Energía & Geociencias 32

A C G G P

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P u b l i c a c i ó n

N o .

3 2

•

Energía

S e p t i e m b r e

d e

2 0 2 1

&

Geociencias

El presente energético en el desarrollo de nuestros campos petroleros. Pg. 14 Inteligencia Artificial y su Aplicabilidad en Campos de Desarrollo. Pg. 22 Nuestros Capítulos Estudiantiles. Pg. 38

Futuro del recobro mejorado en Colombia 1

CONTENIDO

EDITORIAL

35

8

Futuro del recobro mejorado en Colombia

ACGGP: Una organización profesional al servicio de la sociedad colombiana

38

14

El presente energético en el desarrollo de nuestros campos petroleros

Nuestros Capítulos Estudiantiles El semillero y futuro de las geociencias en Colombia

22

41

Inteligencia Artificial y su Aplicabilidad en Campos de Desarrollo

Divulgación de la ciencia en escenarios urbanos y rurales

32

42

Fotoreportaje “Aventuras geológicas: el agua”

Generalidades del recobro mejorado

COMITÉ EDITORIAL Presidente Clemencia Gómez González Director Ejecutivo Flover Rodríguez Portillo Editor Carlos Molinares Coordinador Programa de Pedagogía Regional Carlos Ortega Coordinación Editorial Maria Camila Blanco

Fotografía e Ilustración ACGGP - Jeisson Montaña Equipo de Comunicaciones ACGGP Foto de Portada Gran Tierra Energy Campo Acordionero - VMM. Revisión de Estilo Laura Ossa Aya, Cristina Bayona, Camila Palacios Diseño y Diagramación William Velásquez G. WivelPublicidad

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Calle 125 No. 20-70 Oficina 505 Cel. +57 316 5334923

Panorama del recobro mejorado en Colombia

L Carlos Molinares Ph.D. Geofísico de exploración, SierraCol Energy.

Editor, ACGGP.

a producción de hidrocarburos generalmente es dividida en tres etapas: la producción primaria, cuando el hidrocarburo es producido naturalmente gracias a la energía inicial almacenada dentro del yacimiento. La producción secundaria, que consiste en inyectar fluidos (agua, en algunas ocasiones gases), con el propósito de mantener la presión del yacimiento y empujar el hidrocarburo remanente luego de la producción inicial y, finalmente, la producción terciaria, cuando otras sustancias específicas (e.g. polímeros, surfactantes, reactivos alcalinos y/o microbios) se inyectan para incrementar el recobro.

Generalmente, entre un 10 y 30% del petróleo original en sitio, OOIP (Original Oil In Place), es producido después de la etapa de producción primaria. No hay duda de que incrementar dicha eficiencia es cada vez más crítico en el panorama nacional debido al aumento en las restricciones de capital, sociales y ambientales, relacionadas con los proyectos de exploración de hidrocarburos. Otras ventajas al aplicar técnicas de recobro mejorado, o EOR (Enhance Oil Recovery) por sus siglas

acggp@acggp.org

2

3

en inglés, es que hay un mejor conocimiento de los yacimientos y, en la mayoría de los casos, ya se disponen de la infraestructura, canales de distribución y de los mercados.

En esta edición No. 32 de nuestra Revista Energía & Geociencias - ACGGP dedicada al EOR, Jaime Pavas, geólogo, consultor independiente y especialista en gerencia de proyectos con más de 30 años de experiencia en la industria, presenta un análisis sobre el estado actual de los campos productores en Colombia y las consecuencias asociadas con la crisis generada por la pandemia del Covid-19. Jaime, resalta que la disminución en la producción no es un fenómeno estrictamente relacionado con la pandemia y que la producción ha mostrado una tendencia descendente desde el año 2013. También, plantea algunos escenarios que permitirían revertir esta tendencia, especialmente porque podrían ser aplicables en los 92 campos que, según él, se han cerrado en los últimos dos años en Colombia.

En esta oportunidad, el invitado especial en nuestra sección de entrevista es Adriano Lobo, geólogo de la UIS – M. Sc. de la Universidad de Texas, cono-

CONTENIDO

EDITORIAL

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Futuro del recobro mejorado en Colombia

ACGGP: Una organización profesional al servicio de la sociedad colombiana

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El presente energético en el desarrollo de nuestros campos petroleros

Nuestros Capítulos Estudiantiles El semillero y futuro de las geociencias en Colombia

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Inteligencia Artificial y su Aplicabilidad en Campos de Desarrollo

Divulgación de la ciencia en escenarios urbanos y rurales

32

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Fotoreportaje “Aventuras geológicas: el agua”

Generalidades del recobro mejorado

COMITÉ EDITORIAL Presidente Clemencia Gómez González Director Ejecutivo Flover Rodríguez Portillo Editor Carlos Molinares Coordinador Programa de Pedagogía Regional Carlos Ortega Coordinación Editorial Maria Camila Blanco

Fotografía e Ilustración ACGGP - Jeisson Montaña Equipo de Comunicaciones ACGGP Foto de Portada Gran Tierra Energy Campo Acordionero - VMM. Revisión de Estilo Laura Ossa Aya, Cristina Bayona, Camila Palacios Diseño y Diagramación William Velásquez G. WivelPublicidad

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Calle 125 No. 20-70 Oficina 505 Cel. +57 316 5334923

Panorama del recobro mejorado en Colombia

L Carlos Molinares Ph.D. Geofísico de exploración, SierraCol Energy.

Editor, ACGGP.

a producción de hidrocarburos generalmente es dividida en tres etapas: la producción primaria, cuando el hidrocarburo es producido naturalmente gracias a la energía inicial almacenada dentro del yacimiento. La producción secundaria, que consiste en inyectar fluidos (agua, en algunas ocasiones gases), con el propósito de mantener la presión del yacimiento y empujar el hidrocarburo remanente luego de la producción inicial y, finalmente, la producción terciaria, cuando otras sustancias específicas (e.g. polímeros, surfactantes, reactivos alcalinos y/o microbios) se inyectan para incrementar el recobro.

Generalmente, entre un 10 y 30% del petróleo original en sitio, OOIP (Original Oil In Place), es producido después de la etapa de producción primaria. No hay duda de que incrementar dicha eficiencia es cada vez más crítico en el panorama nacional debido al aumento en las restricciones de capital, sociales y ambientales, relacionadas con los proyectos de exploración de hidrocarburos. Otras ventajas al aplicar técnicas de recobro mejorado, o EOR (Enhance Oil Recovery) por sus siglas

acggp@acggp.org

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en inglés, es que hay un mejor conocimiento de los yacimientos y, en la mayoría de los casos, ya se disponen de la infraestructura, canales de distribución y de los mercados.

En esta edición No. 32 de nuestra Revista Energía & Geociencias - ACGGP dedicada al EOR, Jaime Pavas, geólogo, consultor independiente y especialista en gerencia de proyectos con más de 30 años de experiencia en la industria, presenta un análisis sobre el estado actual de los campos productores en Colombia y las consecuencias asociadas con la crisis generada por la pandemia del Covid-19. Jaime, resalta que la disminución en la producción no es un fenómeno estrictamente relacionado con la pandemia y que la producción ha mostrado una tendencia descendente desde el año 2013. También, plantea algunos escenarios que permitirían revertir esta tendencia, especialmente porque podrían ser aplicables en los 92 campos que, según él, se han cerrado en los últimos dos años en Colombia.

En esta oportunidad, el invitado especial en nuestra sección de entrevista es Adriano Lobo, geólogo de la UIS – M. Sc. de la Universidad de Texas, cono-

EDITORIAL

cido por su amplia experiencia en el tema de recobro mejorado en diversos campos y posiciones gerenciales del sector energético en Colombia. Adriano, primero nos aclara varios conceptos asociados con el tema de recobro mejorado, la importancia de distinguir entre un “campo viejo” y un “campo maduro” y la necesidad de incrementar los factores de recobro, teniendo en cuenta el panorama actual de reservas. Además, plantea la importancia de otros temas en los próximos años, como la aplicación de las técnicas de fracturamiento hidráulico (fracking), las actividades exploratorias cercanas a los campos existentes (Near Field Exploration), las técnicas de inyección de CO2 y la participación de las mujeres en la industria y en posiciones de liderazgo.

En la entrevista, Adriano, también hace énfasis en la necesidad de una mayor actividad de adquisición sísmica, al igual que la implementación de técnicas modernas como la minería de datos (Data Mining) e inteligencia artificial (Machine Learning).

Relacionado a este último tema, Camilo Rodríguez, director Analytics and Data Science - IHS, plantea en este volumen la interesante pregunta: ¿Qué tan receptivos están los geólogos, geofísicos e ingenieros de petróleos en utilizar las técnicas de inteligencia artificial en la toma de decisiones?. En su discusión, hace una introducción a un algoritmo complejo denominado “SHAP, Shapley Additice exPlanation”, el cual presenta algunas ventajas interesantes sobre otros algoritmos, como el poder controlar o explicar la contribución específica de cada variable en un modelo, aislándola de las demás variables. Este algoritmo ha sido útil en

la generación de modelos predictivos, relacionados con la interacción de múltiples variables complejas.

Finalmente, Luis Rodriguez, Business Manager Development - Cobblestone Energy y profesor adjunto del Irani Center for Energy Solutions de la Universidad de Oklahoma, desmitifica algo bien extendido en la industria: “el mejor campo para implementar recobro mejorado es aquel campo que ha tenido un bajo recobro durante su producción primaria”. Contrario a ello, la viabilidad de un proyecto de EOR está, en buena medida, condicionada por una variable fundamental conocida como Saturación de Aceite Residual o Sor, por sus siglas en inglés. El éxito de un proyecto de recobro mejorado depende de muchos factores, pero la diferencia entre la saturación actual de aceite y la saturación residual de aceite es un factor determinante en la factibilidad y continuidad de los proyectos de EOR. Aunque muchos somos conscientes de la importancia de las actividades de exploración y que las reservas no pueden ser reemplazadas de manera sostenible solo mediante el aumento de los factores de recobro, la ACGGP decidió fomentar la divulgación de esta importante temática entre sus asociados y grupos de interés, comprendiendo que la aplicación de técnicas modernas de recobro mejorado seguirá permitiendo mantener la producción de hidrocarburos y, en gran medida, seguirán contribuyendo en la reposición de reservas, además de ser campos de acción en donde el conocimiento geocientífico es fundamental, en un panorama cada vez más complejo de transición energética durante los próximos años en Colombia.

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EDITORIAL

cido por su amplia experiencia en el tema de recobro mejorado en diversos campos y posiciones gerenciales del sector energético en Colombia. Adriano, primero nos aclara varios conceptos asociados con el tema de recobro mejorado, la importancia de distinguir entre un “campo viejo” y un “campo maduro” y la necesidad de incrementar los factores de recobro, teniendo en cuenta el panorama actual de reservas. Además, plantea la importancia de otros temas en los próximos años, como la aplicación de las técnicas de fracturamiento hidráulico (fracking), las actividades exploratorias cercanas a los campos existentes (Near Field Exploration), las técnicas de inyección de CO2 y la participación de las mujeres en la industria y en posiciones de liderazgo.

En la entrevista, Adriano, también hace énfasis en la necesidad de una mayor actividad de adquisición sísmica, al igual que la implementación de técnicas modernas como la minería de datos (Data Mining) e inteligencia artificial (Machine Learning).

Relacionado a este último tema, Camilo Rodríguez, director Analytics and Data Science - IHS, plantea en este volumen la interesante pregunta: ¿Qué tan receptivos están los geólogos, geofísicos e ingenieros de petróleos en utilizar las técnicas de inteligencia artificial en la toma de decisiones?. En su discusión, hace una introducción a un algoritmo complejo denominado “SHAP, Shapley Additice exPlanation”, el cual presenta algunas ventajas interesantes sobre otros algoritmos, como el poder controlar o explicar la contribución específica de cada variable en un modelo, aislándola de las demás variables. Este algoritmo ha sido útil en

la generación de modelos predictivos, relacionados con la interacción de múltiples variables complejas.

Finalmente, Luis Rodriguez, Business Manager Development - Cobblestone Energy y profesor adjunto del Irani Center for Energy Solutions de la Universidad de Oklahoma, desmitifica algo bien extendido en la industria: “el mejor campo para implementar recobro mejorado es aquel campo que ha tenido un bajo recobro durante su producción primaria”. Contrario a ello, la viabilidad de un proyecto de EOR está, en buena medida, condicionada por una variable fundamental conocida como Saturación de Aceite Residual o Sor, por sus siglas en inglés. El éxito de un proyecto de recobro mejorado depende de muchos factores, pero la diferencia entre la saturación actual de aceite y la saturación residual de aceite es un factor determinante en la factibilidad y continuidad de los proyectos de EOR. Aunque muchos somos conscientes de la importancia de las actividades de exploración y que las reservas no pueden ser reemplazadas de manera sostenible solo mediante el aumento de los factores de recobro, la ACGGP decidió fomentar la divulgación de esta importante temática entre sus asociados y grupos de interés, comprendiendo que la aplicación de técnicas modernas de recobro mejorado seguirá permitiendo mantener la producción de hidrocarburos y, en gran medida, seguirán contribuyendo en la reposición de reservas, además de ser campos de acción en donde el conocimiento geocientífico es fundamental, en un panorama cada vez más complejo de transición energética durante los próximos años en Colombia.

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JUNTA DIRECTIVA & STAFF

Junta Directiva 2021-2022 Clemencia Gómez González Presidenta Geóloga de la Universidad de Caldas, con formación doctoral de la Universidad de Alcalá y énfasis en palinología del Cuaternario. Especialista en administración de empresas y especialista en derecho minero-petrolero.

Se desempeñó como asesora y coordinadora del grupo de Gestión del Conocimiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos durante 4 años. Posteriormente, estuvo a cargo de la gerencia de Gmas Lab. durante 4 años.

Actualmente, es profesora de dedicación exclusiva del Departamento de Geociencias en la Universidad Nacional de Colombia, también vicepresidente de la Sociedad Colombiana de Geología y miembro de la ACGGP por más de 10 años.

Ricardo Vargas Vicepresidente Técnico

Carlos Molinares Editor

Laura Carrero Secretaria

Geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. Graduado con Honores y Mención meritoria por su trabajo de grado en el offshore del Caribe Colombiano. Máster en Ciencias de la tierra de la Universidad EAFIT; M.Sc y PhD de la Universidad de Oklahoma, cuya disertación estuvo enfocada a la caracterización de Yacimientos No Convencionales, bajo la dirección de los Profesores Roger Slatt (Q.E.P.D.) y Kurt Marfurt. Autor y coautor de más de 15 publicaciones académicas y ponencias en eventos técnicos de la AAPG, SEG, URTEC, HGS, SIPES y la ACGGP.

Geóloga del programa de Geología de la Universidad de Pamplona. Enfocada en la investigación con experiencia en proyectos de agua subterránea, ordenamiento territorial y estratigrafía.

Ganador de la mejor exposición como estudiante de doctorado en la reunión anual de la Sociedad Geológica Americana (GSA, Little Rock-AR 2018). Ganador de las Becas: COUAA, Gen P. Morell, Spirit-ConocoPhillips y Ben Hare outstanding thesis awards durante sus estudios de maestría y doctorado en la Universidad de Oklahoma. Experto en la caracterización de yacimientos, con más de 15 años de experiencia profesional trabajando para grupos de exploración, desarrollo y de nuevos negocios en las compañías ECOPETROL, CONOCO-PHILLIPS, y OXY. Actualmente Carlos se desempeña como Geofísico de Exploración del Grupo Carlyle-Colombia.

Encargado de la identificación de nuevas oportunidades exploratorias, nuevos negocios y la caracterización geofísica de nuevos campos en Colombia.

Staff Administrativo

Geólogo de la Universidad Industrial de Santander, con maestría en Ingeniería de Petróleos de la Universidad de los Andes, con más de 10 años de experiencia en la industria del petróleo y gas en diferentes compañías como Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), Gems S.A. y Petrobras. Actualmente Ricardo es geólogo de desarrollo en Perenco Oil & Gas Colombia Limited con experiencia en modelamiento geológico de yacimientos, interpretación petrofísica y geología de operaciones.

ACGGP

Sonia Pongutá Vicepresidenta Administrativa Project Manager con amplia experiencia industrial en el sector upstream del negocio de Oil & Gas, al igual que con empresas multinacionales de E&P. Con competencias en ventas y marketing, administración general, administración de proyectos, analista de negocios y tecnología de la información.

Se desempeñó como presidente del Comité Organizador de la XIV Semana Técnica de Geología, Ingeniería Geológica y Geociencias 2020, y actualmente es presidente de la Asociación de Estudiantes de Geología Cúcuta y coordinadora del programa ESW para AAPG Región Latinoamérica y el Caribe.

ACGGP

Ana María Ramírez Auxiliar Administrativa

Flover Rodríguez Director Ejecutivo

ACGGP

ACGGP

Carlos Ortega Coordinador del Programa de Pedagogía Regional

Linda Cárdenas Coordinadora de Pedagogía y Comunicación

Por más de 12 años ha participado apoyando, vendiendo y entregando software y proyectos para la industria de petróleo y gas en diferentes etapas del ciclo de Petróleo y Gas como: exploración, perforación y producción.

Diana Cristina Bayona Profesional en comunicación y RRPP

Mónica Morales Tesorera Ingeniera geóloga de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia (UPTC) Seccional Sogamoso, máster en geología de la Universidad Industrial de Santander (UIS), con 12 años de experiencia en proyectos de exploración y producción.

Conocimiento avanzado en adquisición, aplicación de atributos e interpretación de sísmica 2D y 3D, interpretación de registros, petrofísica, geología estructural . Así como, Sistemas de Información Geográfica; para la integración e identificación de nuevos negocios (Evaluación de nuevas oportunidades exploratorias), áreas prospectivas, prospectos, leads, plays y el desarrollo de yacimientos de campos en producción.

6

ACGGP

ACGGP

ACGGP

María Camila Blanco Profesional Técnico

Laura Becerra Profesional Técnico

ACGGP

ACGGP

ACGGP

Fernando González Diseñador gráfico

Fredy Beltrán Auxiliar de soporte técnico y mensajería

7

María Camila Palacio Community Manager

ACGGP

Fanny Díaz Auxiliar de Servicios Generales

JUNTA DIRECTIVA & STAFF

Junta Directiva 2021-2022 Clemencia Gómez González Presidenta Geóloga de la Universidad de Caldas, con formación doctoral de la Universidad de Alcalá y énfasis en palinología del Cuaternario. Especialista en administración de empresas y especialista en derecho minero-petrolero.

