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Category Archives: Compañias Petroleras

HISTORIA DEL PETROLEO EN EL PERU PARTE 2




EL NACIMIENTO DE LA EMPRESA PETROLERA ESTATAL Y LA PLANTA DE ABSORCION EN TALARA. Una segunda etapa de la Industia Petrolera Estatal se inicia el 2 de abril de 1948, al crearse la Empresa Petrolera Fiscal con la finalidad de dedicarse a las actividades de exploracion y explotacion por petroleo en las areas de Organos y Zorritos.

Por esa fecha se firmo tambien un contrato preliminar entre el gobierno del General Manuel A. Odria y la IPC para la explotacion y exploracion de los campos de Sechura, dejandose la firma del acuerdo definitivo para despues del

OFICINAS DE PETROPERU

12 de Marzo de 1952, fecha en que se promulgo la Ley 11780, la misma que atrajo nuevos capitales dispuestos a realizar grandes inversiones.

En 1953, se abrio la licitacion de areas en el Zocalo Continental. La Compañia Petrolera del Pacifico tomo 10 concesiones que sumaron 50 mil hectareas. Se unio con la Douglas Oil de California, que perforo pozos dirigidos desde la playa y logro una produccion que ebçn corto tiempo se redujo a 40000 BBls/day.  En 1956 la Richfield Oil Corp. de California suspendio las perforaciones que realizaba desde su buque El Rincon.

En 1954, se construyo otra planta de absorcion en el area denominada el Pozom ubicado a 5 Kms de la Refineria de Talara, que podia procesar 25 millones ft3/day de gas natural asociado.  Tambien se realizo una ampliacion a la planta de Destilacion de Verdun. Este año se registro otro hecho importante en la historia del petroleo Peruano. Mas de una docena de compañias iniciaron trabajos de exploracion en Sechura, peforaron 24 pozos pero todos resultaron secos. En Talara, la IPC reemplazo la primera refineria de crudo por una columna tubular de 45000 bbl/day.

DESCUBRIMIENTO DE LOS CAMPOS DE AGUAYTIA Y EL OLEODUCTO NOR-PERUANO

En 1954, la refineria del Villar en Zorritos se desmonto y se fue hacia Iquitos, y comenzo sus oepraciones en 1955 con el nombre de Refineria Luiz F. Diaz la cual la Compañia Ganzo Azul de pucallpa y la Oriente suministraban. En 1956, La Compañia de petroleo Sullana inicio sus actividades en el Zocalo Continental , p0r otro lado, la Compañia EL ORIENTE encontro Petroleo en la zona de Maquia,y en 1959,

REFINERIA CONCHAN

REFINERIA CONCHAN

Belco Petroleum Co, y la Peruvian Pacific Petroleum Co., perforaron el primer pozo costa afuera frente a Negritos.. En la decada de los 70, se amplio la Refineria de Talara y se construyo la  Unidad de Destilacion Primaria, con capacidad para procesar 62000 bbls/day.

En 1961, la Compañia El Oriente S.A y la Mobil Oil Company del Peru, descubrio un importante campo de gas y condensados en Aguaytia. Pero no era economico su produccion. En 1962, inicio sus operaciones la Refineria Conchan diseñada para tratar 2200 bbls/day de crudo Boscan de los campos de Venezolanos. Dos años mas tarde, la Empresa Petrolera Fiscal tomo la decision de contar con una planta de refinacion de petroleo en Lima para industrializar el crudo y comercializar combustibles. En 1967, en la Refineria la Conchan, se construyo la Unidad de Destilacion al Vacio de 3000 bbls/day de procesamiento.

En 1967, se inauguro oficialmente la Refineria la Pampilla, ubicada en el norte del Callao y a 25 kms de Lima. Esta instalacion contaba con unidades de craqueo catalitico y reformacion catalitica  , unicas en el pais para la obtencion de la Gasolina de Alto Octanaje. En 1968 se amplio la capacidad de la unidad de destilacion primaria de la Refineria  Conchan, elevandose a 8000 bbls/day y de la unidad de Destilacion al Vacio, que ascendio a 50000 BBls/day.

