Revista colombia energia no.7

Enero 2014 | Edición N.° 7
21 3
1. El Valle Superior del Magdalena, una
región con impulso renovado
2. La explotación de no convencionales,
oportunidad inaplazable para la industria
3. Ronda 2014, la prometedora oferta
exploratoria para traer a los mejores
El Gobierno y la industria trabajan a favor del uso racional y el consumo eficiente de los recursos, una
apuesta por el desarrollo sostenible.
LA EFICIENCIA ENERGÉTICA, UNA TENDENCIA EN ASCENSO

3LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA
Aunque los niveles de extracción y el número de operaciones en el Valle Superior del Magdalena han disminuido, esta región sigue siendo clave en el
panorama petrolero nacional.
ed. N.° 7Contenido
Pág. 34
Negocios
Conozca cuáles fueron los principales movi-
mientos de las empresas del sector minero-
energético local durante los tres últimos meses.
Pág. 42
Líneas base con todo el rigor, un re-
quisito para la explotación del gas
asociado al carbón y el gas de esquisto
Colombia se acerca a una etapa interesante
de explotación de recursos no convenciona-
les. En ese contexto se aprecian las iniciativas
sobre la normativa que valora las condiciones
del entorno antes de los ejercicios de E&P.
Pág. 12
Exploración y Producción
Conozca más sobre los avances en materia
de exploración y producción reportados por
Ecopetrol, GeoPark, Pacific Rubiales, Gran
Tierra y Canacol en los tres últimos meses.
Pág. 22
Suroco busca profundizar su
participación en el Putumayo y
llegar a otras cuencas
En entrevista con Colombia Energía, Leonardo
Villarroel, gerente general de Suroco en Co-
lombia,hablósobrelosplanesque tiene lacom-
pañía para consolidar su posición en el país.
Pág. 24
La explotación de no convencionales,
un salto a más reservas y a una indus-
tria más sofisticada
Aunque la ausencia de un marco regulatorio
para los no convencionales ha frenado la evo-
lución de estos proyectos, se tiene previsto que
este año, con la expedición de dicha normativa,
el país pueda sumar nuevas reservas de hidro-
carburos asociadas a dicho tipo de yacimientos.
Pág. 32
Prestadores de servicios se preparan
para el boom de los no convencionales
Ante el creciente interés de las operadoras y
del Gobierno por desarrollar el mercado de
los no convencionales, los principales provee-
dores de servicios se han encargado de traer a
Colombia los equipos y el talento necesarios
para cubrir la demanda en este segmento.
Pág.16
Proyectos de recobro y nuevas exploraciones impulsan
al Valle Superior del Magdalena
Foto:Hocol.

4 colombiaenergia.com
Pág.44
Cortos en las acciones colombia-
nas, un indicador trascendente
El retroceso evidenciado en la mayoría de ac-
ciones locales durante los últimos meses, en
el que se destacan las petroleras Ecopetrol y
Pacific Rubiales, ha sido generado en su ma-
yoría por la venta de posiciones de portafo-
lios extranjeros.
Pág. 48
Servicios
Con la llegada de nuevos proveedores e im-
portantes inversiones para competir en el
mercado colombiano, se incrementa la oferta
para suplir la creciente demanda de las empre-
sas vinculadas al sector extractivo.
ed. N.° 7Contenido
Este año Colombia volverá a ser el centro de atención por la celebración de un nuevo proceso para la asignación de bloques para la exploración y
producción de hidrocarburos. La subasta se llevará a cabo el 23 de julio en Cartagena.
Pág. 40
Prometedora oferta exploratoria
en la Ronda 2014
Pág. 58
El manual de compensaciones am-
bientales, una oportunidad para el
progreso responsable
La pregunta sobre si es posible conjugar el
desarrollo económico y la conservación de la
biodiversidad ha sido el punto de partida de
innumerables batallas entre “ambientalistas” y
“desarrollistas” en diferentes sectores, como el
industrial, el académico y el legislativo.
Pág. 60
Sostenibilidad
Las iniciativas verdes de las compañías confir-
man el interés que hay en el país por encon-
trar alternativas de desarrollo de leve impacto.
Conozca los detalles sobre estos proyectos en
esta sección.
Pág. 54
El aprovechamiento del gas asociado
como combustible para la generación
energética
La competencia implica que las empresas de-
ben estar atentas a cualquier ahorro potencial,
como el que se puede derivar de sacarle el
máximo rendimiento al gas asociado, que, en
múltiples ocasiones, es desaprovechado.
Pág. 56
El entorno colombiano, ámbito
propicio para la innovación
Las condiciones retadoras propias de la indus-
tria minero-energética, exigen que la creativi-
dad, eficacia y agilidad en la construcción de
obras de infraestructura sean una prioridad.
Foto:LilianaÁvila

Pág. 74
Agenda
Es el punto de referencia para estar al tanto de
las próximas conferencias, convenciones y talle-
res relacionados con la industria extractiva. En
esta sección encuentre, entre otros, la informa-
ción sobre los cursos de Acipet, ABS y Praxis.
Pág. 78
Gente
Los encuentros organizados por el club de pe-
troleros del Hotel Radisson, el 25 aniversario
de Campetrol y los congresos Shale Colombia
y Fise fueron algunos de los eventos que con-
gregaron a los principales líderes de la indus-
tria en el último trimestre.
En entrevista con Colombia Energía, José Ramón Gómez, especialista senior en energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), habló
sobre las oportunidades que tiene el país para diversificar su matriz de generación usando fuentes renovables no convencionales.
Pág.72
Fuentes no convencionales de energía, una de
las grandes apuestas del BID en Colombia
ed. N.° 7Contenido
Pág. 84
Clasificados
Anuncios de empleos y profesionales que bus-
can trabajo en el sector minero-energético.
Pág. 62
El uso racional y el consumo eficiente
de energía, una tendencia en ascenso
El Gobierno y la industria han adoptado estra-
tegias de eficiencia energética que denotan el
compromiso por trabajar en la búsqueda de un
desarrollo sostenible. En la actualidad se ejecu-
tan varias iniciativas para reducir el consumo
innecesario y minimizar el impacto ambiental.
Pág. 72
Vida Energética
Conozca más sobre los planes que tienen los
hermanos Jorge y Mark Rausch para ampliar la
presencia de los conceptos gastronómicos que
en conjunto han creado en la última década.
Foto:LissetteMorelos.

Créditos
DIRECTOR
Thomas Willatt
twillatt@colombiaenergia.com
EDITOR
Julio César Belalcázar
jbelalcazar@colombiaenergia.com
EDITORA REPORTES ESPECIALES
Liliana Ávila Sánchez
lavila@colombiaenergia.com
EQUIPO EDITORIAL
Óscar Arango
Natalia González
RELACIONES PÚBLICAS
Y COMUNICACIONES
Rebecca Whitelaw
rwhitelaw@colombiaenergia.com
+57 (1) (311) 56 2 80 15
Paula Pachón
ppachon@colombiaenergia.com
DISEÑO, DIAGRAMACIÓN
E INFOGRAFÍAS
Lissette Morelos
IMPRESIÓN
Legis
SUSCRIPCIONES
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EDITORIAL
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CARTA EDITORIAL
Compromiso y responsabilidad en un año promisorio
E
l crecimiento del sector minero-energético, en los último diez años, ha sido
enérgico y sostenido. Seguramente, el 2014 va a reflejar esta tendencia y
esperamos que incluso se superen las proyecciones. En el tercer trimestre de
2013, el comportamiento del valor agregado de esta rama de la economía presentó
una variación del 6,1%, jalonado principalmente por la producción de crudo en
10,1% y de gas natural en 20%. Estas estadísticas son buenas noticias.
Además de los datos alentadores, para el 2014 se tiene previsto una nueva ronda
en la que se asignarán bloques para la exploración y producción de hidrocarburos.
Por lo tanto, las expectativas son altas, particularmente frente a los recursos no
convencionales, como la explotación del gas asociado al carbón y el gas de esquisto.
Esto demuestra que el sector de hidrocarburos no solo avanza, sino que, cada vez, es
más sofisticado.
En el tercer año de esta publicación, después del juicioso seguimiento de los diferentes
temas que impactan a la industria y tras el repunte de la explotación de hidrocarburos,
creemos que más allá de desearle un promisorio año nuevo a los diferentes partícipes,
lo más indicado es hacer un llamado a no bajar los brazos, pero, sobretodo, a trabajar
con conciencia y responsabilidad. Las buenas noticias han sido múltiples y el auguro
para este año es muy favorable. Por eso mismo, es saludable recordar que el éxito atrae
atención y que el liderazgo exige compromiso.
En la actualidad, hay múltiples empresas que son ejemplo de trabajo sostenido,
responsable, incluyente, y cuidadoso del medio ambiente y el entorno en el que
desarrollan sus actividades. Para este año, en el que la industria nuevamente será
protagonista, no basta con un puñado de compañías comprometidas con la excelencia,
siempre y en todo sentido. El 2014 debe ser el punto de quiebre en el que las buenas
prácticas empresariales y el trabajo mancomunado con un Gobierno exigente y aliado
del progreso sostenible se conviertan en la norma. Esta es la mejor manera para que
la industria se anticipe a sus críticos y no se vea obligada a reivindicar sus logros ante
la mirada atenta de la sociedad.
Julio César Belalcázar Santodomingo

COLABORADORES
Colaboradores
Mauricio Casas Bello, coordinador de proyectos de compensación en Fotosíntesis Colombia
Biólogo de la Pontificia Universidad Javeriana. Bello es coordinador de proyectos de compensación en Fotosíntesis Co-
lombia y cuenta con experiencia en la implementación de planes de manejo ambiental, resoluciones de levantamiento
de veda y programas de educación ambiental en proyectos lineales para el sector de hidrocarburos.
Carlos A. Vargas, profesor Universidad Nacional de Colombia
Profesor asociado del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá.Vargas es
geólogo y Phd en Geofísica y ha sido consejero del Programa Nacional de Ciencias Básicas–Colciencias (Ciencias de la
Tierra), miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales, y subdirector
técnico de la ANH.
Ricardo Bocanegra García, vicepresidente ejecutivo de Innnovatech Strategic
Solutions LLC, Houston
Diseñador industrial con especialización en desarrollo de proyectos y diplomado en Alta Gerencia. Bocanegra se vin-
culó a la industria petrolera colombiana en 1990 y ha participado en la configuración de soluciones y productos de
infraestructura, desarrollando proyectos en África, Latinoamérica y Estados Unidos. Las necesidades del sector, la
conciencia por la protección del medio ambiente, y el concepto de reciclaje y reutilización, lo motivaron a crear un
equipo especializado en innovar conceptos y soluciones ecológicas para minimizar el impacto ambiental.
Antonio J. Obando, director comercial de Orsoling
Ingeniero mecánico especialista en evaluación y desarrollo de proyectos para generación de energía utilizando recursos
convencionales y no convencionales. Obando se desempeña como director comercial, identificando oportunidades en
compañías donde se puedan aumentar eficiencias energéticas y ahorrar costos fijos.
Alejandro Pieschacón, Senior Equity Strategist, Casa de Bolsa
Director de estrategia de renta variable para clientes institucionales en Casa de Bolsa, la firma de bolsa del grupo finan-
ciero más grande en Colombia: el Grupo Aval. Pieschacón es MBA y administrador de empresas con especialización en
finanzas. Se ha desempeñado como analista fundamental de acciones y gerente de portafolio durante los últimos seis años.

