The reliability of a natural gas system involves the capacity of the supply, transportation, storage and distribution system to provide service without short-term interruptions in the event of contingencies. Typically, increasing the gas supply reliability implies diversification of gas sources, transportation redundancies or larger gas storage capabilities. In addition, the combined operative uncertainty of the transportation pipeline and gas supply are not considered when assessing the impact of new infrastructure seeking to increase the gas supply reliability. To overcome these deficiencies, we propose: (i) a stochastic cost-benefit analysis; (ii) a pipeline contingency model using topographical, societal (violence) and pipeline information; and (iii) a supply contingency model of scheduled and unscheduled maintenance. Moreover, we consider both the gas supply and transportation uncertainties using a Monte Carlo simulation and an optimization model; furthermore, the expected cost-benefit is estimated. Our methodology is applied and calibrated to the Colombian natural gas system to estimate the expected cost-benefit of a new pipeline: Jobo – Medellín. The results show that the expected benefit-cost ratio (BCR) of this pipeline is 2.02 and that the probability of having an economic benefit greater than the cost is equal to 99.0%.
In the petroleum industry, there is an ever-increasing interest in oil recovery processes with high hydrocarbon extraction rates. One of the most common oil recovery processes is waterflooding, which involves the injection of water into a reservoir. This process is often challenging, as there is uncertainty in the reservoir’s properties. In this paper, we propose an optimal waterflooding management methodology for setting the producer and injector wells conditions to maximize the net present value (NPV). Our methodology integrates a predictive analytical model, which models the reservoir performance and forecasts the production rates based on the producer and injector well operating conditions.
The Level of Traffic Stress (LTS) is an indicator that quantifies the stress experienced by a cyclist on the segments of a road network. We propose an LTS-based classification with two components: a clustering component and an interpretative component. Our methodology is comprised of four steps: (i) compilation of a set of variables for road segments, (ii) generation of clusters of segments within a subset of the road network, (iii) classification of all segments of the road network into these clusters using a predictive model, and (iv) assignment of an LTS category to each cluster. At the core of the methodology, we couple a classifier (unsupervised clustering algorithm) with a predictive model (multinomial logistic regression) to make our approach scalable to massive data sets. Our methodology is a useful tool for policy-making, as it identifies suitable areas for interventions; and can estimate their impact on the LTS classification, according to probable changes to the input variables (e.g., traffic density). We applied our methodology on the road network of Bogotá, Colombia, a city with a history of implementing innovative policies to promote biking. To classify road segments, we combined government data with open-access repositories using geographic information systems (GIS). Comparing our LTS classification with city reports, we found that the number of bicyclists’ fatal and non-fatal collisions per kilometer is positively correlated with higher LTS. Finally, to support policy making, we developed a web-enabled dashboard to visualize and analyze the LTS classification and its underlying variables.
Ante la fuerte dependencia de los precios del crudo, los derivados son una alternativa.
Los ingresos provenientes de la industria petrolera colombiana son la fuente principal de financiamiento del erario, particularmente de los programas sociales, educación, salud e inversiones de infraestructura.
Los ingresos están conformados por regalías, dividendos de Ecopetrol, impuestos de renta y derechos económicos de los contratos que han alcanzado a ser el 25% de los ingresos corrientes de la Nación.
Por citar un ejemplo, Ecopetrol ha transferido aproximadamente $200 billones a la Nación en los últimos 10 años, lo que es equivalente al 70% de presupuesto para el 2020; lo anterior a pesar de la caída del precio internacional del petróleo en los últimos cuatro años.
Los ingresos petroleros de Colombia dependen de la producción de crudo y los precios en el mercado internacional. Sin embargo, la producción de crudo también depende de los precios internacionales, al existir una relación positiva entre la producción y los precios internaciones del petróleo: si los precios internacionales suben, aumenta la rentabilidad del negocio y se vuelve más atractivo invertir en exploración y desarrollo de campos existentes, pero cuando los precios bajan, muchos pozos o yacimientos pierden su viabilidad económica y es mejor parar su explotación.
Si lo precios son tan importantes para los ingresos públicos de Colombia y en general de las naciones productoras, ¿no podemos hacer algo para asegurarnos contra un posible desplome del precio del crudo?
Afortunadamente sí podemos asegurar un precio futuro del crudo, a través de estrategias de cobertura mediante derivados financieros.
