descubrimientos pozos 1960 a 2000

8/18/2019 Descubrimientos Pozos 1960 a 2000

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viernes, 1 de abril de 2016

POZOS DESCUBIERTOS DESDE EL AÑO1960 AL 2000



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El campo PROVINCIA

fué desarrollado en 1960 por el grupo de compañiasINTERCOL, !, "INCL#IR OIL $ El campo de gas de !a%oa, &ieneuna capacidad promedio de '1$( )!C*, una capacidad pico de++$9 )!C*, su gasoduc&o &iene una longi&ud de -(,'1. /) %

un dime&ro de 6 pulgadas$ Las )onas &iene &res camposproduc&ores !a%oa, La "alina % Cora23n 4ue 5un&o con!roincia, el mismo campo 4ue !a%oa pero operado por lape&rolera es&a&al Ecope&rol en lugar de !e&rosan&ander, 7anproducido +00$000 8arriles de pe&r3leo % 1,+ 8illones de pies

c8icos de gas en su 7is&oria$

En 196+ El campo pe&rolero de !roincia % onan2a, 4ueproduce 10$000 8arriles diarios de pe&r3leo % .$000 piesc8icos de gas pas3 a manos del Es&ado, &ras :nali2ar uncon&ra&o de concesi3n a +0 años$



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CAMPO CANTAGALLO

;8icado en los l<mi&es de los depar&amen&os de ol<ar % "an&ander, =arigu<Can&agallo es un campo a&<pico> sus ms de 100 po2os se dis&ri8u%en a lo largode cua&ro islas con el r<o )agdalena como ecino principal$"iempre 8a5o la operaci3n direc&a de Ecope&rol, Can&agallo ?comogeneralmen&e se le conoce? fue uno de los campos insignia de Colom8ia en lasdécadas de los cincuen&a % los sesen&a$ "u cl<ma@ de producci3n se dio en196+, cuando de sus po2os se e@&ra5eron '0$000 8arriles diarios$ !ero desde

196 comen23 una declinaci3n con&ina 4ue llegar<a a su pun&o ms 8a5o en'00+, cuando produ5o menos de $000 8arriles diarios$

ORITO

EL '9 de 5unio de 196+ La Te@as !re&oleum co TEA#CO comple&3 el po2o ORITO1 , como resul&ado de su descu8rimien&o e@&endi3 sus ac&iidades a las 2onas

aledañas % perfor3 7as&a 19.1 para descu8rir una serie de campos pe4ueñoscomo "#N #NTONIO, ";C;)IO", CB;R;C#=O,";CIO, C#RIE,C#I)#N, "#N)I;EL, TE)LON = BOR)I#$ En &o&al .1 po2os alcan2ando reseras de '-0)illones de arriles$



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EN 196' CBEDRON Ric7mondF en la Cuenca del Ca&a&um8odescu8ri3 el Campo RIO ZULIA con reseras de 1-0 )illones

de arriles % en 1969 en los Llanos Orien&ales los campos deC#"TILL# % CBICBI)ENE operados por !ETRONOR con reserasde +'0 )illones de arriles

CAMPO CHUCHUPA En las profundidades del océano #&ln&ico, a 1. millas de

Rio7ac7a, la capi&al de La ua5ira, se 7alla uno de losecosis&emas marinos ms comple&os del mundo$ Es&eecosis&ema se 7a creado en el &ranscurso de los años gracias ala presencia de las 8ases de las pla&aformas de gas C7uc7upa# % , operadas por la #sociaci3n ua5ira, formada por

Ecope&rol % C7eronTe@aco desde 19.-$ En ese lugar, rodeado de un mar de color a2ul profundo se

e@&rae la ma%or<a del gas na&ural 4ue consumen diariamen&elas empresas % las familias en Colom8ia$ Los campos de gas deLa ua5ira C7uc7upa, allena % Rio7ac7aF producen en la

ac&ualidad .'G del gas del pa<s, en&re +00 % 00 )!C*$Reseras de . Terapies Cu8icos de as$



• La producción de este campo, que ha suministrado gas durante 31 añosseguidos, comenzó a declinar en el 2002 cuando alcanzó su pico máximo deproducción.

• La Asociación Guajira firmado hace dos años y que tiene como compromisopara ChevronTexaco planear y ejecutar este proyecto en su totalidad. La ideaes sacar el gas remanente de los campos de La Guajira con la aplicación de

nuevas tecnologías.• Para ello, inicialmente se van a perforar tres pozos horizontales desde laplataforma Chuchupa B. La ventaja de estos pozos sobre los verticales esque abarcan una mayor extensión del campo, logrando extraer una mayorcantidad de hidrocarburo. Con el desarrollo del proyecto, Colombia podráextraer las reservas de gas de este campo submarino, mínimo hasta el año2030.

