XVIII CONGRESO NATURGAS 2015

Transcripción

1 XVIII CONGRESO NATURGAS 2015 Medellín, abril 2015 Mauricio De La Mora Presidente ANH

2 Reservas y principales Campos de Gas 89% de reservas del país (4,25 TPC) No. CAMPO OPERADOR RESERVAS 1P (TPC) % 1 CUSIANA EQUION 1,08 23% 2 CHUCHUPA CHEVRON 0,87 18% 3 CUPIAGUA ECOPETROL 0,85 18% 4 PAUTO EQUION 0,67 14% 5 LA CRECIENTE PACIFIC 0,40 8% 6 BALLENA CHEVRON 0,22 5% 7 GIBRALTAR ECOPETROL 0,14 3%

3 Escenario Regional Reservas Probadas de Gas (TPC) 18,0 16,0 15,9 15,4 14,0 12,0 11,1 12,3 12,4 11,2 10,0 8,0 6,0 5,5 4,0 2,0 0,0 Argentina Brazil Colombia Peru Mexico Trinidad & Tobago Bolivia Fuente: BP Statistical Review of World Energy

4 Escenario Regional Producción de Gas (MPCD) MPCD a 31-dic Argentina Brazil Colombia Peru Mexico Trinidad & Tobago Bolivia Fuente: BP Statistical Review of World Energy

5 CAMPOS DE GAS DE GUAJIRA Ballena, Chuchupa y Riohacha (Chevron) cifras en Tpc Variación Reservas 1P 1,3 1,4 1,5 1,5 1,1-27% Reservas 3P 1,5 1,5 1,5 1,5 1,4-7% Produccion 0,23 0,25 0,22 0,22 0,18-15% R/P (1P) años 5,4 5,7 6,8 7,0 6,0-15% R/P (3P) años 6,6 6,2 6,8 7,0 7,6 9%

6 CAMPOS DE GAS DE PIEDEMONTE Cusiana-Pauto (Equión) y Cupiagua (Ecopetrol) cifras en Tpc Variación Reservas 1P 1,79 2,07 2,52 2,6 2,6 0% Reservas 3P 2,75 2,69 2,71 2,84 2,83 0% Produccion 0,09 0,11 0,11 0,16 0,19 13% R/P (1P) años 19,5 19,5 22,9 15,9 14,0-12% R/P (3P) años 29,9 25,4 24,6 17,3 15,2-12%

7 CAMPOS DE GAS VIM La Creciente (Pacific) cifras en Tpc Variación Reservas 1P 0,40 0,41 0,40 0,40 0,40 0% Reservas 3P 0,40 0,41 0,40 0,40 0,40 0% Produccion 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02-5% R/P (1P) años 19,0 20,5 18,2 18,2 19,0 5% R/P (3P) años 19,0 20,5 18,2 18,2 19,0 5%

8 Pronósticos de Producción de Gas Informes Históricos de Recursos y Reservas - IRR Los campos que impactaron la producción de gas fueron: Los campos Chuchupa, que Riohacha impactaron (Guajira), a la baja Payoa la producción y La Salina son: Chuchupa, Redujeron Riohacha reservas (Guajira), 1P Payoa en alrededor y La Salina 35% los cuales redujeron reservas 1P en ± 35%

9 Usos del Gas en Colombia Quemado Consumo en campo Transformado en planta 2,8 4,6% 5,2% Total producido 0,957 TPC (gas de formación) Entregado a gasoducto 42,1% Inyectado al yacimiento 45,2%

10 Análisis Oferta vs. Demanda en Colombia ENTRADA PLANTA DE REGASIFICACIÓN 400 MPC Fuente: Reservas ANH Escenario demanda- UPME 1. La demanda de este periodo de tiempo se suplirá con el desarrollo de las reservas 2P y 3P, nuevas incorporaciones y la planta de regasificación. 2. Se estima que la demanda en el largo plazo sea cubierta con el desarrollo de YNC y Offshore.

11 Potenciales de Gas On-Shore Contrato Samán (Hocol) Pozos Bonga y Mamey Inicio estimado dic MPCD Contrato El Dificil (Pet-Sudamericanos) Inicio estimado jun MPCD Contrato Esperanza (CNE) Pozo Palmer-1 7 a 8 MPCD Pozo Corozo-1 (pendiente completamiento Inicio estimado dic 2015) Contrato Niscota (Equión) Pozo Hurón Inicio estimado jul MPCD Contrato VIM-05 (CNE) Pozo Clarinete-1 Inicio estimado dic ,7 MPCD

12 Potenciales de Gas Off Shore Se estima reservas probadas de 1,5 TPC En Diciembre de 2014, la Operadora brasileña Petrobras anuncia el descubrimiento de una acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca-1, en el bloque Tayrona, en aguas profundas del Caribe colombiano. Se trata del primer descubrimiento en aguas profundas en Colombia, y el segundo en el mar caribe del país, después de Chuchupa, que se descubrió hace más de 40 años atrás. El contrato Tayrona fue el primer contrato firmado por la ANH y los socios son: Ecopetrol, Petrobras, Repsol y Statoil.

