OVL invertirá US$72 millones en la costa Caribe
martes, 27 de octubre de 2015
La idea de la petrolera, que también es casa matriz de Mansarovar, es empezar a producir petróleo en esta zona en 2019.
Los bloques son el RC-9, que tiene una profundidad de entre 40 metros y 160 metros; el RC-10, de 200 a 2.600 metros de profundidad y el GUA Offshore 2, que tiene zonas que se encuentran por debajo de la superficie del mar entre 1.500 y 2.600 metros.
Con estos yacimientos, el país ya tendría seis bloques en etapa de exploración costa afuera (si se suman Kronos, Calasú y Orca) que serían fundamentales para la producción de petróleo y gas en los próximos cinco años.
La idea de la compañía india es tener una participación compartida de 50%-50% con Ecopetrol, en los dos primeros bloques, y en el tercero, entrar como único jugador.
Así las cosas, en este momento, el primer bloque (RC-9) ya cuenta con una inversión aprobada de US$19,76 millones que se sumarían a otros US$19,76 que pondría Ecopetrol. Adicionalmente, ya se han recorrido 585,63 kilómetros de sísmica 3D que demostrarían la presencia de petróleo.
Para el caso del RC-10 ya se han recorrido 3.750 kilómetros de sísmica 2D, más 586 de 3D. En este, la inversión será de US$36 millones y Ecopetrol pondrá la mitad.
Finalmente, la inversión de GUA offshore, que será 100% de OVL, firma que hasta ahora inició su diálogo con las comunidades, espera ser como mínimo de US$35 millones para esta primera etapa.
Para responder a la pregunta de qué tan preparada y qué tan rápido podría empezar a generar petróleo la compañía, que pertenece 68% al Gobierno indio, se tendría que analizar su operación de plataformas offshore a 15.971 kilómetros de Colombia, denominadas Mumbai High, Neelam-Heera y Bassem, que conjuntas logran producir 321.000 barriles de petróleo equivalentes diarios; cubriendo así 71% de la producción de Ongc, que a su vez representa 69% de la generación del país.
Estos campos, ubicados a 160 kilómetros de las costas de Mumbai, India, tienen reservas de 1.700 millones de toneladas de crudo, del cual, hasta el momento, se podría recuperar 27%. No obstante, con el desarrollo de nuevas tecnologías que también incluiría en Colombia, el factor de recobro de este campo podría llegara 35% en 2030.
El Instituto de Estudios de la empresa estaría analizando las cualidades del petróleo offshore en Colombia, con el fin de establecer el tipo de tecnología que usaría. Esto, a la espera de superar los porcentajes promedio de factor de recobro que tiene, que son de hasta 70% en crudos livianos, y de 35% en pesados, dependiendo de la profundidad del yacimiento.
Las opiniones
Bakul Kumar
director de la Mumbai high north
“Con inyección de agua hemos logrado mantener la producción sobre 300.000 barriles en un campo que presenta declinación”.