) ligeramente más pequeño que el agujero es asegurado al lecho marino con cemento, dicho tuvo ofrece una estructura fija y protección para el ingreso de un pequeño taladro que desciende por el interior del tubo, el taladro recibe la protección del tubo de acero y perfora otra capa del lecho marino. Este proceso se repite varias veces dependiendo de las características del pozo, cada vez se utiliza un tubo de acero más pequeño, el cual es asegurado con cemento cada vez a una mayor profundidad y un taladro que pueda ingresar por el tubo para realizar una perforación más profunda del lecho marino, usualmente el proceso se debe realizar entre 2 y 5 veces [53, 93].

10.5.2.1.2 Preparación

El proceso es aquel que prepara el pozo para la producción de O&G, en este proceso se realiza la última perforación y no cuenta con el tubo de acero de protección aunque utiliza una pantalla de protección de arena o grava, ofreciéndole un nivel de protección menor que el tubo pero adecuado. Con el ultimo taladro se envían al pozo ácidos y materiales para fracturar, limpiar, preparar y estimular los recursos para ser extraídos, luego se retira el equipo dejando únicamente los tubos de acero para finalmente introducir uno más pequeño llamado tubo de producción y de esta forma empezar la extracción de O&G. Esta estructura ofrece una mejor protección para posibles fugas y facilita el cambio de piezas defectuosas o que cumplieron su ciclo de vida útil [53, 93].


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10.5.2.1.3 Producción

El proceso es la atapa más importante del ciclo de vida del pozo y un elemento importante es el árbol de navidad, el cual es un complejo de válvulas encargado de regular la presión, controlar el flujo, y permitir el acceso al orificio del pozo de producción. El árbol de navidad también conecta el O&G extraído a depósitos para almacenamiento, estaciones compresoras de gas, otros barcos para el transporte de los recursos, tubos de transporte a refinerías, entre otros. Si la presión del pozo es lo suficientemente alta el árbol de navidad cumple a cabalidad todas las necesidades del pozo para ser explotado, por el contrario si la presión disminuye es necesario utilizar métodos de recuperación mejorada como inyección de agua, vapor, CO2 y gas con la finalidad de incrementar la presión. Estos métodos necesitan tubos de inyección y son usualmente utilizados cuando existe baja presión y/o cuando el petróleo es pesado y su viscosidad es alta, comúnmente en la industria el uso de estos métodos es llamado recuperación terciaria (tertiary recovery) [57, 93].

10.5.2.1.4 Abandono

Cuando el pozo no produce petróleo o gas o cuando la producción del mismo es baja y esta se convierte en una carga económica para su dueño el pozo es abandonado. El proceso contempla la desmontada de los tubos y el cerrado del pozo que aislé el O&G restante del agua [57, 93].

10.5.3 Tipos de plataforma y barcos

Cuando en la etapa de exploración se halla un pozo con buenas prospectiva económica, se debe decidir la forma más adecuada de explotar los recursos encontrados y este proceso es largo, ya que usualmente toma alrededor de 8 años y puede extenderse hasta 20 años entre la primera adquisición sísmica y el primer barril de petróleo producido. El primer paso es seleccionar la plataforma, oleoductos y buques que se adaptan mejor a la situación, una contemplación que es importante es saber cómo el petróleo llegara a la costa, como y donde los recursos deben ser procesados para venderlos en el mercado, todo lo anterior debe estar claro antes de iniciar la primera fase de producción del proyecto. La plataforma debe tener la capacidad de soportar condiciones naturales extremas. Por ejemplo, en la costa del Reino Unido las plataformas se diseñan con características que le permitan soportar olas y vientos muy fuertes; en el Golfo de México, se presentan huracanes con una velocidad de más de 150 millas por hora (mph) y olas superiores a 75 pies de altura y la plataforma debe ser capaz de soportar esas condiciones por más de 30 años o la vida útil del pozo. Plataformas en zonas con una actividad sísmica alta como Alaska son diseñadas y adecuadas para soportar los movimientos producidos por terremotos.


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La E&P de O&G en las regiones costa afuera (offshore) son más complejas que las que se realizan en tierra (inshore), ya que estas estructuras tienen que soportar condiciones climáticas extremas, hielo, marea, agua salada, vientos, tormentas, etc. Además, deben ser diseñadas para resistir el peor escenario de viento y marea por 25 o 30 años según restricciones. También es importante mencionar que la plataforma debe ofrecer un nivel razonable de comodidad para sus trabajadores y contar con equipos de control y comunicaciones, de anclaje, grúas, generadores, salvavidas, equipo para prevenir y controlar incendios, apoyo de helicópteros, almacenamiento y gestión de desechos humanos. Las plataformas de O&G offshore son las estructuras móviles más grandes del mundo [51, 49].

10.5.3.1 Plataformas convencionales para exploración

10.5.3.1.1 Plataformas sumergibles “Submersibles”

Las plataformas sumergibles son usadas en aguas poco profundas y su estructura consta de dos partes principalmente: la primera, es la parte superior la cual tiene las mismas características de una plataforma semisumergible y la segunda, es una base que soporta la parte superior y contiene compartimentos, los cuales se llenan con agua para que la plataforma descanse sobre el fondo del mar y pueda iniciar su proceso de extracción. Cuando es necesario cambiar la ubicación de la plataforma se vacían los contenedores arrogando el agua devuelta al mar para que la estructura flote y pueda ser remolcada por barcos transportadores hasta el siguiente lugar de E&P [94].

10.5.3.1.2 Plataforma autoelevables “Jack-up”

Es una unidad móvil que tiene forma de balsa triangular o rectangular y varios soportes móviles (usualmente tres o cuatro), los cuales penetran el fondo del mar con la finalidad de ofrecer soporte a la plataforma. La estructura tiene éste nombre debido al movimiento vertical que realiza sus soportes, cuando estos descienden funcionan como anclaje, al mismo tiempo elevan la estructura para protegerse de las olas y cuando se elevan permiten la movilidad de la unidad por medio de barcos que arrastran la estructura o por propulsión propia. Este tipo de plataforma es la más popular en el mundo offshore y se utiliza en aguas poco profundas que varían entre 5 a 130 m, también juegan un papel importante en la exploración en aguas someras [95-96].

10.5.3.1.3 Plataformas semisumergibles “Semi-submersibles” (SSP)

La unidad tiene una o varias cubiertas apoyadas en flotadores sumergidos, ésta estructura sufre movimientos debido a las olas, corriente, viento, entre otros factores. Por tal motivo, es importante que la unidad permanezca en una determinada posición para que los equipos que bajan por el pozo no sean afectados gravemente por el movimiento de la estructura. Los equipos responsables de mantener la estructura en un radio de tolerancia establecido son: el sistema de anclaje que se compone por 8 o 12 anclas y cables que actúan como resortes y producen esfuerzos con la capacidad de establecer la posición de la plataforma


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y, por último el sistema de posicionamiento dinámico. No existe una conexión física entre el lecho marino y la plataforma (excepto la de los equipos de perforación), pero tiene sensores acústicos que determinan que propulsores se deben accionar para mantener estable la plataforma petrolera. Este tipo de estructura es la favorita en pozos exploratorios y se puede utilizar en aguas profundas [97].

10.5.3.1.4 Barcos perforadores “drill ships”

Son unidades de perforación móviles que operan a profundidades entre 200 y 1000 m, su torre de perforación se encuentra localizada en el centro del barco donde una abertura en el casco permite el descenso de la torre. El sistema de posicionamiento dinámico tiene sensores acústicos que activan los propulsores en diferentes direcciones de la embarcación, con la finalidad de reducir los efectos del viento, oleaje y corrientes marinas. Debido a su forma de barco y al propio movimiento son las unidades móviles más usadas [98].

Figura 76. Plataformas para explotación [92].


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10.5.3.2 Plataformas para exploración en el ártico.

En términos generales primero se accede a recursos más fáciles de extraer como el O&G convencional continental pero a medida que el recurso se vuelve escaso es necesario buscar en lugares con condiciones más difíciles ya sea en el agua o en el ártico. Las regiones que presentan condiciones climáticas difíciles y producción de hidrocarburos costa afuera son Alaska, Canadá, Rusia y Groenlandia, en donde cerca a la costa la perforación ocurre durante el invierno y cuando se tienen condiciones climatológicas menos extremas como en verano u otoño se puede realizar operaciones en aguas más profundas. La mayoría de los equipos usados son convencionales pero con pequeñas modificaciones para que puedan soportar las condiciones de frio extremo [92].

10.5.3.2.1 Plataforma isla artificial “Artificial islands”

La plataforma isla artificial se construyó con la finalidad de trabajar en aguas poco profundas y que presenten un bajo movimiento, también las condiciones de hielo y nieve deben ser soportadas por la estructura [92].

10.5.3.2.2 “Caisson retained islands” (CRI)

La unidad se utiliza principalmente en exploración y su estructura tiene tres elementos sobre el fondo del mar, los cuales son: la base, una estructura de acero y un núcleo relleno de arena. La unidad fue terminada por la empresa Imperial Oil en el año 1972 y entró por primera vez en operación en el mar Beaufort en Canadá en el verano de 1983. Aunque el primer diseño sufría de algunos problemas con las condiciones climáticas y los niveles de oleaje, posterior a mejorar estos aspectos pudo entrar en funcionamiento [92].

10.5.3.2.3 Single-steel drilling caissons (SSDCs)

La plataforma SSDCs se utiliza principalmente en el mar de Beaufort en Canadá, donde las operaciones necesarias incluyen almacenamiento de O&G, instalaciones para el personal, y equipo necesario para perforación. Esta unidad trabaja desde el año 1976 en Canadá e incorpora dispositivos encargados de romper el hielo y proteger el ducto encargado de succionar los recursos, la temporada para realizar operaciones de E&P es usualmente entre 85 y 150 días al año, ya que hacer estas operaciones fuera de temporada es extremadamente peligroso y en varios países prohibido [92].


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Figura 77. Plataformas para exploración en el ártico [92].

10.5.3.2.4 Buque de perforación cónico “Conical drilling units”

Este buque de perforación se puede utilizar durante el verano y los primeros meses de otoño, también cuenta con un sistema de anclado de doce anclas que le ofrece estabilidad ante los movimientos del hielo. Es necesario romper el hielo alrededor de la estructura y se utiliza para profundidades menores a 45 m de profundidad [92].

