Contenido. Crudos pesados, un nuevo horizonte. Pág. 20. ed. No. 2

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2 Contenido ed. No. 2 Pág. 20 Crudos pesados, un nuevo horizonte Con el agotamiento de los recursos tradicionales y de fácil extracción, el desarrollo de un mercado enfocado en crudos pesados se convierte en una prioridad para la industria energética. Esta edición incluye una mirada a la dinámica de este tipo de petróleo en Colombia. Pág. 12 Exploración y Producción Encuentre todo sobre los últimos descubrimientos a lo largo del territorio nacional. Equion, Ecopetrol y Canacol Energy son algunas de las empresas que han contado con suerte en su trabajo exploratorio. Pág. 14 Caguán-Putumayo, una frontera promisoria y exigente La cuenca Caguán-Putumayo representa solo el 3,7% de la producción total del país, y es una de las regiones con mayor prospectiva. La campaña exploratoria en el área es activa y se esperan importantes descubrimientos en el corto y el mediano plazo. Pág. 28 Negocios Las principales movidas han sido las adquisiciones por grandes jugadores. Estas millonrias compras han redefinido las cargas y la perspectiva de la industria. Pág. 32 Ronda 2012, arranca campaña exploratoria con 50 nuevos contratos A inicios de diciembre del año pasado se cerró oficialmente el último proceso de rondas abiertas de la ANH, en el cual, finalmente, se otorgaron 50 nuevas áreas exploratorias de las 115 disponibles. En esta sección encuentra los pormenores del proceso y todos los resultados. Pág. 37 Bonos ambientales respaldados en recursos hidrocarburíferos y mineros Ante las preocupaciones que invocan un mayor compromiso con el patrimonio ambientall y las comunidades, surgen nuevas alternativas como los bonos ambientales. Pág. 40 Un personal calificado, base del desarrollo minero-energético Uno de los objetivos del sector extractivo es superar los cuellos de botella que enfrenta, como una carente infraestructura y la falta de profesionales idóneos. El talento humano es el fundamento del crecimiento de la industria. 3

3 Contenido ed. No. 2 Contenido ed. No. 2 Pág. 56 Satisfacer las necesidades energéticas, sin comprometer el equilibrio del medio ambiente Pág. 82 Los nuevos desafíos en materia de riesgos, del ámbito nacional al contexto local Foto: Ejército Nacional La industria extractiva ha demostrado su compromiso con un desarrollo sostenible mediante innovadoras iniciativas, como la reforestación y la adhesión a exigentes estándares. A su vez, nuevos emprendimientos buscan la generación de energía a partir de fuentes alternativas. El panorama de riesgos ha venido cambiando durante los últimos años, con un incremento de los riesgos locales y una disminución de las contingencias a nivel nacional. Esta tendencia requerire de un cambio en la manera en que las empresas del sector enfrentan este escenario. Pág. 48 Servicios Con la llegada de nuevos proveedores e importantes inversiones para competir en el mercado colombiano se incrementa la oferta para suplir la creciente demanda de los operarios y las empresas vinculadas al sector extractivo.. Pág. 54 Dinámica regional del sector de bienes y servicios petroleros en Colombia En la Expo Oil & Gas Colombia 2012 Campetrol presentó su segundo estudio económico, en asocio con Fedesarrollo.. La generación de empleo, el origen de la tecnología usada y la demanda de bienes y servicios son objeto de análisis. Pág. 70 Una mirada a las acciones petroleras Qué tan baratos están los títulos de las compañías petroleras que cotizan en la BVC? En esta sección encuentra un breve análisis a partir de un enfoque multidimensional. Pág. 75 Juan Carlos Pinzón, un líder con tradición y trayectoria castrense No es un secreto que el actual ministro de Defensa es uno de los asesores de confianza del presidente Santos, quien le entregó la difícil tarea de dirigir los asuntos militares y de seguridad en medio de un conflicto circunscrito a las negociaciones de paz. Pág. 84 Agenda Esta sección es el punto de referencia para conocer cuáles son las próximas conferencias, convenciones y otros eventos de la industria entre los que se destaca Colombia Genera, organizada por la ANDI, y la Latinamerica Assembly del Oil Council. Pág. 94 Gente El final del año pasado estuvo marcado por una agitada vida social y eventos de primera que reunieron a los principales tomadores de decisiones del sector y miembros del Gobierno. Cartagena y Bogotá fueron los escenarios de lo más destacado en este ámbito. Pág. 52 Stephen Newton, testigo del ascenso del sector petrolero colombiano Este ingeniero de petróleos, con más de 40 años de experiencia internacional en la industria petrolera mundial, ha dedicado una buena parte de su vida al desarrollo del sector en Colombia. Pág. 64 La banca local, comprometida con el crecimiento del mercado petrolero Los bancos han demostrado que cuentan con el capital para financiar el desarrollo de los hidrocarburos. Esta es una mirada al aporte y al potencial del sector financiero como catalizador del futuro. Pág. 72 Gobierno Con un cierre de año exitoso, las autoridades han marcado nuevos objetivos en materia de producción y reservas. El acompañamiento del Estado y una renovada estructura institucional servirán para mantener la curva scendente. Pág. 78 Aplicación de la Ley de Prácticas Corruptas Extranjeras de EE.UU. en Colombia Un análisis de la relevancia de la Ley de Prácticas Corruptas Extranjeras promulgada en EE.UU. para las compañías dedicadas a actividades de exploración y explotación de recursos naturales en el país. Pág. 90 Vida Energética La ampliación de la oferta culinaria, nuevas galerias, eventos deportivos de primera, así como más opciones de diversión y entretenimiento están a la orden del día. Se destaca una nutrida agenda de golf para los entusiatas de este deporte. Pág. 97 Clasificados Anuncios de empleos y profesionales que buscan trabajo en el sector minero-energético. 4 colombiaenergia.com 5