• El incremento en las exportaciones de gas a Venezuela y que se transportapor el gasoducto binacional proviene de los campos Chuchupa-Ballenas queopera la Chevron. En el caso del campo Chuchupa, el gas que sale es “libre”.Se le llama así porque no viene acompañado de otros hidrocarburos.

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• La producción de este campo, que ha suministrado gas durante 31 años seguidos,comenzó a declinar en el 2002 cuando alcanzó su pico máximo de producción.

• La Asociación Guajira firmado hace dos años y que tiene como compromiso paraChevronTexaco planear y ejecutar este proyecto en su totalidad. La idea es sacar el gasremanente de los campos de La Guajira con la aplicación de nuevas tecnologías.

• Para ello, inicialmente se van a perforar tres pozos horizontales desde la plataformaChuchupa B. La ventaja de estos pozos sobre los verticales es que abarcan una mayorextensión del campo, logrando extraer una mayor cantidad de hidrocarburo. Con eldesarrollo del proyecto, Colombia podrá extraer las reservas de gas de este camposubmarino, mínimo hasta el año 2030.

• El incremento en las exportaciones de gas a Venezuela y que se transporta por elgasoducto binacional proviene de los campos Chuchupa-Ballenas que opera la Chevron.En el caso del campo Chuchupa, el gas que sale es “libre”. Se le llama así porque noviene acompañado de otros hidrocarburos



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• CAMPO CAÑO LIMON

• Justo en el año 1983, se conoció en Colombia la noticia de un hallazgo petrolero en

Arauca, cuyas reservas inicialmente fueron calculadas en 60 millones de barriles y queterminó siendo el mayor descubrimiento en la historia del país, con reservas cercanas alos 1.200 millones de barriles. más de 90.000 barriles por día, y que se constituye en unode los mejores ejemplos de que petróleo y desarrollo pueden ir de la mano.

• Su API es de 29.5 grados y el contenido de azufre es 0.50%. La producción actualalcanza 100,000 barriles por día, de los cuales ECOPETROL posee el 60% y el restante40% es de sus asociados.

• El crudo Caño Limón se transporta desde el campo hasta el puerto de Coveñas a travésdel oleoducto Caño Limón - Coveñas. La capacidad de cargue es de 900 mil barriles, auna rata de bombeo de hasta 35 mil barriles por hora.

• Atrajo la atención de la industria petrolera mundial, y su crudo liviano se convirtió en unode los más atractivos en el comercio internacional de hidrocarburos. Su descubrimientosignificó que tres años después, en 1986, Colombia ganara una condición que ha logrado

mantener durante casi un cuarto de siglo: ser un país autosuficiente y exportador neto depetróleo.



Espacio para reproducir el título de la presentación que va en la portada 9

• La historia de Caño Limón nos pone de manifiesto una enseñanza clave para la industriapetrolera: perseverancia. Esa perseverancia fue la que demostró Occidental de Colombiapara llegar a encontrar ese tesoro escondido en el subsuelo araucano. En Caño Limón

hay reservas probadas de 1.250 millones de barriles de un petróleo semipesado, en losprimeros ocho años de vida productiva, Caño Limón ha generado ingresos netos de6,560 millones de dólares. De ellos, el 80 por ciento (5.230 millones de dólares) le hanquedado al Estado colombiano.

• Fuentes de la multinacional Occidental, operadora del campo. Contrato de AsociaciónCravo Norte, estiman que incluso el yacimiento puede tener tal magnitud como para

prolongarse hasta territorio venezolano. El yacimiento de Caño Limón (Arauca),considerado el primer gran descubrimiento petrolero de Colombia en los últimos quinceaños, está a punto de demostrar que tiene más crudo de lo que hasta ahora se creía.

• Aunque la producción ha comenzado a declinar, luego de que durante 1989 y 1992 semantuviera en niveles superiores a los 230.000 barriles diarios, los tres socios delcontrato Cravo Norte, donde está ubicado el campo petrolífero, van a reactivar labúsqueda de hidrocarburos.

• Ecopetrol opera el oleoducto con una participación de 50%, mientras que Occidentaltiene una participación de 44% y Repsol-YPF tiene el 6% restante. En la actualidad, elcampo entero tiene 180 pozos operando cuando todo marcha con normalidad




El contrato de Asociación PALERMO entre HOCOL y ECOPETROL firmado en 1984 en elque se descubre el Campo San Francisco( El mayor de HOCOL) en 1985 con Reservas de

150 Millones de Barriles.

CAMPO CUSIANA

El campo Cusiana está ubicado en el piedemonte llanero colombiano en el departamento delCasanare, en las estribaciones de los Llanos Orientales a 240 Km. al Noroeste de Bogotá.