El último pozo perforado en el campo
Moqueta reportó un hallazgo exitoso para
Gran Tierra Energy
Al cierre de 2013, Gran Tierra Energy informó sobre los resultados de
la evaluación del pozo Moqueta-11 en la cuenca Caguán-Putumayo.
Tras haber encontrado petróleo en las formaciones T-Sandstone y
Caballos, el pozo fue sometido a pruebas de producción separadas
que, en total, arrojaron una producción cercana a los 1.600 barriles de
petróleo por día (BPD) de 27,4° API, con un corte de agua de 0,3%.
“Los 1.600 BPD obtenidos en las pruebas de Moqueta-11 contribuirán
con el crecimiento del perfil de producción de este campo para 2014”,
aseguró Dana Coffield, presidente y CEO de Gran Tierra Energy.
De acuerdo con la compañía, estos resultados indican un potencial de
recursos adicionales en el campo Moqueta, por lo que se ha tomado
la decisión de añadir tres nuevos pozos de evaluación al programa de
trabajo de este activo durante el 2013.
Conforme a la última información entregada por la compañía, en
los meses de octubre y noviembre, Gran Tierra Energy reportó una
producción promedio, después de regalías, de 21.500 BPD, extraídos
en su mayoría de campos colombianos. Adicionalmente, la empresa
reportó la primera venta de crudo colombiano, equivalente a 216.000
barriles de petróleo, a través del puerto de Esmeraldas (Ecuador).
Pacific Rubiales, con licencia ambiental para
operar los bloques CPE-6 y Guama
La (ANLA) Autoridad Nacional de Licencias Ambientales otorgó
a Pacific Rubiales las licencias ambientales para el desarrollo y la
operación de los bloques Guama (Sucre) y CPE-6 (Meta). Este último
es un activo clave para la estrategia de crecimiento de la compañía en
el mediano plazo, al ser uno de los bloques con mayor prospectiva
dentro del portafolio de la firma en el país.
En esta área se habían perforado previamente 10 pozos. Durante el
contrato asignado a la sociedad Pacific-Talisman (50/50), se han
perforado 6 pozos estratigráficos en desarrollo, operación que confirma
la presencia de una importante columna de hidrocarburos.
1
2-3
Exploración & Producción
E&P

“Estamos satisfechos con esta decisión de la autoridad ambiental de
Colombia. El bloque CPE-6 proporcionará una fuente importantísima
de ingresos para la compañía, para nuestro socio Talisman y para el
país, representados en regalías, impuestos y como producto de la
actividad económica que genera su gestión”, dijo Ronald Pantin, CEO
de la empresa. De acuerdo con el ejecutivo, la compañía y su socio
planean perforar un pozo de exploración y obtener pruebas de flujo
de producción de los pozos existentes. Para este año se tiene previsto
perforar hasta 19 pozos adicionales, incluyendo dos exploratorios y 17
de evaluación y desarrollo.
En Guama, a su vez, la compañía recibió la autorización para avanzar en
la fase de desarrollo del bloque, que implica la perforación de hasta 20
pozos de desarrollo y la construcción de instalaciones de producción. En
el activo ya se ha registrado una serie de importantes descubrimientos
exploratorios y se espera que Guama proporcione el gas natural adicional
para consolidar el proyecto estratégico de exportación de gas natural
comprimido (GNC) de Pacific. Este activo está a unos 100 km al este de
La Creciente, el principal campo de gas natural de la empresa en Sucre.
LaCira-Infantasalcanzarécorddeproducción
con 38.000 BPD
El primer campo petrolero del país registró en noviembre un nuevo
récord de producción, al alcanzar una producción de 38.196 BPD, nivel
que no se veía desde abril de 1951. Gracias a las técnicas de recuperación
implementadas por Ecopetrol y OXY en La Cira-Infantas durante los
últimos ocho años, la producción de este campo, que en 2005 tocó
mínimos de producción de 5.000 BPD, se logró multiplicar por 7.
“Este logro fue posible gracias al esfuerzo conjunto de trabajadores,
contratistas, comunidad y aliados, que mediante su dedicación,
responsabilidad y trabajo diario contribuyeron a que este hito se
materializara”, aseguró Francy Edith Ramírez, gerente de los campos
de producción de la regional Magdalena Medio.
La Cira-Infantas, ubicado en el corregimiento El Centro, a 22 km de
Barrancabermeja, es el campo productor de crudo más antiguo de
Colombia y el de mayor extensión (160 km2). En 1918 se convirtió
en el primer campo petrolero con el pozo descubridor Infantas II y
en 1939 alcanzó la producción más alta de su historia (64.971 BPD).
E&P
4

E&P
Nueva planta piloto en Huila para aumentar
recobro en campos maduros es inaugurada
por Ecopetrol
En el campo San Francisco, localizado en el departamento de Huila,
Ecopetrol inauguró una planta piloto de inyección de químicos ASP
(álcalis, surfactantes y polímeros), con la cual se busca incrementar
la tasa de recobro de crudo en este campo, que ha sido explotado
durante 28 años por métodos convencionales y del que hoy se extraen
aproximadamente 6.300 BPD.
Con esta planta, la primera de su tipo en Latinoamérica, Ecopetrol,
en compañía de Hocol, busca aumentar en 10% el factor de recobro
de los pozos del campo San Francisco que han sido seleccionados
para esta primera etapa, lo cual se traduce en un millón de barriles de
petróleo en dos años. De acuerdo con la compañía, con la expansión
del proyecto a todo el campo, se calcula que el recobro mejorado podría
incorporar hasta 22 millones de barriles de petróleo a la producción en
aproximadamente 8 años. “Esta iniciativa tendrá mucha trascendencia
el proyecto de recobro mejorado de Ecopetrol, que es una de las
principales opciones de crecimiento”, dijo Javier Gutiérrez, presidente
de la petrolera. Con la implementación de este proyecto se busca
extender la vida productiva de los campos maduros en el sur del país,
que, tras el declive natural de su producción, hoy solo representan un
8% de la producción total de Ecopetrol. Con los resultados de la prueba
piloto, la empresa planea llevar esta tecnología a 19 campos adicionales
(15 de operación directa y 4 de operación asociada).
Segundo hallazgo de Canacol en el bloque
Llanos-23
Tras un año del descubrimiento Labrador en el área Llanos-23, Canacol
Energy anunció los resultados positivos de Leono-1, el segundo pozo
tipo A3 perforado en el activo, que encontró 133 pies de espesor neto
de hidrocarburos en cuatro reservorios diferentes. De acuerdo con
Charle Gamba, CEO de la operadora, el grosor del contenedor de
hidrocarburos en Leono-1 es aproximadamente el doble de Labrador y
compite con el de Rancho Hermoso, lo cual convierte a Leono en uno
de los mayores proyectos de desarrollo de Canacol para el próximo año.
Exploración & Producción
6
5

E&P
La perforación de Leono-1 arrancó el 9 de noviembre de 2013 y el 26 de
ese mismo mes alcanzó una profundidad medida total de 11.995 pies,
con buenas muestras de crudo y gas encontradas durante la perforación
de los principales reservorios objetivos: C-7, Barco, Gachetá y Ubaque.
En la primera prueba de producción en el reservorio Barco, se registró
una tasa de flujo bruta estable de 1.863 BPD de 35° API con 17% de corte
de agua, usando una bomba hidráulica fijada a 2.400 libras por pulgada
cuadrada.Actualmente,Canacolseencuentrapreparandooperacionesde
pruebas de producción en el reservorio Gachetá y posteriormente espera
poner el pozo Leono-1 en producción a largo plazo, que, sin embargo,
está sujeta a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos
(ANH). Inmediatamente después de las pruebas realizadas en Leono-1, la
compañía, junto con su socio Petromont, que tiene una participación de
20% en el contrato, tiene planeado perforar cuatro pozos de evaluación.
Dos nuevos descubrimientos en el bloque
Llanos-34 de GeoPark
La operadora GeoPark, con participación en 10 activos de la cuenca de
los Llanos Orientales, reportó dos nuevos descubrimientos en el bloque
Llanos-34, al sur del departamento del Casanare, en los pozos Tigana-1
y Tigana Sur-1, perforados durante el tercer trimestre de 2013.
La compañía perforó y completó el pozo Tigana-1, a una profundidad
total de 11.265 pies. Una prueba llevada a cabo con una bomba eléctrica
sumergible en la formación Guadalupe arrojó una tasa de producción
de alrededor de 1.457 BPD de 15,1° API, con un corte de agua del
0,8%. El descubrimiento en el pozo Tigana Sur-1 es producto de una
perforación que alcanzó los 12.163 pies, gracias a una prueba llevada
a cabo con una bomba eléctrica sumergible que reportó una tasa de
producción de alrededor de 1.597 BPD de 15,3° API, con un corte de
agua del 0,2%. La producción total actual del bloque Llanos-34 es de,
aproximadamente, 10.901 BPD brutos (unos 4.905 BPD netos).“Una
vez más, la prospectiva del bloque Llanos-34 y la fuerza de los equipos
que trabajan en el descubrimiento de petróleo ha sido demostrada por el
descubrimiento del nuevo pozo Tigana Sur”, dijo James F. Park, CEO de
GeoPark.Además,Parkcomentóque“conestenuevodescubrimientoyla
oportunidad de mayor desarrollo en las perforaciones en los yacimientos
productivos actuales, este bloque se ha convertido en un contribuidor
principal a nuestra creciente base de producción en Colombia”.
7

Proyectos
de recobro
y nuevas
exploraciones
impulsan
al Valle
Superior del
Magdalena
Aunque los niveles de extracción y
el número de operaciones en el Valle
Superior del Magdalena han disminuido,
estaregiónsiguesiendoclaveparaelsector.
Las empresas, además de buscar nuevas
oportunidades exploratorias, adelantan
variosproyectosderecuperaciónmejorada
con el objetivo de extender la vida
productiva de una de las zonas de mayor
tradición petrolera.
Foto:archivo.

L
a cuenca que desde hace más de cin-
cuenta años se convirtió en uno de los
principales epicentros de la industria
extractiva nacional sigue siendo una de las
tres regiones productoras más importantes
del país, con niveles de extracción que supe-
ran los 62.000 BPD (barriles de petróleo por
día). Varias de las operadoras que hoy tra-
bajan allí, más allá de buscar nuevas opor-
tunidades en materia exploratoria, están
desarrollando iniciativas de recuperación
mejorada, con las que esperan aumentar el
factor de recobro de campos maduros que
han sido explotados por varias décadas.
La mayor producción de crudo del Valle
Superior del Magdalena se extrae de los
campos Guando, Matachín, San Francisco,
Dina Terciarios y Tello, activos con niveles
superiores a los 5.000 BPD. Sin embargo,
en esta cuenca, que se encuentra en los de-
partamentos de Huila y Tolima, prevalecen
campos pequeños y medianos de entre 600
y 2.000 BPD. Estos campos, a pesar de re-
gistrar un producción menor, han logrado
Esta cuenca también se caracteriza por la
multiplicidad de las empresas que trabajan
en la zona, pues alberga a empresas media-
nas, así como a las principales operadoras
del país, como Ecopetrol, Pacific Rubiales,
Hocol, Gran Tierra y más recientemente
Perenco, que adquirió los tres bloques en
explotación que Petrobras tenía en la región.
mantenerse económicamente viables gra-
cias a las facilidades de transporte del oleo-
ducto del Alto Magdalena, que hacen mu-
cho más económico transportar el petróleo.
La cuenca del Valle Su-
perior del Magdalena
es, desde hace más de 50
años, uno de los principa-
les epicentros de la indus-
tria extractiva nacional.
Las empresas van por más
Una de las firmas que lidera en materia de
exploración y producción en el Valle Supe-
rior del Magdalena es Hocol, empresa que
tras dar inicio a la producción petrolera en
esta región en 1956, continúa concentrando
gran parte de sus esfuerzos en la zona. Fue
aquí donde la empresa, inicialmente, ad-
quirió el conocimiento técnico y operativo
que ha venido aplicando en sus activos en
el resto del país.
En la actualidad, la compañía opera los
campos La Hocha y Cañada Norte, median-
te un contrato de asociación, y tiene una
participación en el contrato de producción
incremental Ortega, operado por Ecope-
trol. De estos activos provienen aproxima-
damente 2.500 BPD, lo que equivale al 13%
de la producción total de Hocol. De acuer-
do con el vicepresidente de producción y
operaciones de la empresa, Ricardo Casta-
ño, los niveles de producción de estos cam-
pos se han logrado mantener estables en los
Foto:Hocol.
E&P

40
42 31
30
29
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13
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33
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6
1
3
Pasto
Cauca
Nariño
Valle del Cauca
Quindio
Popayán
Putumayo
Ecuador
Áreas en exploración (Bloque-Empresa)
Chaza Grantierra
Antares Petromar
Topoyaco Pacific Stratus
1
2
3
4
5
VSM 10 Hocol
VSM 32 Emerald
Putumayo Piedemonte Norte
Grantierra
VSM 9 Hocol
VSM 22 Telpico
7
6
8
VSM 3 Telpico
VSM 15 Flamingo
9
10
VSM 13 Alange Energy11
VSM 12 Alange Energy12
VSM 14 Tecnica Vial13
VSM 1 Optima Range14
UPAR Ecopetrol15
CUISINDE Ecopetrol16
19
31
32
33
34
35
36
Palermo Hocol
San Luis Vetra
Tolima Vetra
Hobo Petrobras
Chaparral Ecopetrol
Caguán Petrobras
Quimbaya Ecopetrol
Huila Ecopetrol
San Jacinto Hocol
Abanico Pacific Stratus
Espinal Petrobras
Matambo Emerald
Río Páez Hocol37
38
39
40
41
42
43
Guásimo (Lisa) Pacific Stratus
Chaza (Costayaco) Grantierra
Doima Hocol
Buganviles Pacific Stratus
Chipalo Pacific Stratus
Pijao Potrerillo Ecopetrol
Santa Clara Ecopetrol
Chenche Ecopetrol
Toy Ecopetrol
Toldado Ecopetrol
Campos Tello y La Jagua Ecopetrol
Caimito Ecopetrol
Hato Nuevo Ecopetrol
Ortega Ecopetrol
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2O
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24
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27
28
Áreas en producción (Bloque-Empresa)
Área en exploración
Área en producción
8
41
Área detallada
Valle Superior del Magdalena
Actividades de exploración y producción en el Valle Superior del Magdalena
Fuente:ANH.
E&P