4 Créditos Director Thomas Willatt Editor Julio César Belalcázar Editora reportes especiales Liliana Ávila Sánchez Equipo editorial Natalia González Liliana Gaona Óscar Arango Relaciones públicas y comunicaciones Rebecca Whitelaw rwhitelaw@colombiaenergia.com +57 (1) (311) Paula Pachón ppachon@colombiaenergia.com Diseño Mocion S.A.S. info@mocionsoft.com Diego López Johanna García Édgar Izquierdo Impresión Disonex Suscripciones suscripcion@colombiaenergia.com Editorial editorial@colombiaenergia.com Publicidad publicidad@colombiaenergia.com Maracuya Media Calle 70A # 4-87 Of. 202 Bogotá D.C. +57 (1) MARACUYA MEDIA S.A.S Todos los derechos reservados prohibida reproducción parcial o total sin autorización expresa de Maracuya Media 6 colombiaenergia.com

5 Podemos más El sector petrolero viene creciendo de forma continua y el año que acaba de terminar no fue la excepción a esta tendencia. El sábado 29 de diciembre se registró el pico en la producción del país: 1 millón 15 mil barriles. Con esta marca se superó la meta trazada del millón de barriles y se logró ingresar a las grandes ligas de los principales productores del mundo. Además, la inversión extranjera para el sector minero-energético en su conjunto superó los US$ millones el año pasado. Estas son cifras contundentes que auguran un buen futuro. Ante los hechos, tanto los empresarios como el Gobierno han anunciado que van por más, con base en su confianza en el potencial geológico del país. Julio César Belalcázar Santodomingo Para alcanzar este nivel no solo ha sido indispensable el compromiso del empresariado con los objetivos trazados, sino adquirir una madurez institucional a través de los años que ha catapultado a la industria. Un ejemplo de esto son los positivos resultados de la reciente Ronda Colombia organizada por la ANH y en la que se recibieron ofertas por 50 bloques que, según estimativos gubernamentales, requerirán más de US$2.600 millones en inversiones para su exploración. Con este antecedente el énfasis de la industria va estar en la búsqueda de nuevas oportunidades para mantener el ritmo que trae. Los desafíos y avances en materia de exploración serán temas que trataremos a fondo en nuestra próxima edición. En cuanto a los retos para este 2013 se destaca el trabajo que la industria deberá hacer para comunicar sus necesidades, objetivos e, incluso, para contextualizar sus logros frente a la sociedad. No solo se trata de construir valor con los comunidades donde las compañías adelantan labores de exploración y producción, sino de elevar el perfil del sector. A medida que ingresan más recursos destinados para la producción de crudo se incrementa el foco de atención. En este entorno, los retos serán demostrar que los hidrocarburos no sólo atraen más recursos, sino que la industria es capaz de generar encadenamientos productivos, servir para el desarrollo tecnológico y para alcanzar una mayor competividad, cumplir con ser la principal fuente de recursos para el Estado y generar, directa o indirectamente, más prosperidad para todos los colombianos. 8 colombiaenergia.com

6 Colaboradores Margarita Villate Supelano, directora ejecutiva de Campetrol Esta bióloga de la Universidad Nacional de Colombia con máster en Planeación y Desarrollo; y con especialización en Alta Gerencia, asumió la dirección ejecutiva de la Cámara de Servicios y Bienes Petroleros (Campetrol) en 2008, luego de haberse desempeñado como directora de gremios como la ANDI y Afidro. Campetrol agrupa a las empresas nacionales y extranjeras que ofrecen servicios petroleros con el objetivo de facilitar la identificación de los problemas comunes de las compañías, procurar sus soluciones y asegurar el fortalecimiento del subsector de servicios y suministros de bienes para el beneficio del país. Glenn Faass, socio Gerente; Santiago Gonzalez Rojas, asociado; y Mauricio Zagarra, socio, Norton Rose Norton Rose Colombia combina la experiencia local de sus colaboradores con las ventajas que ofrece una red internacional de más de 150 especialistas, con amplios conocimientos de las industrias del petróleo y del gas. El espectro de trabajo de la firma cubre toda la gama de operaciones y actividades vinculadas con este sector. Norton Rose tiene un conocimiento especializado, que comprende la concesión de derechos de exploración, la producción, la transformación, el transporte, la venta y el aprovechamiento de hidrocarburos. También cuenta con una amplia experiencia en fusiones y adquisiciones, financiamiento (por ejemplo, a través del mercado de capitales, la emisión de deuda corporativa, financiamiento de proyectos, el comercio estructurado y la adquisición de commodities), temas de regulación y solución de controversias, entre otros. Carlos A. Vargas, profesor Universidad Nacional de Colombia Carlos Vargas es 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. 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 financiero más grande en Colombia, el Grupo Aval. Alejandro, 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. Daniel Linsker, vicepresidente de Servicios Globales de Control Risks Linsker está a cargo de la estructuración y manejo de proyectos de gestión de riesgo estratégico dentro de Control Risk. Antes de asumir este cargo, Daniel fue profesor de política de América Latina en el London School of Economics, jefe del área de Análisis de Riesgo de la región en Control Risks, y asesor estrategico en una campaña presidencial. Control Risks es una consultora de riesgo corporativo multinacional británica, con 34 oficinas a nivel global. Fundada en 1975, es la asesora de confianza de casi tres cuartos de las empresas listadas en la revista Fortune Global 500. Así mismo ayuda a sus clientes a identificar, entender y gestionar riesgos políticos, sociales, de seguridad, operacionales y de integridad en cada etapa de inversión, tanto a nivel macro como a nivel local. 10 colombiaenergia.com