10.5.3.3 Plataformas para producción convencional

10.5.3.3.1 Estructura pesada “Gravity-Based Structures” (GBS)

La principal ventaja de estas estructuras es el tamaño y peso para sostener las instalaciones y equipo necesario para la producción de O&G, se utiliza hasta profundidades de máximo 1000 pies. Estas estructuras pueden ser de concreto o acero y ofrecen una resistencia contra la marea, el viento y otros efectos naturales que pueden restarle estabilidad a la estructura. La unidad tiene una base de concreto o acero pesada, la cual tiene como objetivo principal mantener estable la plataforma y servir de soporte para las instalaciones superiores. GBS se mantienen estables gracias al peso de la estructura de concreto o acero e incluyen tanques de almacenamiento de petróleo a un costo extra muy bajo, también son


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adecuadas cuando se tiene una extracción grande. Por ejemplo, cuando la producción es alrededor de 300.000 bpd o superior la estructura GBS puede ofrecer costos más bajos. Este tipo de plataforma ofrece un excelente rendimiento con condiciones de baja temperatura, también el tiempo de construcción es de alrededor de 18 meses mientras que las estructuras en acero es de aproximadamente 36 meses y necesita del uso de materiales tradicionales de la ingeniería civil y personal menos calificado, lo cual reduce su costo [99].

10.5.3.3.2 Steel Jacket

Es una de las plataformas más comunes en el mundo offshore, la estructura tiene un cubrimiento de acero el cual protege los tubos de extracción y al mismo tiempo le ofrece estabilidad a las instalaciones ubicadas en la cubierta. La estructura de acero llega hasta el fondo del mar y penetra la misma con pilotes de aproximadamente 2 m de diámetro para asegurar la estructura y de esta forma ofrecer una buena estabilidad a la plataforma. La estructura de acero por lo general representa el 40% del costo total de la plataforma y, por esta razón se utiliza en aguas someras ya que a mayor profundidad los gastos de la estructura de acero se incrementan [100].

10.5.3.3.3 Compliant Towers (CT)

La estructura es un conjunto de soportes delgados y flexibles usualmente de acero y/o concreto. Este soporte sostiene el equipo de producción y perforación necesaria para extraer los hidrocarburos, también su rango de operación se encuentra entre 457 a 914 m. La CT es similar a una plataforma fija al tener una chaqueta tubular de acero o concreto encargada de proteger la tubería y al mismo tiempo funciona como soporte de las instalaciones, también es necesario asegurar la estructura al fondo del mar por medio de pilotes para tener una mejor estabilidad en la misma. Es importante mencionar que la chaqueta de CT es más pequeña que la de una plataforma fija y los tubos de transporte de hidrocarburos tienen un diámetro por lo general de 36 pulgadas [101].

10.5.3.3.4 Tension Leg Platforms (TLPs)

La plataforma la sostiene unos cascos flotantes, los cuales tienen un sistema de amarre que le permite a la estructura mantenerse estable. El sistema de tensión permite movimientos horizontales debido al movimiento del agua pero en ningún caso permite movimientos verticales. La cubierta de la plataforma está localizada encima de los cascos flotantes y es parecida a una plataforma de producción típica, la cual aloja equipo de perforación, módulos de potencia, acomodación, y demás elementos esenciales para el correcto funcionamiento de la plataforma. La estructura se caracteriza por tener varillas rígidas que succionan los hidrocarburos desde el fondo del mar [98].


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10.5.3.3.5 Semisumergible “Semi-Sumersibles”

La plataforma semisumergible de producción tiene un conjunto de soportes entre los cuales se encuentra columnas y amarres de acero que mantienen la unidad en posición, estos a su vez tienen tubos que permiten la extracción del recurso [93].

10.5.3.3.6 Sistemas de producción flotante y almacenamiento “Floating Production Store and Offloading vessels” (FPSO)

Son instalaciones de producción costa afuera que alberga el equipo de extracción y el almacenamiento de hidrocarburos. La diferencia más grande entre los barcos perforadores y los FPSO es que los últimos almacenan y realizan un proceso al petróleo y/o gas antes de enviar el recurso por buques cisterna o por medio de tuberías. Además, los pueden operar en aguas profundas y ultraprofundas. La unidad tiene varios sistemas de amarre que le permiten operar en diferentes niveles de profundidad y en condiciones climáticas difíciles. El equipo de los FPSO es similar al de una plataforma de producción. El equipo consiste en un sistema encargado de la separación del agua, tratamiento de gas, producción de petróleo, inyección de agua, compresión de gas, producción de crudo, entre otros. El transporte del petróleo se realiza usualmente por medio de buques cisterna mientras el de gas por lo general es por medio de gasoductos. El uso de estas unidades se remonta a la década del setenta y han sido utilizados en el Mar del Norte, costas de Brasil, Asia y el Pacifico, África Occidental y el Mar Mediterráneo [102].

10.5.3.3.7 Spars

La estructura flotante consiste principalmente en un cilindro vertical con espirales y un fondo muy pesado que ubica el centro de gravedad en el centro de la estructura, las funciones principales del cilindro son: mantener por encima del nivel del agua la cubierta e incrementar la estabilidad de la plataforma. El cilindro también es utilizado como protección de las varillas de extracción y equipo en general, también se utiliza para almacenar hidrocarburos. El comportamiento de la plataforma es similar al de un iceberg y además tiene la capacidad de perforación, producción y almacenamiento de hidrocarburos [103].


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Figura 78. Plataformas para producción [93].

10.5.3.4 Plataformas para producción en el ártico

Son estructuras especialmente diseñadas para soportar las condiciones extremas del ártico, las plataformas usualmente tienen varias columnas en presencia de hielo derretido mientras si se encuentra con hielo duro se suele tener una plataforma con una única columna, la estabilidad de las plataformas juegan un papel importante en estas condiciones ya que deben ser capaces de resistir la carga que genera el hielo.

10.5.3.4.1 Isla de grava “Gravel islands”

Esta unidad se utiliza en baja profundidad hasta 50 pies y tiene la capacidad para soportar una unidad de perforación lo suficientemente grande para producir el O&G del pozo encontrado. La grava se utiliza entre el fondo del mar y la estructura para crear una isla y también tiene pilotes de concreto, roca o acero que ayuden a resistir el impacto del hielo [104].

10.5.3.4.2 Gravity-based structures (GBS)

La versatilidad de esta estructura le permite trabajar tanto en el ártico como en terreno convencional, la estructura brinda estabilidad y al mismo tiempo protege el ducto por


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donde se extraen el O&G. Estas plataformas son usadas frecuentemente en Alaska y Rusia, la primera plataforma de este tipo en Alaska fue instalada por la empresa Shell [104].

Figura 79. Plataformas para producción en el ártico [93].

10.6 Tipos de reservas

10.6.1 Reservas probadas

Las reservas probadas es la cantidad de petróleo y/o gas que puede ser producido comercialmente con certeza razonable bajo las condiciones tecnológicas, operacionales, regulatorias y económicas actuales. Para que las reservas entren en esta categoría debe existir al menos una probabilidad del 90% que indique que las cantidades recuperables son iguales o superiores al valor estimado. Las reservas probadas se dividen en desarrolladas y no desarrolladas [93, 105].

10.6.2 Desarrolladas

Son los recursos que se pueden recuperar en los pozos existentes, con la infraestructura actual y costos moderados de inversión [105].

10.6.3 No desarrolladas

Se espera recuperar las reservas en pozos e infraestructura futura [105].

10.6.4 Reservas no probadas

Las reservas no probadas se basan en un análisis geológico y/o técnico al igual que las reservas probadas. Sin embargo, no son económicamente o técnicamente recuperables y se clasifican en dos tipos: reservas probables y reservas posibles. Este tipo de reservas se proyectan en el futuro teniendo en cuenta mejores condiciones económicas, políticas y tecnológicas [93].


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10.6.5 Reservas probables

Para que las reservas entren en esta categoría deben tener al menos un 50% de probabilidad de ser recuperadas. La cantidad de reservas probables debe ser igual o superior a la suma del estimado de reservas probadas más probables también llamado reservas 2P [105].

10.6.6 Reservas posibles

La probabilidad de recuperar estas reservas son mayores al 10% y también la cantidad de reservas posibles debe ser igual o mayor a la suma del estimado de reservas probadas más probables más posibles, esta suma se llama reservas 3P [105].

10.7 Debilidades, oportunidades, fortalezas, y amenazas

10.7.1 Debilidades

Infraestructura: desafortunadamente la infraestructura del país no es la mejor y esto le resta competitividad al mismo. La infraestructura para la competitividad tiene un atraso grande en vías y puertos limitando el crecimiento de la industrial del país. Los problemas que causan este atraso son varios pero los que más se destacan son: la infraestructura se planea para el corto plazo; la calidad de las obras no es una prioridad; los contratos suelen acabar en sobrecostos y retrasos; la contratación es un foco de corrupción en varios casos, entre otros. [106] Abundancia: la economía del país depende en gran medida del sector petrolífero y de los dividendos que esta otorga al gobierno. Sin embargo, Colombia no es un país fuerte en hidrocarburos como Venezuela, Brasil y México por solo hablar de Latinoamérica ya que en un contexto global se encuentra varios escalones por debajo de potencias como US, Rusia, Canadá, EAU, Arabia Saudita, entre otros. Dependencia: el sector minero y de hidrocarburos tiene una importante participación en el PIB del país, la dependencia por los beneficios económicos que estas industrias tributan al Estado pueden simplemente darle varios beneficios a las empresas para que continúen sus procesos de extracción pero con una menor regulación y control, provocando problemas sociales y ambientales grandes en el mediano y largo plazo. Inexperiencia: el conocimiento que tiene las instituciones y el Estado en general sobre la industria de O&G costa fuera es superficial, los profesionales del país relacionados con el sector no tienen todavía la suficiente pericia y entrenamiento en las actividades de E&P costa afuera. En el país nunca se ha desarrollado un proyecto a gran escala en dicho tipo de actividad [107]


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Ciencia, tecnología e innovación: Colombia solamente invirtió en investigación y desarrollo (I&D) el 0,18% del PIB por año entre 2009 a 2013 y aunque la cifra aumente en 0.01% del periodo anterior (2004-2008), el país se encuentra muy lejos de referentes como Israel que invierte el 4,77% de su PIB, Corea del Sur con 3.7%, Alemania el 2.84% y Estados Unidos el 2,77%. También se encuentra por detrás de varios países de Latinoamérica e incluso de África como Etiopia y Mozambique. [108]

10.7.2 Oportunidades

Demanda energética: la demanda energética crecerá entre 2012 y 2035 un 41% según datos BP [9]. Las energías renovables crecerán pero la mayor parte de la demande será suplida por combustibles fósiles y, el petróleo y sus derivados seguirán siendo un producto apreciado en todo el mundo. También el NG será un energético competitivo en el futuro ya sea por gaseoducto o por transporte marítimo en forma de LNG. Potencial: según los modelos la incorporación de petróleo costa afuera en un escenario de referencia seria de 200 MMbbl y 2 TPC en gas. Mientras, en un escenario de abundancia se podría incorporar 1000 MMbbl y 3.5 TPC. Cambio de visión: uno de los aspectos más importantes que puede introducir el país es cambiar el modelo de extracción de recursos naturales que se caracteriza por una adquisición de conocimiento baja y un bajo valor agregado); por una industria de innovación y de conocimiento caracterizada por que el recurso natural es objeto de diversos procesos sofisticados y en dicho proceso se adquiere pericia y conocimiento en diferentes áreas [107].