últimos años, gracias al desarrollo de varios
proyectos técnicos que han permitido el au-
mento del recobro del yacimiento.
“Las inversiones para incrementar la pro-
ducción en la zona son permanentes. El año
pasado, por ejemplo, perforamos dos pozos
de delimitación y cuatro de desarrollo. A
estas operaciones se les suma un proyecto
de inyección de agua con el que esperamos
elevar el factor de recobro de uno de nues-
tros activos entre 9% y 16%. El piloto inició
en 2011 y hoy lo estamos expandiendo en
todo el campo. A la par, estamos evaluan-
do operaciones de recobro adicional en las
otras dos áreas”, explicó Castaño.
Segúnelvicepresidentedeproducciónyope-
racionesdeHocol,ademásdeelevarlosnive-
les de extracción de sus campos, la compañía
tiene el objetivo de ir tras oportunidades que
yacen en nuevos bloques, razón por la cual
en 2010 decidió invertir en un nuevo activo
exploratorio, denominado VSM-9. Para esta
área, la firma adquirió más de 200 km de sís-
mica 2D el año pasado, con lo que espera de-
finir el desarrollo de la campaña exploratoria
de este activo. Entre uno de los hechos que
destaca este alto ejecutivo es la trayectoria
de la empresa en esta parte del país: “Hocol
ha sido el mayor descubridor de reservas del
Valle Superior del Magdalena, con el hallaz-
Ricardo Castaño, vicepresidente de Producción
y Operaciones de Hocol.
Foto:Hocol.
Gilbert Gutiérrez, superintendente de Exploración, y José Dario Parra, gerente de la Regional Sur
de Ecopetrol.
Foto:PaulaPachón.
go hecho a mediados de los años sesenta en
el campo Dina y queremos seguir buscando
oportunidades aquí”.
Varios de los campos descubiertos y desarro-
llados por Hocol han sido devueltos al Estado
yhoysonoperadosporEcopetrol.Estoscam-
pos, junto con reversiones de otras empresas
y a los adquiridos directamente por la petro-
lera colombiana, convierten a Ecopetrol en el
principal jugador de la cuenca, con más de
2.000 km2 en operaciones directas (27 activos
en explotación y 2 bloques exploratorios).
El crudo extraído de las principales áreas
en explotación como San Francisco, Dina
Terciarios y Tello, de activos menores y de
contratos en asociación en esta región, al-
canza niveles aproximados de 35.000 BPD,
lo que equivale a un 8% de la producción
total de Ecopetrol. De acuerdo con José Da-
río Parra, gerente de la Regional Sur de la
empresa, en el Valle Superior del Magdale-
na se estiman reservas por 110 millones de
barriles, provenientes principalmente de
descubrimientos pequeños, a excepción del
registrado en Guando, campo en asociación
Foto:Ecopetrol.
E&P

Foto:Ecopetrol.
del 50% con Perenco y que produce más de
12.600 BPD. Este hallazgo aportaría entre
20 y 30 millones de barriles de reservas.
“Estamos trabajando intensamente en au-
mentar la producción en nuestros campos y
las reversiones que se han sumado a nuestro
portafolio. Gracias a estos esfuerzos, en esta
cuencahemoslogradoregistrarunincremen-
toenlaproduccióndemásde12.000BPDen-
tre 2002 y 2011. Ahora nuestra meta es poder
elevar nuestros niveles de extracción en Huila
y Tolima hasta los 50.000 y 60.000 BPD entre
los próximos a 5 a 10 años”, aseguró Parra.
Dicho aumento estaría apalancado por nue-
vas reversiones, pero principalmente por el
desarrollo de proyectos que busquen recobros
adicionales en los campos maduros. La meta
de la firma es poder aumentar los factores de
recobro de estos yacimientos de 22% a 30%.
Como parte de esta estrategia, Ecopetrol in-
auguró recientemente una planta piloto de in-
yeccióndequímicosASP(álcalis,surfactantes
y polímeros) en el campo San Francisco.
El Valle Superior del
Magdalena, un territorio con
potencial exploratorio
El plan de incremento de producción de
Ecopetrol en el Valle Superior del Magda-
lena también cuenta con un componente
importante en materia exploratoria. Según
Gilbert Gutiérrez, superintendente de ex-
ploración de la regional sur de Ecopetrol,
la firma está decidida a profundizar en el
conocimiento de esta región con miras a
encontrar nuevos yacimientos pese a las ba-
jas tazas de descubrimientos propias de una
cuenca madura como esta.
“Estamos desarrollando una campaña im-
portante de perforación de pozos cercanos
a yacimientos en producción (Near Field
Exploration) para poder incrementar las
reservas en esta región. A la par, veni-
mos adelantando labores exploratorias en
nuestros dos bloques en esta etapa. En el
primero de ellos, Cuisinde, se registró un
descubrimiento en el pozo Nunda-1, el
cual indicó que después de la falla de Te-
nay hacia el este, hay acumulaciones de
hidrocarburos en la formación Honda que
hasta ahora no habían sido detectadas y es
en ese tren en el que estamos enfocando
todos nuestros esfuerzos. En Upar, por su
parte, vamos a concentrarnos en el límite
geológico de la falla de San Jacinto y en
la formación Monserrate. Recientemente,
concluimos una sísmica tridimensional de
285 km2 y esperamos que a principios de
2015 podamos estar perforando el primer
pozo”, explicó el superintendente.
Los directivos aseguraron que la intención de
Ecopetrol es crecer más en esta cuenca para
aprovechar la infraestructura con la que cuen-
tan allí, por lo que seguramente estudiarán la
ofertaenestazonadelaRonda2014,organiza-
da por la Agencia Nacional de Hidrocarburos
(ANH). Así mismo, los representantes de la
Regional Sur de la petrolera colombianacon-
firmaronlasintencionesdelafirmaendesarro-
llarafuturoelpotencialderecursosnoconven-
cionales en el Valle Superior del Magdalena.
Gracias a las iniciativas de estas dos compa-
ñías, las que ya están presentes en la región y
aquellas que posiblemente le apuesten a esta
cuenca en el proceso competitivo de asigna-
ción de este año, se incrementa el potencial
de un aumento de reservas para la región. De
acuerdo con el estudio “Evaluación del volu-
men total de hidrocarburos y potencial por
descubrir en Colombia” de la Universidad
Nacional de Colombia, para el Valle Superior
de Magdalena se estiman 2.099 millones de
barriles en recursos por incorporar y podrían
esperarseporlomenos16nuevoscamposcon
tamañossuperioresa100millonesdebarriles.
Por lo tanto, si los esfuerzos consolidados a la
fecha se alinean con una seria exploración del
subsuelo, esta zona del país podría convertirse
enunanuevafronteraquecatapultemásalláa
la industria petrolera.
Aporte de
las cuencas
en la producción
nacional
de petróleo
(2013)
74,37%
14,11%
6,15%
4,82%
0,47%
Llanos Orientales
Valle Medio
del Magdalena
Valle Superior
del Magdalena
Caguán - Putumayo
Otros
Foto:Ecopetrol.
Fuente:ANH.
E&P

¿Podríahablarnossobrelaexperien-
cia de la compañía en la cuenca del
Putumayoycontarnosporquédeci-
dieronconcentrarseenestaregión?
Cuando comenzamos a trabajar en Co-
lombia no planeamos concentrarnos en esta
zona en específico. Sin embargo, las opor-
tunidades de negocio más atractivas se han
dado allí y los resultados obtenidos a la fecha
son positivos, a pesar de los retos en materia
ambiental, de seguridad y de infraestructura
propios de una región apartada.
En total, somos socios no operadores de
cuatro áreas en el Putumayo, de las cuales
tres están en etapa de exploración: Alea-
1848A; Alea-1947C, en asociación con Ve-
tra; y PUT-2, con Petronova. También tene-
mosunbloquedeproducción,Suroriente,en
consorcio con Vetra, a través de un acuerdo
de operación conjunta que nos permite par-
ticipar en todas las decisiones operacionales
y de inversión del proyecto.
En el año 2004 entramos a la región con este
activo y, a la fecha, hemos logrado multipli-
car la producción en más de siete veces.
¿Cuál ha sido la evolución que ha
tenido el bloque?
En los casi diez años que llevamos trabajan-
do en el área, hemos logrado elevar la pro-
ducción de 2.000 a 15.000 barriles diarios,
gracias, principalmente, a una campaña
intensiva de perforación (emprendida en el
año 2009) que ya alcanza los veinte pozos y
que ha permitido que los niveles de extrac-
ción hayan alcanzado picos incluso supe-
riores a los que se registran actualmente.
En Suroriente, Suroco ha invertido cerca de
US$100 millones, tanto en la perforación de
pozos adicionales como en la optimización de
lainfraestructurapetrolera.Másrecientemen-
te, por ejemplo, hemos invertido en un pro-
yecto de inyección de agua para incrementar
la recuperación. Este es un yacimiento que, a
E
sta empresa canadiense se ha fijado la meta de ele-
var la producción en el bloque Suroriente, ubica-
do en el Putumayo, que en los últimos diez años
ha multiplicado por siete sus niveles de extracción.
En entrevista con Colombia Energía, Leonardo Villa-
rroel, gerente general de Suroco en Colombia e ingenie-
ro de petróleos con más de 32 años de experiencia en el
sector, habló sobre las estrategias que tiene la compañía
para lograr dicho incremento y sobre los planes para
consolidar su posición en el país.
Suroco busca profundizar
su participación en el
Putumayo y llegar a otras
cuencas
Leonardo Villarroel, gerente general de Suroco en Colombia. Foto:LissetteMorelos.
E&P

al contar con varios bloques y sinergias entre
nuestros activos. Sin embargo, esto no sig-
nifica que no estemos interesados en buscar
opciones en otras cuencas del país. Estamos
evaluando varias posibilidades de negocios
y seguiremos buscando nuevas alternativas
para enriquecer nuestro portafolio.
¿Quierenconvertirseenoperadoreso
prefierenmantenersuposicióncomo
sociosenunactivouoperarloconjun-
tamente, como en Suroriente?
Convertirnos en operadores es parte de la
evolución natural de una empresa de ex-
ploración y producción. En la Ronda 2012,
nosotros calificamos como operador restrin-
gido ante la Agencia Nacional de Hidrocar-
buros (ANH). Desde entonces, hemos traba-
jado para concretar opciones de negocio en
las cuales comencemos como operadores.
¿Estánpensandoenlaposibilidad
de llegar a la Bolsa de Valores de
Colombia, así como han llegado
otras empresas listadas en la Bol-
sa de Valores de Toronto (TSX:
Toronto Stock Exchange)?
Aún somos una compañía pequeña y he-
mos podido financiarnos mediante emisión
de acciones y préstamos bancarios. Listar-
nos en la Bolsa de Valores de Colombia es
ciertamente una posibilidad que se ha dis-
cutido, pero no creo que en el momento
estén dadas las condiciones para tomar esa
decisión.
diferencia de muchos, no produce agua, por lo
cual necesita una estimulación adicional para
mantener la presión y aumentar el recobro.
¿Cuáles son los resultados obte-
nidos hasta el momento con este
proyecto y qué proyecciones tie-
nen en materia de incremento
de producción y reservas?
Llevamos trabajando en este proyecto apro-
ximadamente un año y hemos inyectado
más de un millón de barriles de agua, con
resultados bastante positivos en términos
de mantenimiento de la presión del yaci-
miento y del caudal de producción. Gracias
a esta iniciativa de recuperación secundaria,
el factor de recobro podría duplicarse o in-
cluso triplicarse y los niveles de producción
podrían superar los 20.000 barriles diarios.
También estamos evaluando la posibilidad
de desarrollar un piloto de inyección de polí-
meros, para aumentar la viscosidad del agua
y, así, hacer un barrido más eficiente del ya-
cimiento; lo que permitiría incrementar aún
más el recobro actual. Sin embargo, esto úl-
timo aún se encuentra en etapa conceptual.
¿Cómo avanzan las operaciones
en sus activos de exploración?
Las operaciones de exploración van más
avanzadas en PUT-2. Allí tenemos licencia
ambiental y ya hemos adquirido sísmica y
nos encontramos en la perforación del pri-
mer pozo, que, de ser exitoso, podría con-
ducir a la perforación de otros prospectos.
En el bloque Alea-1848A ya hicimos sísmica
y perforamos un pozo que no arrojó resulta-
dos tan positivos. Estamos en el proceso de
obtener la licencia ambiental y de completar
laconsultaparaperforarelsiguientepozodu-
rante este año. En el activo Alea-1947C solo
hemos completado una adquisición sísmica y
nos encontramos en las primeras etapas del
trámite de la licencia ambiental.
¿Están interesados en afianzar su
posición en Putumayo con nuevas
áreas o buscan diversificar su por-
tafolioconbloquesenotrascuencas?
Conocemos muy bien el Putumayo y, dentro
denuestrasestrategiasparaelfuturocercano,
contemplamos concentrarnos allí para tener
una mayor ventaja competitiva en la zona.
Queremos convertirnos en una de las em-
presas con mayor experiencia en la cuenca,
"Conocemos muy bien el Putumayo y dentro de nuestras estrate-
gias para el futuro cercano estamos contemplando la oportuni-
dad de concentrarnos allí para tener una mayor ventaja compe-
titiva en la zona".
Foto:LissetteMorelos.
E&P