El 9 de Octubre de 1968, las tropas de la primera Division del Ejercito Peruano, ingresaron a

REFINERIA LA PAMPILLA

las instalaciones de la International Petroleum Company IPC en Talara y tomaron posesion de los campos petroleros, la refineria y los campamentos. Salvo otro acto aislado, no hubo resistencia. Ese dia, el gobierno del General Juan Velasco Alvarado promulgo una decreto ley en el que disponia la expropiacion del llamado Complejo Industrial de la Brea y Pariñas.

El 24 de Julio de 1969, mediante el D.L 17753, se creo  Petroleos del Peru S.A. empresa que asumio la responsabilidad de explorar, explotar, refinar, comercializar y desarrollar la industria del petroleo y derivados en el pais. Sus primeros bienes fueron los de la Empresa Petrolera Fiscal, es decir, las refinerias de La Pampilla e Iquitos, los campos de Organos, las areas reservadas a dicha compañia , sus estaciones de servicio etc.

Luego de la creacion de PETROPERU S.A., en la refineria de Talara se inicio la fabricacion de grasas liticas multigrado y se instalo un moderno complejo de craqueo catalitico. Se amplio y mejora la planta de grasa y se cosntruyo un nuevo muelle de carga liquida. Al año siguiente se creo la division de Operaciones Selva, que en 1971 decidio perforar el Pozo Corrientes 1-X, asi que broto petroleo en la Selva Norte. Luego vinieron los campos de Capirona 2-X y Pavayacu 3-X. Luego de ello se supo que habia petroleo en esas zonas de 7 millones de Hectareas. El crudo sin embargo no podia ser transportado, por lo que se cerraron los pozos. La

LOTE 1AB

imposibidad de comercializar el oil recien descubierto, debido a que su transporte a traves de barcazas era muy costoso y completamente dependiente de las condiciones de navegacion de los rios, coincidio con el embargo del petroleo arabe. En esos dias el mundo se dio cuenta de la importancia de este recurso. En 1971, se firmo un contrato entre Occidental Peruana Inc. para su operacion el el Lote 1AB. OXI encontro 9 reservorios de oil. En ese entonces se estimo que el oil extraido por PETROPERU y la OCCIDENTAL llegaria a 135000 bbls/day., mientras que por via fluvial solo se podia transportar solo 5000 BBLs/DAY. No obstate a ello el pais tenia que importar unos 40000 bbls/day, lo que impactaba seriamente sobre la Balanza de Pagos.

En 1973, a raiz de una deuda, La refineria Conchan se incorporo a  Petroperu. A fines de ese año (1973) fue suscrito el contrato para la construccion del Oleoducto Nor Peruano. En 1975, OXI inicio la produccion de crudo.en la amzonia sin esperar la culminaion del Oleoducto Nor Peruano. Con este fin, construyo un campamento de prduccion en el yacimiento Shiviyacu. Fueron eregidas las instalaciones de produccion, tanques de almacenamiento, etc. Simultaneamente, se inicio el tendido del oleoducto de 42 kms para transportar el crudo hasta el puerto de Marsella. Por ultimo,

ESQUEMA DEL OLEODUCTO NORPERUANO

se construyo el Terminal de, el cual se le adiciono una planta de tratamiento de crudo (desaladora). El proyecto de produccion inicial no solo comprendio las instalaciones de Shiviyacu y Marsella, sino que consistio en montar un sistema para sacar el petroleo desde Marsella hasta un punto de distribucion que inicialmente fue el Terminal de Santa Clara, propiedad de Petroperu, cuando Petroperu asumio las instalaciones de la IPC, la capacidad de generacion electrica era de 14000 kw. El 3 de Marzo de 1976, Petroperu inicio las actividades de su Planta de Negro de Humo. ubicado en el area de Malacas a 5 kms de Talara.

