Historia de la explotación petrolera en Arauca, Casanare y Meta (Colombia)

petróleo en colombia

Los contratos petroleros de concesión con grandes ventajas para el capital extranjero fueron la modalidad que prevaleció desde 1905. Desde los años 40 compañías multinacionales procuraron petróleo en la Orinoquia colombiana. En los años 70 los especialistas mostraron las bondades petrolíferas del subsuelo orinoquense. La supresión del sistema de concesión y la nueva forma de asociación estimularon al capital extranjero. 

El contrato de asociación es una herramienta que ha utilizado el país desde 1974 para vincular capital extranjero de peligro y tecnología privada internacional en la exploración de petróleo. Bajo esta modalidad se han encontrado los yacimientos petrolíferos en la Orinoquia. La filosofía del contrato de asociación es que el asociado privado realice bajo su nesgó las inversiones exploratorias. En el caso de encontrarse un campo productivo, su explotación la hace sociado y no individualmente, bajo la dirección de un comité ejecutivo en el que están representados la Nación, con Ecopetrol, y la compañía socia.

ARAUCA

El Departamento de Arauca a lo largo de múltiples años estuvo enmarcado en un contexto de abandono y marginalidad. Su economía se fundamentaba primordialmente en la actividad agropecuaria. Los recursos para inversión y gastos operativos del Departamento procedían de forma directa del gobierno nacional. Como es lógico, eran deficientes para atender las necesidades de un Departamento retrasado. Su cobertura en servicios de salud y educación era exageradamente baja y adolecía de la infraestructura vial y energética. La explotación petrolera en Arauca se empieza en 1959 con la perforación del pozo la Heliera 1 en Puerto Rondón y el pozo Tame 1 por la Socony-Mobil y la Shell en1960. En1980, Intercol horada los pozos Arauca 1 y dos en Saravena. En 1981 Ecopetrol horada el pozo Río Ele. Las precedentes perforaciones tuvieron una producción modesta. 

La actividad exploratoria a principios de los años 60 estaba en menoscabo, lo que condujo al país a transformarse en importador neto de crudo desde1975. Esta situación llevó al Gobierno nacional a entregar un viraje en la política petrolera, en el sentido de derogar el sistema de concesión y abrir paso al esquema de contrato de asociación, para estimular la vinculación de compañías petroleras internacionales al ámbito. Como fruto de esta política se generó el descubrimiento del pozo de Caño Limón, el más esencial en la historia colombiana hasta ese entonces, con reservas de 1,2 billones de barriles. Un año después se descubrieron otros pozos, como La Mandioca. y Matanegra. Estos descubrimientos marcaron el repunte de la producción de crudo que le dejó al país no solo lograr su autosuficiencia petrolera desde 1986, sino más bien recuperar su condición de exportador neto de crudo. Desde la óptica regional, este descubrimiento abrió las posibilidades de desarrollo a una zona marginada. La explotación de Caño Limón significó para la entonces intendencia y otros entes públicos de Arauca, tal como para la Nación, un incremento notable en sus ingresos. 

En 1986 los recursos transferidos por el campo de hidrocarburos a los diferentes entes de la administración pública en el país sumaron 17.798 millones dólares, monto del que el departamento de Arauca, los ayuntamientos de Arauca, Arauquita, Saravena y el Corpes Orinoquia recibieron el 38,1%. En1986, a merced de la mayor producción de crudo y a las reformas introducidas al régimen de regalías a través de la Ley 75 de 1986, las cesiones subieron a 44.491 millones de dólares. En nuestros días Arauca dejó de ser el primer productor para darle paso a Casanare con sus pozos de Cusiana y Cupiagua.

CASANARE 

Las primeras exploraciones que se efectuaron en el piedemonte llanero, en la cuenca de los Planos Orientales, las efectuó la compañía Shell en el pozo San M. 1 con desenlaces negativos. Más tarde, en la década de los 60, se horadaron los pozos Unete, Tauramena, Buetiavista y el Morro, que si bien dieron señales de petróleo, no presentaron desenlaces convenientes. En los 70 se efectuaron 12 exploraciones sin desenlaces positivos hasta el momento en que en la década de los 80 a se empezó una tercera etapa, firmándose catorce contratos de asociación, más de 6 mil km de sísmica y 22 pozos horadados. 