Se desempeñó como asesora y coordinadora del grupo de Gestión del Conocimiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos durante 4 años. Posteriormente, estuvo a cargo de la gerencia de Gmas Lab. durante 4 años.

Actualmente, es profesora de dedicación exclusiva del Departamento de Geociencias en la Universidad Nacional de Colombia, también vicepresidente de la Sociedad Colombiana de Geología y miembro de la ACGGP por más de 10 años.

Ricardo Vargas Vicepresidente Técnico

Carlos Molinares Editor

Laura Carrero Secretaria

Geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. Graduado con Honores y Mención meritoria por su trabajo de grado en el offshore del Caribe Colombiano. Máster en Ciencias de la tierra de la Universidad EAFIT; M.Sc y PhD de la Universidad de Oklahoma, cuya disertación estuvo enfocada a la caracterización de Yacimientos No Convencionales, bajo la dirección de los Profesores Roger Slatt (Q.E.P.D.) y Kurt Marfurt. Autor y coautor de más de 15 publicaciones académicas y ponencias en eventos técnicos de la AAPG, SEG, URTEC, HGS, SIPES y la ACGGP.

Geóloga del programa de Geología de la Universidad de Pamplona. Enfocada en la investigación con experiencia en proyectos de agua subterránea, ordenamiento territorial y estratigrafía.

Ganador de la mejor exposición como estudiante de doctorado en la reunión anual de la Sociedad Geológica Americana (GSA, Little Rock-AR 2018). Ganador de las Becas: COUAA, Gen P. Morell, Spirit-ConocoPhillips y Ben Hare outstanding thesis awards durante sus estudios de maestría y doctorado en la Universidad de Oklahoma. Experto en la caracterización de yacimientos, con más de 15 años de experiencia profesional trabajando para grupos de exploración, desarrollo y de nuevos negocios en las compañías ECOPETROL, CONOCO-PHILLIPS, y OXY. Actualmente Carlos se desempeña como Geofísico de Exploración del Grupo Carlyle-Colombia.

Encargado de la identificación de nuevas oportunidades exploratorias, nuevos negocios y la caracterización geofísica de nuevos campos en Colombia.

Staff Administrativo

Geólogo de la Universidad Industrial de Santander, con maestría en Ingeniería de Petróleos de la Universidad de los Andes, con más de 10 años de experiencia en la industria del petróleo y gas en diferentes compañías como Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), Gems S.A. y Petrobras. Actualmente Ricardo es geólogo de desarrollo en Perenco Oil & Gas Colombia Limited con experiencia en modelamiento geológico de yacimientos, interpretación petrofísica y geología de operaciones.

ACGGP

Sonia Pongutá Vicepresidenta Administrativa Project Manager con amplia experiencia industrial en el sector upstream del negocio de Oil & Gas, al igual que con empresas multinacionales de E&P. Con competencias en ventas y marketing, administración general, administración de proyectos, analista de negocios y tecnología de la información.

Se desempeñó como presidente del Comité Organizador de la XIV Semana Técnica de Geología, Ingeniería Geológica y Geociencias 2020, y actualmente es presidente de la Asociación de Estudiantes de Geología Cúcuta y coordinadora del programa ESW para AAPG Región Latinoamérica y el Caribe.

ACGGP

Ana María Ramírez Auxiliar Administrativa

Flover Rodríguez Director Ejecutivo

ACGGP

ACGGP

Carlos Ortega Coordinador del Programa de Pedagogía Regional

Linda Cárdenas Coordinadora de Pedagogía y Comunicación

Por más de 12 años ha participado apoyando, vendiendo y entregando software y proyectos para la industria de petróleo y gas en diferentes etapas del ciclo de Petróleo y Gas como: exploración, perforación y producción.

Diana Cristina Bayona Profesional en comunicación y RRPP

Mónica Morales Tesorera Ingeniera geóloga de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia (UPTC) Seccional Sogamoso, máster en geología de la Universidad Industrial de Santander (UIS), con 12 años de experiencia en proyectos de exploración y producción.

Conocimiento avanzado en adquisición, aplicación de atributos e interpretación de sísmica 2D y 3D, interpretación de registros, petrofísica, geología estructural . Así como, Sistemas de Información Geográfica; para la integración e identificación de nuevos negocios (Evaluación de nuevas oportunidades exploratorias), áreas prospectivas, prospectos, leads, plays y el desarrollo de yacimientos de campos en producción.

6

ACGGP

ACGGP

ACGGP

María Camila Blanco Profesional Técnico

Laura Becerra Profesional Técnico

ACGGP

ACGGP

ACGGP

Fernando González Diseñador gráfico

Fredy Beltrán Auxiliar de soporte técnico y mensajería

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María Camila Palacio Community Manager

ACGGP

Fanny Díaz Auxiliar de Servicios Generales

ENTREVISTA

Futuro del recobro mejorado en Colombia Reseña del entrevistado: Adriano Lobo Álvarez, profesional en geología con más de 30 años de experiencia en oil & gas, principalmente en la caracterización de yacimientos y en el redesarrollo de campos. Egresado de la facultad de geología de la UIS y Máster en Geología del Petróleo, de UT at Austin. Ha formado parte y ha liderado evaluaciones integradas de yacimientos, fue gerente RMT (reservoir management team) en OXY Colombia, por 3 años; Superintendente y Gerente de Yacimientos de Ecopetrol, por 10 años; Gerente de Desarrollo de Nuevos Descubrimientos, por 1 año y, actualmente, haciendo uso de buen retiro dedicado a su familia y actividades personales.

Ahora, hablemos un poco sobre su trayectoria profesional.

¿

Qué lo lleva a inclinarse por estudiar geología y posteriormente profundizar en la línea de exploración y explotación de hidrocarburos?

Inicié a estudiar geología en 1983 gracias a una visita que los profesores de la UIS hicieron a mi colegio para explicar en qué consistía la nueva carrera. Su explicación hizo que me gustara la geología desde aquel entonces. En aquella época se suponía que habría también muchas posibilidades de trabajo porque se venía el boom del uranio, cosa que no ocurrió.

Gracias a la cercanía del ICP y su relación con la UIS, me incliné hacia la geología del petróleo con énfasis en geología de desarrollo (explotación), en la que la aplicación de la sedimentología es muy útil. De hecho, hice mi tesis de universidad evaluando el desarrollo del campo Tibú en función del piloto de inyección de vapor en las Arenas Green de la formación Carbonera. ¿Qué le hubiera gustado hacer en caso de no haberse dedicado a la explotación de hidrocarburos?

A la arquitectura… definitivamente esa carrera me gustaba mucho, pero afortunadamente la geología fue mi

mejor elección, ya que profesionalmente me ha brindado muchos retos y satisfacciones, y sobre todo, la oportunidad de llegar a conformar y liderar el equipo de yacimientos, responsable del redesarrollo de los campos de Ecopetrol, impactando, en forma muy positiva tanto la producción como la incorporación de reservas y el crecimiento del aceite original entre el 2009 y junio del 2019.

Pasando a preguntas más técnicas, para empezar ¿Podría explicarnos brevemente la diferencia entre reservas y recursos?

Antes que nada, tanto las reservas como los recursos son una foto a una fecha fija (normalmente a 31 diciembre de cada año) y a unas condiciones fijas de precio de hidrocarburos, del potencial de crudo y gas que se podrá explotar en cada una de las áreas en estudio. La diferencia radica en que las reservas están asociadas a esos volúmenes potenciales que son técnica y económicamente viables dentro de proyectos maduros, completamente definidos y ejecutables.

Mientras los recursos son también volúmenes potenciales, pero que aún no están totalmente maduros, ya sean descubiertos (recursos contingentes) o por descubrir (recursos prospectivos).

8

Por Carlos Molinares Ph.D. Geofísico de exploración, SierraCol Energy.

Editor, ACGGP.

A la arquitectura… definitivamente esa carrera me gustaba mucho, pero afortunadamente la geología fue mi mejor elección, ya que profesionalmente me ha brindado muchos retos y satisfacciones.

Muchos de nuestros campos son realmente más viejos que maduros, en lo que a su explotación hace referencia.

Esto es una valiosa oportunidad que ha sido capitalizada para el incremento de producción y reservas del país.

¿Qué se entiende por recobro mejorado?

El concepto de recobro mejorado se ha venido usando de una forma genérica en el que se hace referencia a la aplicación de todas las técnicas y tecnologías que favorecen el incremento de producción y por ende el incremento del factor de recobro de los diferentes campos. Recobro mejorado, EOR por sus siglas en inglés (Enhance Oil Recovery), por definición implica uso de tecnologías que buscan producir el hidrocarburo que está pegado al sistema poroso de las rocas como aceite residual, este es también conocido como recobro terciario. El hidrocarburo móvil que está en el sistema poroso es removido por técnicas y tecnologías denominadas recobro secundario y recobro primario. El recobro secundario, fundamentalmente, hace referencia a técnicas que buscan incrementar el nivel de presión de los almacenadores y mejorar su barrido, mientras el recobro primario hace referencia a producir el hidrocarburo móvil a ser contactado por perforaciones aprovechando la energía inicial del yacimiento.

Algunos ejemplos de estas técnicas y tecnologías para recobro terciario serían, entre otros, la inyección de polímeros (agua mejorada) y de ASP (alcalino surfactante polímero), inyección de vapor (cíclica y continua), e inyección de aire (o combustión insitu). Para recobro secundario, la inyección de agua

9

y de gases. Para recobro primario, la perforación de pozos infill y pozos geológicamente ubicados serían buenos ejemplos de este tipo de recobro.

El recobro mejorado es uno de los seis pilares que hizo, hace y hará parte de la estrategia de redesarrollo de los activos que buscaban cumplir las expectativas de producción y el incremento del factor de recobro de los campos. Este está acompañado de estrategias como: la delimitación de activos en producción (sísmica 3D y pozos de avanzada), el redesarrollo de yacimientos principales (perforación infill y estimulaciones), la validación de productividad y desarrollo de yacimientos secundarios (recompletamientos y perforación de pozos), la exploración cercana a campos (Near Field Exploration-NFE), y la optimización y reducción de la inversión en la adquisición de información.

Hoy en día gran parte de la producción y reposición de reservas del país está asociada a campos muy antiguos y maduros ¿Cuánto más el país podrá sostener su autosuficiencia y retorno de reservas por recobro mejorado de sus campos viejos?

Muchos de nuestros campos son realmente más viejos que maduros, en lo que a su explotación hace referencia.

Esto es una valiosa oportunidad que ha sido capitalizada para el incremento de

ENTREVISTA

Futuro del recobro mejorado en Colombia Reseña del entrevistado: Adriano Lobo Álvarez, profesional en geología con más de 30 años de experiencia en oil & gas, principalmente en la caracterización de yacimientos y en el redesarrollo de campos. Egresado de la facultad de geología de la UIS y Máster en Geología del Petróleo, de UT at Austin. Ha formado parte y ha liderado evaluaciones integradas de yacimientos, fue gerente RMT (reservoir management team) en OXY Colombia, por 3 años; Superintendente y Gerente de Yacimientos de Ecopetrol, por 10 años; Gerente de Desarrollo de Nuevos Descubrimientos, por 1 año y, actualmente, haciendo uso de buen retiro dedicado a su familia y actividades personales.

Ahora, hablemos un poco sobre su trayectoria profesional.

¿

Qué lo lleva a inclinarse por estudiar geología y posteriormente profundizar en la línea de exploración y explotación de hidrocarburos?

Inicié a estudiar geología en 1983 gracias a una visita que los profesores de la UIS hicieron a mi colegio para explicar en qué consistía la nueva carrera. Su explicación hizo que me gustara la geología desde aquel entonces. En aquella época se suponía que habría también muchas posibilidades de trabajo porque se venía el boom del uranio, cosa que no ocurrió.

Gracias a la cercanía del ICP y su relación con la UIS, me incliné hacia la geología del petróleo con énfasis en geología de desarrollo (explotación), en la que la aplicación de la sedimentología es muy útil. De hecho, hice mi tesis de universidad evaluando el desarrollo del campo Tibú en función del piloto de inyección de vapor en las Arenas Green de la formación Carbonera. ¿Qué le hubiera gustado hacer en caso de no haberse dedicado a la explotación de hidrocarburos?

A la arquitectura… definitivamente esa carrera me gustaba mucho, pero afortunadamente la geología fue mi

mejor elección, ya que profesionalmente me ha brindado muchos retos y satisfacciones, y sobre todo, la oportunidad de llegar a conformar y liderar el equipo de yacimientos, responsable del redesarrollo de los campos de Ecopetrol, impactando, en forma muy positiva tanto la producción como la incorporación de reservas y el crecimiento del aceite original entre el 2009 y junio del 2019.

Pasando a preguntas más técnicas, para empezar ¿Podría explicarnos brevemente la diferencia entre reservas y recursos?

Antes que nada, tanto las reservas como los recursos son una foto a una fecha fija (normalmente a 31 diciembre de cada año) y a unas condiciones fijas de precio de hidrocarburos, del potencial de crudo y gas que se podrá explotar en cada una de las áreas en estudio. La diferencia radica en que las reservas están asociadas a esos volúmenes potenciales que son técnica y económicamente viables dentro de proyectos maduros, completamente definidos y ejecutables.

Mientras los recursos son también volúmenes potenciales, pero que aún no están totalmente maduros, ya sean descubiertos (recursos contingentes) o por descubrir (recursos prospectivos).

8

Por Carlos Molinares Ph.D. Geofísico de exploración, SierraCol Energy.

Editor, ACGGP.

A la arquitectura… definitivamente esa carrera me gustaba mucho, pero afortunadamente la geología fue mi mejor elección, ya que profesionalmente me ha brindado muchos retos y satisfacciones.

Muchos de nuestros campos son realmente más viejos que maduros, en lo que a su explotación hace referencia.

Esto es una valiosa oportunidad que ha sido capitalizada para el incremento de producción y reservas del país.

¿Qué se entiende por recobro mejorado?

El concepto de recobro mejorado se ha venido usando de una forma genérica en el que se hace referencia a la aplicación de todas las técnicas y tecnologías que favorecen el incremento de producción y por ende el incremento del factor de recobro de los diferentes campos. Recobro mejorado, EOR por sus siglas en inglés (Enhance Oil Recovery), por definición implica uso de tecnologías que buscan producir el hidrocarburo que está pegado al sistema poroso de las rocas como aceite residual, este es también conocido como recobro terciario. El hidrocarburo móvil que está en el sistema poroso es removido por técnicas y tecnologías denominadas recobro secundario y recobro primario. El recobro secundario, fundamentalmente, hace referencia a técnicas que buscan incrementar el nivel de presión de los almacenadores y mejorar su barrido, mientras el recobro primario hace referencia a producir el hidrocarburo móvil a ser contactado por perforaciones aprovechando la energía inicial del yacimiento.

Algunos ejemplos de estas técnicas y tecnologías para recobro terciario serían, entre otros, la inyección de polímeros (agua mejorada) y de ASP (alcalino surfactante polímero), inyección de vapor (cíclica y continua), e inyección de aire (o combustión insitu). Para recobro secundario, la inyección de agua

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y de gases. Para recobro primario, la perforación de pozos infill y pozos geológicamente ubicados serían buenos ejemplos de este tipo de recobro.

El recobro mejorado es uno de los seis pilares que hizo, hace y hará parte de la estrategia de redesarrollo de los activos que buscaban cumplir las expectativas de producción y el incremento del factor de recobro de los campos. Este está acompañado de estrategias como: la delimitación de activos en producción (sísmica 3D y pozos de avanzada), el redesarrollo de yacimientos principales (perforación infill y estimulaciones), la validación de productividad y desarrollo de yacimientos secundarios (recompletamientos y perforación de pozos), la exploración cercana a campos (Near Field Exploration-NFE), y la optimización y reducción de la inversión en la adquisición de información.

Hoy en día gran parte de la producción y reposición de reservas del país está asociada a campos muy antiguos y maduros ¿Cuánto más el país podrá sostener su autosuficiencia y retorno de reservas por recobro mejorado de sus campos viejos?

Muchos de nuestros campos son realmente más viejos que maduros, en lo que a su explotación hace referencia.

Esto es una valiosa oportunidad que ha sido capitalizada para el incremento de

ENTREVISTA producción y reservas del país. Si miramos el factor de recobro de los últimos 12 años este ha estado fluctuando entre el 18 y 19% y la vida media de las reservas entre 6.3 y 8 años a pesar del incremento de producción acumulada año a año. Esto debido a que se ha estado reevaluando el aceite original equivalente en forma positiva, lo cual demuestra que la mayoría de los campos eran más viejos que maduros.

Los proyectos de recobro mejorado (recobro secundario y terciario) son procesos de mediano y largo plazo que cada vez tienen mayor impacto en producción y reservas. Salvo contadas excepciones, los pilotos iniciales datan del 2010 al 2014 y hoy, algunos de ellos, están en fases de expansión y su resultado se evidencia al comparar cifras de incorporación reserva 1P de estos proyectos, en los que entre el 2013 al 2016 tuvieron un promedio anual de 22 Mbls y entre el 2017 al 2020 un promedio anual de 102 Mbls. Esto muestra que los proyectos de recobro seguirán haciéndose cada vez más protagónicos para los próximos años. ¿Son los recobros de nuestros campos maduros eficientes y comparables a los estándares mundiales?

El promedio mundial de recobro en campos convencionales esta al rededor del 35 al 37%, mientras en Colombia tenemos del orden del 19%, considerando la producción acumulada actual. Este factor de recobro llega a ser 24% si consideramos las reservas por producir. Además, se tiene un portafolio de iniciativas en validación que nos podrían llevar hasta un 31%, si bien esta cifra dista del promedio mundial lo que está reflejando es que las oportunidades de crecimiento con los proyectos de recobro están apenas en fases de implementación mientras en las cifras mundiales éstos ya se han implementado. ¿En qué tecnologías considera que debemos invertir nuestros recursos y esfuerzos para mejorar el recobro en Colombia?

Siempre que sea costo efectivo, la sísmica 3D y 4D y las técnicas especializadas aplicadas a la interpretación de la misma, son herramientas fundamentales para el seguimiento del desarrollo de activos en procesos de recobro mejorado. Además, las nuevas tecnologías de registros y trazadores que permitan mejorar el conocimiento y la distribución actual de los almacenadores y sus fluidos, también son herramientas que favorecen el mejor y más detallado conocimiento de los reservorios, fundamentales ya que los procesos secundarios y terciarios requieren un seguimiento detallado a nivel de unidades individuales tanto genéticas como hidráulicas.

