V Congreso Internacional de Minería, Petróleo y Energía
- EL GAS COMO PALANCA DE DESARROLLO EN COLOMBIA Y
LATINOAMÉRICA -
Armando Zamora ReyesDirector General
Cartagena, junio de 2009
Contenido
1. Reservas de gas
2. Producción
3. Potencial
4. Exploración
5. Infraestructura y Mercado
2
Reservas y recursos de gas por cuenca (Gpc)a 31 de mayo de 2009
3
1. Expectativas de áreas en exploración
Nota: las reservas probables y posibles son estimativos de la ANH
EN PRODUCCIÓN
EN EVALUACIÓN
TOTAL EN
EVALUACIÓN RECOBRO
ADICIONAL 5% TOTAL
EN EVALUACIÓN
PROSPECTIVAS
(1) TOTAL
CAGUÁN - PUTUMAYO - - - - - - - - CATATUMBO - - - - - - - - CESAR RANCHERÍA - - - - - - - - CORDILLERA ORIENTAL 416 416 298 298 47 40 87 801 GUAJIRA 2.284 2.284 279 279 64 6.570 6.634 9.197 LLANOS ORIENTALES 1.063 1.063 1.367 1.367 719 - 719 3.149 SINÚ - SAN JACINTO - - - - - - - - VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 426 426 29 29 - 3.828 3.828 4.283 VALLE MEDIO DEL MAGDALENA 78 78 3 3 61 56 117 198 VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA 6 6 4 4 - - - 10
TOTAL (MBEP) 4.273 - 4.273 1.980 - 1.980 891 10.494 11.385 17.638
CUENCA
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
TOTAL
Contenido
1. Reservas de gas
2. Producción
3. Potencial
4. Exploración
5. infraestructura y Mercado
4
575597 603
578
615
648
680
730
874895
500
600
700
800
900
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009(Feb)
MPCD
Producción gas
Promedio Anual Producción Mensual
5
575597 603
578
615
648680
730
874
932
500
600
700
800
900
1.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009(May)
MPCD
900
851
841
871
944
915
885
823
860
932907
968
994
800
850
900
950
1.000
May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May
MPCD
2008 2009
Nuevos campos descubiertos de gas desde la creación de la ANHPotencial de producción (KPCD)
6
En producción
En producción
ProducciónSuspendido Suspendido Suspendido
Contenido
1. Reservas de gas
2. Producción
3. Potencial
4. Exploración
5. infraestructura y Mercado
7
Yet to findIHS, 2008 (*)
CUENCAPotencial(MMBPE)
Bajo Medio AltoCaguán-Putumayo 255 300 955Catatumbo 200 199Cauca-Patía 10 50Cesar-Ranchería 17 44 49Chocó 50 978Chocó Offshore 50 798Colombia 50 50Cordillera Oriental 16 450 574Guajira 30 100 185Guajira Offshore 226 350 1.929Llanos Orientales 500 1.463Los Cayos 10 11Sinú Offshore 50 784Sinú-San Jacinto 50 1.011Tumaco 50 688Tumaco Offshore 50 618Urabá 10 199Vaupés-Amazonas 50 1.240VIM 312 450 510VMM 600 1.014VSM 550 569
TOTAL 856 3.974 13.874
8(*) IHS, Evaluation of resources and strategies for investment planning, 2008
Gas metano asociado al carbón
El potencial se estima en 17.8 TPC del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5 TPC podrían ser comercialmente recuperados
Potencial de gas metano asociado al carbónDepósitos de carbón
Fuente: Arthur D. Little Inc.
RegiónCarbón
explotable en el lugar (G mt)
Total en el lugar (G mt)
Gas en el lugar
(Tcf)
Reservas recuperables
(Tcf)
Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4
Cesar 6.6 19.7 6.9 3.4
Córdoba 0.7 2.2 0.8 -
Antioquia 0.5 1.4 0.5 -
Valle del Cauca 0.2 0.7 0.3 -
Huilla 0.0 0.0 0.0 -
Cundinamarca 1.5 4.4 1.6 0.8
Boyacá 1.7 5.2 1.8 0.9
Santander 0.5 1.4 0.5 -
Norte de Santander 0.8 2.4 0.8 -
Total potencial 17.0 51.0 17.8 7.5
9
Gas Shale
El potencial se ha estimado en aproximadamente 32 TPC de reservas recuperables
Potencial de gas shaleDepósitos de gas shale
Shale gas deposit
1
3
2
Un potencial adicional de magnitud similar a la de la cuenca del Valle Medio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuenca Bogotá, pero no existen estudios geoquímicos disponibles que confirmen dicha hipótesis
CuencaÁrea
(sq km)1
Net pay (meters)2
Gas en el lugar (Tcf)3
Reservas recuperables (Tcf)4
Magdalena Medio 7,500 100 289.5 29.0
Cordillera Oriental 500 100 19.3 1.9
Cesar Ranchería 200 100 7.72 0.8
Total Shale Gas 8,200 316.5 31.7
10Fuente: Arthur D. Little Inc.