10.7.3 Fortalezas

Avances: las reservas de petróleo del país han incrementado un 80% en los últimos 7 años (2007-2013) y las de NG han crecido en un 49% en el mismo periodo de tiempo. Adicionalmente, la percepción del sector petrolero en América Latina y en Colombia es la atractiva en general [109]. Reputación: Colombia actualmente es uno de los países más atractivos para hacer negocios según la revista doing business en donde ocupa el puesto 43 por detrás de Chile, Costa Rica (E.E.U.U.) y Perú. Aunque, los anteriores países Latinoamericanos no son tan fuertes en la producción de hidrocarburos como lo es Colombia. Además, el país ocupa el puesto 16 en las economías que más han mejorado desde 2005 [110].

10.7.4 Amenazas

Problemática social: los beneficios que recibe una comunidad que alberga un campo petrolero en Colombia por lo general son muy pocas y, los perjuicios propiciados por dicha actividad son considerablemente mayores, de este modo se ha creado un rechazo casi


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generalizado por los habitantes de la población que alberga un proyecto de dichas características. Medio ambiente: las actividades de E&P conllevan impactos al medio ambiente los cuales en muchos casos no se pueden evitar, por ende hay una compensación por el desarrollo de dichas actividades. Sin embargo, hay otros impactos que si se pueden evitar y que sus efectos pueden ser bastante perjudiciales para el medio ambiente como un derrame, accidente, malas prácticas de los desechos, entre otros. Por tal motivo, se debe prestar especial atención al tema medio ambiente ya que cualquier problema en este campo puede afectar otras industrias de forma dramática como la pesca, turismo, fauna, etc. Conflicto armado: Colombia es uno de los pocos países que tiene conflicto armado interno y esto deriva en grandes costos para la Nación y para la infraestructura física. Los atentados a la infraestructura petrolera por parte de grupos al margen de la Ley le han costado al país más de US$460 millones entre Enero y Junio de 2014, más los gastos que ha tenido que realizar Ecopetrol para reparaciones en oleoductos. [111]

10.8 Normas

En la década del cincuenta más de la mitad del petróleo producido a nivel mundial tenía como origen US, por ende este país se convirtió en un referente desde diversos puntos de vista. En dicho país la propiedad privada incluye el subsuelo, salvo en la plataforma marítima, sin embargo en la mayor parte del mundo e incluso en Colombia el subsuelo pertenece al Estado. Las naciones dueñas de los recursos minerales tienen por lo general tres opciones para explotarlos: primero, hacer un acuerdo de arrendamiento del terreno y realizar un acuerdo de repartición de los recursos extraídos del terreno en cesión; segundo, contratar operadores privados para que realicen actividades de E&P de los recursos con pagos prefijados por actividades completadas, en esta modalidad las empresas no tienen participación en las ganancias; por último, el Estado estructura un sistema de licencias que da acceso libre a los inversionistas a participar por la adquisición de las mismas y, por lo general el Estado recibe dinero por impuestos y regalías [112]. Uno de los instrumentos para lograr el government take contempla las regalías, la parte de producción tomada por el Gobierno, los instrumentos fiscales como impuestos y cobros tienen efectos negativos o positivos sobre la rentabilidad privada y, al mismo tiempo, efectos buenos o malos relacionados sobre los ingresos que percibe Estado [112]. Los contratos de concesión fueron los primeros en utilizarse en la industria petrolera en el país, dichos contratos permitían a las compañías adquirir derechos de propiedad sobre la totalidad de los recursos extraídos después de regalías. En 1974 con el Decreto 2310 se le dio la facultad a Ecopetrol Empresa Industrial y Comercial del Estado, de administrar los recursos, actividades de E&P, servicios, entre otros. En términos generales se deja de utilizar los contratos de concesión y se le otorga a la empresa Estatal Ecopetrol, que realice las


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actividades relacionadas con el sector petrolero de forma directa o con un contrato de asociación [121].Entre 1974 y 2003, Ecopetrol realizó contratos diferentes a los de asociación como: contratos de riesgo compartido, contratos de producción incremental, contratos para la explotación de campos descubiertos no desarrollados o inactivos, entre otros contratos comunes en la industria [113]. En el año 2003 se crea la ANH y se convierte en una de las instituciones más importantes para el país en el sector hidrocarburífero, ya que la misma representa el Estado colombiano y tiene la facultad de firmar y administrar los contratos de E&P, organiza las licitaciones de áreas o bloques, recauda las regalías del sector y demás funciones. Mientras tanto Ecopetrol se convirtió más en una empresa petrolera y mantuvo las áreas que venía explotando directamente o por medio de contratos de asociación vigentes, áreas de explotación entregadas a terceros bajo contrato de servicios vigentes y finalmente algunas áreas exploratorias. En el mismo año se vuelve a utilizar los contratos de concesión: el primer tipo de contrato es de E&P y el segundo es de TEA [112]. El periodo de exploración es de 6 años a partir del siguiente día de la firma del contrato y tiene prorrogas de 6 meses. Mientras que el periodo de producción dura 24 años y tienen periodos de prorroga sucesivos de 10 años o hasta el límite económico del campo [112].

10.8.1 Características del contrato de hidrocarburos

10.8.1.1 Contratos E&P

Periodo exploratorio: la duración de este es de 6 años y tiene la posibilidad de una prorroga si ya se ha realizado un descubrimiento, se tenga un área en evaluación o explotación [114].

Programa de evaluación: El potencial comercial de un descubrimiento lo debe

realizar el contratista y tendrá un periodo de 2 años de evaluación [114].

Área comercial: al finalizar la evaluación el contratista debe presentar un

documento en el que exprese la decisión de explotar o no comercialmente el

descubrimiento [114].

Derechos de la ANH: El contrato tiene una clausula en la que indica los derechos a

favor de la ANH derivados del uso del subsuelo y precios altos [114].

Garantía: Cada fase de exploración establece una garantía mínima del 10% del valor

del presupuesto [114].

Regalías: La ANH recauda las regalías y calcula el valor de las mismas dependiendo

de la producción de cada campo [114].


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10.8.1.2 Contratos TEA

Contrato de evaluación técnica: solamente se pueden realizar en áreas libres [114].

Objetivo: adquirir información del potencial hidrocarburífero del bloque o área

[114].

Programa de evaluación: son las actividades de exploración superficial, geología,

geoquímica, fonología, cartografía, perforación, entre otros [114].

Duración: el periodo máximo será de 18 meses en áreas continentales y de 2 años

en áreas costa afuera [114].

Términos: en algunas áreas que presenten ciertas características y estén bajo

contrato TEA se podrán convertir en contratos E&P, algún tercero podrá ofertar por

el bloque pero la empresa que realizó el contrato TEA tendrá la opción de igualar o

superar la oferta [114].

Garantía: la garantía es del 10% del valor del programa de trabajo [114].

10.8.2 Sistema tributario

La ley 141 de 1994 y la Ley 756 de 2002 incorpora un sistema de regalías variables en donde entre mayor sea la producción mayor es el porcentaje de las regalías, como se muestra en la siguiente figura, los yacimientos que se descubrieron antes de la aprobación de las leyes pagan una tasa fija del 20%.

Figura 80. Regalías variables según producción.

Los derechos que recibe la ANH en los contratos de E&P son dos: el primero es debido al uso del subsuelo en donde el contratista debe pagar un monto en dólares americanos por cada unidad de superficie, al inicio de cada fase en la exploración y semestral en el proceso de producción; el segundo, los derechos por precios altos, este evento sucede cuando la producción acumulada supera los 5 millones de barriles y el precio de referencia WTI supera


143

el precio base, el mismo fenómeno ocurre con el gas en donde posterior a un periodo de 5 años y si también se presenta un precio de referencia US Gulf Coast Henry HUB mayor a un precio base se debe pagar por parte del contratista un valor adicional a la ANH. Este valor se calcula con la siguiente formula y los siguientes valores de porcentaje de participación (S) [113].

𝑄 = (𝑝 − 𝑝0) ∗ 𝑆

𝑝⁄

Tabla 15. Descripción de las variables [113].

Sigla Descripción

Q participación en la producción neta de regalías

𝒑 Precio referencia WTI o US Gulf Coast Henry HUB

𝒑𝟎 Precio base

S Porcentaje de participación

Tabla 16. Porcentaje de participación [113].

Precio WTI (P) Porcentaje de participación (S)

𝒑𝟎 ≤ 𝒑 ≤ 𝟐𝒑𝟎 30%

𝟐𝒑𝟎 ≤ 𝒑 ≤ 𝟑𝒑𝟎 35%

𝟑𝒑𝟎 ≤ 𝒑 ≤ 𝟒𝒑𝟎 40%

𝟒𝒑𝟎 ≤ 𝒑 ≤ 𝟓𝒑𝟎 45%

𝟓𝒑𝟎 ≤ 𝒑 50%

10.9 Discusión

El presente trabajo se enfoca en el sector de hidrocarburos costa afuera en donde se mostró el contexto mundial y nacional para saber dónde se encuentra Colombia y que ejemplos positivos se podrían adecuar al contexto nacional, también se creó un modelo para describir el comportamiento de los descubrimientos y producción de un recurso no renovable como el petróleo y/o gas. Cuando se tiene información global y un potencial de recursos se podría dar recomendaciones y sugerencias de los caminos que debería tomar el país, para que el mismo sea exitoso en el sector y deje beneficios en el largo plazo de tal forma que dichos recursos le permitan al país tener beneficios económicos, en infraestructura, en conocimientos, sociales y demás. El trabajo muestra de forma superficial el contexto mundial de la industria petrolera al igual que las metodologías y actividades de E&P offshore. El modelo utiliza un valor URR el cual se aproximó en varios casos por medio de una curva gaussiana o se tomó de publicaciones pero nunca se calculó, en algunos casos no se puede aproximar o simplemente no se puede obtener de una publicación, por ende el cálculo de dicho valor se convierte en un factor importante para utilizar el modelo. El cálculo faltante del valor URR es una de las limitantes del proyecto.