7 E&P E&P 1 Equión, Ecopetrol y Petrobras anuncian descubrimiento de gas en alta mar Ecopetrol S.A. y Equión Energía, el operador del pozo exploratorio Mapalé-1, que se encuentra en las aguas del mar Caribe, informaron que las pruebas llevadas a cabo en este pozo revelaron la presencia de gas natural. El Mapalé-1 pertenece al bloque RC5, adjudicado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en la Ronda Caribe 2007, y junto al Mapalé-2, son los primeros pozos que Ecopetrol perforó en el Caribe colombiano, en las afueras de Cartagena. Las empresas han dado información sobre la profundidad de la perforación efectuada o especificaciones técnicas. Ahora, Equión dará inicio a la fase de evaluación técnica con base en los resultados de exploración, así como con los datos de la evaluación sísmica realizada con anterioridad. Con la recopilación y el análisis de la información se podrán conocer las dimensiones del hallazgo. Equión Energía es la empresa operadora que tiene una participación del 40,56%, mientras que Ecopetrol y la brasileña Petrobras son dueñas del 27,44% y 32% de la empresa, respectivamente. 2-3 Canacol Energy avanza su exploración en el Valle Medio del Magdalena y los Llanos La petrolera Canacol Energy Ltd. dio a conocer nuevos descubrimientos en el pozo de exploración Mono Araña, perteneciente al contrato de E&P VMM2 y ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Este pozo fue perforado hasta los pies de profundidad y actualmente se lleva a cabo un revestimiento intermedio para poder continuar con los trabajos de perforación hasta alcanzar los pies. Estamos muy complacidos con los resultados iniciales del pozo de exploración Mono Araña, el cual ha confirmado petróleo en la formación somera convencional Lisama. Este resultado es muy positivo para nuestro contrato adyacente Santa Isabel, en el cual operamos con una participación del 100% y en el cual hemos identificado 4 prospectos similares en la forma- ción Lisama, con base en la sísmica 3D recientemente adquirida, dijo Charle Gamba, CEO de Canacol. El consorcio involucrado en el programa de exploración VMM2 incluye a también a ExxonMobil y Vetra, el operador del contrato. La compañía tambien encontró un nuevo yacimiento en los Llanos Orientales, en una sección de Rancho Hermoso, emblemática propiedad de Canacol desde finales del Hemos encontrado un nuevo canal en la formación Los Cuervos-Barco, en la parte norte del campo Rancho Hermoso, aparentemente en condiciones vírgenes de yacimiento, un resultado que no era esperado en esta parte del campo, expresó Gamba sobre el hallazgo. 4 Petroamerica encuentra crudo ligero los Llanos La junior Petroamerica Oil Corp. dio a conocer el estado actual de sus operaciones en los cinco bloques en los que cuenta con alguna participación. Uno de los más relevantes fue el hallazgo de crudo ligero en La Casona-1, ubicado en el bloque El Edén, donde la petrolera cuenta con una participación del 40%. Si bien, un 15% todavía debe ser aprobado por la Agencia Nacional de Hidrocar- buros (ANH), la empresa participa activamente en la perforación y las pruebas correspondientes. Tras la perforación, la cual alcanzó una profundidad de pies en la formación Une, se encontró petróleo en las reservas C7, Mirador, Gachetá y Une. La evaluación petrofísica LWD y los registros de pozo entubado (cased-hole logs) revelaron un potencial de más de ochenta pies de retorno neto de hidrocarburos en el pozo. Los dos objetivos principales del yacimiento, el Mirador y Une, han presentado retornos brutos de hasta 40 pies (TVD) y 77 pies (TVD), respectivamente. En este bloque también participan Parex y Cepcolsa. Nuevo descubrimiento de petróleo en el Tolima por parte de Petrobras El 27 de octubre de 2012, la firma inició una prueba de larga duración en el pozo Guando SW1, donde se evalúa el potencial del descubrimiento. Los primeros estudios realizados indican que el crudo tiene una calidad de 23,9 grados en la escala API y que este yacimiento tendría un potencial de producción de 500 barriles de petróleo por día. Sin embargo, Petrobras aseguró que continuará realizando estudios para seguir evaluando el potencial de este descubrimiento. 12 colombiaenergia.com 13 PERÚ En este mismo bloque del contrato de Asociación Boquerón, Petrobras desarrolló hace 12 años el Campo Guando, uno de los mayores descubrimientos de petróleo en Colombia de los últimos 15 años, cuya producción actual está por encima de los barriles de petróleo por día. El Contrato de Asociación Boquerón fue suscrito el primero de octubre del año 1995 y actualmente está compuesto por Ecopetrol, Nexen y Petrobras (este último como operador). Actualmente, la empresa brasilera tiene en el país, en el segmento de exploración y producción, participación en seis campos de producción (actuando en cuatro como operador) y en trece bloques exploratorios, seis de ellos costa afuera, uno de sus principales fuertes. 6 Primeros hallazgos de petróleo en bloque Samán El área del contrato de E&P Samán, ubicada en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, arrojó resultados positivos para Hocol, empresa del grupo Ecopetrol. Según la petrolera, el pozo exploratorio Bonga-1, perforado a finales de2011, alcanzó una profundidad de pies y encontró el objetivo principal (formación Ciénaga de Oro) a pies. Conforme a las pruebas iniciales las tasas de producción promedio del pozo llegó a los 18 mmcfpd (millones de pies cúbicos por día). Hocol, por su parte, informó que en el bloque Samán se logró un segundo descubrimiento mediante la perforación del pozo exploratorio Mamey -1, perforado a comienzos de El pozo alcanzó una profundidad de pies y encontró su objetivo primario (formación Ciénaga de Oro) a pies. En las pruebas iniciales de producción, se registró una tasa estabilizada de 39 mmcfpd en choke de 40/64 y una producción de condesado de API, a una tasa de barriles por día (bpd). Estos pozos están a menos de veinte kilómetros de los gasoductos disponibles en el área, lo que facilitará la puesta en marcha de la labor extractiva.