La
explotación
de no
convencionales,
un salto a
más reservas
y a una
industriamás
sofisticada
Aunque la ausencia de un marco
regulatorio técnico y ambiental para
los no convencionales ha frenado
la evolución de estos proyectos, se
tiene previsto que este año, con la
expedición de dicha normativa, el
país pueda sumar nuevas reservas de
hidrocarburos asociadas a dicho tipo
de yacimientos.
Foto:Ecopetrol.

E&P
Los primeros
lineamientos técnicos
fueron publicados en la
resolución 180742 de
mayo de 2012.
L
a industria colombiana de petróleo y
gas dará un salto cualitativo impor-
tante este año al darle vía libre a la
exploración y producción de hidrocarbu-
ros asociados a yacimientos no conven-
cionales en lutitas de baja permeabilidad
y al gas metano asociado a mantos de
carbón. Con los documentos preparados
por las autoridades ambientales y minero-
energéticas para este segmento y que se
implementarán próximamente, las opor-
tunidades identificadas por firmas locales
y grandes jugadores internacionales en las
cuencas Cordillera, así como en el Valle
Medio y Superior del Magdalena, están
más cercanas de materializarse. Asimismo,
se le abren las puertas a nuevas empresas
interesadas en invertir en este segmento y
aportar en la tarea de incorporar nuevas
reservas al país.
La publicación de los términos de referen-
cia y reglamentos para estas actividades
se da después de un poco más de un año
de iniciarse un proceso de trabajo man-
comunado entre el Gobierno y expertos
internacionales para diseñar modelos que,
además de permitir la viabilidad técnica y
económica de los proyectos, se ajusten a
los requerimientos locales en materia am-
biental y social.
Un marco regulatorio claro y a
la medida
A poco más de un año de asignarse los
primeros contratos con potencial en ya-
cimientos no convencionales en la Ronda
2012, la Agencia Nacional de Hidrocarbu-
ros (ANH) emitió una nueva versión de la
documentación relativa a la reglamentación
de este tipo de proyectos, con los requeri-
mientos económicos, operacionales y jurí-
dicos, además de medidas especiales para
operar estos yacimientos.
De acuerdo con este marco, las empresas
deberán celebrar un contrato adicional
mediante el cual se introducen ajustes a los
acuerdos previamente suscritos para explo-
rar y producir hidrocarburos no convencio-
nales. En términos generales, dentro de este
contrato prevalece el descuento del 40%
sobre el pago de las regalías vigente desde
2012. De la misma manera, se les concede a
estos proyectos un periodo de exploración
de 9 años; es decir, 3 años más que los de
los convencionales, además de asignar un
periodo de 30 años para la etapa de produc-
ción, o sea 6 más que el tiempo asignado a
otros proyectos.
Foto:archivo.

Nubia Orozco, directora general de la Anla.
Foto:Anla
Se tiene previsto que las operaciones debe-
rán ajustarse a lo establecido en los procedi-
mientos técnicos específicos emitidos por el
Ministerio de Minas y Energía (MinMinas)
y a los términos de referencia ambiental es-
tructurados por la Autoridad Nacional de
Licencias Ambientales (Anla), los cuales, a
su vez, estarán próximos a expedirse.
Sobre los lineamientos técnicos, la cartera
energética ya había publicado un primer
documento bajo la resolución 180742 de
mayo de 2012, por la cual se establecieron
los procedimientos para la exploración y
explotación los yacimientos no convencio-
nales. Sin embargo, el Proyecto de Gestión
del Conocimiento de Medio Ambiente,
adelantado por este ministerio y la ANH,
evidenció la necesidad de revisar dicha nor-
mativa con el fin de incorporar las especifi-
caciones técnicas requeridas para los pozos
de exploración y producción para así lograr
el aprovechamiento integral de los recursos
comprendidos en esta clase de formaciones.
Bajo esta premisa, MinMinas informó me-
diante el decreto 3004 del 26 de diciembre
de 2013 que en junio de este año expedirá
las normas técnicas y procedimientos en
materia de integridad de pozos, estimu-
lación hidráulica, inyección de agua de
producción, fluidos de retorno, entre otros
procedimientos asociados a la operación de
estos yacimientos.
Por su parte, la Anla se prepara para emitir
la versión final de los términos de referencia
para la etapa de exploración de estos proyec-
tos, que una vez sean acogidos por el Minis-
terio de Medio Ambiente y Desarrollo Soste-
nible se convertirán en el único instrumento
válido para atender a los requerimientos en
materia ambiental de esta primera etapa.
De acuerdo con Nubia Orozco, directora
general de la Anla, durante la elaboración
de este documento, la institución adelan-
taba a la vez un texto similar para los pro-
yectos convencionales, lo que sirvió de base
para trabajar de la mano con el equipo téc-
nico internacional que apoyó el diseño de
las normas, liderado por el experto estadou-
nidense David Neslin, exdirector de la Co-
misión de Conservación de Petróleo y Gas
del estado de Colorado (EE. UU.).
“Aunque el plan inicial era preparar do-
cumentos diferentes para los dos tipos de
proyectos, decidimos crear unos únicos
términos de referencia para la exploración
de hidrocarburos y añadir un anexo (nú-
mero 3) para aquellas empresas que deseen
inclinarse por la búsqueda de no conven-
cionales. Para las consideraciones especia-
les sobre este tipo de proyectos tuvimos en
cuenta los más altos estándares y las prin-
cipales preocupaciones que generan estas
operaciones, como el manejo y cuidado de
agua, y los posibles efectos desencadenados
por la adquisición de información sísmica”,
afirmó Orozco.
Foto:archivo.

La Guajira
Magdalena
Cesar
Atlántico
Mar Caribe
Sucre
BolívarCórdoba
Antioquia Arauca
Casanare
Boyacá
Chocó
Chocó
Risaralda
Valle del
Cauca
Quindio
Tolima
Huila
Cauca
Caldas
Norte de
Santander
Caquetá
Áreas con potencial en yacimientos no convencionales
Antes Ronda 2012 (Bloque-Empresa)
1
2
3
4
5
6
Río Ranchería Drummond
Guama Pacific
La Loma Drummond
VMM 2 Exxon-Canacol
Santa Isabel Canacol
VMM 3 Shell
VMM 27 Shell
VMM 28 Shell
Dardoba Shell
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Chiquinquirá Shell
Garagoa Nexen
COR 33 YPF
COR 12 YPF
COR 14 YPF
Sueva Nexen
VMM 37 Sintana-Exxon
VMM4 Sintana-LOH Energy
16
17
Antes de la Ronda 2012
Ronda 2012
Disponibles
1
2 3
4
5
67
8
9
10
11
12
15
13
14
18
19
Cesar
Ronda 2012 (Bloque-Empresa)
VMM 29 Ecopetrol-Exxon
19
18 CAT 3 Ecopetrol
VMM 5 Ecopetrol
VMM 16 Ecopetrol20
21
COR 62 Ecopetrol-Exxon22
21
20
22
Áreas con potencial en yacimientos no convencionales
Fuente:ANHyempresas.
E&P
El mapa exploratorio de ya-
cimientos no convencionales
saca a la luz las zonas con
mayor potencial en este tipo
de recursos, así como las
alianzas estratégicas que se
han consolidado en los últi-
mos años para la exploración
de estos bloques.
Variascompañíasdemenorta-
maño,comoCanacolySintana
Energy,y hasta el mismo Eco-
petrol, han unido fuerzas con
empresas internacionales con
experiencia en este segmen-
to como Shell y ExxonMobil
en varios activos, los cuales
están localizados principal-
mente en las cuencas del
Valle Medio del Magdalena y
Cordillera.
Con la celebración de la
Ronda 2014, a realizarse el
próximo 23 de julio, se es-
pera que varias áreas se su-
men al listado de 22 bloques
con potencial en no conven-
cionales ya adjudicados.

La directora de la Anla aseguró que una
de las principales conclusiones a las que se
llegó con este proceso respecto al tema del
agua es la necesidad de generar una bue-
na línea base en términos de hidrología
para conocer la calidad y caracterización
geológica de los acuíferos para así poder
determinar, por ejemplo, dónde perforar o
establecer la distancia mínima de seguri-
dad para hacer una fracturación. A su vez,
Orozco recalcó que esta es apenas la pri-
mera versión de estos términos de referen-
cia y que la institución hará un monitoreo
constante para comprobar que se ajusten a
las necesidades del país.
“Estaremos mirando muy de cerca lo que
pase en campo para poder ser testigos de
la pertinencia de este documento. A la par,
la Anla hará una revisión de las normas ya
establecidas con el objetivo de revisar las
particularidades que se ajusten a este tipo
de proyectos. Buena parte del éxito del
marco normativo depende del apoyo de la
industria. Sabemos que las empresas que
han manifestado su interés por trabajar en
esta área son responsables y confiamos en
que se van a manejar las mejores prácticas”,
dijo la directora de esta institución.
Una vez sea acogida la normatividad para
la etapa exploratoria, la agencia comenzará
a trabajar en la creación de los términos de
referencia para el periodo de producción
de no convencionales bajo un ejercicio
muy similar al realizado para la elabora-
ción del primer documento.
Las empresas, listas para trabajar
en las áreas con prospección
Canacol, Ecopetrol, Shell y ExxonMobil son
algunos de los jugadores que decidieron
apostarle al segmento de los no convencio-
nales y que ya alistan motores para darle
inicio a las operaciones que podrían com-
probar el potencial identificado por ellos
en varias zonas del país, principalmente en
petróleo no convencional.
De acuerdo con la ANH e información de
las empresas, en el país hay asignadas 22
áreas con potencial en este tipo de yaci-
mientos. Los principales avances en materia
de prospección se han alcanzado en algunos
de los 17 bloques adjudicados antes de la
Ronda 2012, proceso en el que se entrega-
ron cinco activos bajo los primeros contra-
tos especializados en estos proyectos.
Además de Ecopetrol y Shell, ExxonMobil
es una de las firmas con mayor participación
en áreas con este tipo de yacimientos. Exxon
adquirió interés en seis bloques: uno en Cor-
dillera y el resto en el Magdalena Medio. En
esta última cuenca, la multinacional está aso-
ciada con varias de las compañías concentra-
das en este segmento, como Sintana Energy.
Foto:Ecopetrol.