Este campo se encuentra dentro de los contratos de asociación Santiago de las Atalayas,Tauramena y Río Chitamena; firmado por la compañía estatal Colombiana ECOPETROL conla asociada que fue conformada inicialmente por las compañías petroleras BP, TOTAL YTRITON.. Allí se explota el crudo que lleva su nombre y cuya características de calidad son42 grados API y 0.11% de azufre. La producción actual en promedio es de 45,000 barriles decrudo por día y 270 millones de Pies Cúbicos por día de gas.(reporte a marzo de 2012).

Desde la década pasada el nombre de Cusiana ha sido sinónimo del mejor petróleoencontrado en Colombia y de uno de los más cotizados en los mercados mundiales. AhoraCusiana ha comenzado a aportar su gran producción en millones pero de pies cúbicos degas. Y lo está haciendo a pasos agigantados.




• La antigua BP (ahora 51% Ecopetrol y 49% Talisman) buscará convertir al campoCusiana en uno de los más importantes del país, con la aplicación de nuevas tecnologíasde inyección de los pozos petroleros de este yacimiento.

• Wavefront Technology Solutions Inc. es una empresa dedicada la optimización de lainyección de fluidos para mejorar el rendimiento y la rentabilidad en el sector dehidrocarburos. Esta empresa anunció que Equión Energía Limited ejecutará cincopruebas con tecnología Powerwave en su producción en el campo Cusiana.

• El objetivo será incrementar la producción actual de 45.000 barriles de petróleo por día y270 millones de pies cúbicos diarios de gas, así como optimizar las reservas probadas de

94 millones de barriles.



CAMPO CUPIAGUA




• Ecopetrol inaugura en Casanare la planta de gas de Cupiagua en 1993 , que inicialmentepondrá en el mercado energético unos 140 mpcd, los cuales apoyarán la expansión deluso del gas natural en el país. Reservas de 510 Mlls de Barriles.

• En la década de los noventa, cuando Casanare comenzó a ocupar un lugar importanteen el mapa petrolero del país, en lo único que se pensaba era el crudo. Los campos deCusiana y Cupiagua fueron el mayor descubrimiento de petróleo de su época y el iniciode grandes inversiones.

• Los campos estuvieron regidos bajo el Contrato de Asociación Santiago de las Atalayas,según el cual Ecopetrol tenía el 50%, la inglesa BP compartía el 31% con la Santiago OilCompany, y Tempa tenía el 19% restante. Así fue hasta junio de 2010, cuando Ecopetrolasumió el control del sur de Cusiana y de la totalidad de Cupiagua. Entonces anuncióuna inversión de US$28 millones para aumentar la producción de crudo en la zona. Lazona norte de Cusiana seguiría en concesión hasta el 2018.

• Pero el petróleo escondía lo que sería importante en el futuro energético del país: el gasnatural, que ahora impulsa taxis y carros particulares, seca la arena de las canteras y es

el combustible de muchas empresas ubicadas en todo el país, dentro de las cuales sedestacan grandes como Alpina y la planta de Bavaria en Tocancipá.





• Pero es la planta de gas en Cupiagua en el Piedemonte Llanero, construidaexclusivamente por Ecopetrol y cuyo costo fue superior a los US$158 millones, la

considerada como el epicentro del proyecto de gas que tiene el país hacia el futuro.• Con la planta de Cupiagua en funcionamiento, la producción de gas nacional sumaría unestimado de 1.115 mpcd, lo que, teniendo en cuenta el consumo actual del país, deja unmargen de 283 mpcd, que podría venderse a los países vecinos como Venezuela, dondehoy hay un déficit energético de 800 mpcd.



Campo GUANDO

Ecopetrol reveló el descubrimiento del mayor campo petrolero en Junio del añ 2000, ubicado

en inmediaciones de Melgar (Tolima), cuyas reservas fueron estimadas en no menos de 200millones de barriles

Las estimaciones de la firma Canadian Petroleum Colombia sobre las reservas del campoGuandó, como fue bautizado, van desde 280 hasta 560 millones de barriles, lo que magnificaaún más la importancia de este hallazgo

Ya se sabe que buena parte del yacimiento contiene gas, el cual sería reinyectado a lospozos para extraer más crudo, pues el campo es de muy baja presión.

Se estima que por cuenta de Guandó el proyecto tendrá un ingreso neto superior a 1.250millones de dólares durante su vida útil (la mitad para el país y la otra mitad para las

compañías asociadas); las exportaciones superarían los 3.000 millones de dólares..




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