En mayo de 1977, llego al Puerto de Bayovar el crudo de la amazonia. la construccion del oleoducto , que entre la Estacion N0 5 y Bayovar tiene una longitud de 550 kms y un diametro de 36 pulgadas, demoro casi 30 meses . En su recorrido atraviesa zonas de la selva, sierra y desierto costeño. Su punto mas alto es el Paso de Porculla, a 2350 msnm. tiene una capacidad maxima de bombeo de 500’000 bbls/day y requirio un financiamiento de $671 millones obtenidos gracias a la coperacion de los gobiernos de Japon, Republica Federal Alemana, Estados Unidos de America, Union Sovietica y Argentina.

Debido a la gran demanda de combustible , en 1977, Petroperu decidio la construccion de una segunda planta de destilacion primaria en la Pampilla, de 665 mil bbls/day, con lo cual su capacidad de refinacion alcanzo los 102 mil bbls/day. En 1980 la produccion nacional alcanzo un promedio de 195,493 BOPD, el valor mas alto registrado hasta la fecha. OXI, en 1981, alcanzo una produccion de 124,297 BOPD, extraidos en los campos de Talara y en la Selva nor oriental.

En 1983 con un prestamo del Banco Mundial, se concreto el Proyecto Laguna-Zapotal, que hizo posible la perforacion de mas de 100 pozos por un año que cambiaron el curso a la tendencia decreciente de la produccion. Se creo tambien el canon petrolero y se asigno a los departamentos de Piura y

Tumbes el 12.5% de participacion sobre la renta que producia la epxlotacion del petroleo y gas en aquellas zonas. En 1984, Petroperu incremento considerablemente la produccion de oil en la selva, al instalar el sistema de Bombas Electrocentrifugas, llegando una prudccion de 44100 BOPD. Dos años despues de la culminacion del aeropuerto de Trompeteros, al que se le llamo Sargento Lores.

En 1984, cuando buscaba oil en la selva sur del Peru, la empresa angloholandesa Shell descubre reservorios de gas en Camisea, cuyas reservas se calculaban 12 billones Ft3 y 600 millones BBls de liquidos. Se trataba de la grande riqueza natural descubierta en el siglo. Se inician entonces las conversaciones para la firma de un contrato para la explotacion del gas, las mismas que en agosto de 1988 fueron suspendidas unilateralmente por el gobierno peruano.

En agosto de 1985, el gobierno decidio renegociar los contratos firmados con Occidental y Belco, por su parte, ejecuto el seguro que tenia contra riesgos politicos y la aseguradora AIG inicio un juicio contra el Estado Peruano en los Estados Unidos.. El gobierno, por su parte, encargo a Petroperu las operacionesen el Mar. En diciembre de 1986, se constituye la empresa Petromar S.A., filial de petroperu, que toma su cargo las operaciones que realizaba Belco. En 1991, Petroperu firmo un contrato con Graña y Montero Petrolera GMP, para la explotacion del Lote I. En 1992 reanudo la perforacion de pozos de desarrollo, a traves del Proyecto Corrientes-Pavayacu e inicio la construccion de 2 nuevas baterias de recoleccion, frente al exito de los pozos de Pavayacu, registrandose el 11 de mayo de 1994.

LA PRIVATIZACION DE PETROPERU

En 1992, se inicio la privatizacion de Petroperu. entre junio y agosto de 1992, se vendieron 78 de los 82 grifos que tenia la petrolera estatal. El 24 de febrero de 1993, se puso fin al problema creado con la rescicion del contrato a la Belco y se firmo unacuerdo que vinculaba la privatizacion de Petromar con el pago reclamado por la aseguradora norteamericana. Realizada la subasta, se adjudico la buena nueva pro a Petro-Tech. El 4 de marzo de 1993 Petroperu firmo un contrato con Rio Bravo para la explotacion del Lote IV; por otro lado, el Lote III fue adjudicado a Mercantile Peru Oil & Gas. En ese mismo año, La Empresa Unipetro ABC S.A para explotar el Lote IX. El 8 de Octubre, se firmo un contrato con GMP para la explotacion del Lote V, y del mismo modo para el Lote VII fue para la compañia Sapet.