E&P
Ambas empresas trabajan de la mano en el
bloque VMM-37, ubicado en el centro del
Valle Medio Magdalena. Este activo está adju-
dicado a Patriot Energy (100% propiedad de
Sintana Energy), y según el gerente de inge-
niería de yacimientos de la firma, Greg Schla-
chter, es el más importante dentro del porta-
folio de la compañía canadiense. Este bloque
cuenta con recursos recuperables por alrede-
dor de 700 millones de barriles de crudo no
convencional, según un estudio realizado.
“Luego de que Sintana le expusiera las ven-
tajas exploratorias de dicha área a Exxon-
Mobil, esta última se mostró interesada
en participar como socio mayoritario y
se acordó trabajar en un acuerdo farm-in,
bajo el cual se estipuló a Sintana le corres-
pondía una participación del 30% sobre
los recursos no convencionales y a Exxon-
Mobil el 70% restante. Por su parte, sobre
los recursos convencionales, Sintana man-
tendrá el 100%”, explicó Schlachter.
De acuerdo con el ejecutivo, el bloque
VMM-37 se encuentra en una etapa avan-
zada, en comparación con los otros bloques
no convencionales en los que Sintana tiene
participación y el plan actual es perforar dos
pozos exploratorios durante este año. El pri-
mero será un pozo vertical cuyos objetivos
principales son las formaciones La Luna y
Tablazo, mientras que el segundo pozo esta-
rá ubicado más al norte y tendrá los mismos
objetivos que el primero.
“Después de un extenso estudio de todos
los datos compilados en ambas perforacio-
nes verticales y utilizando sus resultados, se
pretende perforar un pozo horizontal como
continuación del segundo pozo vertical y
hacer una fracturación, una vez la legisla-
ción del país lo permita”, dijo Schlachter.
Además de VMM-37, Sintana también par-
ticipaenotroscuatrocontratosconpotencial
no convencional: VMM-4, Talora, COR-11 y
COR-39. De acuerdo con el gerente del De-
partamento de Ingeniería de Yacimientos de
la compañía, hay un gran interés por seguir
en la búsqueda del potencial en este tipo
de proyectos en el Valle Medio y Superior
del Magdalena, por lo que eventualmente
la empresa estaría interesada en evaluar la
posibilidad de asociarse en bloques de la re-
gión previamente asignados.
Charle Gamba, CEO de Canacol.
Foto:Canacol.
Fotos:archivo.
Greg Schlachter, gerente de Ingeniería de Yaci-
mientos de Sintana Energy.
Foto:SintanaEnergy.

E&P
El país podría producir
más de 200.000 BPD
provenientes
de operaciones
no convencionales
en 5 o 7 años.
Canacol, por su parte, adquirió la participa-
ción en cinco contratos entre 2010 y 2011
con el objetivo de consolidar su posición
exploratoria en este segmento. Tres de estos
están localizados en el Magdalena Medio:
VMM-2, VMM-3 y Santa Isabel, en asocio
con ExxonMobil, Shell y ConocoPhillips,
respectivamente. Los otros dos bloques,
Cor-11 y Cor-39, se ubican en el Valle Su-
perior del Magdalena.
De acuerdo con Charle Gamba, CEO de la
empresa, estos activos en conjunto tienen
un potencial en recursos estimados por ser
descubiertos de 8,2 billones de barriles in
situ y se han logrado hacer varios avances
para determinar su potencial.
“En 2012 perforamos el pozo de explora-
ción Mono Araña-1, ubicado en VMM-2
en el Valle Medio del Magdalena, en donde
se hallaron 230 pies potenciales de espesor
neto petrolífero en la formación profunda
del Cretáceo, denominada La Luna. Actual-
mente, nos preparamos, junto con nuestros
socios ExxonMobil y Vetra, para realizar
pruebas de producción en este pozo en la
formaciónLaLuna,lacualestánaturalmente
fracturada. Este año, tenemos la intención de
participar en la exploración de un máximo
de cuatro pozos diseñados para probar luti-
tas o shales no convencionales”, dijo Gamba.
Dentro de sus estrategias para profundizar
en el conocimiento del potencial de estas
áreas, Canacol perforó el año pasado el pozo
Oso Pardo-1, el cual fue diseñado para pro-
bar en el bloque Santa Isabel, pero debido a
los problemas mecánicos asociados con la
plataforma de perforación, no se logró pe-
netrar a suficiente profundidad para llegar a
la sección no convencional. Sin embargo, la
firma encontró petróleo en dos yacimientos
convencionales de poca profundidad, que
actualmente están produciendo.
“Hemos aprendido mucho de la perfora-
ción de ese pozo y pensamos rediseñar el
resto de los pozos que planeamos perforar
en el bloque, con el fin de evitar problemas
de perforación y de esta forma penetrar exi-
tosamente en la sección no convencional”,
añadió el directivo.
Con la emisión del marco normativo que
viabilice la siguiente fase de los proyectos
de exploración de estas y otras empresas,
se espera que en los próximos dos años los
yacimientos no convencionales comiencen
a aportar recursos a la base de reservas del
país, que hoy no superan una proyección
de ocho años. De acuerdo con estimacio-
nes de Canacol, entre 2015 y 2016, el país
podrá ver una producción de 15.000 a
20.000 barriles de petróleo por día (BPD)
proveniente de estas operaciones y de más
de 200.000 BPD en 5 o 7 años.
Foto:Ecopetrol.

E
ntre las empresas que cuentan con
productos y servicios especializados
para las operaciones de los no con-
vencionales se encuentra la multinacional
Weatherford, que viene trabajando desde
hace un año en el montaje del primer labo-
ratorio especializado en la materia, y que
cuenta con todo el equipo necesario para
hacer análisis básicos de COT (TOC: Total
Organic Carbon), mineralogía, corazones
y fluidos, los cuales son clave en la fase ini-
cial de un proyecto de este tipo.
Según Yuly Andrea Ramírez, ingeniera de
ventas de Weatherford, en estas instala-
ciones se estudian muestras de más de 10
empresas cuyas operaciones están concen-
tradas principalmente en el Magdalena
Medio. “Las oportunidades que vemos en
este mercado son importantes y queremos
seguir trabajando para poder acompañar a
nuestros clientes en todas las etapas de sus
proyectos. En nuestro laboratorio conta-
mos con el apoyo profesional de expertos
internacionales en el área y desde hace unos
meses hemos venido trabajando en la crea-
ción de un departamento específico para el
mercado de no convencionales, el cual está
compuesto por un miembro de cada línea
de negocio en la firma”, dijo Ramírez.
Según la ejecutiva, con la expedición de
las normas de referencia para este tipo de
proyectos y con la evolución que tengan
dichas operaciones en el país, Weatherford
esperaría traer, en dos o tres años, más
equipos que puedan atender a la demanda
de servicios más sofisticados.
Halliburton, por su parte, se ha encargado,
principalmente, de traer al país la tecnolo-
gía desarrollada en el mercado norteameri-
cano, con el apoyo de un equipo de exper-
tos en yacimientos no convencionales y, en
consecuencia, poder apoyar a los clientes
interesados en explorar oportunidades en
este segmento.
Dentro del portafolio de servicios que ya es-
tán en el país se incluye un modelo de flujo
de trabajo integrado para todas las fases del
proyecto que garantiza la maximización de
la producción y la optimización del capital
de inversión. Dicho modelo está integrado
por una plataforma competitiva de servicios
de geología, geofísica y petrofísica, además
de los servicios requeridos para la perfora-
ción de pozos desviados y horizontales y el
posicionamiento de pozos, así como por tec-
nologías para la fracturación y el tratamiento
de aguas.
Según Leonardo Pardo, gerente de solucio-
nes tecnológicas de Halliburton, la firma ve
Leonardo Pardo, gerente de soluciones tecnoló-
gicas de Halliburton
Foto:Halliburton.
E&P
Prestadores de servicios se preparan para el
boom de los no convencionales
Yuly Ramírez, ingeniera de ventas de
Weatherford.
Foto:PaulaPachón.
Ante el creciente interés de las operadoras y del Gobierno por desarrollar el mercado de hi-
drocarburos no convencionales, los principales proveedores de servicios en el país se han en-
cargado de traer a Colombia los equipos y el talento necesarios con el fin de empezar a cubrir
la demanda para este segmento.

Fluidos
de
perforación
en
Colombia
Market
Share
13%
22%
7%
1%
28%
6%
23%
QMAX
Schlumberger
Nov
Halliburton
Weatherford
Baker
Otras
Disponibilidad
del servicio
de fracturación
12
CDF
16
CDF
26
CDF * CDF: Caballos de fuerza
24
CDF
Halliburton
Baker
Weatherford
Schlumberger
con una gran expectativa las posibilidades
de generar valor a sus clientes mediante
la oferta de productos y servicios para la
explotación de dichos yacimientos en las
cuencas del Valle Inferior del Magdalena,
Valle Medio del Magdalena, Cesar, Ran-
chería, Catatumbo y Cordillera. “Las opor-
tunidades están apalancadas por la llegada
y el regreso de empresas operadoras multi-
nacionales al país, que están interesadas en
el desarrollo de yacimientos no convencio-
nales, las cuales envían una señal positiva
a la industria del petróleo y gas al depositar
su confianza en el potencial de reservas y
producción de Colombia en este tipo de
yacimientos”, afirmó Pardo.
Con la expedición del marco de referencia
para la exploración de los no convenciona-
les, ambas empresas esperan que se pueda
alcanzar una dinámica importante en este
segmento y han confirmado su compro-
miso por atender a las necesidades que
vayan surgiendo en el camino. De acuer-
do con un estudio de la consultora EAM,
sobre los escenarios para el mercado de
servicios relacionados a estos proyectos, se
prevé un contexto positivo en el segmento
de fluidos, con una oferta de jugadores y
productos amplia, aunque con altos costos
de entrada al mercado. Para el negocio de
perforación se espera que la demanda de
taladros con 2.000 y 3.000 caballos de fuer-
za crezca a tasas importantes, incluso se
estima que pueda haber un cuello de bote-
lla en la disponibilidad de equipos. Final-
mente, para los servicios de fracturación se
prevé que por su alta complejidad logística
y costos, este renglón esté reservado para
las grandes multinacionales con el mús-
culo financiero necesario para asumir las
inversiones requeridas.
E&P
11%
2011 2012 2013
12%
29%
94,12
94,86
58
55
93,92
59
7
17
6
Libres Total Valor del WTI (US$)
9570
60
50
40
30
20
10
0
94,8
94,6
94,4
94,2
94
93,6
93,8
93,4
Disponibilidad de taladros de 1.500, 2.000 y 3.000 caballos de fuerza (CDF)
• Problemas de orden público
• Decisiones técnicas de las empresas
• Maduración de proyectos
US$Cantidad
Equipos de perforación en Colombia
Fuente:EAM.
Fuente:EAM.Fuente:EAM.
"Las oportunidades están
apalancadas por la llega-
da y el regreso de ope-
radoras multinacionales
al país", Leonardo Pardo
(Halliburton).

NEGOCIOS
Negocios
E
l proyecto de expansión y modernización de la Refinería
de Cartagena (Reficar) fue acreedor del premio “Oil & Gas
Deal of the Year”, reconocimiento anual que hace la Bolsa
de Londres a los principales proyectos de infraestructura para la
industria de hidrocarburos. El jurado calificador escogió a Refi-
car por encima de los otros dos finalistas (Australia Pacific LNG
y Tamar Gas Field, de Israel), por el impacto del proyecto en el
crecimiento industrial, impulso a la economía, desarrollo social
y beneficio ambiental, además de la innovación, la mitigación del
riesgo y su estructura financiera.
El proyecto de ampliación y modernización Reficar es el más am-
bicioso y complejo de su tipo en Colombia. Además de duplicar
su capacidad hasta los 165.000 barriles diarios, esta iniciativa con-
vertirá a la refinería en la más moderna y automatizada de Latino-
américa. La instalación ampliada tendrá la capacidad de convertir
el 96% del crudo pesado en gasolina y diésel, con un contenido de
azufre inferior a treinta partes por millón y menos de diez partes
por millón, respectivamente. Adicionalmente, dispondrá de dos
procesos de refinación completamente nuevos en el país: produc-
ción de coque de petróleo e hydrocracking. Por ahora, la planta
existente solo está en capacidad de procesar una mezcla de cru-
dos medianos y ligeros, mientras la expansión procesará crudos
pesados.
En la financiación del proyecto, que fue uno de los elementos des-
tacados por el jurado, participaron varias instituciones. Las nego-
ciaciones iniciaron con entidades gubernamentales (agencias de
crédito de exportación) de países como Estados Unidos, Italia y
Suecia, así como con cuatro bancos comerciales (dos europeos y
dos japoneses).
Según la compañía, la vinculación de los bancos comerciales fue
rápida, ya que la estructura de financiación contaba con el bene-
plácito previo de las agencias de crédito de exportación, cuyos
requisitos son más exigentes. Las características de la estructura
presentada al sector financiero, además de una mayor confianza
en Colombia, llevó al Export-Import Bank de EE. UU. a aprobar
uno de los mayores créditos de su historia a una sola entidad, equi-
valente a un valor de US$2.843 millones.
Bolsa de Londres
entrega el premio
“Oil & Gas Deal of
the Year” a Reficar
Foto:RebeccaWhitelaw.