Los objetivos propuestos no se alcanzaron por el hecho de que no existía la tecnología para horadar a grandes profundidades en una zona con enormes contrariedades geológicas y poca información del subsuelo. Los pozos horadados en Cusiana y Cupiagua alcanzan entre 15.000 y 18.000 pies de profundidad, poco más del doble de los horadados en el yacimiento de Caño Limón en Arauca. En 1982 Ecopetrol y la compañía estadounidense Triton Colombia Inc., horadaron los pozos la Cabaña 1 y La M. 1 con desenlaces negativos. En 1986 la compañía inglesa Bnitish Petroleum Exploration BP, designada operador, y la compañía francesa Total, adquirieron una participación en este contrato de asociación llamado S. de las Atalayas. En 1988 con la perforación del pozo Cusiana 1, se descubre el gas y se abandona Cusiana 2 por inconvenientes mecánicos. En 1990 se empezó la perforación del pozo Cusiana 2, comprobándose de este modo la presencia de un enorme yacimiento de petróleo y de gas en el piedemonte casanareño, llamado Campo Cusiana. Con la evaluación de este campo, en 1992 se horadó el pozo Cupiagua 1, que dejó el descubrimiento de una estructura diferente, llamado campo Cupiagua.

Los hidrocarburos de estos campos poseen petróleo, gas y agua y se hallan guardados en 3 formaciones geológicas diferentes: Mirador, Navío y G. El alto grado de porosidad y permeabilidad de la roca sedimentaria en donde se encuentran los hidrocarburos deja un alto grado de fluidez, consiguiendo eficaces niveles de producción. Los crudos de Cusiana y Cupiagua son de genial calidad, su bajo contenido de sal y azufre, y la ausencia de metales, como el vanadio y el níquel, los hacen atractivos para el mercado mundial. Los campos poseen más de 2.000 millones de barriles de petróleo y cantidades significativas de gas. Con el propósito de optimizar la infraestructura de oleoductos existentes en el país, la producción de Cusiana y Cupiagua se efectúa en 2 etapas: la primera dejó generar 190 barriles al día, al paso que la segunda dejará estabilizar la producción en 500 barriles diarios. Las inversiones de cara al desarrollo del proyecto se estiman en cinco mil millones de dólares y también incluyen construcción de las instalaciones y oleoductos y trabajos de perforación. 

META

Ecopetrol efectúa actividades de exploración y explotación en el área de la Oninoquia desde los años 70, cuando se descubrieron los campos de Castilla y donde en nuestros días explota en asociación, con la Chevron los campos Castilla y Chichiméne. El descubrimiento del Campo Apiay se efectuó en 1981, con la perforación del pozo Apiay 1, que generó en pruebas 1500 barriles diarios de petróleo. Con este descubrimiento se acentuó la exploración en el área, dando como desenlace el descubrimiento de los campos Sunia, Guatiquía y Libertad. De cara al desarrollo de estos campos se horadaron 52 pozos en el área Apiay-Aniani, se acentuó el trabajo en los campos Castilla norte y este; se edificaron las estaciones recolectoras de crudo Apiay-Sunia-Libertad. El proyecto de gas cuenta con una planta compresora, una unidad deshidratadora y estaciones receptoras de gas en Villavicencio y Bogotá. Se edificó por si fuera poco una planta de refinería y el Oleoducto Central de los Planos que transporta el crudo a los centros de refinería del país. 

Existen 3 estaciones recolectoras (Apiay, Brote y Libertad-Reforma) con capacidad de tratamiento de 45 barriles promedio al día y 150 barriles de almacenaje. Las estaciones tienen como objetivo separar, medir y recoger la producción de crudo, gas y agua para dejar el crudo en las especificaciones demandadas para su entrega a las estaciones de bombeo del Oleoducto Central de los Planos, el que lo manda a la Refinería de Barrancabermeja para su procesamiento. La planta de refinería se diseñó para procesar 2.500 BPD de crudo de los campos de Castilla y Apiay y para generar 1.500 BPD de asfalto sólido con la intención de aprovisionar la demanda del centro y oriente del país. Aparte del asfalto, se consigue para el Departamento, 250 BPD de Gasolina, 100 BPD de keroseno, 750 BPD de ACPM. De la planta de gas desarrollada para procesar 18 millones de pies cúbicos al día MPCD de gas procedente de los campos de Apiay, Sunia y Libertad-Reforma, se consigue gas comburente, gasolina natural y propano refrigerante. 

La planta produce el gas comburente para consumo familiar de Villavicencio y Santa fe de la ciudad de Bogotá. El gaseoducto Apijiy-Villavicencio- Bogotá con una longitud de 133 km, transporta 15 millones de pies cúbicos al día -MPCD- de gas socio procedente de los campos de Apiay, Sunia y Libertad. Finalmente se edificó la estación de bombeo Apiay que recoge, guarda y despacha los crudos procedentes de los campos de Apiay, Sunia y Libertad-Reforma.


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