En abril de 1994, en la zona de la Selva Central (Maquia y Agua Caliente), las operaciones pasaron de Petroperu a manos de The Maple Gas Corp. la cual se comprometia hacer un proyecto de explotacion integral de los yacimientos de Aguaytia. Y despues firmo los contratos para los lotes 31B y 31D y con Aguytia Energy/Maple Gas el Lote 31C. En 1994, se reiniciaron las negociaciones con la SHELL para la explotacion del gas de Camisea.Desde agosto de 1988, fecha en que el gobierno para las conversaciones, SHELL reclamaba los derechos de los yacimientos descubiertos.

POLIDUCTO DE CAMISEA

POLIDUCTO DE CAMISEA

En marzo de 1994, se suscribio un convenio para evaluar el potencial comercial y factibilidad del proyecto, por otro lado, se firmo un contrato con Petrolera Monterrico para la explotacion del Lote II. El 17 de mayo de 1996 se firmo un cotrato de licencia con el consorcio SHELL-MOBIL por los Lotes 88A y 88B para la explotacion del Gas de Camisea. El contrato consideraba 3 periodos de ejecucion , un periodo inicial de 2 años para concluir un programa minimo de trabajo, un segundo periodo de 4 años y medio para construir y desarrollar el proyecto y un tercer periodo , de 33 años, para la explotacion del Gas. Se firmo tambien un contrato de Servicios por el Lote 88B.

El 11 de junio de 1996 se vendio el 60% de las acciones de Petroperu en refineria La Pampilla. El ganador fue Refinadores del Peru, consorcio integrado por REPSOL S.A de España, YPF S.A. de Argentina; Mobil OIl del Peru, Graña y Montero, Wiese Inversiones Financieras S.A. del Peru y The Peru Privatisation Fund United de Islas Gran Cayman. El 29 de octubre de 1996 se concluyo la subasta del Lote X.El ganador fue la empresa Perez Companc del Peru S.A.

EL INICIO DEL PROYECTO CAMISEA Y EL CONSORCIO FORMADO PARA ESTE PROYECTO

El 15 de julio de 1998, al concluir el plazo de 2 años para el desarrollar la primera etapa del contrato para la explotacion del Gas de Camisea, el operador, del contrato, SHELL, comunico su decision de no pasar a la segunda etapa. El gobierno , por su parte, decidio continuar buscando quien explotara este recurso. En abril de 1999 se creo el Comite Especial del Proyecto Camisea, CECAM, y se aprobo un esquema de desarrollo por modulos de negocio. En mayo se acordo realizar concursos publicos internacionales y se dio a conocer la licitacion , el mismo que considera 2 modulos, uno de produccion y otro de transporte y distribucion, los cuales deben estar en operacion a finales de junio del 2003. Ese año solo se firmo un contrato petrolero, con

MAPA DEL NOR OESTE DEL PERU

Barret Resources (PERU), por el lote 39.  El 24 de noviembre de 1999, el CECAM anuncio que la buena pro para la operacion del sistema de transporte  y distribucion se otorgabaria el 28 de enero del 2000 y, en el caso del campo, el 18 de febrero del mismo año.

Los primeros años del nuevo siglo, en materia de hidrocarburos, estan signados por la influencia del gas de Camisea. Realizados los concursos para su explotacion, el modulo de produccion fue adjudicado al Consorcio Camisea integrado por PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A, que participaba como operador, y HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C, SK CORPORATION y TECPETROL DEL PERU, de propiedad de TECHINT. Posteriormente se incorporaria al consorcio la empresa estatal argelina, SONATRACH.