M
edellín recibió por quinta vez a
los líderes del sector energético
local y de la región en el marco
de la Feria Internacional del Sector Eléctri-
co (Fise), uno de los escenarios de negocios
y debate más importantes de la industria.
En esta versión se estimaron transacciones
por el orden de los US$106 millones, de
los cuales US$88,9 millones corresponden
a los resultados de la rueda internacional
de negocios adelantada por Proexport Co-
lombia, que invitó a cincuenta comprado-
res de trece países.
El proyecto Medellín Ciudad Cluster, por
su parte, arrojó mediante su rueda nacional
de negocios un pronóstico parcial de ventas
por US$15,5 millones y US$1,5 millones en
compras efectuadas durante la feria. Durante
las conferencias y charlas académicas, líderes
políticos y de empresas de este sector, como
EPM,ISAyEmgesa,pudieroncompartircon
los asistentes cómo viene avanzando el desa-
rrollo de la industria en el país, los planes de
crecimiento e inversiones de las compañías y
lospuntosclavedelaagendapúblico-privada
para avanzar en materia de generación, efi-
ciencia energética, energías no convenciona-
les y eficiencia energética.
“Esta feria y la gran convocatoria que ha lo-
grado demuestran que el sector eléctrico del
país está pasando por su mejor momento.
El Foro Económico Mundial reconoció re-
cientemente que nuestra industria energéti-
ca tiene gran posicionamiento y ocupa los
primeros lugares en el mundo por su robus-
tez, la firmeza que tiene y la confiabilidad en
la prestación del servicio”, dijo el ministro
de Minas y Energía, Amylkar Acosta.
La quinta versión de Fise cierra con
negocios por más de US$106 millones
NEGOCIOS

Nueva Esperanza en Cundinamarca, la electrificación de 44.000 vi-
viendas en Antioquia y la ejecución de los proyectos aprobados por
la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) para ampliar
el sistema de potencia de EPM.
Por su parte, en gas natural se invertirán $163.000 millones en el
crecimiento y expansión de la distribución del servicio con gas
natural comprimido (GNC) en varios municipios de Antioquia.
También se contempla ampliar la cobertura en el Valle de Aburrá,
abrir nuevas estaciones de servicio de GNV e implementar nuevas
tecnologías a partir de la utilización del gas.
Las filiales del Grupo EPM, por su parte, invertirán $3 billones, de
los cuales el 65% será para energía y el 35% para aguas. El 65% de
estos recursos se gastarán en Colombia y el 35% restante en Centro
y Suramérica. De esta manera, e incluyendo los $7,7 billones de
EPM, la inversión total del grupo ascenderá a $10,7 billones en el
cuatrienio, de los cuales el 90% es para Colombia.
L
a junta directiva de Empresas Públicas de Medellín (EPM)
aprobó un presupuesto de $7,7 billones para el desarrollo de
proyectos de expansión, modernización y crecimiento en los
negocios de energía, gas y agua durante los próximos cuatro años.
Las principales inversiones que forman parte de este programa se-
rán destinadas al sector energético, con una partida de $6,3 billones.
En el segmento de generación se invertirán $4,9 billones para la
construcción de vías, túneles de desviación, presas, vertederos, ca-
sas de máquinas, obras subterráneas y compras de tierras, servi-
dumbres y equipos del proyecto Ituango. A su vez, EPM utilizará
parte de estos recursos para modernizar la Central Playas (en el
oriente antioqueño), adecuar la termoeléctrica La Sierra para la
operación con combustibles líquidos y el control del caudal de des-
viaciones de la cadena Guatapé-Troneras.
En transmisión y distribución se ejecutarán $1,3 billones en obras
de expansión y reposición del sistema, la culminación del proyecto
EPM invertirá $6,3 billones en proyectos
de energía entre 2014 y 2017
Foto:EPM.
Juan Esteban Calle, gerente general de EPM.
NEGOCIOS

Colombia
y EE. UU. firman
memorando
para una mayor
cooperación
energética
E
l viceministro de Energía de Colombia, Orlando
Cabrales, y el subsecretario de Energía de Estados
Unidos, Daniel Poneman, firmaron un acuerdo de
entendimiento entre ambos países en materia energética.
Uno de los principales objetivos de este convenio es per-
mitir el intercambio de buenas prácticas para las opera-
ciones de yacimientos no convencionales y costa afuera,
que son pieza clave para el futuro incremento de reservas
de hidrocarburos de Colombia.
El memorando de entendimiento también incluye la posi-
ble cooperación en temas como electricidad en zonas no
interconectadas, así como iniciativas de eficiencia ener-
gética y la confiabilidad del sistema de distribución de
energía. Las actividades de colaboración que se acordaron
también consisten en aspectos tecnológicos, de política
pública, regulatorios y financieros. Además, estas accio-
nes pueden incluir operaciones en los países participantes,
consultas, eventos técnicos, recomendaciones y reportes.
“Tanto los Estados Unidos como nosotros estamos en-
frentando situaciones energéticas que intervienen en el
desarrollo responsable de recursos naturales, y que fo-
mentan la inversión y el progreso económico del sector y
del país. Ya hemos ejecutado proyectos de gestión del co-
nocimiento en Colombia para tomar decisiones responsa-
bles y acertadas. Este acuerdo fortalecerá nuestra noción
en temas energéticos que se aplicarán en los próximos
años y nos dará acceso a buenas prácticas en materia de
hidrocarburos”, afirmó Cabrales, desde Washington.

NEGOCIOS
L
a junta directiva de Ecopetrol aprobó un presupuesto de in-
versiones de US$10.595 millones para 2014, de los cuales
US$6.463 millones serán invertidos directamente en proyectos
de la compañía y US$4.132 millones en proyectos de filiales y subsi-
diarias. En consecuencia, el plan de inversiones para este año creció
en un 11%, respecto a 2013.
El 71% del presupuesto de la firma petrolera, equivalente a US$4.646
millones, será destinado a proyectos de producción, con los cuales es-
pera llevar los niveles de extracción a 770.000 barriles de petróleo equi-
valente por día (BPED) y a 819.000 BPED contando la participación de
sus filiales y subsidiarias. El mayor porcentaje de la inversión se desti-
naráalosproyectosenlosLlanosOrientales(64%),laOrinoquía(11%)
y el Magdalena Medio (17%). Por lo tanto, la empresa se compromete
con el desarrollo de los campos Castilla, Chichimene, Rubiales, Qui-
fa, Caracara, Provincia, Casabe, Tibú, La Cira Infantas y Yariguí, entre
otros. Además, se dará un impulso a nuevos campos como Caño Sur y
Akacías, después de que se declarará su viabilidad comercial.
De otro lado, Ecopetrol destinará US$928 millones en la perforación de
veinte pozos exploratorios, seis pozos delimitadores y ocho pozos es-
tratigráficos. De los pozos exploratorios, trece serán perforados en los
Llanos Orientales, dos en el Caribe Offshore, dos en Huila, y uno en
el Cesar, Antioquia y Norte de Santander, respectivamente. Adicional-
mente, la firma adelantará un programa de adquisición sísmica de 8.460
km equivalentes, estudios de geología y geofísica, y estudios regionales,
así como aquellos asociados a la viabilidad de los proyectos, por un to-
tal de US$400 millones. Así mismo, se seguirá adelantando la iniciativa
de desarrollo de recursos no convencionales en bloques de Ecopetrol
en el Magdalena Medio y Catatumbo, con actividades relacionadas a
la perforación de nueve pozos estratigráficos, tres exploratorios, tres
pilotos de productividad y estudios. En el segmento de downstream,
Ecopetrol invertirá US$339 millones y destinará US$309 millones a la
investigaciónydesarrolloenelInstitutoColombianodelPetróleo(ICP),
así como en tecnología de la información y otras iniciativas en materia
de modernización.
Filiales y subsidiarias invertirán US$4.132 millones
Las principales inversiones de las organizaciones dependientes de
Ecopetrol serán destinadas al segmento de transporte. Para ese fin
hay un presupuesto de US$1.344 millones, que conllevará un au-
mento de la capacidad de evacuación de crudos en los principales
oleoductos a 40 kbpde en 2014 y en 135 kbpde, en 2015. También se
trabajará en obras para incrementar la capacidad de los poliductos y
descargaderos. Para el área de exploración, tanto en Colombia como
en el extranjero, se destinarán US$632 millones, mientras que para
producción se tienen presupuestados US$392millones. Se tiene pre-
visto que las compañías filiales y subsidiarias producirán un total de
49 kbpde, de los cuales el 47% provendrá de la operación en Colom-
bia y el 53% de la operación internacional. Finalmente, se destinarán
US$1.764 millones en el segmento de downstream.
Ecopetrol y sus filiales invertirán
US$10.595 millones en 2014
Foto:Ecopetrol.

E
l grupo inversionista compuesto por Advent International y los dos principales
fondos de pensiones del país, Porvenir y Protección, compraron la participación
accionaria que Talisman, Cepsa y Total tenían en el Oleoducto Central de Colom-
bia (Ocensa), la infraestructura de transporte de crudo más importante del país. Con
esta transacción, este grupo se hará a una participación del 22% de esta infraestructura,
cuyo principal accionista es Cenit, la filial de Ecopetrol en el mercado de transporte y lo-
gística de hidrocarburos. Ocensa es el único oleoducto público y actualmente es la línea
más extensa del país, con una tubería que recorre 836 km en tierra y 12 km costa afuera,
atravesando 45 municipios desde el piedemonte llanero hasta el puerto de Coveñas. Ac-
tualmente, este oleoducto mueve 575.000 BPD (barriles por día); es decir, el 60% de la
producción nacional. Para llegar a este nivel fue necesario hacer varias modificaciones y
encaminar su vocación hacia el transporte de aceites pesados. Inicialmente, el objetivo
principal de esta estructura era evacuar la producción de Cusiana y Cupiagua, así como
de otros campos de petróleo liviano en el piedemonte llanero.
“Damos la bienvenida a este grupo de inversión a Ocensa y estamos entusiasmados en
seguir trabajando con todos nuestros accionistas para el continuo crecimiento y ase-
gurar que este activo tan importante mantenga los más altos estándares de seguridad y
confiabilidad”, dijo Luisa Lafaurie, presidente de Ocensa.
Por su parte, Mauricio Salgar, director administrativo de Advent en Bogotá, afirmó que
esta compañía, líder entre el grupo de inversionistas, trabajará por mantener la posición
que este oleoducto tiene en el país. La compra de esta participación en Ocensa es la
tercera transacción que Advent hace en el país desde su llegada en 2011. En noviembre
de ese año, este fondo de capital adquirió la mayoría accionaria de la farmacéutica Bio-
toscana y en junio de 2013 se hizo al 50% de Alianza Fiduciaria.
Advent International,
Porvenir y Protección son
los nuevos socios de Ocensa
Foto:Ocensa.

NEGOCIOS
Prometedora oferta exploratoria
en la Ronda 2014
Este año Colombia volverá a ser el centro de atención por la celebración de un nuevo
proceso de asignación de bloques para la exploración y producción de hidrocarburos. La
subasta se llevará a cabo el 23 de julio en Cartagena.
Javier Betancourt, presidente de la ANH.
Foto:MinMinas.
E
n esta versión, la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) añade nuevas
oportunidades de inversión con dos
tipos de áreas adicionales: yacimientos des-
cubiertos no desarrollados y activos con po-
tencial en gas metano, asociado a mantos de
carbón, que se suman a la oferta de bloques
convencionales, no convencionales, costa
afuerayacuerdosdeevaluacióntécnica(TEA:
TechnicalEvaluationAgreement),quehanes-
tado presente en procesos anteriores.
Con la ampliación de este portafolio, el Go-
bierno busca alternativas adicionales para
atraer a nuevos jugadores al mercado na-
cional de hidrocarburos y contribuir con la
adición de reservas de petróleo y gas. En esta
versión, la ANH también espera profundizar
en el segmento de bloques costa afuera y no
convencionales, que son clave para las apues-
tas del país en el mediano y largo plazo.