144

Uno de los inconvenientes más frecuentes en el trabajo es que las curvas reales de producción y descubrimientos no tenían tablas o valores los cuales se pudieran exportar y graficar. Para solucionar este inconveniente fue necesario obtener los valores de las gráficas de forma manual, para luego comparar las curvas reales con los obtenidos con el modelo. Un inconveniente fue debido a la versión licenciada del programa VENSIM PLE de la universidad ya que con dicha versión no se podían utilizar funciones que permitieran importar datos desde un archivo plano o de Excel al programa VENSIM y de esta forma comparar los resultados del modelo con los reales, este inconveniente se solucionó exportando los datos del modelo en un archivo plano, el cual posteriormente se insertaba en Excel y en este programa se podía realizar la gráfica de la curva del modelo con la real. Al incorporar la hipótesis de Ayres relacionada con la innovación tecnológica debido a la versión de VENSIM no se podía utilizar la variable de tiempo la cual permitía utilizar el año actual de simulación como un valor. Esto se solventó al crear un escalón con el tiempo inicial y una rampa con pendiente uno para que fuera aumentando durante cada año y de esta forma replicar el funcionamiento de la variable tiempo. El valor URR para determinar el potencial offshore de Colombia no se pudo calcular ya que no se contaba con información vital para este ejercicio. Sin embargo, la UPME en su publicación Escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos en Colombia realizan el cálculo de los recursos en petróleo y gas que el país pretende incorporar, esto lo realizan para tres diferentes escenarios (abundancia, base y escasez). En términos prácticos los recursos a incorporar en una actividad inexplorada es prácticamente el valor URR, entonces dicho calculo como el valor URR y de esta forma se pudo utilizar el modelo. A grandes rasgos se puede decir que el trabajo cumple los objetivos iniciales de una forma adecuada, aunque es importante mencionar que debido a la amplitud del tema se puede profundizar más en el contenido del proyecto y en un futuro se podría comparar con los resultados que obtenga Colombia en el tema.

10.10 Retos y recomendaciones

Colombia tiene poca experiencia en la E&P offshore pero debido a las necesidades de incrementar las reservas de O&G, el país se debe involucrar en esta actividad la cual promete buenos frutos. Existen diversas formas de afrontar dicho reto pero la que ha tenido mejores resultados a nivel global es la de tener una industria de innovación y conocimiento la cual pueda tener la autonomía y el conocimiento para ejecutar diversos proyectos en el sector de hidrocarburos. Lograr pasar de una industria extractiva de recursos naturales a una de


145

innovación y conocimiento involucra un proceso difícil y largo, pero que a su vez vale la pena realizar [107]. Los recursos naturales en especial el O&G son importantes para cualquier país o sociedad. Sin embargo, estos por si solos no garantiza el éxito de un país, se debe tener instituciones fuertes, políticas claras y adecuadas, y otros factores que convierten los recursos naturales en un detonante para mejorar las condiciones de la sociedad y del país en un largo plazo. Los países africanos son ricos en hidrocarburos y minerales pero las condiciones de vida en la mayoría de estos países no es la mejor y un claro ejemplo es Nigeria, país rico en petróleo con reservas de 37100 MMbbl y una producción mayor que el doble de la de Colombia para el año 2013 según datos de BP[69]. Sin embargo, el 70% de la población se encuentra en extrema pobreza y la desigualdad es grande, porque también tiene la mayor cantidad de jets privados. Casos en los que los recursos naturales en especial el petróleo ha ayudado al crecimiento de una nación son varios entre los más destacados y con un desarrollo temprano se encuentra Estados Unidos, Canadá y Australia. El caso más cercano es Brasil, dicho país ha decidido aprovechar su riqueza en petróleo adoptando y aplicando políticas efectivas para no solamente convertirse en un productor de petróleo sino por el contrario, transformarse en un generador y proveedor de tecnología petrolera costa afuera a nivel mundial. El gigante suramericano toma la decisión de convertirse en un referente en tecnología y desarrollo en E&P de P&G offshore. Esto le ha otorgado al país ser independiente de sus necesidades en hidrocarburos lo cual ha ayudado al crecimiento y desarrollo del país [107]. El principal reto de Colombia es crear una industria de hidrocarburos basada en la innovación y el conocimiento, lo cual no es fácil y debe asumir varios retos. Pero también es necesario mejorar la infraestructura del país algo en el que el mismo se encuentra en deuda hace varios años, lo cual incrementa los gastos de operación y le resta competitividad al país; la ciencia y tecnología es un tema que no se le presta mucha atención en el país, la inversión en dicha área es 0.18% del PIB lo cual es muy bajo y en donde la evidencia histórica muestra que para lograr una financiación adecuada la inversión debería ser como mínimo el 1% del PIB [107]. Afortunadamente el país cuenta con una buena reputación para hacer inversiones en el sector de hidrocarburos y la creciente demanda de energía ubica a Colombia como un destino bastante interesante para realizar inversiones, esto se debe utilizar a favor para recibir capital nacional y extranjero, pero no como un vínculo pasivo en donde solamente se otorgue permisos para explotar un área y se reciban beneficios económicos, sino por el contrario, se tenga una relación más de cooperación entre las empresas poseedoras de experiencia y conocimiento con la Nación. La relación entre las empresas y el personal colombiano debería ser de socio y aprendiz en el que cada día los profesionales


146

colombianos aprendan al trabajar con las petroleras más importantes del mundo, eventualmente el personal tendrá un nivel de conocimiento y experticia que le permita al país convertirse en socio con las mismas capacidades que las empresas expertas en el tema y el mismo pudiera ejecutar por si solo proyectos complejos como los que se presentan costa afuera. Un actor importante en el desarrollo petrolero del país será Ecopetrol y este tendrá la misión de convertirse en aprendiz de las empresas petroleras extranjeras especializadas en offshore, el personal colombiano debería trabajar en todos los niveles del proyecto y a medida que trabajan en el mismo adquiere un valioso conocimiento para ser competitivo en el sector, tal cual lo realizó Noruega con la empresa estatal Statoil quien es hoy en día una de las referentes en el campo de E&P de O&G offshore [107]. Una buena estrategia que podría implementar el país es crear una red de capacitación e innovación tecnológica enfocada en el sector petrolero, en donde se contemplen temas como producción costa afuera, hidrocarburos no convencionales, petróleos extra pesados y servicios de la industria. Por medio de la red se podría capacitar el personal nacional y debería tener participación de empresas extranjeras, empresas nacionales, gobierno, universidades y comunidades en donde se desarrollen los proyectos. Políticas similares han generado en otros países una red que cuenta con pequeñas empresas de productos y servicios con una dosis interesante de tecnología y calidad. Un ejemplo de esto es la capital mundial del petróleo Houston donde se estima existe alrededor de 3600 pequeñas empresas relacionadas al sector petrolero. Países insignia en el campo como Brasil el cual implementó una red de desarrollo y tecnología en el año 1970 donde trabajan de la mano ingenieros, científicos, compañías y universidades, el nombre de la red es CENPES y es la unidad de investigación de Petrobras. Es importante mencionar que Ecopetrol tiene el Instituto Colombiano de Petróleo (ICP) fundado en 1985 y que se encarga de la investigación, desarrollo e innovación; pero el mismo necesita de la intervención de más actores, inversión y ofrecer capacitación a las personas vinculadas con el sector [107]. El éxito para lograr un cambio en el modelo petrolero del país depende de varios factores pero el más importante es la política y las instituciones, sin instituciones fuertes y con políticas de corto plazo que intentan solucionar los problemas financieros del país utilizando las regalías e impuestos que se reciben de dicho sector para cubrir necesidades económicas, como suele pasar en nuestro país, inicialmente podrían dar resultados en el corto plazo pero sus efectos en el largo plazo podrían ser muy graves para la nación [107, 115].

10.11 Agradecimientos

Gracias a mi familia y a la colaboración de la doctora Ángela Cadena, las cuales fueron parte fundamental paro lograr finalizar el presente trabajo.


147

10.12 Lista de Tablas.

Tabla 1.Reservas incorporadas en diferentes escenarios [18, 19]. ................................................................... 19 Tabla 2.Tipo de contrato ronda 2014 [26, 27]. ................................................................................................. 24 Tabla 3.Resumen Ronda 2014 [30]. .................................................................................................................. 26 Tabla 4. Significado de los elementos de los modelos. ..................................................................................... 43 Tabla 12. Valor variable modelo. ...................................................................................................................... 64 Tabla 16. Crudo recuperable [MMbbl]. ............................................................................................................ 66 Tabla 15. Descripción de los bloques costa afuera. .......................................................................................... 67 Tabla 15. Descripción de los bloques costa afuera. .......................................................................................... 72 Tabla 8. Clases de crudo por densidad [54]. ..................................................................................................... 98 Tabla 9. Clases de crudo por porcentaje de azufre [54]. .................................................................................. 99 Tabla 10. Clasificación del gas debido a su cantidad de azufre e hidrocarburos [55]. ..................................... 99 Tabla 11. Petróleo crudo no convencional [56]. ............................................................................................. 100 Tabla 12. Gas no convencional [56]. .............................................................................................................. 101 Tabla 13. Proyectos LNG. ................................................................................................................................ 112 Tabla 14. Descripción de las variables [113]................................................................................................... 143 Tabla 15. Porcentaje de participación [113]. .................................................................................................. 143