8 Caguán- Putumayo, una frontera promisoria y exigente Aunque actualmente la cuenca Caguán-Putumayo representa solo el 3,7% de la producción total de petróleo del país, esta una de las regiones con mayor prospectiva de desarrollo en la industria extractiva. Sin embargo, los problemas de infraestructura y, sobre todo, de orden público son los principales obstáculos para el crecimiento del sector petrolero en la zona. Foto: Giovanny Pulido 14 colombiaenergia.com 15

9 Caguán-Putumayo, una frontera promisoria y exigente Actividades de exploración y producción cuenca Caguán - Putumayo La cuenca Cagúan-Putumayo localizada en el suroccidente del territorio nacional y tiene un área de km2 y está distribuida entre los departamentos de Meta, Caquetá y Putumayo. Limita al noreste con la Sierra de la Macarena, al sur con las fronteras de Ecuador y Perú, al este con la Serranía de Chiribiquete y al noroeste con el Sistema de Fallas del Pie de Monte de la Cordillera Oriental. Sus reservas naturales ocupan el 7,8% de la zona; es decir, km2. Caguán-Putumayo comparte su historia geológica con la Cuenca de Oriente en Ecuador. La roca fuente de esta zona es comprendida por las formaciones Caballos y Villeta, y en la cual se estiman recursos recuperables de petróleo entre 34 MMbbl y 419 MMbbl. Orito y Capella figuran como los principales descubrimientos de la zona. El primero, a cargo de Ecopetrol, está en producción desde hace más de 20 años. Por su parte, Capella fue descubierto en 2008 y ofrece grandes oportunidades para la extracción de crudo de alta densidad. Aunque esta es una las cuencas con mayor información geológica del país, por razones de seguridad y estrategia de negocio, la exploración se ha concentrado en puntos específicos del piedemonte, dejando de lado la zona oriental de esta región. Con este panorama, se estima que gran parte de las oportunidades de la región aún están ocul- tas. De acuerdo con el volumen 16 de Earth Sciences Research Journal, revista científica de la Universidad Nacional de Colombia, se estima que la cuenca Caguán-Putumayo tiene recursos sin descubrirse de 557 MMbbl. Orito y Capella figuran como los principales descubrimientos de la zona. El futuro productivo de la cuenca depende entonces de la campaña exploratoria que más de 16 compañías están adelantando en este momento. Las firmas que han decidido buscar oportunidades en la zona le apuestan, sobre todo, al potencial de crudo pesado de la región, y su característica en común es que comparten una gran experiencia en el mercado petrolero. Una región para grandes jugadores A la fecha solo 11 bloques de la cuenca están en etapa productiva. Estos están localizados principalmente al suroccidente de la región, cerca a la frontera con Ecuador, y están a cargo de importantes firmas del sector que, a su vez, le están apostando a otros bloques exploratorios en la zona. El campo Costayaco, operado por Gran Tierra, es actualmente el primero en producción, con un promedio de barriles de crudo por día (datos a junio de 2012). Según la compañía, se calcula que Costayaco cuenta con reservas del orden de 16,4 MMbbl. La firma canadiense además tiene a su cargo dos bloques productivos y siete exploratorios. Para este año, Gran Tierra planea concentrar parte de su campaña de exploración de la zona en el bloque Putumayo 10, el cual se encuentra cerca de las operaciones existentes de la operadora en el piedemonte de la cuenca. Ecopetrol es otra de las compañías con operaciones importantes extractivas en el área. A la fecha, produce en promedio barriles de petróleo en sus seis bloques productivos. Orito es su campo con mayor participación en la producción de petróleo, con barriles por día. Además de estas operaciones, la gigante estatal opera dos bloques exploratorios en la zona: Samichay A y Samichay B. De otro lado, Emerald Energy, parte del Grupo Sinochem, adelanta operaciones extractivas en dos bloques y tiene a su cargo otros cuatro contratos de exploración. Esta empresa, con base en Inglaterra, registró en 2008 el descubrimiento del Campo Capella, el cual promete ser una fuente importante de petróleo de alta densidad. Emerlard, junto con su socia Canacol Energy, adelanta actividades en la primera etapa de desarrollo del proyecto y, a futuro, el plan está concentrado en la perforación de pozos adicionales y la construcción de facilidades de producción. La última de las productoras es Amerisur, la cual tiene el 100% del contrato Platanillo, con dos pozos extractivos. Para 2012, la estrategia de la empresa se concentró en la perforación de más de seis nuevos pozos en la región para así aumentar la producción de crudo a BDP. Mientras estas cuatro compañías planean consolidar sus operaciones gracias al desarrollo de sus proyectos ya existentes y por desarrollar, otras 12 firmas están trabajando para poder sumarse a este listado de productoras en la región. Entre ellas están Hupecol, Petrominerales, Petronova, Petróleos del Norte, Monterrico, Vast, Petroca- ribbean Resources y Pacific Rubiales, con dos bloques bajo su operación directa y dos de C&C Energía, empresa que adquirió recientemente. 12 empresas operadoras adelantan actividades de exploración en la zona. No cabe duda de que una de las compañías que más la apuesta a la cuenca Caguán-Putumayo es la canadiense Canacol Energy, que además de su participación en Capella, opera cuatro proyectos de exploración y participa en forma minoritaria en dos bloques con potencial de Áreas en exploración Áreas de producción Áreas asignadas en Ronda 2012 crudos livianos de la mano de C&C Energía. Con estos avances, Canacol se consolida como una de las compañías con mayor cantidad de tierra a su cargo. Para nosotros la Cuenca del Caguán Putumayo es una de las más atractivas áreas para la exploración de crudos pesados en Colombia y es precisamente por esta razón que hemos consolidado una amplia e importante posición de tierras de aproximadamente un millón de acres netos, dijo Charle Gamba, CEO de Canacol Energy. Vetra es otra de las firmas con una fuerte presencia en la zona, gracias a sus cuatro bloques exploratorios localizados cerca a áreas productivas de la cuenca, como el bloque Suroriente, operado por Ecopetrol, en el que tiene una participación de 25% junto con NTC. Fuente: ANH 16 colombiaenergia.com 17