El modulo de transporte y Distribucion fue licitado en 2 partes quedando la construccion del GASODUCTO y POLIDUCTO  a cargo del consorcio TRANSPORTADORA DEL GAS DEL PERU, TGP, liderado por

PLANTA MALVINAS- CAMISEA-

TECGAS N.V., de propiedad del grupo Techint, con la participacion de Pluspetrol Peru Corporation S.A, Hunt Oil Company of Peru L.L.C, SK Corporation y Graña y Montero S.A. La operacion de distribucion en Lima y Callao quedo a cargo de TRACTEBEL, que creo la empresa GAS NATURAL PARA LIMA Y CALLAO, GNLC, para desarrolllar el servicio de distribucion de gas natural en la capital. Meses despues, GNLC se transformo en CALIDDA.

Los contratos fueron suscritos el 9 de diciembre del 2000 y se acordo que la puesta en marcha del proyecto seria 44 meses despues , en agosto del 2004. Las obras avanzaron mas rapido de lo previsto y el pais entero celebro entusiasmado el inicio de la produccion comercial del Lote 88- Camisea, ocurrrida el 2 de junio del 2004, el presidente del Peru, Alejandro Toledo, abrio las valvulas que simbolicamente representaron la llegada del gas a Lima y Callao.

DOS GRANDES DESCUBRIMIENTOS

En el año 2005 se ha anunciado dos descubrimientos importantes. El primero de ellos estuvo a cargo de REPSOL YPF en el Lote 39, en la Selva Norte, en que el Pozo Buanavista 1-X probo 3000 bbls/day de oil a 14 grados API. El segundo descubrimiento fue en el mar y estuvo a cargo de Petro-Tech ( hoy, 2013, SAVIA) , empresa que con el pozo San Pedro 1X obtuvo una produccion inicial de 1200 bbls/day de oil a 35 grados API.



GRAN DESCUBRIMIENTO DE SHALE OIL EN ARGENTINA




shale oil ypf argentinaNov. 2011 YPF descubre 927 millones de barriles de petróleo de esquisto (shale oil) en Argentina. La mayor petrolera de Argentina ha confirmado la existencia de 927 millones de barriles de petróleo no convencional en la provincia de Neuquén.
El descubrimiento le da posición a Argentina entre los principales productores mundiales de petróleo de esquisto bituminoso (shale oil), o el petróleo no convencional extraído de arenas compactas (tight sands) o formaciones de roca de pizarra (shale rock formations) .

Descubrimientos similares en EE.UU. han invertido increiblemente el escenario del petróleo y la industria del gas que hace sólo una década se esperaba en un declive irreversible.

El descubrimiento de YPF, basado ​​en la producción de 15 pozos de producción en el área de Loma La Lata Norte (Neuquén), incluye un descubrimiento previamente anunciado de más de 150 millones de barriles de petróleo de esquisto bituminoso (shale oil) de alta calidad en la formación Vaca Muerta.

Citando la consultora Wood Mackenzie, YPF dijo que la formación de esquisto bituminoso en Vaca Muerta es uno de los “mejores del mundo.”

El descubrimiento, que aún no se ha certificado y aún no forma parte de las reservas de la compañía, es el producto de cinco años de YPF en el programa de exploración de gas y petróleo en Argentina. YPF prevé invertir alrededor de $ 2.9 billones en exploración y producción durante el año 2011. Eso es lo máximo que la compañía ha invertido en un año en al menos 20 años.

YPF inició la exploración de esquisto bituminoso (shale oil) en el año 2007. YPF también dijo que ha esbozado otra área de 502 kilómetros cuadrados que podría contener más aceite y gas.

En diciembre pasado, YPF dijo que encontró un estimado de 4.5 TCF de gas no convencional tras perforar cuatro pozos exploratorios en el lado sur de su campo de Loma La Lata.

YPF dijo que este descubrimiento por sí solo podría incrementar sus reservas de gas a 16 años que espera por 6. YPF espera que la producción de gas inicial sea de 2 millones de metros cúbicos al día y, finalmente, llegar a entre 4 MMCM/día y 5 MMCM/d.