148

10.13 Lista de Figuras.

Figura 1. Exportaciones de Colombia [8]. .......................................................................................................... 9 Figura 2. Inversión extranjera directa en Colombia [8]. .................................................................................... 9 Figura 3. Producción anual en miles de barriles de petróleo equivalente diario (KBPED) [8]. ......................... 10 Figura 4. Reservas de petróleo y gas en Colombia [8]. .................................................................................... 10 Figura 5. Atractivo de inversión [8].................................................................................................................. 11 Figura 6. Reservas de O&G de Colombia en años [9]. ..................................................................................... 12 Figura 7. Producción de O&G en Colombia 2013 [9]. ...................................................................................... 13 Figura 8. Campos petrolíferos y empresas con mayor producción [9]. ............................................................ 14 Figura 9. Campos gasíferos y empresas con mayor producción [9]................................................................. 14 Figura 10. Escenarios de Incorporación de Reservas de Crudo [18]. ............................................................... 19 Figura 11. Escenarios de Incorporación de Reservas de Gas [18]. ................................................................... 20 Figura 12. Bloques costa afuera Colombia [21]. ............................................................................................. 21 Figura 13. Ronda 2014 [22]. ........................................................................................................................... 23 Figura 14. Ronda 2014 por cantidad de hectáreas [25]. ................................................................................ 24 Figura 15. Bloques costa afuera ronda 2014 [26]. .......................................................................................... 25 Figura 16. Diagrama típico de ANN. ............................................................................................................... 30 Figura 16. Valores umbral. ............................................................................................................................. 30 Figura 16. Soporte vectorial. ........................................................................................................................... 32 Figura 16. Función de riesgo y regresión. ....................................................................................................... 32 Figura 16. Diagrama de modelos. ................................................................................................................... 34 Figura 16. Diagrama de modelos. ................................................................................................................... 34 Figura 16. Diagrama de modelos. ................................................................................................................... 38 Figura 17. Diagrama modelo AAA01. ............................................................................................................. 43 Figura 18. Simulación Modelo AAA01. ........................................................................................................... 44 Figura 19. Diagrama modelo AAA02. ............................................................................................................. 44 Figura 20. Simulación Modelo AAA02. ........................................................................................................... 45 Figura 21. Diagrama modelo AAA03. ............................................................................................................. 48 Figura 22. Simulación Modelo AAA03. ........................................................................................................... 48 Figura 23. Descubrimientos y producción modelo AAA03. ............................................................................. 49 Figura 24. Diagrama modelo AAA04. ............................................................................................................. 50 Figura 25. Diagrama modelo AAA04. ............................................................................................................. 52 Figura 26. Simulación modelo base. ............................................................................................................... 53 Figura 27. Descubrimientos y producción mundial. ........................................................................................ 53 Figura 28. Descubrimientos y producción mundial con modelos. ................................................................... 54 Figura 29. Descubrimientos y producción mundial. ........................................................................................ 55 Figura 30. Variaciones. ................................................................................................................................... 57 Figura 31. Descubrimientos y producción mundial. ........................................................................................ 59 Figura 32. Producción del Golfo de México con curva gaussiana. .................................................................. 60 Figura 33. Producción del Golfo de México con curva gaussiana. .................................................................. 60 Figura 34. Producción mundial costa afuera con curva gaussiana. ................................................................ 61 Figura 35. Producción mundial costa afuera. ................................................................................................. 62 Figura 57. Modelo Colombia offshore modificado. ........................................................................................ 63 Figura 57. Subregiones costa afuera colombianas. ........................................................................................ 66 Figura 57. Subregiones costa afuera colombianas. ........................................................................................ 69 Figura 57. Precios promedios costa afuera y continental para la producción de petróleo. ............................ 70 Figura 57. Curva de descubrimientos y desarrollos (arriba, 500 MMbbl y $USD 100; abajo, 1500 MMbbl y $USD 125). ........................................................................................................................................................ 73 Figura 57. Producción diaria (izquierda, 500 MMbbl y $USD 100; derecha, 1500 MMbbl y $USD 125). ....... 73 Figura 57. Perfil de producción (izquierda, escenario base UPME; derecha, escenario abundancia UPME). . 74


149

Figura 57. Curvas de descubrimientos y desarrollos sin incluir Lo Cayos, Colombia Profundo y Pacifico Profundo con diferentes precios. ...................................................................................................................... 75 Figura 57. Curvas de descubrimientos y desarrollos sin incluir Los Cayos, Colombia Profundo y Pacifico Profundo con diferentes precios. ...................................................................................................................... 76 Figura 45. Curvas de descubrimientos y desarrollos incluyendo todas las cuencas offshore. ........................ 78 Figura 57. Curvas de descubrimientos y desarrollos incluyendo todas las cuencas costa afuera con diferentes precios. ............................................................................................................................................................. 79 Figura 48. Hidrocarburos convencionales y no convencionales [55-56]. ....................................................... 101 Figura 49. Reservas de petróleo probadas en el mundo [57]. ....................................................................... 105 Figura 50. Reservas mundiales de NG [57]. ................................................................................................... 105 Figura 51. Producción de petróleo mundial [57]. .......................................................................................... 107 Figura 52. Producción de petróleo continental y costa afuera [65]. .............................................................. 107 Figura 53. Producción mundial de NG [57]. ................................................................................................... 108 Figura 54. Consumo de petróleo mundial [57]. ............................................................................................. 109 Figura 55. Consumo de gas en el mundo [57]. .............................................................................................. 109 Figura 56. Precios NG [57]. ............................................................................................................................ 110 Figura 57. Distancia máxima a la costa vs precio del LNG en Japón [22]. ..................................................... 112 Figura 58. Costo promedio de extracción por profundidad [65]. ................................................................... 113 Figura 59. Emisiones mundiales de CO2 [57]. ................................................................................................ 114 Figura 60. Pozos y plataformas aguas afuera [57, 65, 66]. ........................................................................... 116 Figura 61. Capex offshore 2012-2018 [57, 65, 66]. ....................................................................................... 116 Figura 62. Reservas de petróleo en Centro y Sur América [57]. ..................................................................... 118 Figura 63. Reservas de gas en Centro y Sur América [57]. ............................................................................ 118 Figura 64. Producción de petróleo Centro y Sur América [57]. ...................................................................... 120 Figura 65. Producción de gas Centro y Sur América [57]. .............................................................................. 121 Figura 66. Consumo de petróleo en América [57]. ........................................................................................ 122 Figura 67. Consumo de gas en América [57]. ................................................................................................ 123 Figura 68. Emisiones de CO2 en América [86]. ............................................................................................. 123 Figura 69. Diagrama de E&P. ....................................................................................................................... 125 Figura 70. Sísmica marina colombiana [88-89]. ........................................................................................... 127 Figura 71. Plataformas para explotación [92]. ............................................................................................. 131 Figura 72. Plataformas para exploración en el ártico [92]. .......................................................................... 133 Figura 73. Plataformas para producción [93]. .............................................................................................. 136 Figura 74. Plataformas para producción en el ártico [93]. .......................................................................... 137 Figura 75. Regalías variables según producción. .......................................................................................... 142


150

10.14 Siglas

2D, Dos Dimensiones 3D, Tres Dimensiones ACIPET, Asociación Colombiana de Ingenieros de petróleos ANH, Agencia Nacional de Hidrocarburos API, Instituto Americano de Petróleo CER, Certificado de Emisiones Reducidas E&P, Exploración y Producción EAU, Emiratos Árabes Unidos etc, etcétera GEI, Gases Efecto Invernadero LNG, NG Licuado NG, Gas Natural O&G, Petróleo y Gas OECD, Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico ONU, Organización para las Naciones Unidas OPEP, Organización de Países Exportadores de Petróleo PDVSA, Empresa de Petroleos de Venezuelsa SA. PEMEX, Petroleos Mexicanos PIB, Producto Interno Bruto SPE, Sociedad de Ingenieros de Petróleo


151

TEA, Evaluación Técnica TEPCO, Tokyo Electric Power CO UPME, Unidad de Planeación Minero Energética US$, Dólares Americanos US, Estados Unidos YTF, Yet to Find WPC, Congreso Mundial de Petróleo CH4, Metano N2O, Óxido Nitroso HFCs, Hidroflurocarbonados PFCs, Perflurocarbonados SFs, Hexafluoruro de azufre CO2, dióxido de carbono H2S, Ácido sulfhídrico °C, Grados Centígrados cm, Centímetros m, metros mph, Millas por Hora Km, Kilómetros b, barriles


152

bbl, barril de crudo bd, barriles diarios mb, miles de barriles mbd, miles de barriles diarios mmb, millones de barriles mmbd, millones de barriles diarios mmmb, miles de millones de barriles MMbbl, Millones de barriles de crudo MPCD, Millones de Pies Cúbicos por Día Calendario BPDC, Barriles por Día Calendario pc, pies cúbicos pcd, pies cúbicos diarios mpc, miles de pies cúbicos mpcd, miles de pies cúbicos diarios mmpc, millones de pies cúbicos mmpcd, millones de pies cúbicos diarios mmmpc, miles de millones de pies cúbicos MTPA, Millones de toneladas por año TJ/D, Tera julios por día GPC, Giga Pies Cúbicos MMscf/d, millones de pies cúbicos estándar por día


153

10.15 Propuesta

1. Justificación

Uno de los temas con mayor relevancia en Colombia es la exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera, y es precisamente en éste tema donde se centra el proyecto, el cual pretende analizar las ventajas y desventajas que ofrece ésta forma de extraer hidrocarburos, adicionalmente, contempla los retos que debe asumir el país para hacer frente a éste tema. Los mares de Colombia empiezan a mostrar oportunidades para ampliar la exploración de crudo. La extracción en territorio marino se ha convertido en una importante apuesta del sector y del Gobierno Nacional con la intención de ampliar las reservas de hidrocarburos del país. Sin embargo, es un reto grande ya que la industria petrolera en el mar no se encuentra muy desarrollada en el país. Varias empresas petroleras están preparando sus ofertas para la explotación de varios bloques costa afuera. Es un escenario aparentemente muy atractivo para al país pero al mismo tiempo implica esfuerzos grandes en la regulación, protección del medio ambiente, reglas de juego, personal capacitado en el área y demás temas que debe afrontar el país en los años venideros. Es un tema al cual se le debe prestar una importante atención debido al impacto que el mismo tendrá. Por lo tanto, el proyecto acoge un tema actual, de gran impacto y de una notoria relevancia en los siguientes años. La expectativa de encontrar millonarias reservas de hidrocarburos en el mar Caribe colombiano y las actuales reservas de petróleo y gas del país han elevado el interés en la extracción de crudo y gas en el territorio marino. Este nuevo escenario en el que la Nación retoma un gran interés en la exploración y extracción costa afuera conocida como offshore augura un importante desarrollo tecnológico y económico para la Nación. Sin embargo, lo anterior conlleva una serie de riesgos ya que la extracción de recursos en el agua es más compleja que en tierra. Adicionalmente los derrames de crudo en plataformas, buques de transporte y entre otros. Pueden ocasionar daños grandes a al lecho marino y su biodiversidad. Por tales motivos, el tema anterior es bastante relevante en el contexto Nacional.