10 Caguán-Putumayo, una frontera promisoria y exigente Bloques asignados en la Ronda 2012 Las empresasque le apostaron a la región En total se asignaron siete de los quince bloques ofrecidos en la Ronda 2012, los cuales están concentrados en las zonas con exploraciones activas, lo que sugiere que las empresas se siguen inclinando por el desarrollo de campos que están localizados en áreas con información geológica y que acarrean poco riesgo para el operador. Todos los bloques tipo I y II de la cuenca Caguán-Putumayo fueron entregados, pero solo uno de los ocho clasificados como tipo III recibió una de las ofertas más altas de toda la Ronda. Con una inversión adicional de US$31,8 millones por el bloque Put 17. Ecopetrol se hizo acreedor de este campo ubicado al noroccidente de la región. La empresa estatal también quedó a cargo del bloque Put 13. Por su parte, la unión temporal de Amerisur y Pluspetrol, el consorcio Optima-Range, Petróleos Sud Americanos, Petróleos del Norte y Gulfsands Petroleum adquirieron un bloque cada uno. Esta última empresa es uno de los nuevos jugadores que decidieron apostarle a Colombia en la Ronda Con estas nuevas operaciones se esperan inversiones adicionales en exploración cercanas a los US$46 millones en los próximos años, lo que ratifica el interés de las compañías en la zona. Los retos para la industria En cuanto a las instalaciones y las construcciones para el sector, esta región cuenta únicamente con Oleoducto Trasandino de Ecopetrol, una línea de 306 km que transporta petróleo del Campo Orito hasta el puerto de Tumaco en el Pacífico. Si bien, este es un medio importante para sacar crudo de la cuenca Caguán-Putumayo, no cubre toda el área productiva de la región. Para mitigar los rezagos en infraestructura, el Gobierno y el sector privado trabajan para mejorar la conectividad del país en materia de carreteras, redes eléctricas y oleoductos. Actualmente, existen diferentes proyectos que buscan mejorar las condiciones para el desarrollo de las operaciones petroleras en todo el país, pero para que esto sea una realidad en la región que comprende esta cuenca, primero, es necesario lograr su estabilidad en materia de orden público. Los departamentos de Meta, Caquetá y Putumayo han sido unos de los principales testigos del conflicto que se ha vivido en Colombia por casi cincuenta años. Desde mucho antes de que se hablara del primer proceso de paz y una zona de despeje, este territorio tuvo que soportar el hostigamiento de grupos guerrilleros que operaban en la zona. En la región se registraron parte de las peores arremetidas terroristas en Fuente: ANH el país, como la toma de la base militar de Las Delicias en Puerto Leguizamo (Putumayo), en agosto de 1996 por parte de las FARC. En este ataque murieron 27 militares, 16 quedaron heridos y 60 fueron secuestrados. Tras sufrir diferentes ataques, los pobladores de la región tuvieron que afrontar las consecuencias de la desmilitarización de cerca de km2, correspondientes a la zona de distención que el presidente Andrés Pastrana entregó a las FARC en 1999, como parte del proceso de paz de la época. Dicha zona, formada por las poblaciones de La Uribe, Mesetas, La Macarena y Vista Hermosa, en Meta, y San Vicente del Caguán, en Caquetá. Por más de tres años, la sociedad civil tuvo que soportar las reglas impuestas por el grupo guerrillero en la región y posteriormente el recrudecimiento de la guerra tras el fracaso de estos diálogos de paz. Los departamentos de Meta, Caquetá y Putumayo han sido unos de los principales testigos del conflicto que se ha vivido en Colombia. Pero con los planes para retomar el área y el fortalecimiento de las actividades militares, gracias a la política de seguridad democrática del presidente Álvaro Uribe, que ha continuado sus sucesor, Juan Manuel Santos. Así retornó paulatinamente la tranquilidad a la región y se reactivaron las actividades de la industria extractiva. Pese a estas acciones, aún hay una fuerte presencia de fuerzas armadas ilegales en la zona que conforma la cuenca Caguán-Putumayo. La infraestructura, la logística y los trabajadores de las empresas del sector de hidrocarburos han sido víctimas de los ataques de las FARC y otros grupos ilegales. Según explicó Juan Carlos Pinzón, ministro de Defensa, estos actos terroristas son la respuesta de los grupos ilegales a las acciones del Gobierno para así entorpecer las operaciones de uno de los sectores que genera mayores riquezas para el país. Estos ataques han obligado a empresas como Ecopetrol a interrumpir sus operaciones o el transporte de crudo a través del Oleoducto Transandino, que saca el petróleo producido en sus campos hasta Tumaco. yan a evitar las acciones terroristas que se han presentado. Dentro de este plan se incluye la activación de ocho nuevos batallones, uno de ellos en Putumayo. El Ministerio de Defensa ha puesto en marcha una nueva estrategia de protección a la infraestructura. Mecánicos Asociados S.A.S, ha acompañado a Ecopetrol en sus actividades del Putumayo por un largo periodo, tanto para labores de operación y mantenimiento en superficie, como en el mantenimiento del oleoducto Trasandino hasta hace pocos años. El ingeniero Mario Ardila, gerente de operación y mantenimiento de la compañía, explica que el desarrollo de las operaciones en esta zona de Colombia ha sido un reto importante, para lograr los objetivos y metas acordadas con el cliente, a pesar de las grandes dificultades impuestas por los factores externos de la zona. La planeación de la logística de seguridad para ir a ciertas áreas era incluso más compleja que los mismos trabajos Para hacerle frente a este tipo de situaciones, el Ministerio de Defensa ha puesto en marcha una nueva estrategia de protección a la infraestructura, con el cual se busca mejorar los esfuerzos que contribude mantenimiento, pero sin duda la situación ha mejorado gracias al cambio favorable del orden público del país. Nuestro deseo es continuar trabajando allí y esperamos poder seguir de la mano con Ecopetrol o cualquier otra empresa interesada en las oportunidades presentes en esta región, dijo Ardila. Además de estos inconvenientes, Humberto Calderón Berti, presidente de Vetra, considera que a raíz del cambio del sistema de regalías el trabajo con las comunidades es ahora más difícil, pues los gobiernos locales no están recibiendo la misma cantidad de dinero producto las operaciones del sector. Y, por lo tanto, se están presentando más bloqueos y protestas, pues las comunidades están haciendo más exigencias a las petroleras. De lograrse la estabilidad en orden público que el sector privado y el Gobierno esperan, las empresas podrán desarrollar la infraestructura y los campos petrolíferos necesarios para impulsar la producción en la región. De igual manera se abren las posibilidades para desarrollar una red de oleoductos más extensa, que permitiría sacar la producción del sur de los Llanos hacia el Pacífico. 18 colombiaenergia.com 19

11 Crudos pesados, un nuevo horizonte Con el agotamiento de los recursos tradicionales y de fácil extracción, el desarrollo de un mercado enfocado en la extracción de crudos pesados se convierte en una prioridad para la industria energética mundial. Foto: Ecopetrol 20 colombiaenergia.com 21