Neuquén es una zona clave de producción de YPF que representa el 53% de las reservas probadas de petróleo crudo de la compañía y el 72% de sus reservas probadas de gas a finales de 2010.

Repsol, accionista mayoritario de YPF, tiene una participación del 57,4% en la empresa; seguido por el Grupo Petersen de Argentina tiene una participación del 25,4%.

KPC KUWAIT PETROLEUM CORPORATION – KNOWING THE COMPANY





Kuwait Petroleum Corporation (KPC)
is fully owned by the State of Kuwait. Its diverse business interests across the spectrum encompass all aspects of the hydrocarbon industry, from onshore and offshore upstream exploration through production and refining, marketing, retailing, petrochemicals, as well as, marine transportation.
Kuwait Petroleum Corporation was founded in 1980 as an umbrella organisation to manage the country’s diversified oil interests. As a group, KPC is actively involved in every aspect of the oil and gas industry. It engages itself in activities that range from discovering new reservoirs to delivering clean and safe fuel for motor vehicles, airplanes, ships, agriculture and power stations. It also provides several base petrochemical products that are essential for the industrial manufacturing of several basic amenities of our modern day.

From its Head-Office located in Kuwait City, KPC strategically coordinates and supervises the various group subsidiaries. It finances their operations and oversees the marketing of crude oil, refined product and gas in foreign markets. The Corporation also provides significant support to the Kuwait Ministry of Oil in its dealings with other member countries of the OPEC.

To support its international business interests, KPC has several Regional Marketing Offices that are strategically located across the globe, from Houston to London, Mumbai and Pakistan to Singapore and Tokyo. These offices effectively contribute to the sales and marketing operations of KPC and its subsidiaries, in line with its short-term and long-term strategies. Their scope of work includes regional market analysis, establishing and maintaining relations with other key oil players, increasing KPC’s share in existing markets, as well as, entering new ones.

GAS NATURAL NO CONVENCIONAL EN CHILE

gas natural no convencional en lutitas en chileJulio 2011. La explotación comercial del shale gas, tight gas y gas de yacimientos carboníferos promete un descenso importante en el precio de este hidrocarburo y abundancia a nivel mundial. ENAP (Petrolera Estatal Chilena) lo buscará en territorio chileno.
Una verdadera revolución energética. Su explotación reciente ha permitido que Estados Unidos haya pasado de ser importador de gas natural a perfilarse como el principal exportador de este hidrocarburo a nivel mundial.

El gas natural no convencional comprende el shale gas, el tight gas y el metano extraído de mantos carboníferos. De estos, el más relevante en términos comerciales es el shale gas, también conocido como gas de esquisto. Como explica Carlos Cortés, secretario ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural de Chile (AGN Chile), “el gas natural no convencional no es si no gas natural que está presente en reservorios de manera distinta a la que fluye el gas natural convencional. Estas formaciones de baja permeabilidad o herméticas han estado ahí durante mucho tiempo, pero no estaba la tecnología disponible para explotarlo comercialmente. En los últimos años, debido a los altos precios de los energéticos en general, se empezó a invertir más en tecnologías para explotar estas reservas de gas no convencional. A medida que fueron bajando los costos, se empezó a explotar estas reservas comercialmente, en Estados Unidos y países de Europa y el Medio Oriente”.

Entre las décadas de 1980 y 1990, la empresa estadounidense Mitchell Energy combinó y desarrolló dos técnicas para extraer este hidrocarburo: la perforación horizontal de pozos de gas (proceso que ya estaba siendo utilizado) con la fracturación hidráulica de la roca madre (proceso conocido como hydrofracking).

Empresas como Halliburton y Exxon Mobil, desarrollan proyectos de shale gas y empieza a fluir una cantidad de gas de manera impresionante. Con el gas convencional, la razón entre producción y reservas siempre se había mantenido en torno a 60 años, concentrado en tres países: Rusia, Irán y Qatar, con reservas en torno a los 180 TCM (trillones de metros cúbicos). Cuando se hacen estos descubrimientos, Estados Unidos pasa de ser un importador neto a acercarse mucho a Rusia en la exportación en 2008, superándolo ya en 2009. Si ahora se suman las reservas de gas convencional y no convencional en el mundo, según cifras de The Economist y otras fuentes, se llega a valores que se acercan a los 900 TCM”.