Ahora, las técnicas nuevas en desarrollo de data mining, machine learning y sistemas automatizados de interpretación, están ganando cada vez más espacio y apuntan a reducir los tiempos de construcción de modelos estáticos y dinámicos de los campos. Por ello es importante tomar ventaja de estas tecnologías emergentes. ¿Cómo ve el futuro y la viabilidad económica y ambiental de los crudos pesados durante los próximos años de transición energética?

La economía mundial depende, en un alto porcentaje, de los combustibles fósiles. Acorde con esto, creo que el petróleo y el gas seguirán siendo jugadores importantes de la matriz energética durante las próximas décadas. Considero que Colombia no es ajena a esta realidad, por ello creo que la viabilidad económica y ambiental de nuestros crudos pesados, así sea cada vez más retadora, debe garantizarse.

El gobierno, está comprometido con hacer de Colombia uno de los países pioneros de la transición energética en América Latina, así que los proyectos de energías renovables se estarán incrementando década a década y su financiamiento, muy posiblemente, requerirá de los ingresos del petróleo y del gas, por lo que continuar expandiendo los proyectos de recobro en todo tipo de crudos es una necesidad.

10

El gobierno, está comprometido con hacer de Colombia uno de los países pioneros de la transición energética en América Latina, así que los proyectos de energías renovables se estarán incrementando década a década.

Su tesis de maestría con el Doctor Fisher en UT at Austin fue sobre yacimientos fracturados, ¿hay muchos yacimientos fracturados en Colombia?

No hay muchos yacimientos fracturados en Colombia, aunque las fracturas en los yacimientos son una característica que entre más se estudian los yacimientos más se encuentran, pero esto no significa que sea la variable que más controle el flujo, depende mucho de si son abiertas o cerradas (total o parcialmente), naturales o inducidas.

Recuerdo algunas unidades que tienen fracturas con algún control en producción como: Calizas del Tetuán en campo San Francisco, unidades clásticas y calcáreas del Villeta en sectores del campo Loro Acaé en el Putumayo, el Mirador en campos del Piedemonte, campo Guaduas en Valle Superior del Magdalena, La Luna en el sector del 1625 de infantas y el sector de los pozos Catalina y Olivo en Valle Medio del Magdalena, entre otros. Sin embargo, son muy pocos considerando que se tienen más de 280 campos en producción donde el dominio de las fracturas naturales en la producción es mínimo.

Siguiendo con el tema de los yacimientos fracturados, ¿Qué opina sobre el fracking?

Bueno, considerando que el fracking lo que hace es crear fracturas abiertas en las rocas madres principalmente, esta tecnología ha demostrado, sobre todo en Estados Unidos donde fueron pioneros, que es una técnica que favorece la producción y el incremento de reservas. Desde esta óptica, el fracking se constituye en una herramienta favorable para las necesidades de autosuficiencia y de reposición de reservas de Colombia. Sabemos que tiene muchos detractores, por ello requiere un manejo cuidadoso y una clara difusión de lo que es la tecnología que bien aplicada no tiene efectos negativos. Es fundamental que se puedan ejecutar los pilotos aprobados por el gobierno lo antes posible para demostrar que en Colombia también somos capaces de implementarla en forma apropiada.

11

Usted lideró una campaña hace unos años de NFE (Near Field Exploration); cuéntenos brevemente de qué se trató esta campaña. ¿Cuál es el balance de esa campaña y que tanto ha avanzado el país en ese aspecto y rápida comercialización de sus recursos contingentes a reservas?

Los pozos NFE (Near Field Exploration) buscan probar estructuras cercanas, nuevas e independientes a los campos de producción (A3 y A2c) o probar nuevos potenciales reservorios en los campos en producción (A2a y A2b) y/o delimitar las extensiones de campos o descubrimientos conocidos (A1), tomando ventaja del conocimiento y de la información técnica que tienen los equipos de desarrollo, así como aprovechar las sinergias y reducción de costos operacionales con los proyectos y campañas de desarrollo en los bloques de producción.

La campaña NFE, se ejecutó entre el 2010 y el 2014, haciéndose la revisión técnica de cerca de 90 oportunidades, identificadas por equipos de exploración y de yacimientos, de los cuales se hicieron 8 perforaciones nuevas, 2 workover mayores y una profundización.

De esta actividad, 3 perforaciones y la profundización encontraron hidrocarburos en los yacimientos esperados, sin embargo, estos fueron no comerciales.

Pozos NFE se están perforando por diversas compañías. Hocol ha implementado perforaciones NFE en su portafolio exploratorio, y desde hace casi tres años, en Ecopetrol se conformaron equipos NFE, con el liderazgo de exploración, que incluyen técnicos tanto de exploración como de desarrollo y áreas de apoyo trasversal (social, ambiental, perforación, operaciones, etc), para aligerar el proceso de puesta rápida en producción de este tipo de descubrimiento y así mover ágilmente recursos contingentes a reservas.

La técnica de Carbon Capture and Storage es una propuesta para disminuir la concentración de CO2 emitido por la industria y la generación de energía en los procesos de combustión,

ENTREVISTA producción y reservas del país. Si miramos el factor de recobro de los últimos 12 años este ha estado fluctuando entre el 18 y 19% y la vida media de las reservas entre 6.3 y 8 años a pesar del incremento de producción acumulada año a año. Esto debido a que se ha estado reevaluando el aceite original equivalente en forma positiva, lo cual demuestra que la mayoría de los campos eran más viejos que maduros.

Los proyectos de recobro mejorado (recobro secundario y terciario) son procesos de mediano y largo plazo que cada vez tienen mayor impacto en producción y reservas. Salvo contadas excepciones, los pilotos iniciales datan del 2010 al 2014 y hoy, algunos de ellos, están en fases de expansión y su resultado se evidencia al comparar cifras de incorporación reserva 1P de estos proyectos, en los que entre el 2013 al 2016 tuvieron un promedio anual de 22 Mbls y entre el 2017 al 2020 un promedio anual de 102 Mbls. Esto muestra que los proyectos de recobro seguirán haciéndose cada vez más protagónicos para los próximos años. ¿Son los recobros de nuestros campos maduros eficientes y comparables a los estándares mundiales?

El promedio mundial de recobro en campos convencionales esta al rededor del 35 al 37%, mientras en Colombia tenemos del orden del 19%, considerando la producción acumulada actual. Este factor de recobro llega a ser 24% si consideramos las reservas por producir. Además, se tiene un portafolio de iniciativas en validación que nos podrían llevar hasta un 31%, si bien esta cifra dista del promedio mundial lo que está reflejando es que las oportunidades de crecimiento con los proyectos de recobro están apenas en fases de implementación mientras en las cifras mundiales éstos ya se han implementado. ¿En qué tecnologías considera que debemos invertir nuestros recursos y esfuerzos para mejorar el recobro en Colombia?

Siempre que sea costo efectivo, la sísmica 3D y 4D y las técnicas especializadas aplicadas a la interpretación de la misma, son herramientas fundamentales para el seguimiento del desarrollo de activos en procesos de recobro mejorado. Además, las nuevas tecnologías de registros y trazadores que permitan mejorar el conocimiento y la distribución actual de los almacenadores y sus fluidos, también son herramientas que favorecen el mejor y más detallado conocimiento de los reservorios, fundamentales ya que los procesos secundarios y terciarios requieren un seguimiento detallado a nivel de unidades individuales tanto genéticas como hidráulicas.

Ahora, las técnicas nuevas en desarrollo de data mining, machine learning y sistemas automatizados de interpretación, están ganando cada vez más espacio y apuntan a reducir los tiempos de construcción de modelos estáticos y dinámicos de los campos. Por ello es importante tomar ventaja de estas tecnologías emergentes. ¿Cómo ve el futuro y la viabilidad económica y ambiental de los crudos pesados durante los próximos años de transición energética?

La economía mundial depende, en un alto porcentaje, de los combustibles fósiles. Acorde con esto, creo que el petróleo y el gas seguirán siendo jugadores importantes de la matriz energética durante las próximas décadas. Considero que Colombia no es ajena a esta realidad, por ello creo que la viabilidad económica y ambiental de nuestros crudos pesados, así sea cada vez más retadora, debe garantizarse.

El gobierno, está comprometido con hacer de Colombia uno de los países pioneros de la transición energética en América Latina, así que los proyectos de energías renovables se estarán incrementando década a década y su financiamiento, muy posiblemente, requerirá de los ingresos del petróleo y del gas, por lo que continuar expandiendo los proyectos de recobro en todo tipo de crudos es una necesidad.

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El gobierno, está comprometido con hacer de Colombia uno de los países pioneros de la transición energética en América Latina, así que los proyectos de energías renovables se estarán incrementando década a década.

Su tesis de maestría con el Doctor Fisher en UT at Austin fue sobre yacimientos fracturados, ¿hay muchos yacimientos fracturados en Colombia?

No hay muchos yacimientos fracturados en Colombia, aunque las fracturas en los yacimientos son una característica que entre más se estudian los yacimientos más se encuentran, pero esto no significa que sea la variable que más controle el flujo, depende mucho de si son abiertas o cerradas (total o parcialmente), naturales o inducidas.

Recuerdo algunas unidades que tienen fracturas con algún control en producción como: Calizas del Tetuán en campo San Francisco, unidades clásticas y calcáreas del Villeta en sectores del campo Loro Acaé en el Putumayo, el Mirador en campos del Piedemonte, campo Guaduas en Valle Superior del Magdalena, La Luna en el sector del 1625 de infantas y el sector de los pozos Catalina y Olivo en Valle Medio del Magdalena, entre otros. Sin embargo, son muy pocos considerando que se tienen más de 280 campos en producción donde el dominio de las fracturas naturales en la producción es mínimo.

Siguiendo con el tema de los yacimientos fracturados, ¿Qué opina sobre el fracking?

Bueno, considerando que el fracking lo que hace es crear fracturas abiertas en las rocas madres principalmente, esta tecnología ha demostrado, sobre todo en Estados Unidos donde fueron pioneros, que es una técnica que favorece la producción y el incremento de reservas. Desde esta óptica, el fracking se constituye en una herramienta favorable para las necesidades de autosuficiencia y de reposición de reservas de Colombia. Sabemos que tiene muchos detractores, por ello requiere un manejo cuidadoso y una clara difusión de lo que es la tecnología que bien aplicada no tiene efectos negativos. Es fundamental que se puedan ejecutar los pilotos aprobados por el gobierno lo antes posible para demostrar que en Colombia también somos capaces de implementarla en forma apropiada.

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Usted lideró una campaña hace unos años de NFE (Near Field Exploration); cuéntenos brevemente de qué se trató esta campaña. ¿Cuál es el balance de esa campaña y que tanto ha avanzado el país en ese aspecto y rápida comercialización de sus recursos contingentes a reservas?

Los pozos NFE (Near Field Exploration) buscan probar estructuras cercanas, nuevas e independientes a los campos de producción (A3 y A2c) o probar nuevos potenciales reservorios en los campos en producción (A2a y A2b) y/o delimitar las extensiones de campos o descubrimientos conocidos (A1), tomando ventaja del conocimiento y de la información técnica que tienen los equipos de desarrollo, así como aprovechar las sinergias y reducción de costos operacionales con los proyectos y campañas de desarrollo en los bloques de producción.

La campaña NFE, se ejecutó entre el 2010 y el 2014, haciéndose la revisión técnica de cerca de 90 oportunidades, identificadas por equipos de exploración y de yacimientos, de los cuales se hicieron 8 perforaciones nuevas, 2 workover mayores y una profundización.

De esta actividad, 3 perforaciones y la profundización encontraron hidrocarburos en los yacimientos esperados, sin embargo, estos fueron no comerciales.

Pozos NFE se están perforando por diversas compañías. Hocol ha implementado perforaciones NFE en su portafolio exploratorio, y desde hace casi tres años, en Ecopetrol se conformaron equipos NFE, con el liderazgo de exploración, que incluyen técnicos tanto de exploración como de desarrollo y áreas de apoyo trasversal (social, ambiental, perforación, operaciones, etc), para aligerar el proceso de puesta rápida en producción de este tipo de descubrimiento y así mover ágilmente recursos contingentes a reservas.

La técnica de Carbon Capture and Storage es una propuesta para disminuir la concentración de CO2 emitido por la industria y la generación de energía en los procesos de combustión,

ENTREVISTA y transportarlo a un lugar de almacenamiento geológico para aislarlo de la atmósfera a largo plazo. ¿Cómo ve el tema de inyección CO2 en el futuro cercano? ¿Tiene el país potencial para hacer almacenamiento de CO2? ¿Se necesitan estímulos tributarios del gobierno en estas iniciativas?

Al respecto, es importante mencionar que los requisitos del almacenador para recibir este tipo de gases son bastante rigurosos desde el punto de vista técnico-económico. En primer lugar, se debe garantizar que los gases almacenados efectivamente no vayan a migrar a través de fallas, fracturas o canales interconectados con pozos o infraestructura de producción. En segundo lugar, se requieren grandes inversiones para construir ductos que conecten los centros de generación con los yacimientos seleccionados para su almacenamiento.

Generalmente, esta ecuación podría cobrar sentido cuando se tienen centros de generación muy cercanos a campos depletados con condiciones viables de garantizar el almacenamiento ó, como ustedes lo preguntan, cuando se generan incentivos tributarios para la instalación de la infraestructura requerida.

En Colombia, a excepción de la refinería de Barrancabermeja, la mayoría de la infraestructura industrial importante se encuentra bastante alejada de campos de explotación de hidrocarburos, y adicionalmente, los potenciales reservorios no tienen una capacidad importante concentrada en un único almacenador. Normalmente son yacimientos multilayer (Caso Valle Medio del Magdalena y Valle Inferior del Magdalena) lo cual incrementa el riesgo para que se pierdan los gases almacenados. ¿Recuerda alguna experiencia de dificultad o crisis que haya superado a lo largo de su carrera y nos quiera compartir?

La caída de precios en el 2015 y 2016, fue una crisis mundial que puso a temblar todos los proyectos de redesa-

rrollo de campos, tanto de perforación infill como los de recobro secundario y terciario (recobro mejorado). Se tuvieron que cerrar algunos campos que las nuevas condiciones de precios los hacían antieconómicos. Fue una época muy retadora y fue necesario replantear y priorizar los proyectos para continuar implementando aquellos que eran incluso marginalmente viables, mientras nos recuperábamos de la crisis. ¿Un consejo para los jóvenes profesionales y para quienes están en transición o perdieron su trabajo en esta difícil situación?

Constancia y perseverancia, son cualidades que deben desarrollar para estar muy atentos en la búsqueda de oportunidades laborales o generar emprendimientos. Hoy, con toda la información disponible en la red, se puede aprovechar mucho el tiempo para continuar capacitándose y fortalecer su perfil profesional y humano. ¿Cómo gremio, en qué considera que somos buenos y en que nos falta mejorar cuando nos comparamos con otros profesionales del mundo?

Como gremio tanto de geólogos y geofísicos de desarrollo (y de ingenieros de yacimientos), en lo que tiene que ver con los procesos de recobro mejorado, creo que estamos en un buen nivel comparable con profesionales de otras latitudes. Se ha ganado experiencia en las etapas de screening, laboratorios, simulación y en el diseño e implementación de este tipo de proyectos. Sin embargo, debemos seguir fortaleciendo las actividades de seguimiento y monitoreo operativo de este tipo de proyectos.

En Colombia, ya se adelantan proyectos de expansión de Recobro mejorado por inyección de agua mejorada en Campos como Casabe, Yariguí-Cantagallo y Dina y están en marcha varios pilotos de esta misma tecnología en campos con crudos pesados en donde preliminarmente se tienen buenos resultados. Así mismo se tiene un piloto

12

En cuanto a la inyección de vapor, Colombia tiene ya una curva de aprendizaje con la aplicación de esta tecnología, la cual ha sido el soporte de la explotación de todos los campos del tren de crudos pesados del Valle Medio del Magdalena ubicados en el sector de Nare.

con resultados exitosos de combustión in situ en el Campo Chichimene, el cual podría abrir la expectativa de expandir esta tecnología de recobro mejorado a campos análogos de crudos pesados.

En cuanto a la inyección de vapor, Colombia tiene ya una curva de aprendizaje con la aplicación de esta tecnología, la cual ha sido el soporte de la explotación de todos los campos del tren de crudos pesados del Valle Medio del Magdalena ubicados en el sector de Nare. Allí se explotan yacimientos de crudo pesado mediante la inyección alterna o cíclica de vapor desde los años 60 y ya están en marcha pilotos para viabilizar la inyección continua de vapor.

Si no es atrevida la pregunta, ¿qué se siente ser la pareja de una mujer muy exitosa también profesionalmente (Elsa Jaimes)?

Se siente mucho orgullo y alegría; ser la primera mujer Vicepresidente de Exploración de la empresa más grande del país es todo un reto. Sé de sus cualidades y compromiso para lograr sus objetivos, eso es prenda de garantía de que hará un muy buen rol en este cargo.

13

Para finalizar, ¿cómo ve a las mujeres en la industria de los hidrocarburos en posiciones de liderazgo y gerenciales en los próximos años?

Creo que en los próximos años se incrementarán las posiciones ocupadas por mujeres. Las veo muy bien proyectadas y creo que deben competir en igualdad de condiciones con los hombres para ocupar esas posiciones. Así, las empresas podrán tomar ventaja de sus capacidades administrativas y organizacionales, además de sus fortalezas técnicas.

Por experiencia propia, mientras lideré el equipo de yacimientos dentro de mis 11 líderes y reportes directos, 5 eran mujeres (4 ingenieras y 1 geóloga) y su participación fue muy valiosa.

Trabajando en equipo, sin distinción de género, se logró definir planes de desarrollo de los campos de producción generando los proyectos de recobro que permitieron con su implementación subir la producción de Ecopetrol S.A en casi un 50%, adicionar más de 2 mil millones de reservas 1P y reevaluar el hidrocarburo original de los campos en cerca de 20 mil millones de barriles equivalentes.

ENTREVISTA y transportarlo a un lugar de almacenamiento geológico para aislarlo de la atmósfera a largo plazo. ¿Cómo ve el tema de inyección CO2 en el futuro cercano? ¿Tiene el país potencial para hacer almacenamiento de CO2? ¿Se necesitan estímulos tributarios del gobierno en estas iniciativas?