Aunque aún no se tiene claridad sobre cuán-
tas áreas saldrán a subasta en el proceso de
asignación, durante el prelanzamiento de la
Ronda 2014, la ANH suministró informa-
ción sobre las zonas del país en las que po-
drán estar concentrados los diferentes tipos
de bloques. Adicionalmente, esta entidad
presentó a la industria los avances que están
en desarrollo, en materia de información téc-
nica para poder ofrecer a los interesados más
claridad sobre el potencial de cada uno de los
activos.
Un proceso maduro para atraer
a los mejores postores
Durante la presentación de la Ronda, Juan
Fernando Martínez, vicepresidente técnico
de la agencia, hizo énfasis en el trabajo que
está desarrollando esta vicepresidencia en
materia de integración y evaluación de la in-
formación técnica, entrega de información
en plataformas interactivas, generación de
nuevos conceptos de prospectividad y cam-
bios de paradigmas geológicos para facili-
tarle a las empresas las herramientas nece-
sarias en el proceso de toma de decisiones.
“Para nosotros es fundamental poner a
disposición de los interesados las mejores
condiciones tanto de información como de
organización, de manera que al país lleguen
los mejores inversionistas. Tenemos el com-
promiso de entregar información de calidad
porque queremos atraer realmente a los me-
jores, solo a aquellos que cumplan con están-
dares internacionales y entiendan el compro-
miso fundamental que adquieren con el país,
con su entorno natural y social”, dijo Javier
Betancourt, presidente de la ANH.
En el proceso de asignación de contratos,
el Gobierno espera atraer inversiones su-
periores a los US$2.600 millones, las cua-
les serán fundamentales para aumentar la
producción y reservas de hidrocarburos
del país.
“Queremos motivar a las empresas y empre-
sarios a que sigan apostándole a la búsqueda
de petróleo en Colombia con mecanismos
competitivos y transparentes, que incentiven
la oferta, como lo han sido las Rondas Co-
lombia de años anteriores”, afirmó Amylkar
Acosta, ministro de Minas y Energía.
El lanzamiento oficial de la Ronda 2014 y
la presentación de las áreas para la subasta
se llevará a cabo en Bogotá, el próximo 20
de febrero. Posteriormente, la ANH hará la
promoción y publicación de los términos
de referencia para la subasta del 23 de julio,
que se llevará a cabo en Cartagena.

NEGOCIOS
Oceano Pacíﬁco
Ecuador
Mar Caribe
Panamá
Venezuela
ÁREAS CMM E&P = 1.969.464 HAS
RONDA 2014
OFFSHORE CONVENCIONAL E&P =312.281 HAS
OFFSHORE CONVENCIONAL TEA =7.905.804 HAS
ONSHORE CONVENCIONAL E&P = 1.445.030 HAS
ONSHORE CONVENCIONAL TEA = 8.357.279HAS
OFFSHORE NO CONVENCIONAL E&P = 1.141.983 HAS
OFFSHORE NO CONVENCIONAL TEA = 790.759 HAS
YDND = 49.855 HAS
Tipo de áreas disponibles en la Ronda 2014
Fuente:ANH.

Los resultados de
la consulta ocurrida en
Tauramena deben servir
para direccionar estrate-
gias más incluyentes.
electricidad. Sin embargo, los resultados
del estudio de los académicos plantean du-
das sobre si estos beneficios diferenciales
en virtud de las leyes de los precios para el
carbón de ese país deben continuar.
Cuando el gobierno de Queensland apro-
bó varios proyectos de CBM por miles de
millones de dólares, buscando promover la
conversión de este gas para exportarlo como
gas natural licuado (GNL), no se generó una
línea base que permitiera establecer el es-
tado natural del medio, sin operación. Más
de 30.000 pozos de gas se perforarán en esa
región de Australia en las próximas décadas
y la industria ha estimado que entre el 10%
y el 40% de los pozos se someterá a fractu-
ración hidráulica. El gobierno asegura que la
electricidad derivada del CBM ayudará a la
desaceleración de las emisiones de carbono.
Sin embargo, el desconocimiento del estado
previo del medio no permite confrontar este
juicio con datos de sitio después de opera-
ción y este hecho no pasó desapercibido por
los académicos e investigadores. En agosto
pasado, se reveló que el gobierno confía en la
investigación sobre la dinámica de la huella
E
vitar suspicacias mediáticas, sustenta-
das o no, debe ser parte del negocio.
En consecuencia, la claridad jurídica
e informativa, previa al desarrollo de los pro-
yectos, es fundamental por la trascendencia y
estabilidad que tienen para el negocio de los
hidrocarburos y la autosuficiencia energética
que requerimos. Por eso, los resultados de la
consulta ocurrida en Tauramena deben ser-
vir para direccionar estrategias más incluyen-
tes, incluso con quienes a ultranza se oponen
a proyectos relacionados a los hidrocarburos
o con aquellos detrás de agendas que quieren
sacarprovechoconexcusasambientales.Para
evitar tales escenarios, lo mejor es basarnos
en el tecnicismo pragmático que recogen las
líneas base ambientales levantadas por largo
tiempo y con rigor científico. No hacerlo es
poner a la industria de los hidrocarburos a
caminar sobre terrenos inciertos.
Lecciones de un ejemplo
comparativo
Valdría la pena referirnos al debate sus-
citado recientemente en Australia sobre
los niveles de gas metano emanados al
medio por las operaciones industriales de
gas asociado al carbón (CBM: Coal Bed
Methane).Tras su explotación en Queens-
land (Australia) y ante la ausencia de líneas
base de los niveles de metano en el aire, los
doctores Isaac Santos y Damien Maher de
Southern Cross University (SCU) en Aus-
tralia compararon los niveles de metano
en el aire en diferentes lugares en el sur de
Queensland y el norte de Nueva Gales del
Sur. Actualmente, las empresas que explo-
tan CBM tienen beneficios económicos,
con el fin de incentivar la conversión a gas
natural licuado (GNL) y la generación de
Colombia se acerca a una etapa interesante de explotación
de recursos no convencionales. En ese contexto se aprecian
las iniciativas sobre la normativa que valora las condicio-
nes del entorno antes de los ejercicios de E&P.
Líneas base con rigor para la
explotación del gas asociado
al carbón y el gas de esquisto
Carlos Alberto Vargas Jiménez
Director del Grupo de Geofísica, Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá)
Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología
OPINIÓN
Foto:archivo.

de carbono realizada por la SCU. Este trabajo
es, sin duda, el primer intento de medir de
forma independiente los niveles de metano
procedentes de zonas productoras de gas en
dicha región.
Ante estos cuestionamientos, la industria
del CBM, no conforme con los resultados,
decidió realizar estudios paralelos con el
fin de desvirtuarlos. Por su parte, la insti-
tución académica tuvo que salir a respal-
dar a sus investigadores aduciendo que las
actuales evaluaciones del sector del CBM
se basan a menudo en pruebas anecdóti-
cas, en observaciones antiguas que no es-
tán diseñadas para evaluar fugas de CBM
o en datos obtenidos en el extranjero sin
apego al contexto local y sentenció que las
universidades locales son instituciones in-
dependientes que deben proporcionar da-
tos duros para aclarar esta discusión.
Consideraciones previas a la
explotación de no convencionales
Lo cierto es que la falta de estudios base en
sitios específicos está generando escena-
rios de desconfianza y debilidad institucio-
nal. Y es que antes de emprender ejercicios
de E&P se requiere la construcción de líneas
base multitemporales, con fundamento es-
tadístico y que cubran varios períodos de
tiempo (húmedo/seco).
Para contextualizar esta aseveración po-
dríamos valorar la actividad minera que se
desarrolla en las minas de carbón a lo largo
de la cordillera oriental. Si las condiciones
se prestan, pronto tendremos la extracción
de este mineral de manera coordinada con
la explotación de CBM. El problema es que,
a la falta de una línea base sobre las fugas de
metano y su impacto, este tema podría ser
usado para otras agendas socioambientales.
En la explotación de gas de esquisto (sha-
le gas), otra área en la que incursionan las
empresas en nuestro territorio, además del
monitoreo de gases, se requiere un moni-
toreo sísmico multitemporal, debido a que
la reactivación de fallas geológicas se da
gracias a la lubricación de planos durante
épocas de alta pluviosidad. Por ello, iniciar
actividades de E&P sin estos estudios es
favorecer condiciones de confrontación
innecesarias.

miten hacerse a una idea del sentimiento del
mercado frente al activo, en la medida que
muestran cuántas acciones se encuentran
cortas y si estas han venido aumentando o
disminuyendo. Normalmente, la posición
corta mantiene una correlación inversa con
el precio, pero ya veremos que dicha rela-
ción no es tan clara en algunos casos.
A continuación, vamos a ver caso por caso
cuál ha sido la evolución del múltiplo de
posición corta** para los tres activos pe-
troleros listados en la Bolsa de Valores de
Colombia (BVC).
Ecopetrol
El aumento en el indicador inició desde ju-
nio de este año, llegó a su máximo históri-
co en septiembre y se mantuvo en niveles
históricamente altos hasta la fecha. Actual-
mente, se ubica ligeramente por debajo de
una desviación estándar de su promedio
de los últimos dos años. Este aumento en
la posición corta quiere decir que hay más
agentes esperando una caída de su valor. Sin
embargo, desde finales de octubre, el indi-
cador empezó a disminuir, lo que muestra
que la fuerte caída de la acción hace que los
agentes disminuyan sus posiciones cortas,
al generar una mayor expectativa de rebote
en el precio.
I
dentificar los movimientos de flujos es
bastante difícil. Sin embargo, existe un
indicador útil para tratar de entender
mejor el sentimiento del mercado. Esta he-
rramienta es el dato de posiciones cortas o
short interest*, como se conoce comúnmen-
te. Infortunadamente, este es un dato que se
limita a acciones listadas en mercados que
permiten realizar cortos, algo que no ocurre
todavía en la bolsa local. La inmensa mayo-
ría de los mercados desarrollados posibilita
tomar posiciones cortas, lo cual mejora la
liquidez del mercado, permite operaciones
de cobertura y reduce un poco la volatilidad
de las acciones.
Las compañías petroleras listadas en la bolsa
local se encuentran también listadas en otros
mercados, como la Bolsa de Nueva York, para
el caso de Ecopetrol, o la bolsa de Toronto,
para Pacific Rubiales, Canacol y la extinta
Petrominerales, lo cual conlleva implícita-
mente la posibilidad de tomar posiciones
cortas en esos activos. Esa información es
reportada públicamente por las bolsas de
valores al mercado, lo que permite incluirla
en el proceso de análisis. Este tipo de datos,
más de tipo técnico que fundamental, per-
MERCADOS
El retroceso evidenciado en la mayoría de acciones locales
durante los últimos meses, en el que se destacan las petrole-
ras Ecopetrol y Pacific Rubiales, ha sido generado en su ma-
yoría por la venta de posiciones de portafolios extranjeros.
Cortos en las acciones
colombianas, un indicador
trascendente
Alejandro Pieschacón
Senior Equity Strategist de Casa de Bolsa
* El short interest hace referencia al tipo de posiciones que los inversionistas pueden tomar ante un escenario
bajista; es decir, que se gana frente a bajadas en el precio de la acción.
** Short Interest ratio: como ocurre con muchos indicadores, la mejor forma de analizar esta información es a
través de un ratio que sea comparable entre activos, en este caso particular usando el número de acciones que se
encuentran en la posición corta dividido por el volumen diario promedio.
Foto:archivo.
La fuerte caída de la
acción de Ecopetrol hace
que los agentes disminu-
yan sus posiciones cortas,
al generar una mayor
expectativa de rebote
en el precio.
Las gráficas de la izquierda muestra el in-
terés corto, su promedio de dos años y una
desviación estándar hacia arriba y hacia
abajo. En la graficas de la derecha se ve la
posición corta y su relación con la evolu-
ción del precio de la acción durante los úl-
timos dos años.