13 Potencial Gas Off Shore Bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur (Anadarko) Bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur (Anadarko- Ecopetrol) En perforación pozo Kronos-1 bloque Fuerte Sur. En perforación pozo Calasu-1 bloque Fuerte Norte.

14 Potencial Yacimientos No Convencionales Estudios indican recursos de gas en sitio (GOES) de 308 TPC y se estima que se pueden recuperar 55 TPC aprox. en las cuencas Catatumbo, VMM y Llanos. Fuente estudio EIA/ARI de junio-2013

15 Prospectos Gas 2014 PROSPECTOS GOES - Gpc Mas Probable (P50) COMPAÑÍA PROSPECTOS CUENCA GOES - Gpc Mas Probable (P50) GOES - Gpc Min. (P90) SILURO 1.655,17 91,69 GUA-C (PEDERNALITO) 680,00 296,00 MOLUSCO 540,23 165,34 MAGUEY 221,80 37,90 MAGALLANES 163,90 58,90 VUELTIAO 152,50 37,60 APAMATE ESTE 146,40 71,50 DW 114,60 51,00 CHAMPETA 105,53 38,62 G OESTE 72,00 8,00 PERERÉ 59,25 24,35 APAMATE SUR 53,70 25,80 CHINU OESTE 42,00 22,00 CHIMA 35,20 16,10 TOPOSI 31,91 9,42 G ESTE 31,00 4,70 CHINU SOUTH 21,70 11,30 K 19,20 5,38 LA ESTANCIA 17,62 2,86 L 15,90 8,99 CARAMELO 14,39 5,32 GUA-A (GUAMA A) 2,73 0,17 MERECUMBE-1 0,12 0,03 BULLERENGUE-1 0,04 0,003 GOES - Gpc Min. (P90) ECOPETROL MAGALLANES COR 163,90 58,90 ECOPETROL-REPSOL SILURO GUA OFF 1.655,17 91,69 ECOPETROL-ONGC VIDESH MOLUSCO GUA OFF 540,23 165,34 HOCOL CHAMPETA VIM 105,53 38,62 PERERÉ VIM 59,25 24,35 LEWIS TOPOSI VMM 31,91 9,42 LA ESTANCIA VMM 17,62 2,86 CARAMELO VMM 14,39 5,32 MERECUMBE-1 SSJN 0,12 0,03 BULLERENGUE-1 SSJN 0,04 0,003 PACIFIC GUA-C (PEDERNALITO) VIM 680,00 296,00 MAGUEY SSJN 221,80 37,90 VUELTIAO SSJN 152,50 37,60 APAMATE ESTE VIM 146,40 71,50 DW VIM 114,60 51,00 G OESTE SSJN 72,00 8,00 APAMATE SUR VIM 53,70 25,80 CHINU OESTE SSJN 42,00 22,00 CHIMA SSJN 35,20 16,10 G ESTE VIM 31,00 4,70 CHINU SOUTH SSJN 21,70 11,30 K VIM 19,20 5,38 L VIM 15,90 8,99 GUA-A (GUAMA A) VIM 2,73 0,17 Prospecto Off-shore Aprox. 57,50% PROSPECTOS VARIABLES Percentil P50 Percentil P90 24 GOES(Gpc) FR (%) 69% 61% RECUROS Gpc TOTAL 4.196,89 992,962

16 Conclusiones Considerando los tiempos de desarrollo de las fuentes potenciales de gas on-shore y offshore, la planta de regasificación que estará ubicada en Cartagena, que tendrá una capacidad de 400 MPCD, es una alternativa que apalancará el abastecimiento y la confiabilidad en el suministro de gas. La ANH continúa en un senda de crecimiento en la identificación de nuevas fuentes de suministro potenciales que adicionarán volúmenes de reservas y producción de gas en el mediano y largo plazo, fundamentalmente en el off-shore y los yacimientos no convencionales. Teniendo en cuenta los efectos adversos de la caída en los precios internacionales del petróleo, la ANH expidió el Acuerdo No.02 de 2015, que otorga a los contratistas extensión de términos y plazos, traslado de inversiones y equiparación de estipulaciones de contratos y convenios costa afuera. La creación de zonas francas permanentes para off-shore procura beneficios en renta, CREE y sobretasa que pueden llegar hasta un 19%. La Agencia continuará impulsando la implementación de incentivos adicionales a los productores, para que continúen invirtiendo en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos hasta superar la coyuntura actual de precios bajos.

17 GRACIAS Mauricio De La Mora Presidente ANH