Al respecto, es importante mencionar que los requisitos del almacenador para recibir este tipo de gases son bastante rigurosos desde el punto de vista técnico-económico. En primer lugar, se debe garantizar que los gases almacenados efectivamente no vayan a migrar a través de fallas, fracturas o canales interconectados con pozos o infraestructura de producción. En segundo lugar, se requieren grandes inversiones para construir ductos que conecten los centros de generación con los yacimientos seleccionados para su almacenamiento.

Generalmente, esta ecuación podría cobrar sentido cuando se tienen centros de generación muy cercanos a campos depletados con condiciones viables de garantizar el almacenamiento ó, como ustedes lo preguntan, cuando se generan incentivos tributarios para la instalación de la infraestructura requerida.

En Colombia, a excepción de la refinería de Barrancabermeja, la mayoría de la infraestructura industrial importante se encuentra bastante alejada de campos de explotación de hidrocarburos, y adicionalmente, los potenciales reservorios no tienen una capacidad importante concentrada en un único almacenador. Normalmente son yacimientos multilayer (Caso Valle Medio del Magdalena y Valle Inferior del Magdalena) lo cual incrementa el riesgo para que se pierdan los gases almacenados. ¿Recuerda alguna experiencia de dificultad o crisis que haya superado a lo largo de su carrera y nos quiera compartir?

La caída de precios en el 2015 y 2016, fue una crisis mundial que puso a temblar todos los proyectos de redesa-

rrollo de campos, tanto de perforación infill como los de recobro secundario y terciario (recobro mejorado). Se tuvieron que cerrar algunos campos que las nuevas condiciones de precios los hacían antieconómicos. Fue una época muy retadora y fue necesario replantear y priorizar los proyectos para continuar implementando aquellos que eran incluso marginalmente viables, mientras nos recuperábamos de la crisis. ¿Un consejo para los jóvenes profesionales y para quienes están en transición o perdieron su trabajo en esta difícil situación?

Constancia y perseverancia, son cualidades que deben desarrollar para estar muy atentos en la búsqueda de oportunidades laborales o generar emprendimientos. Hoy, con toda la información disponible en la red, se puede aprovechar mucho el tiempo para continuar capacitándose y fortalecer su perfil profesional y humano. ¿Cómo gremio, en qué considera que somos buenos y en que nos falta mejorar cuando nos comparamos con otros profesionales del mundo?

Como gremio tanto de geólogos y geofísicos de desarrollo (y de ingenieros de yacimientos), en lo que tiene que ver con los procesos de recobro mejorado, creo que estamos en un buen nivel comparable con profesionales de otras latitudes. Se ha ganado experiencia en las etapas de screening, laboratorios, simulación y en el diseño e implementación de este tipo de proyectos. Sin embargo, debemos seguir fortaleciendo las actividades de seguimiento y monitoreo operativo de este tipo de proyectos.

En Colombia, ya se adelantan proyectos de expansión de Recobro mejorado por inyección de agua mejorada en Campos como Casabe, Yariguí-Cantagallo y Dina y están en marcha varios pilotos de esta misma tecnología en campos con crudos pesados en donde preliminarmente se tienen buenos resultados. Así mismo se tiene un piloto

12

En cuanto a la inyección de vapor, Colombia tiene ya una curva de aprendizaje con la aplicación de esta tecnología, la cual ha sido el soporte de la explotación de todos los campos del tren de crudos pesados del Valle Medio del Magdalena ubicados en el sector de Nare.

con resultados exitosos de combustión in situ en el Campo Chichimene, el cual podría abrir la expectativa de expandir esta tecnología de recobro mejorado a campos análogos de crudos pesados.

En cuanto a la inyección de vapor, Colombia tiene ya una curva de aprendizaje con la aplicación de esta tecnología, la cual ha sido el soporte de la explotación de todos los campos del tren de crudos pesados del Valle Medio del Magdalena ubicados en el sector de Nare. Allí se explotan yacimientos de crudo pesado mediante la inyección alterna o cíclica de vapor desde los años 60 y ya están en marcha pilotos para viabilizar la inyección continua de vapor.

Si no es atrevida la pregunta, ¿qué se siente ser la pareja de una mujer muy exitosa también profesionalmente (Elsa Jaimes)?

Se siente mucho orgullo y alegría; ser la primera mujer Vicepresidente de Exploración de la empresa más grande del país es todo un reto. Sé de sus cualidades y compromiso para lograr sus objetivos, eso es prenda de garantía de que hará un muy buen rol en este cargo.

13

Para finalizar, ¿cómo ve a las mujeres en la industria de los hidrocarburos en posiciones de liderazgo y gerenciales en los próximos años?

Creo que en los próximos años se incrementarán las posiciones ocupadas por mujeres. Las veo muy bien proyectadas y creo que deben competir en igualdad de condiciones con los hombres para ocupar esas posiciones. Así, las empresas podrán tomar ventaja de sus capacidades administrativas y organizacionales, además de sus fortalezas técnicas.

Por experiencia propia, mientras lideré el equipo de yacimientos dentro de mis 11 líderes y reportes directos, 5 eran mujeres (4 ingenieras y 1 geóloga) y su participación fue muy valiosa.

Trabajando en equipo, sin distinción de género, se logró definir planes de desarrollo de los campos de producción generando los proyectos de recobro que permitieron con su implementación subir la producción de Ecopetrol S.A en casi un 50%, adicionar más de 2 mil millones de reservas 1P y reevaluar el hidrocarburo original de los campos en cerca de 20 mil millones de barriles equivalentes.

OPINIÓN

El presente energético en el desarrollo de nuestros campos petroleros Figura 1. El Petróleo en nuestras vidas.

Jaime Pavas Gerente de proyectos de E&P GTD Servicios & Soluciones

Se requiere la integración de agencias de gobierno, gremios y asociaciones técnicas para realizar estudios integrales a nivel país y regiones o cuencas, para tener una estrategia clara que apoye a los operadores y futuros inversionistas.

Sobre el autor Ingeniero Geólogo de la Universidad Nacional, con especialización en gerencia de proyectos (Universidad Javeriana) y gerencia financiera (Universidad Jorge Tadeo Lozano), 30 años de experiencia en la industria petrolera.

Especialista en desarrollo de campos petroleros, evaluación de áreas exploratorias, rondas, promoción de áreas, hidrogeología y gerencia de proyectos de E&P. Trabajó en Hocol SA y Halliburton y gerencia de proyectos de E&P para ANH Colombia, Ecopetrol, YPFB Bolivia, Vetra, P1 Energy, Pemex, Savia Perú, UDSS INC & Oil Solutions Inc de USA. Experiencia en Colombia, USA, México, Ecuador, Perú, Bolivia, Argentina, Holanda y Francia. Entrenamiento internacional como geólogo de desarrollo y gerente de proyectos con Shell en Holanda y otros países. Desarrolló la metodología Evaluación Sistemática de Activos Petroleros (Hoy Innovación en la Gestión de Campos Petroleros).

14

Resumen Siempre habrá ciclos en todas las actividades de la vida, unos para cosechar y almacenar, y otros para cambiar y mejorar. Así es la industria petrolera.

Lo importante es adaptarse al cambio y crear nuevas ideas para hacerlo cada vez mejor; se tiene el capital humano para hacerlo, con geólogos de gran talento y conocimiento, formados en excelentes universidades colombianas y en las mejores del mundo.

Colombia cuenta con 421 contratos de E&P y 8 TEA´s, en los cuales actualmente existen 368 campos productores de petróleo y gas.

En mayo de 2019, Colombia contaba con 444 campos petroleros que producían 894.518 BPDC de petróleo y 2.212 MPCPDC de gas, y se tuvieron picos de producción de alrededor de 1 millón de barriles entre el 2013 y 2015.

Se perdió la producción de unos 76 campos, que equivale a unos 250.000 BPDC y unos 311 MPCPDC, lo cual genera una gran cantidad de oportunida-

1. Fuente ANH, @ junio 1 del 2021, mapa de tierras) 2. Fuente ANH, estadísticas de producción mensual, junio 25 2021

des que se describirán en este artículo, para lo cual se requiere el liderazgo de los profesionales de la geología.

Para lograr mantener el autoabastecimiento y evitar el desastre de la importación, además de desarrollar estas oportunidades, se requiere la integración de agencias de gobierno, gremios y asociaciones técnicas para realizar estudios integrales a nivel país y regiones o cuencas, para tener una estrategia clara que apoye a los operadores y futuros inversionistas.

Introducción El petróleo está en todas las actividades y productos que ilustra la Figura 1, está en los hospitales, en el transporte, en los alimentos, en la energía, en la diversión de los niños y adultos, en los hogares y en las empresas. Este a su vez, se seguirá generando recursos para buscar fuentes alternativas de energía que contribuyan con la calidad de vida de la humanidad, con el profesionalismo y la responsabilidad que siempre nos ha caracterizado.

La producción petrolera en Colombia comenzó en 1921 con el otorgamiento de la concesión Barco y De Mares en el Catatumbo (CAT) y en el Magdalena Medio (VMM) (fuente ANH, Colombian Sedimentary Basins, Cuencas Sedimentarias Colombianas).

Y desde entonces hemos tenido ciclos de alzas y bajadas de precios y produc-

15

ción a nivel mundial, pero el petróleo sigue siendo un gran protagonista en nuestras vidas.

Los geólogos y geocientíficos recién graduados tal vez estén preocupados porque hay otros componentes que han alargado este periodo, pero el mundo nos necesita y nos va a necesitar siempre. Lo importante es adaptarse al cambio y crear nuevas ideas para hacerlo cada vez mejor e identificar las oportunidades para contribuir en la generación de las fuentes de energía que requiere el país urgentemente, que en Colombia provienen del petróleo, el gas, las hidroeléctricas, el carbón, las termoeléctricas, etc, por citar algunas fuentes donde el geólogo y el geocientífico es un protagonista importante.

Situación actual de los campos y la producción en Colombia Colombia tiene actualmente 421 contratos de Exploración y Producción, E&P firmados con operadores privados1, de los cuales 205 (49%) están en fase de exploración y 216 (51%) están en fase de producción. Adicionalmente se tienen 8 contratos TEA (Technical Evaluation Areas, Áreas de Evaluación Técnica), los cuales requieren un mayor tiempo para identificar las oportunidades exploratorias.

En esos 216 contratos de producción, la ANH reporta actualmente 368 campos productores2, de los cuales

OPINIÓN

El presente energético en el desarrollo de nuestros campos petroleros Figura 1. El Petróleo en nuestras vidas.

Jaime Pavas Gerente de proyectos de E&P GTD Servicios & Soluciones

Se requiere la integración de agencias de gobierno, gremios y asociaciones técnicas para realizar estudios integrales a nivel país y regiones o cuencas, para tener una estrategia clara que apoye a los operadores y futuros inversionistas.

Sobre el autor Ingeniero Geólogo de la Universidad Nacional, con especialización en gerencia de proyectos (Universidad Javeriana) y gerencia financiera (Universidad Jorge Tadeo Lozano), 30 años de experiencia en la industria petrolera.

Especialista en desarrollo de campos petroleros, evaluación de áreas exploratorias, rondas, promoción de áreas, hidrogeología y gerencia de proyectos de E&P. Trabajó en Hocol SA y Halliburton y gerencia de proyectos de E&P para ANH Colombia, Ecopetrol, YPFB Bolivia, Vetra, P1 Energy, Pemex, Savia Perú, UDSS INC & Oil Solutions Inc de USA. Experiencia en Colombia, USA, México, Ecuador, Perú, Bolivia, Argentina, Holanda y Francia. Entrenamiento internacional como geólogo de desarrollo y gerente de proyectos con Shell en Holanda y otros países. Desarrolló la metodología Evaluación Sistemática de Activos Petroleros (Hoy Innovación en la Gestión de Campos Petroleros).

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Resumen Siempre habrá ciclos en todas las actividades de la vida, unos para cosechar y almacenar, y otros para cambiar y mejorar. Así es la industria petrolera.

Lo importante es adaptarse al cambio y crear nuevas ideas para hacerlo cada vez mejor; se tiene el capital humano para hacerlo, con geólogos de gran talento y conocimiento, formados en excelentes universidades colombianas y en las mejores del mundo.

Colombia cuenta con 421 contratos de E&P y 8 TEA´s, en los cuales actualmente existen 368 campos productores de petróleo y gas.

En mayo de 2019, Colombia contaba con 444 campos petroleros que producían 894.518 BPDC de petróleo y 2.212 MPCPDC de gas, y se tuvieron picos de producción de alrededor de 1 millón de barriles entre el 2013 y 2015.

Se perdió la producción de unos 76 campos, que equivale a unos 250.000 BPDC y unos 311 MPCPDC, lo cual genera una gran cantidad de oportunida-

1. Fuente ANH, @ junio 1 del 2021, mapa de tierras) 2. Fuente ANH, estadísticas de producción mensual, junio 25 2021

des que se describirán en este artículo, para lo cual se requiere el liderazgo de los profesionales de la geología.

Para lograr mantener el autoabastecimiento y evitar el desastre de la importación, además de desarrollar estas oportunidades, se requiere la integración de agencias de gobierno, gremios y asociaciones técnicas para realizar estudios integrales a nivel país y regiones o cuencas, para tener una estrategia clara que apoye a los operadores y futuros inversionistas.

Introducción El petróleo está en todas las actividades y productos que ilustra la Figura 1, está en los hospitales, en el transporte, en los alimentos, en la energía, en la diversión de los niños y adultos, en los hogares y en las empresas. Este a su vez, se seguirá generando recursos para buscar fuentes alternativas de energía que contribuyan con la calidad de vida de la humanidad, con el profesionalismo y la responsabilidad que siempre nos ha caracterizado.

La producción petrolera en Colombia comenzó en 1921 con el otorgamiento de la concesión Barco y De Mares en el Catatumbo (CAT) y en el Magdalena Medio (VMM) (fuente ANH, Colombian Sedimentary Basins, Cuencas Sedimentarias Colombianas).

Y desde entonces hemos tenido ciclos de alzas y bajadas de precios y produc-

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ción a nivel mundial, pero el petróleo sigue siendo un gran protagonista en nuestras vidas.

Los geólogos y geocientíficos recién graduados tal vez estén preocupados porque hay otros componentes que han alargado este periodo, pero el mundo nos necesita y nos va a necesitar siempre. Lo importante es adaptarse al cambio y crear nuevas ideas para hacerlo cada vez mejor e identificar las oportunidades para contribuir en la generación de las fuentes de energía que requiere el país urgentemente, que en Colombia provienen del petróleo, el gas, las hidroeléctricas, el carbón, las termoeléctricas, etc, por citar algunas fuentes donde el geólogo y el geocientífico es un protagonista importante.

Situación actual de los campos y la producción en Colombia Colombia tiene actualmente 421 contratos de Exploración y Producción, E&P firmados con operadores privados1, de los cuales 205 (49%) están en fase de exploración y 216 (51%) están en fase de producción. Adicionalmente se tienen 8 contratos TEA (Technical Evaluation Areas, Áreas de Evaluación Técnica), los cuales requieren un mayor tiempo para identificar las oportunidades exploratorias.

En esos 216 contratos de producción, la ANH reporta actualmente 368 campos productores2, de los cuales

OPINIÓN 236 tienen producción combinada de petróleo y gas (64%), 106 reportan producción de petróleo (29%) y 26 de ellos producen gas solamente (7%).

Estos 368 campos se encuentran distribuidos en 10 cuencas, de los cuales el 55% está concentrado en la Cuenca de los Llanos (Tabla 1).

Ahora bien, si analizamos el # de campos productores entre mayo de 2019 y abril de 2021, por analizar un periodo de 2 años aproximadamente, la ANH reportaba 444 campos de Petróleo y Gas en mayo de 2019, lo cual puede significar que se han abandonado y/o actualmente están cerrados unos 76 campos, en dos años. En realidad, se perdió la producción de (o se cerraron) 92 campos y entraron en producción 16 campos nuevos (o descubrimientos), en este mismo periodo (mayo de 2019 a abril de 2021), lo cual da una pérdida neta de 76 campos que salieron de producción.

Si analizamos la producción fiscalizada en ese mismo periodo, la producción de petróleo está en 745.488 barriles por día calendario (BPDC) y la producción de gas está en 1.901 millones de pies cúbicos por día calendario (MPCPDC), en abril de 2021 (reporte ANH descargado el 21 de junio 2021), mientras que la producción de crudo en mayo de 2019 estaba en 894.518 BPDC y la producción de gas en 2.212

Cuencas CAG PUT CAT CES RAN COR GUA LLA SIN SJ VIM VMM VSM 10

2.021

# Campos 23 8 2 12 2 202 2 23 56 38 368

2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013

Enero 745.403 883.915 898.973 860.877 860.478 985.727 1.035.526 1.014.811 1.015.144

Febrero 745.769 878.389 892.689 823.330 864.514 954.952 1.029.761 1.003.953 997.455

Marzo 745.428 857.113 884.876 856.495 804.309 917.210 1.022.581 978.981 1.012.672

Abril 745.488 796.164 891.011 864.751 858.429 915.087 1.028.898 938.359 1.011.386

Mayo

Junio

732.276 894.519 865.994 852.508 905.658 1.026.920 951.945 1.018.563

729.905 892.188 863.746 857.001 888.252 1.009.508 1.011.136 978.224

734.987 868.750 860.402 856.391 842.546 947.483 971.011 1.022.709

Agosto

2.019

# Campos 30 9 2 11 3 250 2 27 71 39 444

% 6,76% 2,03% 0,45% 2,48% 0,68% 56,31% 0,45% 6,08% 15,99% 8,78% 100,00%

Solo una porción del gas producido es la que se lleva a la planta y es transformado para ser entregado a los gasoductos, que es el que se podría comercializar.

Tabla 1. Distribución de campos por cuenca, mayo 2019 vs abril 2021 1, Distribución dediciembre campos2019 pory cuenca, reporte de produc (Fuente: reporte deTabla producción mensual ANH @ asignaciónFuente: de cuencas realizada por el autor)

16

Septiembre

742.091 882.864 866.480 858.512 827.132 967.771 1.001.929 1.033.382

Tabla 2. Comparativo de producción de petroleo entre 2013 y 2021

MPCPDC. Es decir, podríamos concluir Tabla 2. Comparativo Histórico de producción de Noentre hay2013 datos reportados y 2021. que esos 76 campos aportaban apro- petróleo Fuente: ANH/Estadisticas del sector/estadísticasde producción Fuente: ANH/Estadisticas del sector/estadísticas ximadamente unos 149.030 BPDC y de producción. unos 311 MPCDPDC, sin descontar No hay datos reportados. obviamente factores como la declinación normal de los campos, corte de agua, etc.