MERCADOS
Pacific Rubiales
A diferencia de Ecopetrol, la posición corta de Pacific se ubica muy cerca de su promedio de los últimos dos años, con lo que evidencia
que no hay un exceso de actores en el mercado apostándole a una caída muy fuerte en el precio. Sin embargo, la acción ha tenido una
desvalorización muy fuerte, al caer 19% desde noviembre de 2013. Es importante mencionar que este activo se comporta diferente a
Ecopetrol, no solo por ser una compañía más pequeña, sino que, al estar listada en Canadá como su mercado primario, responde a otros
indicadores, además de ser más volátil y tener una menor correlación con el índice Colcap.
40,0
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,0
15.11.2011
Interés Corto Ecopetrol Promedio +1 Desvest -1 Desvest
15.01.2012
15.03.2012
15.05.2012
15.07.2012
15.09.2012
15.11.2012
15.01.2013
15.03.2013
15.05.2013
15.07.2013
15.11.2013
15.09.2013
70,0 40
35
30
25
20
15
10
5
0
65,0
60,0
55,0
50,0
45,0
40,0
35,0
15.11.2011
15.01.2012
15.03.2012
15.05.2012
15.07.2012
15.09.2012
15.11.2012
15.01.2013
15.03.2013
15.05.2013
15.07.2013
15.11.2013
15.09.2013
Interés Corto Precio Ecopetrol
Precio
Fuente:CasadeBolsa.Fuente:CasadeBolsa.
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Interés Corto Paciﬁc Promedio +1 Desvest -1 Desvest
15.11.2011
15.01.2012
15.03.2012
15.05.2012
15.07.2012
15.09.2012
15.11.2012
15.01.2013
15.03.2013
15.05.2013
15.07.2013
15.11.2013
15.09.2013
35,00
33,00
31,00
29,00
27,00
25,00
23,00
21,00
19,00
17,00
15,00
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
15.11.2011
15.01.2012
15.03.2012
15.05.2012
15.07.2012
15.09.2012
15.11.2012
15.01.2013
15.03.2013
15.05.2013
15.07.2013
15.11.2013
15.09.2013
Interés Corto Precio Paciﬁc
Precio

MERCADOS
Canacol
La posición corta de Canacol presenta el menor indicador de los tres activos analizados, al encontrarse en la parte inferior del rango, por
debajo del promedio de los últimos dos años, con una cifra muy cercana a cero. Eso quiere decir que no hay agentes en el mercado apos-
tándole a una disminución del precio de mercado en este activo. Esta compañía ha presentado el mejor desempeño en la bolsa durante
los últimos dos meses, impulsado por éxitos exploratorios que han aumentado la producción y las expectativas de la compañía a futuro.
Las posiciones cortas,
información valiosa y diciente
Es claro que el proceso de construcción de
precios en bolsa se alimenta de muchas va-
riables, como las valoraciones absolutas o re-
lativas, información relevante de las compa-
ñías, los indicadores macroeconómicos y la
liquidez, entre otras. Los agentes que tienen
los mayores rendimientos son los que logran
identificar la información más importante y
la incluyen en su proceso de inversión. La in-
formación sobre posiciones cortas debe ser
analizada con cuidado y se debe evitar tomar
decisiones de inversión con base exclusiva-
mente en este factor, por el contrario, se debe
incluir como un dato más en una larga lista
de indicadores relevantes.
En la medida que el mercado sea más pro-
fundo y tenga más activos con la posibi-
lidad de tomar posiciones cortas, la infor-
mación que brinda este indicador puede
ser más relevante. Sin embargo, por ahora
compañías como Ecopetrol, Pacific, Cana-
col y Bancolombia (entre las cuatro repre-
sentan el 35% del índice Colcap) permiten
hacerse una idea de hacia dónde creen los
agentes que va el mercado local. Este es
un tema importante, teniendo en cuenta
que los agentes que están tomando estas
posiciones cortas son en su gran mayoría
fondos extranjeros con intereses en activos
latinoamericanos, pero que prefieren tomar
posiciones a través de sus mercados, como
Toronto o Nueva York, por las ventajas ope-
rativas que esto representa. En ese sentido,
cobra mayor importancia este fenómeno, si
se tiene en cuenta que los extranjeros fueron
los mayores compradores netos de acciones
en 2013 y que seguramente seguirán siendo
activos y relevantes durante el presente año.
La datos sobre posiciones
cortas debe ser analizada
con cuidado y se debe
evitar tomar decisiones
de inversión con base
exclusivamente en esa
información.
-
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
15.11.2011
15.01.2012
15.03.2012
15.05.2012
15.07.2012
15.09.2012
15.11.2012
15.01.2013
15.03.2013
15.05.2013
15.07.2013
15.11.2013
15.09.2013
Interés Corto Canacol Promedio +1 Desvest
15.11.2011
15.01.2012
15.03.2012
15.05.2012
15.07.2012
15.09.2012
15.11.2012
15.01.2013
15.03.2013
15.05.2013
15.07.2013
15.11.2013
15.09.2013
Interés Corto Precio Ecopetrol
12,00
1O,00
8,00
6,00
4,00
2,00
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Precio
Fuente:CasadeBolsa.

Servicios
THX y la ANH culminan operaciones
del pozo estratigráfico de Tierra Alta
L
a compañía dedicada a la admi-
nistración de proyectos de E&P,
THX Energy, aliado de la Agencia
Nacional de Hidrocarburos (ANH) en la
perforación del pozo estratigráfico Tierra
Alta 2-X-P en el departamento de Córdo-
ba, terminó, a finales del año pasado, las
operaciones que venía realizando en este
activo.
Con este pozo, que alcanzó una profundi-
dad de 8.711 pies, la ANH busca aumen-
tar el conocimiento geológico de la región
occidental de la cuenca Sinú-San Jacinto,
una de las menos exploradas del país. Se-
gún Carlos Arturo Espinosa, presidente
de THX Energy, el proceso de perforación
trascurrió con situaciones geológicas com-
plejas que se sortearon sin mayores com-
plicaciones operacionales y se logró alcan-
zar un récord en recuperación de núcleos
del 98%.
“La compañía dispuso de un equipo técni-
co calificado para extraer la columna estra-
tigráfica de la zona. Ahora, la ANH tiene la
tarea de evaluar el potencial de almacena-
miento o generación de hidrocarburos de
las rocas extraídas”, dijo Espinosa.
El trabajo técnico desarrollado en la región
estuvo acompañado de un fuerte compo-
nente social, con una inversión en proyec-
tos de apoyo a la comunidad, en asocio con
SERVICIOS
Fotos:LilianaÁvila.

el Programa de Consolidación de la Pre-
sidencia de la República. Desde que THX
inició operaciones en el país en 2008, ha
participado en 4 de los 5 pozos explorato-
rios dispuestos por la ANH, 2 como opera-
dor directo y 2 en calidad de interventores,
lo que le da a la empresa una participación
destacada en estos procesos.
De acuerdo con Espinosa, la compañía
está comprometida en seguir apoyando a
la agencia en sus futuras operaciones ex-
ploratorias para alcanzar su objetivo de
complementar la información geológica a
lo largo y ancho del territorio nacional.
A su vez, THX ve grandes oportunidades
para trabajar en el área de la administración
de proyectos con empresas de E&P, gracias
a los contratos recientemente firmados y a
los acuerdo por suscribirse este año.
SERVICIOS
Foto:LilianaÁvila.

SERVICIOS
Nace Vector Geophysical, la empresa de
exploración sísmica más grande de Colombia
Las firmas colombianas CGL, Geoespectro y G2 Seismic decidieron unir fuerzas para
formar una nueva compañía dedicada a la adquisición de información sísmica: Vector
Geophysical. La fusión de activos y experiencia convierte a esta nueva empresa en el
principal jugador del sector en Colombia y uno de los más destacados de Latinoamérica.
A
nte la creciente competencia, tres
de las principales compañías de-
dicadas a la adquisición de infor-
mación sísmica (CGL, Geoespectro y G2
Seismic) tomaron la decisión de fusionarse
para formar una nueva compañía, que des-
de enero de este año opera bajo el nombre
de Vector Geophysical, y así contar con la
suficiente capacidad financiera y opera-
cional para aprovechar las oportunidades
existentes en la exploración de hidrocar-
buros en el país.
Narciso Chiquillo, quien deja la presiden-
cia de Geoespectro para asumir las riendas
de esta nueva empresa, asegura que Vec-
tor, por el valor de sus activos y su nivel de
experiencia, se convierte en la mayor com-
pañía dedicada a la consecución de infor-
mación sísmica terrestre de Latinoamérica.
A la fecha, el conjunto de empresas que se
unieron para constituir Vector, cuentan con
más de 11.000 km2 de sísmica 3D y 8.000
km de sísmica 2D.
“Antes de que viéramos la oportunidad de
unir fuerzas, las tres compañía veían con
preocupación que este negocio no era sos-
tenible para jugadores pequeños, pues cada
día las operadoras se hacen más grandes,
con la generación de proyectos más sofis-
ticados y con mayores exigencias financie-
ras. Aunque contábamos con el equipo y
el personal necesario para desarrollar los
proyectos, no teníamos el flujo financiero
necesario para mantenernos y sostenernos
en un mercado con tanto riesgo e incerti-
dumbre. Considero que esta fusión fue una
decisión muy acertada, ya que en vez de
vernos en la obligación de cerrar o vender,
logramos unir fuerzas y experiencia. Con
esta determinación aumentamos nuestro
portafolio de clientes, como también el nú-
mero de cuencas terrestres trabajadas en
Colombia y así se puede aprovechar el auge
en la exploración sísmica en el país en el
corto y mediano plazo”, explicó Chiquillo.
Como sociedad, en 2013 las tres compa-
ñías hicieron una primera inversión con la
compra de 18.000 canales de equipo Unite,
tecnología inalámbrica y de última genera-
ción, por un valor de US$8 millones para
aumentar su capacidad a 32.000 canales
sísmicos disponibles. De esta manera, el
grupo busca aumentar su competitividad y
aprovechar las futuras oportunidades en el
mercado colombiano y próximamente en
otros países de Latinoamérica.
Foto:archivo.

SERVICIOS
Un panorama promisorio a pe-
sar de las dificultades
De acuerdo con el ingeniero Chiquillo, las
perspectivas de crecimiento de Vector en
el país son positivas, gracias a las perma-
nentes campañas de adquisición de infor-
mación de la Agencia Nacional de Hidro-
carburos (ANH) y a los compromisos para
la consecución de información sísmica,
tras los contratos asignados y firmados en
las últimas rondas. Además, hoy existen
más de cincuenta operadoras grandes, me-
dianas y pequeñas realizando actividades
exploratorias en el territorio nacional.
“Las oportunidades en el país son impor-
tantes y esperamos poder participar en es-
tos procesos a partir de este año. A pesar
de las crecientes dificultades en materia
social, ambiental y de permisos, confia-
mos en que con el apoyo de las autoridades
competentes, el mercado de sísmica siga
tan activo como en la última década”, dijo
Chiquillo.
Los directivos esperan que, una vez arran-
que la operación durante los primeros me-
ses de 2014, el número de empleados de
Vector, sumando los de la sede operativa
de Tocancipá y aquellos en los grupos de
campo, supere los 500 colaboradores. Adi-
cionalmente, se tiene previsto que en las
regiones la contratación aumente de 2.000
a 3.500 personas. Los planes a futuro de
Vector también prevén oportunidades de
expansión internacional. Según los direc-
tivos de la compañía, ya se evalúa el po-
tencial de otros países de Suramérica y el
Caribe.
Narciso Chiquillo, presidente de Vector
Geophysical.
Foto:archivo.

Corpac lanza
aplicación
para cálculos
de tubería
L
a distribuidora y comercializadora de
tubería y productos de acero, Corpac
Steel Products, hizo la presentación
de una nueva aplicación para equipos Apple,
con la cual los clientes podrán tener acceso a
una herramienta de cálculo de tuberías.
Esta herramienta proporciona toda la in-
formación relacionada con este negocio,
como tablas de tubería de acero, especi-
ficaciones, conversores y todos los demás
datos que un profesional de la industria
pueda necesitar.
“Conestanuevaherramienta,nuestrosclien-
tes tendrán acceso directo a estimados de
precios de tuberías, cotizaciones y ordenes
de pedidos, sin importar en donde se en-
cuentren”, dijo Jorge Woldenberg, presidente
de la compañía.
SNC-Lavalin gana un nuevo contrato
de consultoría con Ecopetrol
En el país, esta firma canadiense, especializada en el área de in-
fraestructura y construcción, ha desarrollado más de 33 proyectos
de ingeniería, dentro de los que se incluyen el diseño conceptual,
básico y de detalle para el desarrollo del campo de producción
Quifa de Pacific Rubiales. Adicionalmente, la empresa ha estado
a cargo de la interventoría técnica y administrativa del proyecto
Oleoducto Bicentenario y la ingeniería para la construcción de un
sistema modular de 480 KBWPD para el control de aguas de pro-
ducción del Campo Castilla, propiedad de Ecopetrol.
L
a compañía de servicios de ingeniería SNC-Lavalin fue acree-
dora de un contrato de servicios de consultoría con Ecopetrol
por US$87 millones, a través de su subsidiaria en Colombia,
Itansuca Proyectos de Ingeniería.
Bajo este acuerdo, la firma prestará los servicios de gerenciamiento
y consultoría en los proyectos de transporte y logística de la princi-
pal petrolera del país por un periodo de dos años. En la actualidad,
SNC-Lavalin es uno de los principales proveedores de Ecopetrol y un
apoyo para la operadora en su programa de distribución de crudo.
SERVICIOS
Foto:archivo.

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