154

2. Marco teórico

a) Contexto externo

El lugar donde se encuentra mayor cantidad de reservas de petróleo offshore es el Golfo Pérsico, el cual es un golfo marino de poca profundidad ubicado entre Irán y la península arábica. Las reservas estimadas son más de 50 billones de barriles. Otros lugares que poseen gran cantidad de reservas de petróleo offshore están ubicados en Brasil y en el Mar Caspio. El petróleo y el gas natural offshore son extraídos en grandes cantidades en varias partes del mundo. Los países que más destacan en éste campo son Estados Unidos, Inglaterra, varios países europeos, árabes y nórdicos.

b) Contexto local

Las reservas de petróleo calculadas para el país son de aproximadamente siete años, la demanda mundial de energía se encuentra en crecimiento constante y la dependencia económica del país en la producción de hidrocarburos crean un escenario donde se hace casi inevitable buscar formas para incrementar la producción de hidrocarburos. Una posible solución es la perforación costa afuera. El gobierno Nacional trabaja en la organización de dicha industria en el mar, pero se enfoca en las condiciones tributarias y económicas que tienen como fin incentivar la inversión local y extranjera. Existen varias empresas interesadas en adquirir varios bloques para la exploración de crudo como: Exxon Mobil, Shell, Statoil, entre otras. Se puede decir que el gobierno intenta hacer atractiva la inversión en Colombia pero al mismo tiempo debe ser consiente del alto impacto ambiental que puede generar ésta actividad.

3. Objetivos

a) Objetivo general

El trabajo de grado tiene como principal objetivo crear un contexto global y nacional de la exploración y explotación costa afuera de hidrocarburos. En el mismo se debe analizar los impactos que éste tendría en el territorio colombiano.

b) Objetivos específicos

Explicar las tecnologías y metodologías más utilizadas en la exploración y

explotación en terreno marino.

Identificar los riesgos que conlleva la exploración y explotación en terreno marino.

Investigar las principales normas de regulación que tiene Colombia con respecto a

la exploración y explotación costa afuera.


155

Realizar un estudio con diversos enfoques de las expectativas que tiene Colombia

con respecto a la explotación de hidrocarburos costa afuera.

Comparar las ventajas y desventajas que tiene Colombia en la explotación de

hidrocarburos en terreno marino.

Realizar una lista de retos que debe afrontar el país con el auge de la exploración y

explotación costa afuera. Adicionalmente, se debe ofrecer una solución a cada uno

de los retos.

4. Alcances

El alcance del proyecto será el estudio y análisis que tendría la exploración y explotación costa afuera de hidrocarburos en el territorio nacional. En el trabajo se cubrirán diferentes puntos como: regulación, impactos, expectativas, retos, entre otros. También es importante mencionar que el producto final ofrecerá una posible solución a los retos que ésta implementación implicaría.

5. Contexto del proyecto y tratamientos

a) Suposiciones

El proyecto tiene asociadas las siguientes suposiciones: primera, los recursos de la universidades tales como equipos, instrumentos, referencias bibliográficas, entre otros se van a encontrar disponibles o el tiempo de espera para usarlos no es significante; segundo, el alumno no va a presentar inconvenientes que lo incapaciten por periodos muy largos; por último, los objetivos del proyecto no serán radicalmente modificados, lo cual ocasionaría un incremento en el tiempo del proyecto.

b) Restricciones

La principal restricción del proyecto es el tiempo debido a que éste se debe realizar en un semestre académico pero adicionalmente se deben cumplir todos los objetivos específicos y finalmente un objetivo general.

c) Factores de riesgo

El proyecto se encuentra expuesto a diversos obstáculos, imprevistos, retrasos y riesgos, estos últimos son fundamentales mitigarlos para el éxito, por tal motivo tendrán un especial tratamiento en donde se identifican los factores de riesgo, se cuantifican y posteriormente se realizan un breve análisis que otorga consejos para mitigar estos inconvenientes y cumplir todos los objetivos en el tiempo establecido.


156

Identificación de factores, las causas que pueden provocar más inconvenientes se presentan

a continuación en orden de relevancia: cambio en los alcances del proyecto, supuestos no

válidos, inadecuada planificación en las tareas realizadas para cumplir los objetivos, falta de

experiencia con el tema en cuestión y trabajos no programados.

Análisis, La correcta planeación y definición clara del proyecto incluyendo sus objetivos y alcances son una actividad prioritaria debido que es más eficiente invertir tiempo en una correcta planeación y definición, que gastarlo en correcciones y modificaciones durante la etapa de ejecución que en términos generales acarrea costos más altos en tiempo, dedicación y dinero. Adicionalmente se debe tomar especial cuidado en el cronograma del proyecto donde se establezcan tiempos libres, que tienen como función principal terminar la tarea asignada en el periodo anterior si se presenta algún inconveniente.

6. Recursos

a) Recursos humanos

Profesores de la Universidad de los Andes, personal del laboratorio de ingeniería eléctrica y electrónica, asistentes del laboratorio, estudiantes de maestría y doctorado relacionados con el tema y la asesora del proyecto Ángela Cadena.

b) Recursos electrónicos

Base de datos de la biblioteca, información en línea.

c) Otros recursos

Libros, consulta a personas relacionadas con el sector eléctrico, conferencias, conocimientos previos, licencias de diferentes programas, entre otros.


157

7. Bibliografía 1) Universidad de los Andes. (2014, Julio). Estructura de la propuesta de proyecto de grado

(sugerida). [Página web] Documentos departamento de ingeniería eléctrica y electrónica.

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3) Semana. (25/07/14). Colombia le apuesta a la búsqueda de petróleo en el mar. Folleto,

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8) Universidad de los Andes. (2014, Julio). Definición de proyecto de grado (IELE-3001 e

IELE-3002). [Página web] Documentos departamento de ingeniería eléctrica y electrónica.

Disponible: http://iee.uniandes.edu.co/index.php?option=com_content&view=article&id=159&Itemid=71


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http://www.forossemana.com/agenda/articulo/colombia-le-apuesta-la-busqueda-de-petroleo-en-el-mar/5337


http://www.ogj.com/articles/2014/07/statoil-enters-colombia-by-securing-offshore-license.html

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http://www.offshore-technology.com/features/featureoffshore-technology-focus-issue-21-4324984/

http://www.offshore-technology.com/features/featureoffshore-technology-focus-issue-21-4324984/




158

8. Anexos

a) Cronograma

Figura 1. Diagrama de Grand 2014-02.


159

b) Formato de presentación [1]

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

PRESENTACIÓN DE PROPUESTA DE PROYECTO DE GRADO SEMESTRE: 2014-02 FECHA: 31 de junio de 2014 PROYECTO O TESIS DE GRADO PARA OPTAR EL TÍTULO DE: INGENIERO ELECTRICO ESTUDIANTE: JHONATAN ALEXANDER CHICACAUSA NIÑO CÓDIGO: 200415079 TÍTULO DE LA TESIS O PROYECTO: Exploración y explotación costa afuera en Colombia: Expectativas, retos, ventajas y desventajas. DECLARACIÓN: 1 - Soy consciente que cualquier tipo de fraude en esta Tesis es considerado como una falta grave en la Universidad. Al firmar, entregar y presentar esta propuesta de Tesis o Proyecto de Grado, doy expreso testimonio de que esta propuesta fue desarrollada de acuerdo con las normas establecidas por la Universidad. Del mismo modo, aseguro que no participé en ningún tipo de fraude y que en el trabajo se expresan debidamente los conceptos o ideas que son tomadas de otras fuentes. 2- Soy consciente de que el trabajo que realizaré incluirá ideas y conceptos del autor y el Asesor y podrá incluir material de cursos o trabajos anteriores realizados en la Universidad y por lo tanto, daré el crédito correspondiente y utilizaré este material de acuerdo con las normas de derechos de autor. Así mismo, no haré publicaciones, informes, artículos o presentaciones en congresos, seminarios o conferencias sin la revisión o autorización expresa del Asesor, quien representará en este caso a la Universidad. _____________________________________ Firma (Estudiante) Código: 200415079 CC: 1022´329.632 _____________________________________ Vo.Bo. ASESOR (Firma) Nombre: Ángela Cadena


160

c) Formato de sesión de derechos de Autor [1]

TRABAJO DE GRADO AUTORIZACIÓN DE SU USO A FAVOR DE LA

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

Yo , mayor de edad, vecino de Bogotá D.C., identificado con la

Cédula de Ciudadanía N° de , actuando en nombre propio, en mi calidad de autor del trabajo de tesis, monografía o trabajo de grado denominado:

haré entrega del ejemplar respectivo y de sus anexos del ser el caso, en formato digital o electrónico (CD-ROM) y

autorizo a LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES, para que en los términos establecidos en la Ley 23 de 1982, Ley 44 de 1993, Decisión Andina 351 de 1993, Decreto 460 de 1995 y demás normas generales sobre la materia, utilice y use

en todas sus formas, los derechos patrimoniales de reproducción, comunicación pública, transformación y distribución (alquiler, préstamo público e importación) que me corresponden como creador de la obra objeto del documento. PARÁGRAFO: La presente autorización se hace extensiva no sólo a las facultades y derechos de uso

sobre la obra en formato o soporte material, sino también para formato virtual, electrónico, digital, óptico, usos en red, internet, extranet, intranet, etc., y en general para cualquier formato conocido o por conocer.

EL AUTOR - ESTUDIANTES, manifiesta que la obra objeto de la presente autorización es original y la realizará sin

violar o usurpar derechos de autor de terceros, por lo tanto la obra es de su exclusiva autoría y tiene la titularidad sobre la misma. PARÁGRAFO: En caso de presentarse cualquier reclamación o acción por parte de un tercero en

cuanto a los derechos de autor sobre la obra en cuestión, EL ESTUDIANTE - AUTOR, asumirá toda la responsabilidad, y saldrá en defensa de los derechos aquí autorizados; para todos los efectos la Universidad actúa como un tercero de buena fe.

_________________________________

EL AUTOR - ESTUDIANTE.

(Firma) .................................................................