Se debe tener en cuenta que el gas producido tiene diferentes usos o disposiciones, como "gas lift", "gas reinyectado", "gas quemado", "consumo encampo", como lo clasifica el reporte de producción, y una porción del gas producido es la que se lleva a la planta y es transformado para ser entregado a los gasoductos, que es el que se podría comercializar. Por este motivo, es complicado su análisis y requiere de un estudio más riguroso.

Si revisamos la producción histórica de petróleo de Colombia con base en las cifras reportadas por la ANH, la

% 6,25% 2,17% 0,54% 3,26% 0,54% 54,89% 0,54% 6,25% 15,22% 10,33% 100,00%

Julio

Se pueden implementar optimizaciones de producción en los yacimientos existentes con base en la experiencia de otros operadores del área, para bajar cortes de agua, evitar daños de formación, taponamientos, etc.

Octubre

749.255 879.497 868.709 852.199 858.626 1.008.523 995.768 999.781

751.375 882.749 878.855 863.852 846.628 1.004.642 1.004.327 986.265

Noviembre 760.941 880.271 883.263 851.061 855.106 989.689

760.018 882.222 889.388 870.319 837.457 998.740

1.014.064

1.008.543

producción ha venido cayendo desde el 2013, cuando tuvimos una producción promedio año de 1.008.182 BPDC y tuvimos un pico de producción de 1.035.526 BPDC en enero de 2015, lo cual se puede deber a múltiples razones que analizaremos más adelante.

Ver Tabla 2.

Si analizamos la producción de petróleo del 2020, iniciamos el año con una producción de 883.915 BPDC y súbitamente cayó en abril a 796.164, y sigue disminuyendo, alcanzando hoy 745.522 BPDC promedio entre los meses de enero a abril 2021.

Para finalizar este análisis también se debe considerar la producción de agua y que uso darle. De la producción total de unos 7,5 millones de barriles de fluidos por día (BFPD), producidos en los campos colombianos, el 90% aproximadamente corresponde a barriles de agua de producción y el 10% aproximadamente son hidrocarburos. También se debe pensar cómo podríamos aprovechar eficientemente esta agua.

¿Dónde están las oportunidades y los retos?

Si revisamos el portafolio de los 205 contratos de exploración que se tienen firmados actualmente, se tiene una primera oportunidad para incrementar la firma de contratos, ya que estos solo pudieron generar 16 nuevos descubrimientos en los últimos 2 años, que fueron insuficientes para reponer los 96 campos cerrados. Es urgente hacer un balance actualizado para estimar cuantos contratos de E&P y TEA´s se deben firmar anualmente para poder reponer esas reservas agotadas y recuperar los

17

Diciembre

Promedio 745.522 781.369 885.884 865.191 854.131 886.198 1.005.837 987.222 1.008.182

niveles de producción de 1 millón de barriles que ya habíamos alcanzado desde el 2013 hasta el 2015. Y esta estrategia debe tener una participación integrada de la industria, los gremios, la ANH y el gobierno, para contrarrestar la situación actual del petróleo a nivel internacional y los efectos de la pandemia, creando una mayor atractividad.

La segunda oportunidad, o grupo de oportunidades, está relacionada con los 76 campos que salieron de producción en estos 2 últimos años, y muchos otros que se han cerrado en años anteriores. Se puede hacer una evaluación muy sencilla, utilizando la información existente e integrando analogías de otros campos para establecer que oportunidades de incremento de reservas existen en otros horizontes. Hemos hecho estudios donde han dado como resultado probar carbonatos fracturados o zonas geológicas aparentemente muy pobres que antes no se consideraban de interés, y así hay otros ejemplos.

También se puede realizar un estudio integrado para implementar optimizaciones de producción en los yacimientos existentes con base en la experiencia de otros operadores del área, para bajar cortes de agua, evitar daños de formación, taponamientos, etc.

Estos campos, y muchos otros que se han cerrado o abandonado en el pasado también podrían ser de mucho interés para compañías con costos operacionales bajos y con personal colombiano de gran experiencia en las diferentes cuencas petroleras, lo cual ya se ha intentado muy tímidamente en el pasado, pero se requiere de unas condiciones más favorables para llamar la

OPINIÓN 236 tienen producción combinada de petróleo y gas (64%), 106 reportan producción de petróleo (29%) y 26 de ellos producen gas solamente (7%).

Estos 368 campos se encuentran distribuidos en 10 cuencas, de los cuales el 55% está concentrado en la Cuenca de los Llanos (Tabla 1).

Ahora bien, si analizamos el # de campos productores entre mayo de 2019 y abril de 2021, por analizar un periodo de 2 años aproximadamente, la ANH reportaba 444 campos de Petróleo y Gas en mayo de 2019, lo cual puede significar que se han abandonado y/o actualmente están cerrados unos 76 campos, en dos años. En realidad, se perdió la producción de (o se cerraron) 92 campos y entraron en producción 16 campos nuevos (o descubrimientos), en este mismo periodo (mayo de 2019 a abril de 2021), lo cual da una pérdida neta de 76 campos que salieron de producción.

Si analizamos la producción fiscalizada en ese mismo periodo, la producción de petróleo está en 745.488 barriles por día calendario (BPDC) y la producción de gas está en 1.901 millones de pies cúbicos por día calendario (MPCPDC), en abril de 2021 (reporte ANH descargado el 21 de junio 2021), mientras que la producción de crudo en mayo de 2019 estaba en 894.518 BPDC y la producción de gas en 2.212

Cuencas CAG PUT CAT CES RAN COR GUA LLA SIN SJ VIM VMM VSM 10

2.021

# Campos 23 8 2 12 2 202 2 23 56 38 368

2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013

Enero 745.403 883.915 898.973 860.877 860.478 985.727 1.035.526 1.014.811 1.015.144

Febrero 745.769 878.389 892.689 823.330 864.514 954.952 1.029.761 1.003.953 997.455

Marzo 745.428 857.113 884.876 856.495 804.309 917.210 1.022.581 978.981 1.012.672

Abril 745.488 796.164 891.011 864.751 858.429 915.087 1.028.898 938.359 1.011.386

Mayo

Junio

732.276 894.519 865.994 852.508 905.658 1.026.920 951.945 1.018.563

729.905 892.188 863.746 857.001 888.252 1.009.508 1.011.136 978.224

734.987 868.750 860.402 856.391 842.546 947.483 971.011 1.022.709

Agosto

2.019

# Campos 30 9 2 11 3 250 2 27 71 39 444

% 6,76% 2,03% 0,45% 2,48% 0,68% 56,31% 0,45% 6,08% 15,99% 8,78% 100,00%

Solo una porción del gas producido es la que se lleva a la planta y es transformado para ser entregado a los gasoductos, que es el que se podría comercializar.

Tabla 1. Distribución de campos por cuenca, mayo 2019 vs abril 2021 1, Distribución dediciembre campos2019 pory cuenca, reporte de produc (Fuente: reporte deTabla producción mensual ANH @ asignaciónFuente: de cuencas realizada por el autor)

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Septiembre

742.091 882.864 866.480 858.512 827.132 967.771 1.001.929 1.033.382

Tabla 2. Comparativo de producción de petroleo entre 2013 y 2021

MPCPDC. Es decir, podríamos concluir Tabla 2. Comparativo Histórico de producción de Noentre hay2013 datos reportados y 2021. que esos 76 campos aportaban apro- petróleo Fuente: ANH/Estadisticas del sector/estadísticasde producción Fuente: ANH/Estadisticas del sector/estadísticas ximadamente unos 149.030 BPDC y de producción. unos 311 MPCDPDC, sin descontar No hay datos reportados. obviamente factores como la declinación normal de los campos, corte de agua, etc.

Se debe tener en cuenta que el gas producido tiene diferentes usos o disposiciones, como "gas lift", "gas reinyectado", "gas quemado", "consumo encampo", como lo clasifica el reporte de producción, y una porción del gas producido es la que se lleva a la planta y es transformado para ser entregado a los gasoductos, que es el que se podría comercializar. Por este motivo, es complicado su análisis y requiere de un estudio más riguroso.

Si revisamos la producción histórica de petróleo de Colombia con base en las cifras reportadas por la ANH, la

% 6,25% 2,17% 0,54% 3,26% 0,54% 54,89% 0,54% 6,25% 15,22% 10,33% 100,00%

Julio

Se pueden implementar optimizaciones de producción en los yacimientos existentes con base en la experiencia de otros operadores del área, para bajar cortes de agua, evitar daños de formación, taponamientos, etc.

Octubre

749.255 879.497 868.709 852.199 858.626 1.008.523 995.768 999.781

751.375 882.749 878.855 863.852 846.628 1.004.642 1.004.327 986.265

Noviembre 760.941 880.271 883.263 851.061 855.106 989.689

760.018 882.222 889.388 870.319 837.457 998.740

1.014.064

1.008.543

producción ha venido cayendo desde el 2013, cuando tuvimos una producción promedio año de 1.008.182 BPDC y tuvimos un pico de producción de 1.035.526 BPDC en enero de 2015, lo cual se puede deber a múltiples razones que analizaremos más adelante.

Ver Tabla 2.

Si analizamos la producción de petróleo del 2020, iniciamos el año con una producción de 883.915 BPDC y súbitamente cayó en abril a 796.164, y sigue disminuyendo, alcanzando hoy 745.522 BPDC promedio entre los meses de enero a abril 2021.

Para finalizar este análisis también se debe considerar la producción de agua y que uso darle. De la producción total de unos 7,5 millones de barriles de fluidos por día (BFPD), producidos en los campos colombianos, el 90% aproximadamente corresponde a barriles de agua de producción y el 10% aproximadamente son hidrocarburos. También se debe pensar cómo podríamos aprovechar eficientemente esta agua.

¿Dónde están las oportunidades y los retos?

Si revisamos el portafolio de los 205 contratos de exploración que se tienen firmados actualmente, se tiene una primera oportunidad para incrementar la firma de contratos, ya que estos solo pudieron generar 16 nuevos descubrimientos en los últimos 2 años, que fueron insuficientes para reponer los 96 campos cerrados. Es urgente hacer un balance actualizado para estimar cuantos contratos de E&P y TEA´s se deben firmar anualmente para poder reponer esas reservas agotadas y recuperar los

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Diciembre

Promedio 745.522 781.369 885.884 865.191 854.131 886.198 1.005.837 987.222 1.008.182

niveles de producción de 1 millón de barriles que ya habíamos alcanzado desde el 2013 hasta el 2015. Y esta estrategia debe tener una participación integrada de la industria, los gremios, la ANH y el gobierno, para contrarrestar la situación actual del petróleo a nivel internacional y los efectos de la pandemia, creando una mayor atractividad.

La segunda oportunidad, o grupo de oportunidades, está relacionada con los 76 campos que salieron de producción en estos 2 últimos años, y muchos otros que se han cerrado en años anteriores. Se puede hacer una evaluación muy sencilla, utilizando la información existente e integrando analogías de otros campos para establecer que oportunidades de incremento de reservas existen en otros horizontes. Hemos hecho estudios donde han dado como resultado probar carbonatos fracturados o zonas geológicas aparentemente muy pobres que antes no se consideraban de interés, y así hay otros ejemplos.

También se puede realizar un estudio integrado para implementar optimizaciones de producción en los yacimientos existentes con base en la experiencia de otros operadores del área, para bajar cortes de agua, evitar daños de formación, taponamientos, etc.

Estos campos, y muchos otros que se han cerrado o abandonado en el pasado también podrían ser de mucho interés para compañías con costos operacionales bajos y con personal colombiano de gran experiencia en las diferentes cuencas petroleras, lo cual ya se ha intentado muy tímidamente en el pasado, pero se requiere de unas condiciones más favorables para llamar la

OPINIÓN atención de los inversionistas. Y porque no, entregarle algunos de esos campos a las asociaciones nacionales de profesionales, para que trabajen integradamente bajo algún modelo de negocios que favorezca también al país.

También pueden servir estos campos para tantos proyectos pilotos que requiere el país para probar nuevos métodos de recuperación secundaria y terciaria, probar nuevos productos químicos y tecnologías de punta, o para los pilotos de fracking, donde los geólogos e ingenieros de petróleos puedan probar sus habilidades y generar empleo, que tanto necesitan nuestros profesionales.

La tercera familia de oportunidades está relacionada con la pérdida del potencial de producción que tiene el país, o la constante caída de producción que viene desde el 2013, y en consecuencia la pérdida de reservas.

Ya sabemos que el pico de producción (o cenit) está alrededor de 1 millón de barriles de petróleo por día calendario, y actualmente Colombia está produciendo aproximadamente 750.000 BPDC, o sea que tenemos una disminución o pérdida de 250.000 BPDC, que gran aporte haría a la economía, tan golpeada, del país hoy.

Es muy importante realizar un estudio integrado generalizado para establecer las razones por las cuales hoy no tenemos esta producción e identificar acciones estratégicas para recuperar esa producción, con un equipo de profesionales con experiencia en desarrollo de campos proporcionado por las asociaciones de profesionales bajo la gerencia de la ANH, que no tenga ningún interés en vender productos o servicios, y se concentre en la evaluación técnica, y una vez se tenga un plan de desarrollo nacional de reservas en los campos existentes, estructurado por cuencas, ahí si la ANH y las operadoras puedan salir a contratar con las compañías de servicios la ejecución de esos programas. Este proyecto debe incluir una evaluación que integre los campos y los operadores, para establecer también donde está la excelencia que se pueda replicar en otros campos.

Esta estrategia permitiría dar un respiro a los programas exploratorios

y la obtención de recursos en el corto plazo y aseguraría el auto abastecimiento energético del país y así alejarnos de la importación de petróleo y gas, que seria de muy negativas consecuencias para nuestra economía.

Ahora, comencemos por evaluar esa pérdida de producción súbita que se tuvo en el 2020, cayendo de 883.915 en enero a 796.164 BPDC en abril, representando una disminución de unos 88.000 BPDC aproximadamente, que debe ser más sencillo identificar y corregir.

El cuarto grupo de oportunidades está relacionado con la alta producción de agua que tienen los campos colombianos (cerca de 7 millones de barriles diarios) y su aprovechamiento en otros usos.

La industria petrolera a nivel mundial está gastando cifras astronómicas para disponer el agua de producción, tratando de disminuir al máximo la contaminación ambiental. Pero en Colombia tenemos ya necesidades de agua urgente en algunas regiones y grandes retos para aprovechar este recurso, derivado de la producción de hidrocarburos, en otras actividades económicas que también brinden beneficios al país y a las regiones.

Cabe anotar, que muchas compañías operadoras han logrado un manejo eficiente de este recurso sea porque lo usan para reinyectarlo en el yacimiento, o porque ya ha sido tratado para su disposición final.

Sin embargo, se puede hacer también un estudio integrado de hidrogeología regional para evaluar los volúmenes de agua que se producen en cada cuenca o región petrolera, sus características físico químicas y la posibilidad de tratarla para uso industrial o agrícola.

Para uso industrial se puede pensar en un proyecto de generación térmica que reciba la producción de agua de los campos de una región geográfica, que sea desarrollado por las empresas privadas de generación de energía, los operadores y el gobierno, donde participen nuestros profesionales de la geología e ingeniería de petróleos. Y así otros proyectos industriales que pueda arrojar el estudio.

Para uso agrícola tenemos muchas regiones en el país con necesidades urgente, como la Guajira, el desierto de

18

la Tatacoa en el Huila, la costa Atlántica, entre otras, donde se pueden crear distritos de riego utilizando el agua tratada de estos campos, tendiendo líneas de transporte usando los corredores de los oleoductos y gasoductos existentes. Esto les daría un gran desarrollo a esas regiones, haciendo los estudios apropiados.

Es por eso que en esta propuesta también se requiere un estudio para lograr la utilización del agua de producción por cuencas o regiones, que sea liderado por agencias de gobierno, con el apoyo de nuestras asociaciones.

Desierto de la Tatacoa.

Se requiere un estudio para lograr la utilización del agua de producción por cuencas o regiones, que sea liderado por agencias de gobierno, con el apoyo de nuestras asociaciones.

¿Cómo Lograrlo?

Es muy importante lograr la integración de las asociaciones con las operadoras y alas agencias de gobierno, como la ANH y el servicio geológico nacional, para realizar estudios nacionales y regionales que contribuyan a asegurar el abastecimiento energético del país y evitar la importación de hidrocarburos. Y los campos existentes ofrecen una gran oportunidad para lograrlo.

El autor propone la metodología “Evaluación Sistemática de Activos Petroleros”, la cual fue aplicada en PEMEX & COMESA (Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A.) para evaluar los campos maduros de las primeras rondas en México. La metodología fue registrada en el Instituto Nacional de

Derecho de Autor, INDAUTOR, el 25 de noviembre de 2015, en México DF por sugerencia de COMESA. Esta metodología se ha enriquecido en Colombia como “Innovación en la Gestión de Campos Petroleros”.

A continuación, se describirán los principales aspectos de la metodología. Esta metodología integra todos los aspectos del desarrollo de campos y compra de activos de petróleo y gas en Colombia, involucrando nuevos elementos para generar rentabilidad con responsabilidad social y sostenibilidad ambiental.

La figura 2 ilustra los diez módulos de la metodología, cuyo objetivo es proveer una descripción detallada de los aspectos técnicos, operacionales, legales, ambientales, sociales y económicos que intervienen en la operación exitosa de un campo petrolero en Colombia, y propone cinco elementos innovadores para fortalecer la gestión en la operación de campos en nuestro país, el cual aplica para otros países de la región.

Además, permite identificar oportunidades de optimización de producción e incremento de reservas, y generar un plan integral de desarrollo. De otro lado ofrece a los inversionistas la integración de los elementos necesarios para evaluar un campo productor, estimar su potencial y valorarlo para compra o inversión.

Evaluación Sistemática de Activos Petroleros

Figura 2. Los diez elementos de la Evaluación Sistemática de Activos Petroleros.

Historia del Activo

1

Marco legal

2

Arquitectura del Yacimiento

3

Dinámica del Yacimiento

4

Ingeniería e Infraestructura

5

Responsabilidad Social

6

Sostenibilidad Ambiental

7

Evaluación Económica

8

Plan de Desarrollo

9

Administración de Datos

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10

OPINIÓN atención de los inversionistas. Y porque no, entregarle algunos de esos campos a las asociaciones nacionales de profesionales, para que trabajen integradamente bajo algún modelo de negocios que favorezca también al país.