Existen dos derivados básicos para la cobertura sobre el precio del petróleo: contratos futuros y opciones de venta (Put).
Un contrato futuro sobre el precio del crudo es un acuerdo para negociar petróleo a un precio pactado hoy, para ser entregado en el futuro.
Los contratos futuros garantizan un precio con anterioridad y no se incurre en ningún costo por hacer este tipo de cobertura. Su ventaja es que desde ahora sabríamos cual sería el precio de venta del crudo, aunque si el precio del crudo supera ese valor acordado, se debe cumplir lo pactado y venderlo a ese precio inferior. Por ejemplo, si se pacta el contrato futuro a USD$ 60 por barril y el crudo llega nuevamente a USD$ 80, se debe vender a USD$ 60 como se había acordado previamente.
De otra parte, una opción de venta es un acuerdo que nos da el derecho a vender el crudo a un precio determinado, pero no obliga a hacerlo.
Básicamente, las opciones de venta garantizan un precio mínimo para vender el crudo, lo que se vuelve un seguro esencial cuando el precio internacional se desploma.
Como cualquier otro seguro, las opciones de venta tienen un costo asociado que dependen entre otras, del precio mínimo de venta o precio de ejercicio.
Para ponerlo en contexto, si el precio de ejercicio de la opción es USD$ 50 por barril y el precio del crudo se desploma a USD$ 25, se tendría el derecho de vender a USD$50, lo que no pondría en riesgo las finanzas de la Nación.
A diferencia de los futuros, las opciones de venta nos dan el beneficio de aprovechar las subidas del precio porque no nos obliga a venderlo al precio de ejercicio. Siguiendo con el ejemplo, si lo precios del mercado internacional se disparan a USD$80, pues, no ejercemos la opción de venta y vendemos al precio del mercado.
¿Cuánto vale asegurar ese precio mínimo de venta del crudo? La cobertura para todo el 2020 utilizando opciones de venta, como lo hacen México y Brasil, tiene un costo aproximado de USD$ 450 millones, que garantizarían que 500.000 barriles por día tendrían un precio mínimo de USD$ 50 por barril.
Las dos estrategias de cobertura son válidas para asegurar los ingresos provenientes de la industria petrolera a la Nación y no depender del vaivén de la geopolítica mundial.
Pero no son suficientes. No solo debemos asegurar los precios de venta de nuestro petróleo, también debemos garantizar la sostenibilidad y competitividad de la industria petrolera colombiana, que tiene reservas de petróleo y gas para 6,2 y 9,8 años respectivamente.
Debemos seguir avanzando con la exploración y desarrollo costa afuera – offshore – y analizar los resultados de las pruebas pilotos de los yacimientos no-convencionales que nos darán la información necesaria para tomar la mejor decisión para el futuro de la industria petrolera y el autoabastecimiento energético de Colombia.
No podemos olvidar que tenemos en juego tres y seis veces las reservas de crudo y gas actuales, que influirían directamente en los ingresos del erario a mediano y largo plazo. No podemos olvidar que tenemos un mejor país gracias a la industria petrolera.
Sergio Cabrales Profesor de la Universidad de los Andes @SergioCabrales
El fracking o fracturamiento hidráulico es un tema polémico y controvertido a nivel nacional e internacional. Fracking es una técnica de extracción consistente en fracturar rocas que tiene petróleo y gas atrapados en su interior.
Mientras los hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales fluyen a la superficie, los hidrocarburos contenidos en yacimientos no-convencionales requieren de la inyección a alta presión de fluido de fractura con el objetivo de fracturar la roca para permitir que fluyan los hidrocarburos atrapados en ella.
Es común pensar que el fracking – que ha revolucionado recientemente la industria de los hidrocarburos – es una técnica nueva. Pero la verdad, el fracking es la combinación de dos técnicas, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico, que se han utilizado desde mediados del siglo pasado en Colombia.
Lo que realmente generó el uso intensivo de esta técnica en países como Estados Unidos, fue su viabilidad económica con precios del petróleo que rondaban los US$100 por barril.
Empero, no se pueden negar los recientes avances técnicos en perforación horizontal, completamiento y fracturamiento hidráulico, que han reducido los riesgos potenciales del fracking y han generado eficiencias económicas que permitió reducir el costo de producción a menos de US$40 por barril.