12 Crudos Pesados Lecciones de los grandes jugadores De acuerdo con la consultora IHS Cera, América Latina cuenta con el 48% de las reservas recuperables de crudos pesados en el mundo y Colombia es el quinto mercado de la región con mayor potencial para la explotación de estos recursos. Con importantes descubrimientos como los campos Quifa y Rubiales en la cuenca de los Llanos y Capella en el Putumayo, el país ha venido avanzando en un mercado que está adquiriendo cada día más protagonismo y del cual dependerá buena parte de la producción de combustibles fósiles del globo. Se estima que de la producción de petróleo actual de Colombia, el 45% corresponde a crudos pesados y todo apunta a que en el 2018, cuando el país sobrepase la barrera del millón de barriles por día, los aceites alta densidad representen el 60% del total, gracias al desarrollo de los pozos actuales y a los descubrimientos que se auguran para el futuro. Sin embargo, para llegar a ese punto, el sector y las empresas tienen que enfrentar diferentes brechas para garantizar el mayor aprovechamiento de estos recursos, pues la extracción de este petróleo aún presenta varios retos. Por su alta viscosidad, este petróleo necesita de estimulación térmica y química para ser extraído de los pozos. Sin embargo, a pesar de los avances en diferentes técnicas de inyección de vapor o tecnología in situ para la producción del crudo pesado, en la mayoría de los casos, el factor de recobro no es mayor al 20%. Con un bajo porcentaje de aprovechamiento como este, se debe trabajar para encontrar soluciones que garanticen una mayor extracción del recurso y permitan una adecuada administración del mismo, debido a su Distribución geográfica de crudos pesados Crudo pesado técnicamente recuperable por región. Billones de barriles de petróleo (Bln bbl) *Arenas bituminosas estarían incluidas en crudos pesados **Se excluyen 212,2 Bln bbl de arenas bituminosas en Siberia y pequeños depósitos en áreas remotas Fuente: Usgs degradación natural por oxidación, este crudo tiene un importante contenido de sal y sustancias venenosas como el azufre, y en ocasiones sulfuro de hidrógeno. Todo esto hace necesario la utilización de tratamientos especiales de refinación para obtener un producto comercializable. 45% Esta es la participación estimada de los crudos pesados en la producción total de petróleo de Colombia. A estas particularidades se suma el hecho de que Colombia no cuenta con oleoductos capaces de transportar crudo denso hacia las refinerías o puertos marítimos, lo que en terminos operativos significa un problema logístico y financiero, ya que es necesario importar diluyentes como nafta (fracción ligera de petróleo natural) para aligerar la mezcla. Bajo estos parámetros, es imprescindible que el sector se concentre en el desarrollo de varios proyectos que ya están en curso y asuma la requerida planeación para poder tener una industria que esté preparada y calificada para una masiva producción de crudo pesado en el futuro. De esta manera se conseguirán resultados como los obtenidos en Venezuela, Canadá o China, que ya han adelantado estos esfuerzos, y los cuales han venido compartiendo su experiencia con Colombia. La transferencia de talento desde Venezuela, sin duda fue uno de los elementos clave para el desarrollo de la industria de crudos pesados en el país, luego de que altos ejecutivos y demás profesionales de ese mercado vinieran a Colombia en búsqueda de nuevas oportunidades, una vez que las reglas del juego para el sector cambiaron en el vecino país. Con las mayores reservas de crudos pesados y extrapesados, Venezuela ha concentrado su atención en el desarrollo de mejoradores especializados para el tratamiento de este producto y oleoductos capaces de transportar petróleos de altas densidades. De hecho, el Gobierno anunció recientemente que se estaba trabajando en un proyecto de calor en el fondo del pozo para aumentar el recobro de la faja del Orinoco hasta 40%. De igual manera, el sector privado ha desarrollado diferentes técnicas para tener un mayor aprovechamiento de los recursos, tales como nuevas técnicas de perforación, control de agua y estimulación, entre otros. Empresas como Pacific Rubiales y Vetra, dirigidas por líderes dentro de ese mercado con experiencia gerencial en el manejo de depósitos de petróleo pesado, han logrado consolidar su producción Humberto Calderón, presidente de Vetra. Foto: Vetra Operaciones de Vetra en el suroriente con descubrimientos de alta densidad principalmente en la cuenca de los Llanos, los cuales tienen formaciones muy similares a los presentes en Venezuela. Humberto Calderón Berti, fundador y presidente de Vetra, ministro de Energía y Minas de Venezuela entre 1979 y 1983, periodo en el que se adelantó un proceso exploratorio intenso con 916 pozos y estudios que permitieron cuantificar los recursos de la faja del Orinoco, explicó que gracias a los análisis e inversiones en nuevas tecnologías que se hicieron en los años siguientes, Venezuela logró optimizar sus procesos y tener un costo de producción de 80 por barril, un valor muy inferior a los US$5 iniciales. Además, se incrementó la productividad de los pozos, pasando de 200 barriles por día por pozo a barriles diarios por pozo. En Colombia puede que no se tenga una faja petrolífera, pero hay indicios de que existe un cinturón de crudos pesados en la región de los Llanos, que puede albergar importantes yacimientos. Para que se pueda desarrollar este mercado Colombia debe empezar a trabajar para encontrar esas oportunidades y así suplir la demanda de petróleo pesado, pues las producciones del venezolano y del mexicano ha venido cayendo. Lo recomendable sería adelantar un intenso programa exploratorio con slim holes que permita cuantificar los recursos disponibles en la zona, dijo Calderón. Si bien los avances alcanzados a través de la experiencia venezolana son considerables, el sector aún tiene que seguir trabajando para avanzar en la extracción. En el futuro, los países asiáticos podrían convertirse en importantes aliados para sacar adelante esta industria. En Colombia puede que no se tenga una faja petrolífera, pero hay indicios de que exista un cinturón de crudos pesados en la región de los Llanos. China es uno de los diez mercados con mayores reservas de petróleos pesados en el mundo, y la industria de hidrocarburos del gigante asiático ha venido trabajando para que su producción adquiera un mayor protagonismo dentro de su estrategia energética nacional. Ahora que Colombia viene estrechando los lazos con China, luego de que en mayo se firmaran acuerdos comerciales entre ambas naciones, se abren las puertas para que el mercado local pueda acceder a tecnologías reconocidas mundialmente. Foto: Vetra 22 colombiaenergia.com 23