También pueden servir estos campos para tantos proyectos pilotos que requiere el país para probar nuevos métodos de recuperación secundaria y terciaria, probar nuevos productos químicos y tecnologías de punta, o para los pilotos de fracking, donde los geólogos e ingenieros de petróleos puedan probar sus habilidades y generar empleo, que tanto necesitan nuestros profesionales.

La tercera familia de oportunidades está relacionada con la pérdida del potencial de producción que tiene el país, o la constante caída de producción que viene desde el 2013, y en consecuencia la pérdida de reservas.

Ya sabemos que el pico de producción (o cenit) está alrededor de 1 millón de barriles de petróleo por día calendario, y actualmente Colombia está produciendo aproximadamente 750.000 BPDC, o sea que tenemos una disminución o pérdida de 250.000 BPDC, que gran aporte haría a la economía, tan golpeada, del país hoy.

Es muy importante realizar un estudio integrado generalizado para establecer las razones por las cuales hoy no tenemos esta producción e identificar acciones estratégicas para recuperar esa producción, con un equipo de profesionales con experiencia en desarrollo de campos proporcionado por las asociaciones de profesionales bajo la gerencia de la ANH, que no tenga ningún interés en vender productos o servicios, y se concentre en la evaluación técnica, y una vez se tenga un plan de desarrollo nacional de reservas en los campos existentes, estructurado por cuencas, ahí si la ANH y las operadoras puedan salir a contratar con las compañías de servicios la ejecución de esos programas. Este proyecto debe incluir una evaluación que integre los campos y los operadores, para establecer también donde está la excelencia que se pueda replicar en otros campos.

Esta estrategia permitiría dar un respiro a los programas exploratorios

y la obtención de recursos en el corto plazo y aseguraría el auto abastecimiento energético del país y así alejarnos de la importación de petróleo y gas, que seria de muy negativas consecuencias para nuestra economía.

Ahora, comencemos por evaluar esa pérdida de producción súbita que se tuvo en el 2020, cayendo de 883.915 en enero a 796.164 BPDC en abril, representando una disminución de unos 88.000 BPDC aproximadamente, que debe ser más sencillo identificar y corregir.

El cuarto grupo de oportunidades está relacionado con la alta producción de agua que tienen los campos colombianos (cerca de 7 millones de barriles diarios) y su aprovechamiento en otros usos.

La industria petrolera a nivel mundial está gastando cifras astronómicas para disponer el agua de producción, tratando de disminuir al máximo la contaminación ambiental. Pero en Colombia tenemos ya necesidades de agua urgente en algunas regiones y grandes retos para aprovechar este recurso, derivado de la producción de hidrocarburos, en otras actividades económicas que también brinden beneficios al país y a las regiones.

Cabe anotar, que muchas compañías operadoras han logrado un manejo eficiente de este recurso sea porque lo usan para reinyectarlo en el yacimiento, o porque ya ha sido tratado para su disposición final.

Sin embargo, se puede hacer también un estudio integrado de hidrogeología regional para evaluar los volúmenes de agua que se producen en cada cuenca o región petrolera, sus características físico químicas y la posibilidad de tratarla para uso industrial o agrícola.

Para uso industrial se puede pensar en un proyecto de generación térmica que reciba la producción de agua de los campos de una región geográfica, que sea desarrollado por las empresas privadas de generación de energía, los operadores y el gobierno, donde participen nuestros profesionales de la geología e ingeniería de petróleos. Y así otros proyectos industriales que pueda arrojar el estudio.

Para uso agrícola tenemos muchas regiones en el país con necesidades urgente, como la Guajira, el desierto de

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la Tatacoa en el Huila, la costa Atlántica, entre otras, donde se pueden crear distritos de riego utilizando el agua tratada de estos campos, tendiendo líneas de transporte usando los corredores de los oleoductos y gasoductos existentes. Esto les daría un gran desarrollo a esas regiones, haciendo los estudios apropiados.

Es por eso que en esta propuesta también se requiere un estudio para lograr la utilización del agua de producción por cuencas o regiones, que sea liderado por agencias de gobierno, con el apoyo de nuestras asociaciones.

Desierto de la Tatacoa.

Se requiere un estudio para lograr la utilización del agua de producción por cuencas o regiones, que sea liderado por agencias de gobierno, con el apoyo de nuestras asociaciones.

¿Cómo Lograrlo?

Es muy importante lograr la integración de las asociaciones con las operadoras y alas agencias de gobierno, como la ANH y el servicio geológico nacional, para realizar estudios nacionales y regionales que contribuyan a asegurar el abastecimiento energético del país y evitar la importación de hidrocarburos. Y los campos existentes ofrecen una gran oportunidad para lograrlo.

El autor propone la metodología “Evaluación Sistemática de Activos Petroleros”, la cual fue aplicada en PEMEX & COMESA (Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A.) para evaluar los campos maduros de las primeras rondas en México. La metodología fue registrada en el Instituto Nacional de

Derecho de Autor, INDAUTOR, el 25 de noviembre de 2015, en México DF por sugerencia de COMESA. Esta metodología se ha enriquecido en Colombia como “Innovación en la Gestión de Campos Petroleros”.

A continuación, se describirán los principales aspectos de la metodología. Esta metodología integra todos los aspectos del desarrollo de campos y compra de activos de petróleo y gas en Colombia, involucrando nuevos elementos para generar rentabilidad con responsabilidad social y sostenibilidad ambiental.

La figura 2 ilustra los diez módulos de la metodología, cuyo objetivo es proveer una descripción detallada de los aspectos técnicos, operacionales, legales, ambientales, sociales y económicos que intervienen en la operación exitosa de un campo petrolero en Colombia, y propone cinco elementos innovadores para fortalecer la gestión en la operación de campos en nuestro país, el cual aplica para otros países de la región.

Además, permite identificar oportunidades de optimización de producción e incremento de reservas, y generar un plan integral de desarrollo. De otro lado ofrece a los inversionistas la integración de los elementos necesarios para evaluar un campo productor, estimar su potencial y valorarlo para compra o inversión.

Evaluación Sistemática de Activos Petroleros

Figura 2. Los diez elementos de la Evaluación Sistemática de Activos Petroleros.

Historia del Activo

1

Marco legal

2

Arquitectura del Yacimiento

3

Dinámica del Yacimiento

4

Ingeniería e Infraestructura

5

Responsabilidad Social

6

Sostenibilidad Ambiental

7

Evaluación Económica

8

Plan de Desarrollo

9

Administración de Datos

19

10

OPINIÓN Estos módulos se detallan a continuación en la secuencia que se ha definido para lograr un mejor entendimiento del campo y definir oportunidades desde el comienzo, teniendo en cuenta los logros y desaciertos históricos.

Secuencia de la evaluación

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Historia del activo Comprende la revisión de los principales aspectos históricos del campo, desde el punto de vista legal, técnico, económico y socio ambiental para tener un diagnóstico inicial.

Marco Legal principales componentes legales y contractuales de la constitución, las instituciones de control y los contratos petroleros.

Arquitectura del yacimiento Incluye las áreas de conocimiento de la geología y geofísica que intervienen para la construcción de un modelo geológico y el cálculo del volumen de hidrocarburos original en sitio (OIIP: Oil Initially In Place).

Dinámica del yacimiento Este módulo comprende todos los elementos técnicos para evaluar el comportamiento dinámico del yacimiento y las variables para construir un modelo de simulación y cuantificar el volumen de reservas de un yacimiento de petróleo o gas, y la valoración de incertidumbres.

Ingeniería e infraestructura Cubre ingeniería e infraestructura: transporte, tratamiento y almacenamiento de hidrocarburos.

Responsabilidad social En este módulo se evaluarán los principales aspectos que se deben tener en cuenta para operar con responsabilidad social y garantizar la continuidad de la operación en armonía con las comunidades.

Sostenibilidad ambiental En este módulo se revisarán todos los aspectos ambientales para asegurar una operación petrolera en armonía con el medio ambiente, que asegure su conservación de forma indefinida.

Evaluación económica Se revisarán todos los principales aspectos económicos para evaluar la rentabilidad de un activo, identificar oportunidades y establecer el valor de las inversiones en el tiempo, para un plan de desarrollo futuro.

Plan de desarrollo Describir todas las oportunidades identificadas, cuantificadas y diseñadas para ser logradas, con su respectiva evaluación de riesgos e incertidumbres, que involucre todos los aspectos antes mencionados.

Administración de datos Se deberán integrar todas las categorías de información de un activo y garantizar que cada dato cumple con los principales atributos y los procesos de la gerencia de datos, para que se puedan usar en un software de interpretación.

20

Conclusiones De las 23 cuencas sedimentarias que tiene el país, solo se cuenta con producción comercial en 10 de ellas.

Existe un gran potencial en las llamadas cuencas frontera, que como la cuenca Colombia ya ha mostrado evidencias importantes. Adicionalmente ya se trabaja en los proyectos pilotos para los proyectos en Yacimientos en Roca generadora y las técnicas de fracturamiento hidráulico intensivo, lo cual abrirá un sinnúmero de proyectos.

El mundo tardará varias décadas en implementar las nuevas tendencias de generación de energía que, aunque ya están creadas, deben ser económicas y tener precios razonables para ir reemplazando el petróleo.

El panorama actual dificulta hacer grandes inversiones en exploración, y es posible que sea un proceso más lento, pero indispensable. Mientras tanto, hay grandes oportunidades de incrementar producción y reservas en los 368 campos existentes, sobre todo en los 92 campos que se han cerrado en los últimos 2 años y los que se han abandonado en años anteriores, con un potencial aproximado de 250.000 BPDC, para alcanzar nuevamente el millón de barriles que ya se alcanzó en el 2013.

En general existen muchas oportunidades en todos los campos descubiertos, buscando opciones de producción en diferentes los horizontes geológicos arriba y debajo de los yacimientos existentes y en los alrededores del área comercial, ya sea reprocesando la información actual, o adquiriendo nuevos datos con las tecnologías modernas. A veces simplemente volviendo al comienzo y evaluando detalladamente los reportes e informes geológicos se encuentran evidencias que antes no eran el objetivo principal. No todo está en el software de interpretación ni en las bases de datos corporativas, a veces hay que volver a evaluar el papel.

Se deben buscar estrategias para incrementar los 205 contratos de exploración actuales, ya que no han sido suficientes para renovar los 92 campos cerrados recientemente. La ANH está trabajando intensamente en ese

sentido y se han visto cambios importantes en la difusión de oportunidades que está haciendo el equipo de trabajo de la Vicepresidencia Técnica, muy brillante. Ahora se requiere el respaldo del gobierno nacional para mejorar la atractividad del país y los incentivos a inversionistas, ya que la competencia es dura con los demás países que ofrecen rondas.

Igualmente es muy valioso buscar alternativas de uso industrial y agrícola a los altos volúmenes de agua que se producen, existe la tecnología y la necesidad en muchas regiones del país.

Por último, es muy importante formar a las nuevas generaciones de profesionales como geólogos de desarrollo, ya que estamos muy enfocados al área de exploración, la cual es muy apasionante, pero existen un sin número de oportunidades en el área de producción y yacimientos que puede mitigar el desempleo que hay actualmente. Se debe comenzar, con nuestro aporte, en las universidades, y en las asociaciones de profesionales, que como la ACGGP ha tomado la gran iniciativa de dedicar esta edición a la innovación en el desarrollo de campos petroleros.

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OPINIÓN Estos módulos se detallan a continuación en la secuencia que se ha definido para lograr un mejor entendimiento del campo y definir oportunidades desde el comienzo, teniendo en cuenta los logros y desaciertos históricos.

Secuencia de la evaluación

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Historia del activo Comprende la revisión de los principales aspectos históricos del campo, desde el punto de vista legal, técnico, económico y socio ambiental para tener un diagnóstico inicial.

Marco Legal principales componentes legales y contractuales de la constitución, las instituciones de control y los contratos petroleros.

Arquitectura del yacimiento Incluye las áreas de conocimiento de la geología y geofísica que intervienen para la construcción de un modelo geológico y el cálculo del volumen de hidrocarburos original en sitio (OIIP: Oil Initially In Place).

Dinámica del yacimiento Este módulo comprende todos los elementos técnicos para evaluar el comportamiento dinámico del yacimiento y las variables para construir un modelo de simulación y cuantificar el volumen de reservas de un yacimiento de petróleo o gas, y la valoración de incertidumbres.

Ingeniería e infraestructura Cubre ingeniería e infraestructura: transporte, tratamiento y almacenamiento de hidrocarburos.

Responsabilidad social En este módulo se evaluarán los principales aspectos que se deben tener en cuenta para operar con responsabilidad social y garantizar la continuidad de la operación en armonía con las comunidades.

Sostenibilidad ambiental En este módulo se revisarán todos los aspectos ambientales para asegurar una operación petrolera en armonía con el medio ambiente, que asegure su conservación de forma indefinida.

Evaluación económica Se revisarán todos los principales aspectos económicos para evaluar la rentabilidad de un activo, identificar oportunidades y establecer el valor de las inversiones en el tiempo, para un plan de desarrollo futuro.

Plan de desarrollo Describir todas las oportunidades identificadas, cuantificadas y diseñadas para ser logradas, con su respectiva evaluación de riesgos e incertidumbres, que involucre todos los aspectos antes mencionados.

Administración de datos Se deberán integrar todas las categorías de información de un activo y garantizar que cada dato cumple con los principales atributos y los procesos de la gerencia de datos, para que se puedan usar en un software de interpretación.

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Conclusiones De las 23 cuencas sedimentarias que tiene el país, solo se cuenta con producción comercial en 10 de ellas.

Existe un gran potencial en las llamadas cuencas frontera, que como la cuenca Colombia ya ha mostrado evidencias importantes. Adicionalmente ya se trabaja en los proyectos pilotos para los proyectos en Yacimientos en Roca generadora y las técnicas de fracturamiento hidráulico intensivo, lo cual abrirá un sinnúmero de proyectos.

El mundo tardará varias décadas en implementar las nuevas tendencias de generación de energía que, aunque ya están creadas, deben ser económicas y tener precios razonables para ir reemplazando el petróleo.

El panorama actual dificulta hacer grandes inversiones en exploración, y es posible que sea un proceso más lento, pero indispensable. Mientras tanto, hay grandes oportunidades de incrementar producción y reservas en los 368 campos existentes, sobre todo en los 92 campos que se han cerrado en los últimos 2 años y los que se han abandonado en años anteriores, con un potencial aproximado de 250.000 BPDC, para alcanzar nuevamente el millón de barriles que ya se alcanzó en el 2013.

En general existen muchas oportunidades en todos los campos descubiertos, buscando opciones de producción en diferentes los horizontes geológicos arriba y debajo de los yacimientos existentes y en los alrededores del área comercial, ya sea reprocesando la información actual, o adquiriendo nuevos datos con las tecnologías modernas. A veces simplemente volviendo al comienzo y evaluando detalladamente los reportes e informes geológicos se encuentran evidencias que antes no eran el objetivo principal. No todo está en el software de interpretación ni en las bases de datos corporativas, a veces hay que volver a evaluar el papel.

Se deben buscar estrategias para incrementar los 205 contratos de exploración actuales, ya que no han sido suficientes para renovar los 92 campos cerrados recientemente. La ANH está trabajando intensamente en ese

sentido y se han visto cambios importantes en la difusión de oportunidades que está haciendo el equipo de trabajo de la Vicepresidencia Técnica, muy brillante. Ahora se requiere el respaldo del gobierno nacional para mejorar la atractividad del país y los incentivos a inversionistas, ya que la competencia es dura con los demás países que ofrecen rondas.

Igualmente es muy valioso buscar alternativas de uso industrial y agrícola a los altos volúmenes de agua que se producen, existe la tecnología y la necesidad en muchas regiones del país.

Por último, es muy importante formar a las nuevas generaciones de profesionales como geólogos de desarrollo, ya que estamos muy enfocados al área de exploración, la cual es muy apasionante, pero existen un sin número de oportunidades en el área de producción y yacimientos que puede mitigar el desempleo que hay actualmente. Se debe comenzar, con nuestro aporte, en las universidades, y en las asociaciones de profesionales, que como la ACGGP ha tomado la gran iniciativa de dedicar esta edición a la innovación en el desarrollo de campos petroleros.

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INVESTIGACIÓN

Inteligencia Artificial y su Aplicabilidad en Campos de Desarrollo

Camilo Rodríguez Director, Analytics and Data Science IHS Markit

¿ El uso de algoritmos de inteligencia artificial complejos es mas común de lo que creemos, simplemente por el hecho de ser mucho más exactos que los algoritmos sencillos.

Qué tan abiertos pueden estar los geólogos, geofísicos e ingenieros en utilizar y confiar en inteligencia artificial para tomar decisiones referentes a los campos petrolíferos? Como profesionales de este medio entendemos que todo nuestro trabajo tiene que ser claramente sustentado por leyes físicas tanto en el área de geociencias, como en el área de ingeniería de pozos y yacimientos.

En nuestras labores diarias de interpretación siempre estamos modelando, generamos modelos petrofísicos, mapas geológicos, modelos sísmicos, modelos estructurales, modelos de fluidos, etc. Modelamiento de por sí ya representa dos cosas primordiales: que estamos inyectando adicionalmente a los datos crudos, lo que asumimos debe ser un comportamiento físico lógico de acuerdo con nuestro conocimiento (bias) y segundo que hemos aprendido a convivir con la realidad que los resultados de los modelos no son exactos al punto que cuantificar incertidumbre y riesgo es parte primordial de

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nuestro proceso de interpretar y comprender nuestras cuencas petrolíferas.

Al final, cuando presentamos nuestros proyectos finales, las secciones transversales, mapas, gráficos de dispersión, diagramas de pozos, registros petrofísicos, etc., hablan por sí solos, visualmente encontramos la relación geológica y de ingeniería que sustenta nuestras recomendaciones. ¿Como lograr algo similar utilizando algoritmos complejos de inteligencia artificial?

