Orca, el pozo con el que comenzará la extracción ‘offshore’

El pozo, que iniciará su producción a partir del 2024, no solo reemplazará al de Chuchupa en La Guajira, también aliviará el remanente de reservas.

Extracción ‘offshore’

Cálculos de la ANH indican que las reservas iniciales se estiman en 0,7 terapiés cúbicos.

Reuters

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Portafolio
abril 01 de 2019 - 10:15 p.m.
2019-04-01

El inicio de la producción de gas natural del pozo Orca está a la vuelta de la esquina. Y para el sector hidrocarburífero del país, este se convertirá en la tabla de salvación para mantener a flote la extracción del combustible en La Guajira.

La nueva fuente, que entrará a reemplazar al campo Chuchupa que se encuentra en plena etapa de declinación y que opera la multinacional Chevron, le daría una bocanada de aire no solo a las reservas de gas del país, sino de paso a la producción nacional.

El yacimiento, localizado en el bloque Tayrona (cuenca Guajira Offshore), en aguas profundas a 40 kilómetros al norte de la costa del departamento, fue descubierto en el 2014 y, si bien tiene una columna de agua de 674 metros, es operado por la brasileña Petrobras (40%), en asocio con la colombiana Ecopetrol (30%) y la española Repsol (30%).

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Cabe recordar que Petrobras anunció en diciembre de 2014 el descubrimiento de una acumulación de gas natural en el citado pozo y bloque, “en aguas profundas del Caribe colombiano”.

En el anuncio del hallazgo se reportó que el pozo alcanzó la profundidad esperada de 13.910 pies (4.240 metros). La perforación finalizó en septiembre de 2014 y se adelantó una prueba de flujo donde se confirmó una acumulación de gas natural en reservorios de areniscas de edad Oligoceno a una profundidad de 12.000 pies (3.657 metros).

Voceros del Ministerio de Minas y Energía (MME), indicaron en su momento que se trataba del primer descubrimiento en aguas profundas en Colombia, y el segundo en el mar Caribe del país, después de Chuchupa, cuyo hallazgo se registró hace más de 40 años.

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COLOCACIÓN EN EL MERCADO

Cálculos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) indican que las reservas iniciales se estiman en 0,7 terapiés cúbicos (tpc), teniendo en cuenta que un estudio realizado por el Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, señala que la prospectividad de gas natural en la cuenca Guajira Offshore se trazaría en 0,94 tpc, en un escenario moderado.

Felipe Bayón Pardo, presidente de la petrolera Ecopetrol, ha señalado en diversos escenarios con respecto a la producción de Orca que los volúmenes de gas pueden estar colocados en el mercado a partir del 2023 o 2024.

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Así mismo, ha explicado que la petrolera viene trazando un plan, el cual quedará listo en el presente año, para desarrollar con posterioridad la extracción del citado combustible desde el yacimiento. Y dejado en claro que, según las condiciones contractuales, cada compañía puede hacer la declaración de comercialidad, con lo que se daría inicio a la etapa de producción.

También viene reiterando que las sinergias con otras empresas petroleras, no solo le han dejado buenos resultados, como es el caso del pozo Orca, sino además con los proyectos Gorgon, Kronos y Purple Angel.

Bayón Pardo recalcó asimismo en la reciente Asamblea de Accionistas que la petrolera le seguirá apostando a su operación offshore y que está satisfecho con las tareas que se vienen desarrollando en el mar Caribe, más con los recientes convenios que firmó con la ANH, amparados en la minuta, para exploración y producción.

“El contrato que hemos firmado con la ANH, y el acompañamiento del MME, nos permite pensar que podamos contar con reservas de gas adicionales para el mercado en el mediano plazo. Esto refuerza nuestro compromiso con la exploración y también con la inversión en el país”, resaltó el presidente de Ecopetrol.

EL INICIO DE UNA PRODUCCIÓN

Para el sector gasífero del país, la operación offshore le puede representar grandes volúmenes de reservas de este combustible al país.

Al respecto, Orlando Cabrales Segovia, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), precisó que cuencas costa afuera como la de Guajira Offshore, en donde se ubica el bloque Tayrona, ofrecen una buena prospectividad en los yacimientos.

Incluso, el funcionario fue más allá al indicar que, en el mar Caribe, el país posee reservas que le permitirían darle un alivio al país en cuanto a los remanentes del citado combustible. Precisó que pozos como los de Gorgon, Kronos y Purple Angel son una clara muestra del potencial para la producción de este hidrocarburo.

Por su parte, Luis Miguel Morelli Navia, presidente de la ANH, recalcó que gracias a las modificaciones a la minuta offshore, en las próximas semanas se seguirán firmando contratos para la operación costa afuera, lo que ayudará a incrementar reservas de gas.

“El destino del gas del pozo descubridor se encuentra en evaluación social, ambiental y económica en este momento y daría opción de crecimiento para diferentes ciudades, dependiendo de donde sea transportado”, resaltó Morelli.

Alfonso López Suárez
Redacción Portafolio

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