Tight gas
El análisis preliminar del potencial se estima al menos en 1.2 TPC in situ
Potencial de tight gasDepósitos de tight gas
Potencial adicional puede existir en las cuencas de Cordillera Oriental / Valle Medio del Magdalena, pero no hay estudios geoquímicos disponibles que confirmen esta hipótesis
Tight gas potential
RegiónÁrea
(sq km)
Gross pay
(meters)
Pay VolumeGas in place (Tcf)(acre-feet) (Tcf)
Cordillera Oriental/ Magdalena Medio
4,000 200 648,570,555 28.3 1.2
Total Potencial Tight Gas
4,000 648,570,555 28.3 1.2
11Fuente: Arthur D. Little Inc.
Hidratos de gas
Se estiman aproximadamente en unos 400 TPC de gas in situ
Depósitos de hidratos de gas
Potencial de hidratos de gas
CuencasÁrea
(sq km)1
Net pay (meters)2
Gas content (m3 natural
gas/ m3 hydrate)3
Gas in place (tcf)4
Caribe 37,500 1 164 217.1Pacífico 37,500 1 164 217.1Total Potencial de Hidratos de Gas
75,000 434.2
12
No hay tecnología comercial de explotación
Fuente: Arthur D. Little Inc.
Contenido
1. Reservas de gas
2. Producción
3. Potencial
4. Exploración
5. infraestructura y Mercado
13
La actividad exploratoria aumenta
14
15
La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan
(1) Previsto por operadores y/o ANH
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)
Evaluación Técnica
E&P
Asociación (Ecopetrol)
No. contratos
Mayo: 48
Plan: 50 (1)
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)
Costa afuera
Continente
Sísmica:Km de 2D equivalente
Mayo: 8.630
Plan 14.000 (1)
4 6 1016
2229
40
15
4
6
6
22 11
19
34
41
52
13
0
20
40
60
80
100
0
20
40
60
80
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)
Productores En pruebas
Secos Tasa de éxito
No. de pozos Tasa de éxito (% )
10
28
56
35
70
21
96
34
El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas
16
0
20
40
60
80
100
120
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)
No. de pozos
Mayo: 34
Plan > 90 (1)
(1) Previsto por operadores y/o ANH
Contenido
1. Reservas de gas
2. Producción
3. Potencial
4. Exploración
5. Infraestructura y Mercado
17
Por estrechez en la industria de ingeniería y construcción o demoras en la capacidad de transporte, se retrasan los proyectos de aumento de producción respecto al cronograma previsto
Proyectos de ampliación - Producción
La producción de gas del 2007 fue de 730 MPCD sin embargo se espera un incremento de alrededor de 200 MPCD para el 2010, producto del desarrollo de los nuevos proyectos
18Fuente: Arthur D. Little Inc.
Proyectos de aumento en capacidad de transporte
Aunque existen cuatro proyectos de ampliación de la infraestructura, hay incertidumbre en cuanto a la ejecución en tiempo de obras de ampliación requeridas
19
•Falta de coordinación entre los agentes/ Incertidumbre respecto a la disponibilidad de gas.•Mecanismos regulatorios dificultan la expansión.•Retraso y costos de suministro de equipos.
Fuente: Arthur D. Little Inc.
Para promover la exploración se necesita mercado…
Brasil
Colombia
Argentina
Otros Centro ySur América
Venezuela
Fuente: BP Statistical Review 2008
México
20
A partir de 2012, el acuerdo con Venezuela (PDVSA) le permitiría a Colombia disponer de 40 MPCD, que se incrementarán a 150 MPCD en 2014.
Dado que el gasoducto cuenta con capacidad para transportar hasta 500 MPCD, una de las alternativas a explorar sería incrementar por encima de lo contratado el volumen importado desde Venezuela
Podrá el mercado interno abastecerse de Venezuela ?
21
América Latina y el Caribe tienen abundantes recursos energéticos, lo que le otorga a la región una ventaja geopolítica estratégica.
Los mercados energéticos regionales se integrarán principalmente interconectando los sistemas energéticos y las redes de gas natural para crear economías de escala, reducir costos, y aumentar la fiabilidad de los sistemas energéticos nacionales.
Integración energética
22
Escenarios de integración
Fuente: WEC 2008
Proyectos a tener en cuenta
23Fuente: WEC 2008
Proyectos a tener en cuenta
24Fuente: WEC 2008
Conclusiones
• Hay reservas
• Hay potencial
• Hay exploración
• Se necesita infraestructura en Colombia (Centro – Sur)
• Para promover la exploración se necesita mercado- Caribe- Centro América- Ecuador (interconexión)- Venezuela (interconexión)
• ¿Venezuela?
25
Un nuevo centro petrolero en el norte de Sur América
Bogotá, diciembre 1 al 4 de 2009:
Colombia Petroleum Show
Lugar: Corferias
Cartagena, junio de 2010:
IV Colombia Oil and Gas Investment Conference
Eventos 2009-2010
27
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