Con un consumo de 3 TCM por año a nivel mundial, se estima que las reservas de gas natural ahora podrían alcanzar hasta cerca de 300 años.

Recientemente Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama indicó que la empresa de generación chilena está estudiando levantar un terminal de regasificación en el Norte Grande, para lo que está en conversaciones con dos compañías estadounidenses que están reconvirtiendo sus terminales de regasificación para la exportación, motivados por la gran cantidad de shale gas disponible en ese país 8Estados Unidos), para así recibir este hidrocarburo desde Estados Unidos a precios más bajos que los actuales.

Pero el gas no convencional podría estar mucho más cerca de lo que se piensa en Chile. El ejecutivo informó que expertos del Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) buscarán determinar el nivel de reservas de gas natural no convencional en Chile, en un trabajo en conjunto con la empresa estatal.

Rojas (ENAP) explicó que un pozo de gas natural no convencional puede producir entre 10.000 a 200.000 metros cúbicos (m3) de gas por día, mientras que uno convencional puede tener una producción de entre 50.000 a 300.000 m3. En tanto el volumen acumulado de un pozo convencional puede llegar desde los 100 millones de m3 a los 500 millones de m3, mientras que uno no convencional tiene volúmenes que van desde los 10 millones de m3 a los 50 millones de m3.

El costo de un pozo de gas convencional se sitúa entre US$1 millón y US$4 millones, mientras que el de uno con gas no convencional está entre los US$5 millones y los US$15 millones. “¿En qué redunda esta menor productividad y mayor costo?, en que se necesita otro precio. El gas convencional de Magallanes, el que se ha producido por 50 años, ¿qué precio necesita?: entre US$2 y US$4 por millón de BTU, para que sea económico y haya una ganancia. Con el gas no convencional estamos hablando de otro precio: entre US$6 y US$12 por millón de BTU. Estamos recién empezando, esto hay que estudiarlo muy bien, hay que estimar qué recursos hay y qué condiciones económicas se necesitan, tanto en costos como en precio. Por el momento, los hidrocarburos no convencionales en Chile son recursos, no tenemos claro si es económico o no sacarlos”, reflexionó Rojas.

Source: Revista Electricidad-Chile

COLOMBIA CERCA AL MILLON DE BARRILES DIARIOS – NUEVO HALLAZGO

Julio 2011. Ecopetrol anunció el martes 05 que halló petróleo en un pozo exploratorio en el departamento del Meta, en un bloque en el que la petrolera es única dueña de los derechos de exploración y explotación (área aproximada de 611.343 hectáreas).
Se trata del pozo exploratorio Fauno-1, en el denominado Bloque Caño Sur, de los Llanos Orientales y se suma a otros tres anunciados previamente como exitosos en el mismo bloque (Mito-1, exploratorio; Mago-1, estratigráfico; Draco-1, estratrigráfico).

En total, y durante las pruebas iniciales, el pozo produjo 695 barriles de petróleo, precisó la compañía.

“Los resultados de Fauno-1 confirman el potencial del bloque Caño Sur, en el Ecopetrol realiza una ambiciosa campaña exploratoria en la que se perforarán más de 20 pozos exploratorios y estratigráficos en el presente año“, indicó.

El pozo Fauno-1, que se ubica en el sector oriental del bloque, fue perforado verticalmente hasta una profundidad de 3.256 pies. Los datos técnicos indican que el pozo se completó con un sistema de levantamiento artificial mediante una bomba de cavidades progresivas (PCP) y que la acumulación de hidrocarburos se ubica en las arenas basales de la formación Carbonera.

La producción reportada por la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos) de Colombia en Mayo del presente año indicaba una producción de 927 000 barriles diarios.

Source: radiosantafe.com