Nombre

C.C. N° de


102232963 Bogotá D.C.


102232963 Bogotá D.C.


161

10.1 Paper

Introducción

La industria petrolera tiene importantes repercusiones en la economía del país, la inversión extranjera directa en el sector es de aproximadamente el 30% del total y las exportaciones de petróleo, gas y sus derivados son el 55% del total del país. La relación reservas y producción de petróleo para el año 2013 es de 6.6 años y para gas natural su relación es de 15 años. La producción del país en el año 2013 fue levemente superior a un millón de barriles diarios. Las reservas de petróleo están cerca de acabarse y por tal motivo es necesario incorporar nuevas. Por ende el país quiere realizar actividades de exploración y producción de hidrocarburos costa afuera con la finalidad de encontrar estos recursos, Colombia no tiene una experiencia muy grande en las actividades costa afuera (offshore) y es por este motivo que el presente trabajo tiene como tema la industria petrolera enfocada en las actividades offshore. El proyecto muestra un contexto global y nacional de la exploración y explotación de petróleo y gas, a grandes rasgos y le presta especial atención a las actividades costa afuera. En el mismo se revisan superficialmente las tecnologías y metodologías utilizadas en dichas actividades, los aspectos positivos y negativos y los jugadores relevantes en el ámbito petrolero.

El potencial costa afuera del país se determinará con un modelo de sistemas dinámicos el cual se basa en la implementación de la hipótesis del geólogo Hubbert, esta revela que la disponibilidad de un recurso finito influye en la producción del mismo incluso más que factores económicos, tecnológicos o políticos. Sin embargo, los factores previamente mencionados también son importantes y afectan la producción de los recursos no renovables, por tal motivo al modelo se incorporan otras hipótesis.

Contexto

Las reservas probadas mundiales para el año 2013 son de 1688 MMMbbl, los lugares donde se concentran este recurso principalmente son Oriente Medio y América. Los países que se encuentran ubicados alrededor del golfo pérsico son los que más reservas de petróleo tienen en Oriente Medio y en general en todo el mundo, Arabia Saudita tiene el 15.8% de las reservas totales del mundo seguido por Irán e Irak con 9.3% y 8.9% respectivamente. América con el 33.1% es el lugar donde se concentran las segundas mayores reservas del mundo después de Oriente Medio que tiene el 47.9%, Venezuela es el país que posee la mayor cantidad de reservas a nivel mundial con el 17.7%, el segundo y tercer lugar del continente americano son para Canadá y Estados Unidos con 10.3% y 2.6% respectivamente.


162

Rusia es el lugar donde se pueden encontrar las reservas más grandes de Europa, Asia (sin incluir Oriente Medio), África y Oceanía con el 5.5%, seguido de Libia con el 2.9% y finalmente Nigeria con el 2.2%. La mayor producción se origina por lo general en donde existen las mayores reservas, Arabia Saudita es el mayor productor de crudo con cerca de 11.5 MMbbl/d lo cual representa el 13.1% del total mundial. Emiratos Árabes Unidos (EAU), Irán e Irak unidos producen un poco más de 10MMbbl/d. Varios proyectos son offshore en aguas somera en el Golfo Pérsico y el campo offshore más grande del mundo llamado Safaniya tiene la capacidad de producción de 1.2 MMbbl/d de petróleo pesado. La mayor producción en América se origina en el norte del continente en donde U.S. produce 10 MMbbl/d y ha incrementado su producción en cerca de 3 MMbbl/d en 5 años impulsados por el boom de petróleo de esquisto, en segundo lugar esta Canadá con una producción de 3.9 MMbbl/d la cual se origina principalmente en tres áreas: la primera es debido a las arenas bituminosas en Alberta, los recursos en el occidente del país y finalmente a causa de los campos costa afuera en el océano atlántico. Por último, México con 2.8 MMbbl el cual tiene la mayoría de sus reservas en petróleo pesado en campos offshore. Venezuela y Brasil son los mayores productores de crudo en Sur América, el primero tiene la mayoría de sus reservas

en el Orinoco y la clasificación de su petróleo es pesado. El segundo, tiene una producción de 2.1 MMbbl/d, 0.5 MMbbl/d menos que Venezuela y más del 91% se origina en aguas profundas y ultraprofundas. Rusia es el mayor productor de petróleo en Europa, Asia y África con 10.8 MMbbl/d, el principal lugar de producción es en el oeste de Siberia, el país tiene al menos 18 puertos en los que despachan petróleo a diferentes mercados como Europa, Asia y América. Noruega es el mayor productor de petróleo en Europa (sin tener en cuenta a Rusia) y es el tercer mayor productor de gas natural después de Rusia y Qatar, todas las reservas de petróleo de noruega se encuentran costa afuera y están divididas en el mar del Norte, mar de Noruega y mar de Barents. Noruega ha disminuido su nivel de producción de 3.4 MMbbl/d en el 2001 a 1.8 MMbbl/d en 2013 un efecto similar a sufrido el Reino Unido que paso de 2.5 MMbbl/d en 2001 ha 0.8 MMbbl/d en 2013. Nigeria y Angola son los mayores productores de petróleo en África con 2.3 y 1.8 MMbbl/d respectivamente. El golfo de Benín contiene la mayor cantidad de reservas costa afuera de Nigeria en donde se realizan proyectos en aguas profundas y ultraprofundas. Angola ha incrementado su producción en casi 1 MMbbl/d desde el 2003, en gran medida gracias a los proyectos costa afuera y a que la mayoría de sus reservas están ubicadas costa afuera en la cuenca baja del Congo.


163

China es la segunda economía más grande del mundo y ocupa el mismo lugar en consumo de petróleo por detrás de U.S. A pesar de sus pocas reservas tiene una producción importante de petróleo con 4,1 MMbbl/d que se utiliza para consumo local, las compañías petroleras nacionales dominan los sectores uptream y downstream en donde la CNOOC (The China National Offshore Oil Company) es responsable de los proyectos de exploración y producción costa afuera. U.S. y China consumen el 32% del petróleo que se produce en el mundo, seguido por Japón e India que consumen el 5% y 4.2% respectivamente.

Importancia del petróleo en Colombia

El petróleo, gas natural y sus derivados conformaron un poco más del 55% de las exportaciones del país en el 2013, desde el año 2006 la inversión extranjera directa ha sido como mínimo del 30% en el sector petrolero y en el 2013 superó los US$ 4000 Millones. Reconociendo la importancia del sector de hidrocarburos en la economía nacional, desde el Gobierno se ha planteado una política económica que busca aumentar la producción y reservas de petróleo y gas, lo cual generaría grandes beneficios económicos que se traducirían en mayor desarrollo social y productivo del país. Los resultados saltan a la vista, ya que en seis años la producción de petróleo incrementó un 71% y las reservas de petróleo y gas aumentaron 75% y 89% respectivamente.

Sin embargo, la relación entre reservas probadas y producción de petróleo son de 6.6 años y de gas son de 15 años. Muy pocas para la importancia del sector y debido a la necesidad de incorporar nuevas reservas de petróleo y gas, el gobierno se vió en la necesidad de buscar nuevos yacimientos, por tal motivo para este año, el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos crearon la Ronda 2014, la cual tiene como finalidad impulsar la inversión y aumentar la producción y reservas del país. En total se ofertaron 95 bloques dentro de los cuales cabe resaltar la incursión en nuevos lugares de exploración como lo son los 13 de Costa Afuera y los 27 no convencionales.

Modelo

El modelo se inspira en la teoría del geólogo M. King Hubbert quien tuvo un reconocimiento por prever con 15 años de antelación los niveles de producción de U.S. La teoría describe la extracción y producción de petróleo o de cualquier recurso no renovable como el ciclo de la vida en donde hay un punto inicial, luego un crecimiento hasta llegar a una etapa de maduración y un punto máximo de rendimiento, luego una etapa de decrecimiento y finalmente la extinción del producto. En términos generales el desarrollo de un recurso no renovable depende de los recursos no descubiertos y de las reservas, entre menos recurso exista más difícil será su extracción y producción. El modelo creado por Carlos de Castro en su tesis doctoral tiene incorporada la hipótesis de Hubbert, avances


164

tecnológicos, crecimiento económico global, entre otros factores. Por tal motivo se toma este como base y referencia para replicarlo en la parte de petróleo convencional y adaptarlo a las necesidades del proyecto. El programa para simular el modelo de dinámica de sistemas fue Vensim PLE® en el cual se incorporan paso a paso diferentes teorías y se comparan los resultados con los obtenidos por De Castro en su tesis y con los comportamientos petroleros reales en Estados Unidos, el Mundo y Colombia todo con la intención de validar su funcionamiento. El modelo se ajustó para modelar el comportamiento de producción y descubrimientos de petróleo convencional en Estados Unidos, los valores no tienen en cuenta la producción en Alaska (debido a que no se contempló en los recursos no descubiertos y en el periodo inicial de tiempo Alaska no pertenecía a U.S.). Dicho modelo se utilizó también para modelar la producción y descubrimientos de petróleo convencional en el mundo. Colombia no fue la excepción y los datos de producción por parte de la ANH, Ecopetrol y el Banco de la Republica permitieron utilizar el modelo, todos los resultados se pueden observar en las figuras 1, 2 y 3. El modelo se utilizó con diversos datos reales para determinar los rangos máximos de algunas variables y de esa forma cuando se utiliza para predecir la producción de petróleo convencional costa afuera en el país, dichas variables no sobrepasen los rangos establecidos.

Hipótesis

Las hipótesis que tiene el modelo se muestran a continuación:

Hubbert

Entre menor sea la cantidad de recursos más difícil será la extracción de los mismos.

𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜

= 𝐸𝑥𝑡𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑝𝑙𝑜𝑡𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠⁄

𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠

= 𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑟𝑠𝑜𝑠 𝑛𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜𝑠⁄

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒

Ayres

La hipótesis de Ayres describe la innovación tecnológica en el proceso de extracción y producción. La hipótesis establece que las mejoras tecnológicas se incrementan con el tiempo y deja entrever la necesidad continua de mejoras tecnológicas para un bien económico no renovable.

𝐼𝑛𝑛𝑜𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑜𝑙ó𝑔𝑖𝑐𝑎 = min(𝑎 ∗ 𝑡 + 𝑏, 𝑐)

Donde a, b, c son constantes y t es el tiempo en años.

Hirsch

Establece la relación entre la economía mundial o local (PIB) y la demanda de petróleo, Hirsch decreta que el decrecimiento en la producción es casi equivalente al decrecimiento en el PIB.


𝑑𝑡=


𝑑𝑡∗ 𝑎 + 𝑏


𝑑𝑡=


𝑑𝑡+ 𝐼𝑡

− 𝑓 ∗ 𝐸


165


𝑑𝑡

= 𝑑(𝑃𝐼𝐵𝑝𝑒𝑟𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎)

𝑑𝑡+


𝑑𝑡

Donde 𝐼𝑡 es la innovación tecnológica, E es el esfuerzo, f es el factor de esfuerzo y a y b son constantes.

ONU

La hipótesis de la Organización de las Naciones Unidas (ONU), se utilizará para estimar el crecimiento de la población.