Para efectos de este escrito considérese los algoritmos de inteligencia artificial en dos categorías: algoritmos complejos (cajas negras) y algoritmos sencillos (cajas blancas). Los algoritmos complejos son aquellos donde sabemos cuáles son los datos de entrada y conocemos los resultados de salida, sin embargo, no podemos ver que pasa dentro de ellos para generar el resultado. Algunos de estos algoritmos complejos son redes neuronales y aquellos basados en árboles para toma de de-

Los algoritmos sencillos han sido utilizados en nuestra industria desde hace muchos años, por ejemplo, en el área de petrofísica.

cisiones (eXtreme Gradient Boosting Tree, Random Forest) (Lars Hulstaert, 2019; O. Loyola-González, 2019). Los algoritmos sencillos son los métodos de regresión lineal y métodos de regresión no lineal. De hecho, los algoritmos sencillos han sido utilizados en nuestra industria desde hace muchos años, por ejemplo en el área de petrofísica se han implementado flujos de regresión lineal para predecir registros digitales inexistentes en algunos pozos usando como referencia otros pozos con un conjunto de registros completos, también este método se ha empleado para calcular valores de temperatura o presiones en diferentes profundidades de pozos utilizando gradientes y medidas tomadas en superficies.

De forma sencilla, cuando estimamos una propiedad objetivo utilizando un método de regresión lineal o no lineal, los atributos que se van a usar para

predecir la propiedad (variables indepedientes) son correlacionados uno a uno con la propiedad objetivo. Si alguna de las relaciones fuesen no lineales, se pueden utilizar algoritmos matemáticos para transformar una relacion no lineal en lineal (ejemplo: AVAS, ACE) (R. Tibshirani, 1988). Una vez todas las variables independientes tienen una relación establecida con la proiedad objetivo, se encuentra una ecuación de curva que mejor explique la relacion entre los mismos. Finalmente la predicción final será la sumatoria de cada una de estas ecuaciones multiplicado por el peso que el experto le de a cada uno de los atributos de entrada (si se asume que algunos atributos son mas importantes que otros). Este tipo de metodologías le permiten a los usuarios poder entender, analizar e interpretar los resultados, razón por la cual estos métodos son bastante empleados.

Figura 1. Esquema general de regresión utilizando técnicas lineales y no lineales. Las variables independientes entran al modelo, cada variable se correlaciona con la propiedad a predecir y se establece una ecuación de curva. Este modelo genera una respuesta que es la que se le transmite al usuario final. El comportamiento de cada variable y su relación con la variable objetivo se puede visualizar y cuantificar, como resultado los expertos pueden interpretar y entender los resultados.

Figura 2. Los modelos complejos como redes neuronales o aquellos basados en árboles de decisión han demostrado ser mucho mas exactos que los métodos de regresión lineales, sin embargo, tradicionalmente se ha considerado que se conocen los atributos que entran y la respuesta final, pero no se puede interpretar el impacto independiente que de cada uno de los atributos tiene con la variable objetivo.

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INVESTIGACIÓN

Inteligencia Artificial y su Aplicabilidad en Campos de Desarrollo

Camilo Rodríguez Director, Analytics and Data Science IHS Markit

¿ El uso de algoritmos de inteligencia artificial complejos es mas común de lo que creemos, simplemente por el hecho de ser mucho más exactos que los algoritmos sencillos.

Qué tan abiertos pueden estar los geólogos, geofísicos e ingenieros en utilizar y confiar en inteligencia artificial para tomar decisiones referentes a los campos petrolíferos? Como profesionales de este medio entendemos que todo nuestro trabajo tiene que ser claramente sustentado por leyes físicas tanto en el área de geociencias, como en el área de ingeniería de pozos y yacimientos.

En nuestras labores diarias de interpretación siempre estamos modelando, generamos modelos petrofísicos, mapas geológicos, modelos sísmicos, modelos estructurales, modelos de fluidos, etc. Modelamiento de por sí ya representa dos cosas primordiales: que estamos inyectando adicionalmente a los datos crudos, lo que asumimos debe ser un comportamiento físico lógico de acuerdo con nuestro conocimiento (bias) y segundo que hemos aprendido a convivir con la realidad que los resultados de los modelos no son exactos al punto que cuantificar incertidumbre y riesgo es parte primordial de

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nuestro proceso de interpretar y comprender nuestras cuencas petrolíferas.

Al final, cuando presentamos nuestros proyectos finales, las secciones transversales, mapas, gráficos de dispersión, diagramas de pozos, registros petrofísicos, etc., hablan por sí solos, visualmente encontramos la relación geológica y de ingeniería que sustenta nuestras recomendaciones. ¿Como lograr algo similar utilizando algoritmos complejos de inteligencia artificial?

Para efectos de este escrito considérese los algoritmos de inteligencia artificial en dos categorías: algoritmos complejos (cajas negras) y algoritmos sencillos (cajas blancas). Los algoritmos complejos son aquellos donde sabemos cuáles son los datos de entrada y conocemos los resultados de salida, sin embargo, no podemos ver que pasa dentro de ellos para generar el resultado. Algunos de estos algoritmos complejos son redes neuronales y aquellos basados en árboles para toma de de-

Los algoritmos sencillos han sido utilizados en nuestra industria desde hace muchos años, por ejemplo, en el área de petrofísica.

cisiones (eXtreme Gradient Boosting Tree, Random Forest) (Lars Hulstaert, 2019; O. Loyola-González, 2019). Los algoritmos sencillos son los métodos de regresión lineal y métodos de regresión no lineal. De hecho, los algoritmos sencillos han sido utilizados en nuestra industria desde hace muchos años, por ejemplo en el área de petrofísica se han implementado flujos de regresión lineal para predecir registros digitales inexistentes en algunos pozos usando como referencia otros pozos con un conjunto de registros completos, también este método se ha empleado para calcular valores de temperatura o presiones en diferentes profundidades de pozos utilizando gradientes y medidas tomadas en superficies.

De forma sencilla, cuando estimamos una propiedad objetivo utilizando un método de regresión lineal o no lineal, los atributos que se van a usar para

predecir la propiedad (variables indepedientes) son correlacionados uno a uno con la propiedad objetivo. Si alguna de las relaciones fuesen no lineales, se pueden utilizar algoritmos matemáticos para transformar una relacion no lineal en lineal (ejemplo: AVAS, ACE) (R. Tibshirani, 1988). Una vez todas las variables independientes tienen una relación establecida con la proiedad objetivo, se encuentra una ecuación de curva que mejor explique la relacion entre los mismos. Finalmente la predicción final será la sumatoria de cada una de estas ecuaciones multiplicado por el peso que el experto le de a cada uno de los atributos de entrada (si se asume que algunos atributos son mas importantes que otros). Este tipo de metodologías le permiten a los usuarios poder entender, analizar e interpretar los resultados, razón por la cual estos métodos son bastante empleados.

Figura 1. Esquema general de regresión utilizando técnicas lineales y no lineales. Las variables independientes entran al modelo, cada variable se correlaciona con la propiedad a predecir y se establece una ecuación de curva. Este modelo genera una respuesta que es la que se le transmite al usuario final. El comportamiento de cada variable y su relación con la variable objetivo se puede visualizar y cuantificar, como resultado los expertos pueden interpretar y entender los resultados.

Figura 2. Los modelos complejos como redes neuronales o aquellos basados en árboles de decisión han demostrado ser mucho mas exactos que los métodos de regresión lineales, sin embargo, tradicionalmente se ha considerado que se conocen los atributos que entran y la respuesta final, pero no se puede interpretar el impacto independiente que de cada uno de los atributos tiene con la variable objetivo.

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INVESTIGACIÓN Respecto a algoritmos de inteligencia artificial complejos, sin negar que se han presentado algunos trabajos anteriores al año 2000, su uso e implementación no ha sido masivo. En este nuevo siglo implementaciones de estas metodologías están sucediendo mayoritariamente en dos áreas de nuestra industria, operaciones e interpretaciones geofísicas. En el área de operaciones, por ejemplo, automatizar el monitoreo de equipos de bombeo ha demostrado que reduce los tiempos no productivos, anticipando daños en los equipos antes que estos sucedan. De esta forma, las compañías operadoras se han visto beneficiadas, pues en vez de parar la operación por varias semanas para arreglar

equipos, el tiempo se reduce a tan solo un par de horas para realizar mantenimiento preventivo de los mismos; los algoritmos de inteligencia artificial complejos procesan los datos recibidos en tiempo real desde las bombas, luego los compara contra numerosas plantillas de funcionamiento para finalmente clasificarlas y alertar a los ingenieros en caso que los resultados se asemejen a alguna plantilla que pueda pronosticar algún tipo de fallo.

En el área de geofísica, la interpretación automática de datos sísmicos utilizando metodologías como redes neuronales profundas (Deep Convolutional Neural Networks) o redes adversas generativas (GAN), están

Son los mismos geofísicos quienes tienen que nombrar y entrenar los modelos de inteligencia artificial, ya sea con datos sísmicos reales o con modelos creados por ellos mismos.

empezando a ganar bastante terreno (Abreo, 2020; C. Zhang et al, 2016; Adler, et al, 2021). Esto se debe a que son los mismos geofísicos quienes tienen que nombrar y entrenar los modelos de inteligencia artificial, ya sea con datos sísmicos reales o con modelos creados por ellos mismos mostrando diferentes escenarios estratigráficos y estructurales. Posteriormente, al ingresar al modelo los volúmenes que van a ser objetos de interpretación, el geofísico gráficamente puede ver los resultados de la interpretación automatizada, la cual es tangible. Si se considera que las fallas o las secuencias estratigraficas interpretadas no son del todo exactas, puede proceder con modificaciones manuales a la interpretación y también puede utilizar estos cambios para seguir mejorando los datos de entrenamiento de los modelos. La clave para que los geofísicos puedan aceptar cada vez más estas metodologías está en la visualización de los resultados directamente sobre los volúmenes. Igualmente, interpretación de facies sísmicas utilizando algoritmos de clasificación no supervisados como K-means, clasificación jerárquica (hierarchical clustering), mapas autoorganizados (Self Organizing Maps), t-SNE, se están volviendo común para detectar canales, karst, abanicos fluviales, etc., y nuevamente porque los resultados finales se pueden corroborar gráficamente sobre un volumen sísmico u horizonte de interés.

(Zhao, et al 2018; Saraswat, et al, 2011; R. Roden, et al, 2015)

Figura 3. Abanico fluvial en el mar del Norte. El abanico, su sistema de corrientes y domos salinos son detectados a partir del uso de clasificaciones no supervisadas aplicados a múltiples atributos sísmicos. El diagrama de la parte superior izquierda es un mapa de estrellas resultante de la metodología de mapas autoorganizados (SOM), donde cada color de los componentes de la estrella representa un atributo sísmico único y la longitud del componente se relaciona con la influencia de dicho atributo sobre esa neurona (cada neurona representa una clasificación o facies, las estrellas cercanas son facies similares). La figura de la parte inferior izquierda es el mismo mapa de SOM listando el numero de la clasificación. Los mapas de la derecha son los mapas de facies, el de arriba es el resultando de utilizar K-means y el de abajo el de SOM.

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25

¿Se podrían utilizar estos algoritmos complejos avanzados en otras áreas diferentes a las ya mencionadas?

Por ejemplo, en campos maduros donde generalmente existen suficientes datos de perforación y producción de pozos, se podrían generar modelos derivados exclusivamente de datos y con estos identificar pozos candidatos para re-completamientos o predecir cuales serían variables óptimas de ingeniería y la producción esperada para nuevos pozos. A diferencia de la sísmica, acá no existe unas imágenes sobre las cuales corroborar las respuestas. Al no existir maneras de entender los resultados ni de poder visualizar lógicamente mediante leyes físicas lo que estos modelos de datos arrojan, la confianza en los resultados de los modelos puede verse minada.

Técnicas de Interpretabilidad para Modelos de inteligencia artificial complejos El uso de algoritmos de inteligencia artificial complejos es mas común de lo que creemos, simplemente por el hecho de ser mucho más exactos que los algoritmos sencillos. Si de la industria farmacéutica se trata, predecir la eficacia de un nuevo fármaco, incluyendo análisis de sus componentes y cantidades necesarias, como van a reaccionan diferentes biotipos, susceptibilidad de efectos secundarios, etc., es algo literalmente de vida o muerte y la exactitud de los modelos en este caso es mas importante que la

INVESTIGACIÓN Respecto a algoritmos de inteligencia artificial complejos, sin negar que se han presentado algunos trabajos anteriores al año 2000, su uso e implementación no ha sido masivo. En este nuevo siglo implementaciones de estas metodologías están sucediendo mayoritariamente en dos áreas de nuestra industria, operaciones e interpretaciones geofísicas. En el área de operaciones, por ejemplo, automatizar el monitoreo de equipos de bombeo ha demostrado que reduce los tiempos no productivos, anticipando daños en los equipos antes que estos sucedan. De esta forma, las compañías operadoras se han visto beneficiadas, pues en vez de parar la operación por varias semanas para arreglar

equipos, el tiempo se reduce a tan solo un par de horas para realizar mantenimiento preventivo de los mismos; los algoritmos de inteligencia artificial complejos procesan los datos recibidos en tiempo real desde las bombas, luego los compara contra numerosas plantillas de funcionamiento para finalmente clasificarlas y alertar a los ingenieros en caso que los resultados se asemejen a alguna plantilla que pueda pronosticar algún tipo de fallo.

En el área de geofísica, la interpretación automática de datos sísmicos utilizando metodologías como redes neuronales profundas (Deep Convolutional Neural Networks) o redes adversas generativas (GAN), están

Son los mismos geofísicos quienes tienen que nombrar y entrenar los modelos de inteligencia artificial, ya sea con datos sísmicos reales o con modelos creados por ellos mismos.

empezando a ganar bastante terreno (Abreo, 2020; C. Zhang et al, 2016; Adler, et al, 2021). Esto se debe a que son los mismos geofísicos quienes tienen que nombrar y entrenar los modelos de inteligencia artificial, ya sea con datos sísmicos reales o con modelos creados por ellos mismos mostrando diferentes escenarios estratigráficos y estructurales. Posteriormente, al ingresar al modelo los volúmenes que van a ser objetos de interpretación, el geofísico gráficamente puede ver los resultados de la interpretación automatizada, la cual es tangible. Si se considera que las fallas o las secuencias estratigraficas interpretadas no son del todo exactas, puede proceder con modificaciones manuales a la interpretación y también puede utilizar estos cambios para seguir mejorando los datos de entrenamiento de los modelos. La clave para que los geofísicos puedan aceptar cada vez más estas metodologías está en la visualización de los resultados directamente sobre los volúmenes. Igualmente, interpretación de facies sísmicas utilizando algoritmos de clasificación no supervisados como K-means, clasificación jerárquica (hierarchical clustering), mapas autoorganizados (Self Organizing Maps), t-SNE, se están volviendo común para detectar canales, karst, abanicos fluviales, etc., y nuevamente porque los resultados finales se pueden corroborar gráficamente sobre un volumen sísmico u horizonte de interés.

(Zhao, et al 2018; Saraswat, et al, 2011; R. Roden, et al, 2015)

Figura 3. Abanico fluvial en el mar del Norte. El abanico, su sistema de corrientes y domos salinos son detectados a partir del uso de clasificaciones no supervisadas aplicados a múltiples atributos sísmicos. El diagrama de la parte superior izquierda es un mapa de estrellas resultante de la metodología de mapas autoorganizados (SOM), donde cada color de los componentes de la estrella representa un atributo sísmico único y la longitud del componente se relaciona con la influencia de dicho atributo sobre esa neurona (cada neurona representa una clasificación o facies, las estrellas cercanas son facies similares). La figura de la parte inferior izquierda es el mismo mapa de SOM listando el numero de la clasificación. Los mapas de la derecha son los mapas de facies, el de arriba es el resultando de utilizar K-means y el de abajo el de SOM.

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¿Se podrían utilizar estos algoritmos complejos avanzados en otras áreas diferentes a las ya mencionadas?

Por ejemplo, en campos maduros donde generalmente existen suficientes datos de perforación y producción de pozos, se podrían generar modelos derivados exclusivamente de datos y con estos identificar pozos candidatos para re-completamientos o predecir cuales serían variables óptimas de ingeniería y la producción esperada para nuevos pozos. A diferencia de la sísmica, acá no existe unas imágenes sobre las cuales corroborar las respuestas. Al no existir maneras de entender los resultados ni de poder visualizar lógicamente mediante leyes físicas lo que estos modelos de datos arrojan, la confianza en los resultados de los modelos puede verse minada.

Técnicas de Interpretabilidad para Modelos de inteligencia artificial complejos El uso de algoritmos de inteligencia artificial complejos es mas común de lo que creemos, simplemente por el hecho de ser mucho más exactos que los algoritmos sencillos. Si de la industria farmacéutica se trata, predecir la eficacia de un nuevo fármaco, incluyendo análisis de sus componentes y cantidades necesarias, como van a reaccionan diferentes biotipos, susceptibilidad de efectos secundarios, etc., es algo literalmente de vida o muerte y la exactitud de los modelos en este caso es mas importante que la

INVESTIGACIÓN explicación. En la industria financiera, proteger la identidad de las personas, o las tarjetas de crédito de posibles fraudes requiere de modelos exactos, mas que modelos explicables. Es por este motivo que en los últimos años ha habido un avance importante en el desarrollo de algoritmos de interpretabilidad que se pueden usar en conjunto con modelos de regresión de inteligencia artificial complejos; de esta forma, ya no es necesario escoger entre exactitud o explicación, estas herramientas permiten poder aplicar los modelos mas complejos y exactos para resolver nuestros problemas y a su vez explicar de una manera que los expertos en cada rama pueden entender el comportamiento y contribución que las variables independientes tienen en los resultados.

Existen metodologías que se están usando exitosamente para explicar modelos de inteligencia artificial complejos como “Permutation Feature Importance”, “Partial Dependance Plot”, “Accumulated Local Effect”, etc. Cada uno de ellos puede tener un valor importante en la industria de energía, en este escrito el enfoque es la aplicabilidad de la más reciente técnica de explicación de modelos complejos: SHapley Additive exPlanation (SHAP), presentado por Lundberg and Lee in 2017.

SHAP rápidamente se ha convertido en la técnica más usada por los científicos de datos debido a dos factores primordiales: el nivel de granularidad que ofrece al explicar la contribución específica de cada variable en el modelo aislándola de las demás y que es una técnica agnóstica que se puede utilizar en conjunto con casi cualquier algoritmo complejo.