13 Crudos Pesados Recursos recuperables de crudos pesados por cuenca Cifras en millones de barriles (MMbbl) Mar Caribe y la firma india Ongc Videsh Limited, la cual se ha especializado en la extracción petróleo de alta densidad en el Valle Medio del Magdalena, aunque las mayores oportunidades se encuentran en las cuencas más tradicionales. Venezuela Oportunidades en Colombia Océano Pacífico Ecuador Chocó Valle Medio del Magdalena Valle Superior del Magdalena Cordillera Caguán- Putumayo Perú Uno de los proyectos más ambiciosos para el sector, y para el cual se espera tener una importante colaboración de parte de China, es la construcción de un oleoducto con salida al Pacífico que facilitaría la exportación del crudo extraído en la región oriente del país. Esto, además de representar una oportunidad para las empresas productoras de los Llanos, podría significar una solución para China National Petroleum Corporation (CNPC), la cual produce mezclas pesadas en Venezuela, a través de las empresas que opera en sociedad con PDVSA. Pese a que el desarrollo de este proyecto aún está en estudio, la CNPC ya viene avanzando para comenzar a operar en el Llanos Brasil país, gracias al acuerdo de cooperación firmado con Ecopetrol en el marco del V Colombia Investment Conference Oil & Gas de la ANH. En dicho convenio, ambas empresas se comprometen a analizar oportunidades en exploración y producción de hidrocarburos, tanto en Colombia como en otros países, para así identificar posibilidades de negocio. Y aunque los movimientos bilaterales de este año marcan un hito para las relaciones entre los dos países, en especial para la industria de hidrocarburos, China ya había llegado al mercado colombiano a través de Mansarovar Energy, la sociedad formada por China Petrochemical Corporation (Sinopec Group) Fuente:: Earth Sciences Research Journal Del total de las reservas estimadas en el país, se calcula que el 40% corresponde a crudos pesados, con presencia en 6 de las 16 cuencas onshore del país, principalmente en la de los Llanos Orientales, para la cual se calculan reservas de petróleo denso de MMbbl y MMbbl. A agosto de 2012, esta región tenía una participación del 73,5% del total de la producción de petróleo de Colombia. Gracias al alto potencial que se concentra en esta región del oriente del país, en el 2008, el Gobierno, a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), decidió lanzar una ronda especial para incentivar el crecimiento de este mercado. Con el Proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados (DCP), que consistía en el otorgamiento de extensas áreas para evaluación, se asignaron ocho áreas especiales bajo contratos de Evaluación Técnica, TEA (por sus siglas en ingles) a seis empresas con una amplia experiencia en el campo como Ecopetrol, Exxon, BHP Billiton, Talisman, Shell, Pacific Rubiales y Pluspetrol. Del total de las reservas estimadas en el país, se calcula que el 40% corresponde a crudos pesados. Esta fue una iniciativa para motivar la exploración de los recursos pesados en Colombia, un mercado en el que se tenía un gran potencial, pero sobre el que no se habían hecho mayores avances, pues años atrás este petróleo requería de estí- mulos químicos altamente contaminantes para ser extraído, lo que hacía de su producción un proceso ambientalmente inviable y costoso. Pero ahora, con los desarrollos tecnológicos que se tienen, el mercado de petróleo denso se ha convertido en uno de los más importantes y sobre estos recursos dependerá la futura producción petrolera del mundo, dijo Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la ANH. Pluspetrol Colombia, actualmente adelanta operaciones en el Bloque CPE-7 de los Llanos Orientales, en el que ha adelantado un programa de sísmica 2D que cubre 820 km y la perforación de dos pozos estratigráficos. La empresa está adelantando la campaña de perforación de cuatro pozos para mediados de Según explicó Waldyr Rodríguez, gerente de distrito de la firma, los estudios adelantados dan indicios de un yacimiento tan grande como Rubiales, con petróleo entre 12 y 14 grados API. Waldyr Rodríguez, gerente de distrito de Pluspetrol Foto: Rebecca Withelaw Una vez cumplamos los compromisos del contrato TEA, solicitaremos a la ANH seguir trabajando en el área de mayor prospectividad y potencial, para iniciar trabajos de exploración-producción. Tras los trabajos realizados en esta fase, con nuevos pozos y más trabajo de sísmica, podremos tener producción hacia Tenemos operaciones en varias regiones del país, pero nuestras mayores expectativas para la explotación de crudos pesados están concentradas en el Bloque CEP-7, dijo Rodríguez. Por su parte, Pacific Rubiales obtuvo dos bloques, y uno de ellos, el CPE-6 ya se encuentra bajo contrato de E&P, luego de que se obtuvieran resultados positivos en las primeras fases de exploración. La compañía espera que este año se logre obtener la primera producción comercial de petróleo en esa zona. Este nuevo hallazgo está ubicado a 70 km del campo Rubiales, el mayor hallazgo de petróleo denso en el país, con reservas de 4,17 millones de barriles de petróleo de 12,5º API. A mediados de 2012, Rubiales se posicionaba como el principal campo extractivo del país, con una producción promedio de barriles por día. Para este año la empresa espera aumentar la producción de petróleo en Colombia del 15% a 35%, gracias al incremento en la extracción en este campo, en Quifa y en Sabanero. Para los próximos años, Pacific espera que su producción incremente gracias a la implementación de una nueva tecnología que aumentaría el factor de recobro de sus pozos de crudo pesado. Star es una técnica basada en combustión in situ (generación de calor en el yacimiento), la cual sincroniza los pozos productores y observadores con la inyección de aire, de tal manera que se pueda aumentar la eficiencia del barrido volumétrico del petróleo. Según explicó Luis Andrés Rojas, vicepresidente corporativo de producción de la empresa operadora, con esta nueva tecnología se espera doblar las reservas de los yacimientos de petróleos densos, con un factor de recobro hasta del 45%. Este proyecto ha sido una de las grandes apuestas de Pacific Rubiales para aumentar la productividad de nuestros Luis Andrés Rojas, vicepresidente corporativo de producción de Pacific Rubiales Energy Foto: Ecopetrol Foto: Rebecca Withelaw 24 colombiaenergia.com 25