𝑑𝑡= 𝐼𝐹 (𝑡

< 45, 𝑎 ∗ 𝑒−𝑏∗𝑡 , 0) Donde a y b son constantes que ajustan la variación real.

Precio

El precio influye en los recursos económicos extraíbles, por ejemplo, si se tiene un precio inferior a los costos promedios de viabilidad económica de un proyecto costa afuera, estos no se incorporan en los recursos no descubiertos ya que se supondría que no serían explotables con un precio bajo de petróleo.

Modelo Colombia Offshore

Modelo Colombia offshore con 500 MMbbl/$US 100 y 1500 MMbbl/$US 125.

El modelo tiene tres partes: la primera determina la cantidad de recursos económicamente viables con el precio del petróleo y los deposita en la variable de nivel Recursos no Descubiertos (RnD); la

segunda, esta relacionada con los descubrimientos y transfiere los recursos de la variable RnD a las Reservas Explotables; tercero, cuando se conocen las reservas estos recursos si se pueden producir y cuando se explotan pasan finalmente a la variable de nivel acumulación de producción. En el modelo se pueden observar retrasos en algunas variables como: descubrimientos n-1, producción n-1 y variación PIB per cápita n-1. Esto se debe a que una variable depende de la otra y matemáticamente no es posible resolver esto, por tal motivo se agregan retrasos para poder solventar el inconveniente. El modelo recibe como parámetro de entrada el valor URR (últimos recursos recuperables) y el precio del petróleo en dólares americanos, para las primeras simulaciones este valor se inserta en la variable de nivel RnD (test) y tiene un valor de 500 MMbbl (escenario base realizado por la UPME para recursos Yet to Find costa afuera) y 1500 MMbbl (escenario de abundancia realizado por la UPME), mientras el precio del petróleo se inserta en la variable auxiliar que tiene el mismo nombre y tiene un valor de $US100 para el primer caso y de $125 para el segundo.


166

Figura 1. Producción con 500 MMbbl y $US100.

Figura 2. Producción con 500 MMbbl y $US100.

Figura 3. Producción con 1500 MMbbl y $US 125 (UPME).

6 A. Osorio. (2015, Enero). Ciencia y

tecnología para operaciones offshore.

Centro de Desarrollo e innovación,

Figura 4. Producción con 1500 MMbbl y $US 125

(UPME).

El pico de producción para 500 MMbbl se da en el año 2035 con una producción diaria cercana a los 100.000 bbl/d para dicho año, al incorporar 1000 MMbbl más y un precio de $US 125 la curva aumenta y establece el máximo cerca al año 2040 con una producción diaria cercana a los 300.000 bbl/d. En los perfiles de producción de la UPME para el escenario base, el pico de producción se produce en el 2030 para Yet to Find (continental y costa afuera) y en el escenario de abundancia parece cercano al 2037. La curva de descubrimientos y de producción del modelo tiene una diferencia entre los puntos máximos de 10 años lo cual se puede explicar ya que la fase de exploración, evaluación del campo y fase de desarrollo toma entre 8 y 12 años6, también es importante que la curva

Facultad de Minas. Disponible: http://www.forossemana.com/upload/documentos/Docu

mento_5361_20131217.pdf




167

es relativamente ancha ya que los periodos usuales de producción pueden ser mayores a los 25 años. Modelo Colombia offshore sin incluir las cuencas Colombia Profundo, Pacífico Profundo y Los Cayos El modelo se construyó a partir del crudo recuperable de las cuencas Choco Offshore, Guajira Offshore, Sinú Offshore y Tumaco Offshore con los valores del estudio realizado por la Universidad Nacional en un escenario 𝑃90, el crudo recuperable estimado por la entidad tiene asociado un factor ambiental, factor de riesgo geológico (30%) y un factor de recobro de (20%)7. En este escenario se descartaron las cuencas de Los Cayos, Colombia Profundo y Pacífico Profundo, por su alta complejidad e impacto, los únicos bloques que salieron a oferta en la ronda 2014 fueron del Colombia Profunda con un contrato TEA y en su mayoría fueron adjudicados a la empresa Anardako. En el escenario donde se establece un precio de $US 60 alcanza a ingresar los bloques en aguas cercanas a la costa y someras, ya que sus precios upstream son inferiores al valor y se supone que a partir de este punto se convierten en bloques atractivos económicamente para su desarrollo. Los precios promedio en

7 Carlos Vargas. (2014, Diciembre). Potencial

de hidrocarburos en Colombia. Departamento

de Geociencias de la Universidad Nacional de

Colombia. [En línea]. http://www.anh.gov.co/Asignacion-de-

donde no se obtiene ganancias ni perdida en el Mar Caspio son de $30, el precio en el cual es económicamente viable operar los pozos en profundidades someras se encuentran en el rango entre $US 5 y $US 40 dependiendo de las características del mismo, aunque también es importante mencionar que en pocos proyectos se supera este valor y se podría incluso a llegar a los $US 70. Con el precio de $US 60 el pico de producción se generaría en el año 2039 y tendría una capacidad levemente superior a los 100.000 bbl/d en su punto más alto. Cuando el precio es inferior a $US 60 pero cercano a dicho valor, la curva se retrasa varios años en el tiempo ya que a medida que pasa el tiempo se supone que los costos de producción disminuyen, si los precios se encuentra por debajo de $US 58 no alcanza a entrar en el modelo los recursos de aguas someras y la producción sería cero. Si se tiene un precio promedio de $US 75 entrarían en los recursos económicamente recuperables la mayoría de proyectos en aguas profundas, más todos los de aguas someras, su pico de producción se originaría en el mismo año que cuando se tenían $US 60, pero la diferencia es que la producción máxima sería cercana a los 300.000 bbl/d.

areas/Procedimientos-de-

Seleccion/Procesos%20Anteriores/Ronda%20Colombia

%202012/Potencial%20Hidrocarbur%C3%ADfero%20

de%20Colombia.pdf







168

Con un precio de US$ 100 casi todos los proyectos costa afuera son económicamente viables con excepción de los que se encuentran en el ártico y, por ende, se supone que todos los proyectos de aguas ultra profundas y demás se desarrollarían con dicho precio, desplazando el pico de la curva de producción en cerca de 3 años y con una producción máxima de 423.690 bbl/d. La diferencia entre un precio de US$ 100 y US$ 125 es que el pico en la curva de descubrimientos y producción se origina antes, ya que se supuso que con mayores precios la tecnología mejoraría y permitiría desarrollar pozos más rápido.

Figura 5. Sin incluir cuencas y con precio de $US

60.


75.


100.


125.

Modelo Colombia offshore incluyendo todas las cuencas.

En este caso se incluye todas las cuencas costa afuera, los precios con los cuales se pretenden incorporar estos recursos son un poco más altos que para las demás cuencas, ya que la complejidad y la lejanía hacia la costa dificultan e incrementa el costo de desarrollar un pozo en dichas áreas. Si se tiene un precio de $US 60 el comportamiento es el mismo que cuando no se incluyeron las cuencas de Pacífico Profundo, Colombia Profundo y Los cayos


169

ya que con ese precio ingresan los recursos de aguas someras con complejidad no muy alta. Cuando el precio se incrementa a US$ 75 ingresan los bloques de aguas poco profundas cercanos a las islas de San Andrés y Providencia en el caribe colombiano y el bloque alrededor de la isla de Malpelo en el pacífico. Además de los recursos de aguas profundas de las demás cuencas, el punto máximo de producción se produce en el año 2041 con 0.37 MMbbl/d. Con un precio de $US 90 se incorporan la mayoría de recursos con excepción de los proyectos más complejos de las cuencas de Colombia Profunda, Pacífico Profundo y Los Cayos, de esta forma el máximo de la producción se daría en el año 2046 con cerca de 1 MMbbl/d que es la producción actual promedio del total del país. Con un precio de $US 100 todos los proyectos son viables económicamente y por ende con esta cotización del petróleo se incorporarían todo el crudo recuperable costa afuera de Colombia para un el escenario P90, la producción pico se daría en el año 2049 con 2.33 MMbbl lo cual duplicaría la producción actual total del país.

Figura 9. Todas las cuencas y con precio de $US

60.


75.


90.


100.


170

Conclusiones

Los recursos naturales son

importantes pero no es lo más

relevante para determinar si un

país es económicamente fuerte y

su riqueza se ve reflejada en la

calidad de vida de sus habitantes.

A lo largo de la historia se ha

podido observar países ricos en

hidrocarburos como los africanos

que en vez de que esos recursos

sean un impulsor de la economía y

el desarrollo se han convertido en

una “maldición” y donde se

pueden observar altos niveles de

pobreza, baja diversificación de la

riqueza, instituciones débiles,

gobiernos poco democráticos,

altos índices de corrupción e

incluso agudizan el conflicto

armado tanto interno como

externo.

La economía de Colombia

depende en gran medida del

sector petrolero, sin embargo, el

país no es un jugador importante

en dicho factor ya que se

encuentra bastante lejos de países

ricos en hidrocarburos como

Estados Unidos, EAU, Arabia

Saudita, Rusia, entre otros, e

incluso de países de la región

como Brasil o Venezuela.

El comportamiento de los

descubrimientos y producción de

petróleo es bastante similar a la

curva que propuso el geólogo

Hubbert, esta se adapta bastante

bien a las curvas reales de

petróleo convencional en Estados

Unidos, producción mundial,

producción costa afuera e incluso

describe apropiadamente el

comportamiento colombiano. Sin

embargo cuando se presentan

eventos como la crisis del petróleo

en donde se redujo la oferta por

parte de la OPEP hacen variar el

comportamiento de la curva.

Con un precio inferior a $US 60 los

proyectos costa afuera no son una

inversión atractiva, a medida que

el precio incrementa se hace más

atractivo los proyectos más

complejos y con una profundidad

mayor.

Con los precios actuales de

petróleo ($US 48,65 precio de

referencia WTI 08/01/15) varios

proyectos costa afuera, no

convencionales, no son viables

económicamente e incluso

algunos de petróleo convencional

continental tampoco lo son.

El precio es un factor

determinante para el desarrollo y

utilización de una tecnología, si el

mismo no alcanza un nivel mínimo

difícilmente se pueda utilizar, en el

caso específico de costa afuera en

Colombia los proyectos necesitan

precios entre $US 60 y $US 100


171

para ser económicamente viables

y dependiendo del precio del

crudo se podrán incorporar más o

menos barriles de crudo a las

reservas de la Nación.

Referencias

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