Contaminar el Agua
Una de las principales preocupación de implementar el fracking en Colombia es el consumo y contaminación del agua. La cantidad de agua requerida para desarrollar un pozo de hidrocarburos no-convencionales por medio del fracking oscila entre 2.5 y 7.5 millones de litros.
En términos simples, se requiere aproximadamente el agua de media piscina olímpica para fracturar un pozo.
Esto puede ser un tema muy sensible en zonas donde los recursos hídricos sean limitados y es la principal razón para vetar esta técnica en zonas específicas, a pesar de que aproximadamente el 60% del agua utilizada en el fracturamiento hidráulico regresa a la superficie y puede reciclarse para ser utilizada en la fractura de otro pozo.
Por otra parte, la segunda preocupación respecto al agua es la contaminación por los químicos utilizados en el proceso de fracturamiento.
El proceso de fracturamiento hidráulico requiere del fluido de fractura que es 99.5% agua y propante, y 0.5% de aditivos químicos. Por un lado, el propante es básicamente arena o partículas similares que ayudan a mantener la fractura o fisura de la roca abierta para que siga fluyendo los hidrocarburos.
Y por el otro lado, los aditivos son químicos que generan una alta viscosidad en el fluido de fractura para poder transportar el propante.
Figura 1. Diagrama de la fracturación hidráulica. Fuente: US Department of Energy (DOE).
Otra de las preocupaciones es la contaminación de aguas subterráneas. Las fracturas se realizan a más de 2 kilómetros (7.100 pies) de profundidad, generando una diferencia de más 1.5 kilómetros entre la fractura y las aguas subterráneas que se pueden utilizar para consumo humano. Esta distancia es un poco menor a la altura de un avión cuando el piloto del vuelo anuncia que se debe regresar a su silla y abrocharse el cinturón para proceder a aterrizar. Al ser esa misma distancia la que existe entre la fractura y la superficie, es casi imposible una contaminación cruzada. De ahí que en la literatura científica se han documentado solo contaminaciones producidas por fallas en los pozos o en los recubrimientos de las tuberías pero no por el fracturamiento.
Por último, el incremento de sismos en las zonas donde se realiza la extracción de hidrocarburos no-convencionales puede ser significativo. La razón fundamental para el aumento de los sismos es el incremento de energía sobre una falla geológica. Dicho en otras palabras, si se fractura cerca de una falla geológica, esta reacciona al aumento de energía mediante pequeños sismos. La solución básica es hacer estudios sísmicos para evitar fracturar cerca de una falla geológica. Al igual sucede cuando se inyecta fluido de fractura para su disposición final. El incremento de fluido en una formación genera aumento de presión que puede terminar generando sismos.
Figura 2. Formación la Luna – Magdalena Medio, Colombia. Fuente: Ecopetrol (2017)
El Potenciál en el País
Según Arthur Little (2017), en Colombia la formación geológica La Luna puede tener un potencial de reservas de más de 5.000 millones de barriles equivalentes (BOE), correspondiente a más de tres veces las reservas actuales del país, 1665 millones de barriles.
Solo el desarrollo de la formación La Luna puede representar entre 100.000 y 350.000 barriles de petróleo por día (BOED), casi la mitad de la producción actual de Ecopetrol.
En los últimos 10 años, Ecopetrol ha transferido $195 billones a la Nación en regalías, impuestos y dividendos pero sus reservas actuales de hidrocarburos no alcanzan para más de 6 años.
A pesar de que la respuesta más fácil y menos arriesgada es decir no al fracking en Colombia, se deben contemplar los beneficios que puede traer el fracking en términos de empleo, desarrollo de nuestras regiones, aumento de competitividad de nuestro país, educación gratuita, planes de salud, y planes sociales, sumado a la seguridad energético, autosostenibilidad, aumento de la inversión nacional y doméstica, entre otros beneficios generales que se darían a las poblaciones directa e indirectamente ubicadas en zonas de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.
Por dar solo un ejemplo, Ecopetrol ha estimado que los aportes en impuestos, regalías y dividendos de estos desarrollos podían ser entre 500 y 3.000 millones de dólares por año para los próximos 25 años.
No nos debemos dejar embaucar por personas mal informadas o populistas, la decisión del presente y el futuro de la industria minero-energética de Colombia está en nuestras manos.