14 Crudos Pesados pozos, pues actualmente en la región de los Llanos, en la parte de recobro, con suerte estamos entre el 15% y el 21% de las reservas, dejando aproximadamente el 80% de los recursos en el yacimiento. Es un proyecto de investigación de aproximadamente tres años y uno de aplicación en el campo. Todo el equipo ya está instalado y esperamos comenzar con el piloto muy pronto, dijo Rojas. La tecnología de Star ha sido desarrollada de forma independiente por Pacific Rubiales y en el área de equipos Ecopetrol tiene una participación del 30%. La cuenca del Valle Medio del Magdalena es la segunda con mayores reservas de crudos pesados, con recursos recuperables entre 3,526 MMbbl y 22,459 MMbbl. Mansarovar, la compañía de las grandes empresas petroleras de India y China, trabaja en esta región en una asociación con Ecopetrol para la producción de crudos pesados en el campo Velásquez, con 84 pozos productivos de los cuales se extraen en promedio barriles diarios. Sidhartha Sur, CEO de la empresa operadora, explica que aunque la densidad del crudo de este campo es muy alta, se ha logrado recuperar buena parte de las reservas gracias a la tecnología aplicada en las operaciones, lo que será clave para que Mansarovar pueda producir barriles de petróleo por día para este año. Sidharta Sur, CEO de Mansarovar Energy Colombia Ltda. Foto: Rebecca Withelaw Nosotros queremos ser líderes del mercado de crudos pesados en Colombia, eso lo lograremos con nuevos pozos exploratorios, mayor eficiencia y el uso de la mejor tecnología. Nuestro plan también es expandir nuestras operaciones y llegar a otros mercados de América Latina para seguir contribuyendo con la industria de los crudos pesados en la región, dijo Sur. Y mientras la producción de este petróleo se concentra en estas dos importantes regiones petroleras, en el área del Putumayo se está realizando la más agresiva campaña exploratoria del país con miras a descubrir nuevas reservas de petróleo de alta densidad. Todo apunta a que con estos proyectos, esta cuenca, con un potencial de crudos pesados de MMbbl a MMbbl, se convierta en una importante fuente en el mercado local. Si bien los retrasos de infraestructura y el orden público son un inconveniente para el desarrollo de operaciones en la zona, varias compañías han decidió tomar el riesgo y apostarle a las oportunidades presentes allí. Actualmente están trabajando empresas con experiencia local e internacional en este mercado como Talisman, Vetra, Gran Tierra, Ecopetrol y Canacol. Esta última ha concentrado su actividad exploratoria en la zona y, por el momento, se posiciona como uno de los mayores poseedores de tierras en la cuenca, con cerca de un millón de acres netos a través de sus contratos directos y asociaciones. De hecho, Canacol y la operadora Emerald Energy estuvieron a cargo del descubrimiento de Capella, un importante campo de crudos pesados en la zona. Actualmente tenemos un campo productor en esta área del Cagúan- Putumayo, el cual se encuentra en etapa temprana de desarrollo, con 30 pozos Caguán-Putumayo tiene potencial en crudos pesados entre MMbbl y MMbbl. de producción perforados hasta la fecha. Tenemos planeado, en conjunto con nuestro socio, seguir realizando perforaciones y desarrollando este campo durante los siguientes años, con el fin de lograr el máximo potencial de producción. Mientras tanto, Canacol continúa explorando en los otros bloques exploratorios que tiene en el área, en búsqueda de nuevos descubrimientos de crudos pesados. Si cualquiera de estos pozos exploratorios resulta exitoso, estaremos desarrollando estos descubrimientos para llevarlos rápidamente a producción comercial. El éxito de estos proyectos, podría tener un importante impacto positivo en el mediano-largo plazo para la compañía, aseguró Charle Gamba, CEO de la compañía. El interés de grandes y pequeñas compañías por este mercado da cuenta del potencial que tiene el país en este rango. Por lo tanto, los esfuerzos para superar los diferentes retos para su desarrollo son una prioridad. Lo que se haga en los próximos años definirá el futuro del negocio de los pesados en Colombia. Mejoras en transporte, un desafío inmediato La mayor dificultad que enfrenta el mercado de crudos pesados es la movilización de la producción hacia las refinerías y puertos. La solución más accesible para las operadoras actualmente es la importación de nafta para diluir el petróleo, que si bien es una de las herramientas más sencillas, representa costos Una de las mejores opciones para solucionar el problema de transporte de petróleo pesado desde los Llanos es modificar parte de los oleoductos en líneas de transporte caliente. económicos y logísticos adicionales para las compañías. Para poder superar esta barrera es necesario estudiar cuál sería la mejor solución para Colombia en un futuro escenario. Cada una de las opciones implicará una importante inversión en infraestructura, pero será clave para tener el desarrollo esperado. En países como Venezuela, por la cantidad de reservas de alta densidad, se han instalado mejoradores para facilitar el transporte del crudo. Estas unidades, similares a las refinerías, hacen del petróleo pesado uno menos denso (crudo sintético), que es mucho más fácil de exportar y comercializar. Para que en Colombia esta opción sea viable, se necesitan importantes descubrimientos focalizados en una región, pues la construcción de un mejorador requiere de una inversión superior a US$3.000 millones, dependiendo de la capacidad. La alternativa de un mejorador se ha estudiado en los Llanos, la región con mayor potencial, pero para poder planear algo es necesario esperar para conocer cuál va a ser el futuro extracti- vo de la región. Con la producción actual no se puede pensar en un proyecto como este, se necesitan nuevas reservas que justifiquen dicha inversión, dijo Rodolfo Guzmán, partner global energy practice de Arthur D. Little. La construcción de un mejorador requiere de una inversión superior a US$3.000 millones, dependiendo de la capacidad. Por su parte, según el presidente de Vetra, Humberto Calderón Berti, un proyecto de mejoramiento de crudo para un descubrimiento de barriles por día requiere de unas reservas de por lo menos 700 millones de barriles de petróleo. El vicepresidente corporativo de producción de Pacific Rubiales, Luís Andrés Rojas, considera, a su vez, que una mejor opción para movilizar el petróleo de menos de 20º API es modificar parte del sistema de oleoductos del país por líneas de transporte caliente, lo que hará más fácil mover el petróleo pesado hacia los puntos de destino, sin tener que recurrir a los diluyentes. Foto: Ecopetrol El sector petrolero colombiano no puede seguir transportando crudo en camiones, dañando las carreteras del país y aumentando los costos para las operaciones hasta en US$27 por barril. Estos oleoductos calientes no son algo nuevo en la industria, en otros países con producción de pesados, como Venezuela e India, se comenzó a implementar este sistema desde los años sesenta y setenta. En Colombia se debería aprovechar esa experiencia exitosa y los avances tecnológicos para apostarle a esta alternativa de transporte. Pacific Rubiales, como dueño del 35% de Oleoducto de los Llanos (ODL) ha puesto sobre la mesa la propuesta de transformar estas líneas y así poder mover petróleo de hasta 12º API, dijo Rojas. Si bien existen múltiples propuestas para superar este cuello de botella, por ahora el transporte de crudo a lo largo del territorio nacional es un reto sin resolver. En todo caso, la dinámica del sector de hidrocarburos requiere de respuestas inmediatas y una adecuada toma de decisiones, mediante la cual se implementen las mejores alternativas. 26 colombiaenergia.com 27