Cuales respuestas provee Shapley Additice exPlanation (SHAP) y su aplicabilidad en la industria del petróleo En un campo petrolífero, si miramos la producción normalizada de todos los pozos (por ejemplo, primeros seis meses, primer año, EUR, etc.) podemos fácilmente determinar cual es la producción promedio del campo en ese intervalo de tiempo. Como es obvio,

Figura 4. Cuenca Pérmica. Gráfico de dispersión de la producción real de los pozos en la cuenca Pérmica en USA durante el primer año (X) contra predicción de producción utilizando “Extreme Gradient Boosting Tree” (Y). Cada punto es un pozo, nótese que la producción promedio tanto real como la del modelo es aproximadamente 143,000 barriles.

Figura 5. Cuenca Pérmica. En el gráfico de dispersión un pozo es seleccionado, la predicción de producción para ese pozo de acuerdo con el modelo xGB es 330,200 barriles en el primer año. La diferencia de este número con la predicción promedio del campo (143,710bbl) es 186,490bbl. Los valores SHAP en la derecha de este gráfico explican la diferencia en número de barriles (en miles) atribuidas a cada atributo que se usó en el análisis. Por ejemplo 50,000 barriles son atribuidos a la locación del pozo, 36,000 a la profundidad de la formación, 33,000 a la longitud lateral del pozo, etc.

esta producción promedio es afectada por pozos buenos y pozos malos. Si un pozo especifico produce el promedio esperado, ese pozo no tiene nada especial. Sin embargo, si un pozo supera sustancialmente esa producción promedio o por el contrario su producción es muy por debajo del promedio, entonces esos pozos se convierten en foco de atención de las compañías pe-

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troleras. Un pozo que produce más que el promedio esperado queremos saber todo para repetir esa receta exitosa, para el pozo por debajo del promedio también queremos saber todo para aprender y no volver a tener un pozo que no produzca lo esperado y que pueda ocasionar pérdidas económicas para la empresa.

Los valores SHAP son la diferencia entre la predicción promedio de una instancia (en nuestro ejemplo producción normalizada de un pozo) menos la predicción promedio de todas las instancias (producción promedio de todo el campo).

Ejemplo: A = Predicción promedio de producción de petróleo de pozos en la cuenca Pérmica en USA en su primer año de producción = 143,710 barriles B = Predicción promedio de un solo pozo en la cuenca Pérmica en USA en su primer año de producción = 330,200 barriles C = Valor SHAP para el pozo B Valor SHAP (C) = B – A = 330,200 – 143,710 = 186,490 Explicar esos 186490 barriles de diferencia es el objetivo de SHAP. Dependiendo del número de atributos que el modelo predictivo usa, esa diferencia se puede descomponer aún más en todos sus componentes, obteniendo un valor SHAP por cada variable de entrada.

Pero no solamente SHAP provee el factor de contribución de cada variable para explicar la diferencia positiva o negativa de cada pozo con respecto al promedio del campo; también se ha visto que, si se grafica el factor de contribución de los atributos resultantes del modelo predictivo contra sus valores reales, las tendencias físicas y lógicas de geología e ingeniera van a emerger, las cuales los geocientíficos o ingenieros van a poder explicar. Sigamos mirando el ejemplo de la cuenca Pérmica para profundizar en este punto.

En el gráfico 6, se muestra la producción normalizada del primer año de cada pozo en la cuenca pérmica (Y) contra su longitud horizontal (X). Nótese que, aunque se ve una leve tenden-

Figura 6. Gráfico de producción normalizada del primer año de cada pozo en la cuenca pérmica (Y) contra su longitud horizontal (X). Se resaltan dos pozos de igual longitud horizontal, pero uno de ellos esta en una buena zona geológica, mientras que el otro no, por ende, su producción es diferente.

Figura 7. Gráfico del factor de contribución de la extensión lateral de cada pozo proveniente del algoritmo SHAP (Y) contra su longitud horizontal (X). Al aislar el efecto de otras variables, se ve claramente el impacto que la longitud horizontal tiene sobre el primer año de producción de los pozos en la cuenca Pérmica. El valor cero (0) en el eje Y representa el valor de producción del primer año promedio del campo.

cia a decir entre mayor sea la longitud horizontal, mejor es la producción, la correlación es bastante baja. Pozos de todas las longitudes horizontales tienen pozos excelentes productores y pozos malos productores. El hecho que no se ve una tendencia clara se debe a la influencia de otros atributos. Resaltado en el gráfico hay dos pozos de igual longitud horizontal, uno de ellos está en una buena zona geológica y por ende su producción es mayor, mientras que el otro pozo se ve afectado por una mala localización geológica y su producción está muy por debajo del promedio.

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INVESTIGACIÓN explicación. En la industria financiera, proteger la identidad de las personas, o las tarjetas de crédito de posibles fraudes requiere de modelos exactos, mas que modelos explicables. Es por este motivo que en los últimos años ha habido un avance importante en el desarrollo de algoritmos de interpretabilidad que se pueden usar en conjunto con modelos de regresión de inteligencia artificial complejos; de esta forma, ya no es necesario escoger entre exactitud o explicación, estas herramientas permiten poder aplicar los modelos mas complejos y exactos para resolver nuestros problemas y a su vez explicar de una manera que los expertos en cada rama pueden entender el comportamiento y contribución que las variables independientes tienen en los resultados.

Existen metodologías que se están usando exitosamente para explicar modelos de inteligencia artificial complejos como “Permutation Feature Importance”, “Partial Dependance Plot”, “Accumulated Local Effect”, etc. Cada uno de ellos puede tener un valor importante en la industria de energía, en este escrito el enfoque es la aplicabilidad de la más reciente técnica de explicación de modelos complejos: SHapley Additive exPlanation (SHAP), presentado por Lundberg and Lee in 2017.

SHAP rápidamente se ha convertido en la técnica más usada por los científicos de datos debido a dos factores primordiales: el nivel de granularidad que ofrece al explicar la contribución específica de cada variable en el modelo aislándola de las demás y que es una técnica agnóstica que se puede utilizar en conjunto con casi cualquier algoritmo complejo.

Cuales respuestas provee Shapley Additice exPlanation (SHAP) y su aplicabilidad en la industria del petróleo En un campo petrolífero, si miramos la producción normalizada de todos los pozos (por ejemplo, primeros seis meses, primer año, EUR, etc.) podemos fácilmente determinar cual es la producción promedio del campo en ese intervalo de tiempo. Como es obvio,

Figura 4. Cuenca Pérmica. Gráfico de dispersión de la producción real de los pozos en la cuenca Pérmica en USA durante el primer año (X) contra predicción de producción utilizando “Extreme Gradient Boosting Tree” (Y). Cada punto es un pozo, nótese que la producción promedio tanto real como la del modelo es aproximadamente 143,000 barriles.

Figura 5. Cuenca Pérmica. En el gráfico de dispersión un pozo es seleccionado, la predicción de producción para ese pozo de acuerdo con el modelo xGB es 330,200 barriles en el primer año. La diferencia de este número con la predicción promedio del campo (143,710bbl) es 186,490bbl. Los valores SHAP en la derecha de este gráfico explican la diferencia en número de barriles (en miles) atribuidas a cada atributo que se usó en el análisis. Por ejemplo 50,000 barriles son atribuidos a la locación del pozo, 36,000 a la profundidad de la formación, 33,000 a la longitud lateral del pozo, etc.

esta producción promedio es afectada por pozos buenos y pozos malos. Si un pozo especifico produce el promedio esperado, ese pozo no tiene nada especial. Sin embargo, si un pozo supera sustancialmente esa producción promedio o por el contrario su producción es muy por debajo del promedio, entonces esos pozos se convierten en foco de atención de las compañías pe-

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troleras. Un pozo que produce más que el promedio esperado queremos saber todo para repetir esa receta exitosa, para el pozo por debajo del promedio también queremos saber todo para aprender y no volver a tener un pozo que no produzca lo esperado y que pueda ocasionar pérdidas económicas para la empresa.

Los valores SHAP son la diferencia entre la predicción promedio de una instancia (en nuestro ejemplo producción normalizada de un pozo) menos la predicción promedio de todas las instancias (producción promedio de todo el campo).

Ejemplo: A = Predicción promedio de producción de petróleo de pozos en la cuenca Pérmica en USA en su primer año de producción = 143,710 barriles B = Predicción promedio de un solo pozo en la cuenca Pérmica en USA en su primer año de producción = 330,200 barriles C = Valor SHAP para el pozo B Valor SHAP (C) = B – A = 330,200 – 143,710 = 186,490 Explicar esos 186490 barriles de diferencia es el objetivo de SHAP. Dependiendo del número de atributos que el modelo predictivo usa, esa diferencia se puede descomponer aún más en todos sus componentes, obteniendo un valor SHAP por cada variable de entrada.

Pero no solamente SHAP provee el factor de contribución de cada variable para explicar la diferencia positiva o negativa de cada pozo con respecto al promedio del campo; también se ha visto que, si se grafica el factor de contribución de los atributos resultantes del modelo predictivo contra sus valores reales, las tendencias físicas y lógicas de geología e ingeniera van a emerger, las cuales los geocientíficos o ingenieros van a poder explicar. Sigamos mirando el ejemplo de la cuenca Pérmica para profundizar en este punto.

En el gráfico 6, se muestra la producción normalizada del primer año de cada pozo en la cuenca pérmica (Y) contra su longitud horizontal (X). Nótese que, aunque se ve una leve tenden-

Figura 6. Gráfico de producción normalizada del primer año de cada pozo en la cuenca pérmica (Y) contra su longitud horizontal (X). Se resaltan dos pozos de igual longitud horizontal, pero uno de ellos esta en una buena zona geológica, mientras que el otro no, por ende, su producción es diferente.

Figura 7. Gráfico del factor de contribución de la extensión lateral de cada pozo proveniente del algoritmo SHAP (Y) contra su longitud horizontal (X). Al aislar el efecto de otras variables, se ve claramente el impacto que la longitud horizontal tiene sobre el primer año de producción de los pozos en la cuenca Pérmica. El valor cero (0) en el eje Y representa el valor de producción del primer año promedio del campo.

cia a decir entre mayor sea la longitud horizontal, mejor es la producción, la correlación es bastante baja. Pozos de todas las longitudes horizontales tienen pozos excelentes productores y pozos malos productores. El hecho que no se ve una tendencia clara se debe a la influencia de otros atributos. Resaltado en el gráfico hay dos pozos de igual longitud horizontal, uno de ellos está en una buena zona geológica y por ende su producción es mayor, mientras que el otro pozo se ve afectado por una mala localización geológica y su producción está muy por debajo del promedio.

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INVESTIGACIÓN

Figura 8. Caso Cuenca Pérmica. Gráficos A, B y C muestran la relación entre el primer año de producción contra longitud lateral del pozo, espaciamiento entre pozos y cantidad de arena inyecta a las fracturas respectivamente. Gráficos D, E y F suceden después de aplicar la metodología SHAP, muestran la relación entre el factor de contribución de la longitud lateral del pozo, espaciamiento entre pozos y cantidad de arena inyectada contra sus valores reales.

Como se mencionó anteriormente SHAP cuantifica el efecto de la longitud lateral aislándola de la influencia de las otras variables. Si se grafica el factor de contribución de la longitud lateral contra sus valores reales se obtiene el gráfico que se muestra en la figura 7. Para citar dos ejemplos, este se puede interpretar de la siguiente forma: considerando los valores de las otras variables estables y solo modificando la longitud lateral para analizar su contribución única al modelo: pozos de 40,00ft de longitud lateral, restan 50,000 barriles de petróleo con respecto a la producción media del campo, mientras que pozos de longitud horizontal de 100,00ft, contribuye positivamente a incrementar la producción del primer año en promedio 75,000 barriles.

De manera similar, se repite el proceso para analizar la contribución individual de las otras variables de interés: Relación de propiedades físicas y modelos predictivos basados en datos A partir de la figura 8, se puede con-

cluir que interpretar los modelos predictivos con técnicas adecuadas revela relaciones físicas esperadas por geocientíficos e ingenieros que les va a permitir validar los resultados. El gráfico de dispersión D indica que un aumento en la longitud lateral del pozo favorece la mejor producción de hidrocarburos, lo cual es lo esperado; la pendiente de la curva es mayor desde 1,000ft hasta aproximadamente 7,000ft, a partir de allí la pendiente no es tan pronunciada, empezándose a estabilizar en 9,000ft.

Esto indica que a partir de esa longitud lateral de pozos no hay fuerte evidencia de mejorar el recobro. El gráfico de dispersión E es aún más concluyente, nótese que la relación de distancia entre pozos y producción es directa; a partir de 1,200ft la curva se aplana completamente, el modelo de datos está detectando la distancia a la cual los pozos ya no compiten entre sí por la producción (otros estudios de modelos tradicionales físicos han corroborado este valor).

El gráfico de dispersión F, comprueba

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Figura 9. Modelo de costos de pozos en la cuenca Haynesville, USA. Contribución del volumen de arena al costo total del pozo (Y) contra volumen de arena en millones de libras (X). La pendiente de la curva disminuye con los años, indicando que los costos de arena para completamiento se han reducido con el tiempo. De acuerdo con el modelo predictivo el costo por tonelada de arena en 2013 es US$95, en 2018 el costo por tonelada es US$80.

Figura 10. Modelo de costos de pozos en la cuenca Haynesville, USA. Validación de los resultados del modelo con los datos del Banco de Reserva Federal. Las proyecciones del modelo predictivo de costos, coincide con los valores reportados por la institución.

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INVESTIGACIÓN

Figura 8. Caso Cuenca Pérmica. Gráficos A, B y C muestran la relación entre el primer año de producción contra longitud lateral del pozo, espaciamiento entre pozos y cantidad de arena inyecta a las fracturas respectivamente. Gráficos D, E y F suceden después de aplicar la metodología SHAP, muestran la relación entre el factor de contribución de la longitud lateral del pozo, espaciamiento entre pozos y cantidad de arena inyectada contra sus valores reales.

Como se mencionó anteriormente SHAP cuantifica el efecto de la longitud lateral aislándola de la influencia de las otras variables. Si se grafica el factor de contribución de la longitud lateral contra sus valores reales se obtiene el gráfico que se muestra en la figura 7. Para citar dos ejemplos, este se puede interpretar de la siguiente forma: considerando los valores de las otras variables estables y solo modificando la longitud lateral para analizar su contribución única al modelo: pozos de 40,00ft de longitud lateral, restan 50,000 barriles de petróleo con respecto a la producción media del campo, mientras que pozos de longitud horizontal de 100,00ft, contribuye positivamente a incrementar la producción del primer año en promedio 75,000 barriles.

De manera similar, se repite el proceso para analizar la contribución individual de las otras variables de interés: Relación de propiedades físicas y modelos predictivos basados en datos A partir de la figura 8, se puede con-

cluir que interpretar los modelos predictivos con técnicas adecuadas revela relaciones físicas esperadas por geocientíficos e ingenieros que les va a permitir validar los resultados. El gráfico de dispersión D indica que un aumento en la longitud lateral del pozo favorece la mejor producción de hidrocarburos, lo cual es lo esperado; la pendiente de la curva es mayor desde 1,000ft hasta aproximadamente 7,000ft, a partir de allí la pendiente no es tan pronunciada, empezándose a estabilizar en 9,000ft.

Esto indica que a partir de esa longitud lateral de pozos no hay fuerte evidencia de mejorar el recobro. El gráfico de dispersión E es aún más concluyente, nótese que la relación de distancia entre pozos y producción es directa; a partir de 1,200ft la curva se aplana completamente, el modelo de datos está detectando la distancia a la cual los pozos ya no compiten entre sí por la producción (otros estudios de modelos tradicionales físicos han corroborado este valor).

El gráfico de dispersión F, comprueba

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Figura 9. Modelo de costos de pozos en la cuenca Haynesville, USA. Contribución del volumen de arena al costo total del pozo (Y) contra volumen de arena en millones de libras (X). La pendiente de la curva disminuye con los años, indicando que los costos de arena para completamiento se han reducido con el tiempo. De acuerdo con el modelo predictivo el costo por tonelada de arena en 2013 es US$95, en 2018 el costo por tonelada es US$80.

Figura 10. Modelo de costos de pozos en la cuenca Haynesville, USA. Validación de los resultados del modelo con los datos del Banco de Reserva Federal. Las proyecciones del modelo predictivo de costos, coincide con los valores reportados por la institución.

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INVESTIGACIÓN que inyectar más arena para mantener las fracturas abiertas incrementa la producción.

Para citar otros ejemplos finales, la figura 9 muestra la misma técnica de interpretación aplicada a predecir un modelo total de costos de pozos en la cuenca de Haynesville en Estados Unidos. El eje Y en todos los gráficos es la contribución del volumen de arena en el costo total, el eje X representa el volumen de arena en millones de libras.

Los resultados mostrados indican que el valor de completar un pozo horizontal a disminuido con los años, incrementar en un millón de libras el volumen de arena en 2011 le añadía al precio del pozo aproximadamente US$500,000, mientras que incrementar la misma cantidad en 2018 incrementaba el precio US$150,000.

Para validar los resultados del modelo, IHSM comprobó los resultados con el Banco de Reserva Federal y se pudo confirmar que el modelo predictivo es completamente consistente con la realidad y lo más importante, los resultados se pueden explicar.

De esta manera, se puede demostrar como la metodología SHAP usada en conjunto con algoritmos de interpretación de inteligencia artificial complejos permite explicar los resultados de una manera práctica, sencilla y que tiene sentido con el conocimiento de los expertos en el área de Energía. Finalmente, cuantificar el número de pozos necesarios para realizar un estudio de esta naturaleza no es sencillo, depende principalmente de la relación entre número de muestras y los atributos a utilizar. Por experiencia con otros estudios campos con más de 300 pozos se podrían beneficiar de este tipo de modelos de datos. La figura 11 muestra el número de pozos de los diferentes campos en Colombia de acuerdo con los datos públicos de EDIN (IHS Markit).

De acuerdo con esto, los campos que se encuentran en la figura 11 entre La Cira y Castilla Norte incluidos son buenos candidatos para empezar a validar el uso de estas técnicas de modelamiento de datos.

Bibliografía: Scott Lumberg, Sue-In Lee, (2017). A Unified Approach to Interpreting Model Predictions.

H. Tabatabaie, H. Nguyen, C. Velasquez, C. Rodriguez, IHS Markit (2021). Unlocking Hidden Meaning in Machine Learning Results. SPE Data Science Convention.

La metodología SHAP usada en conjunto con algoritmos de interpretación de inteligencia artificial complejos permite explicar los resultados de una manera práctica, sencilla.

Federal Reserve Bank of St. Louis | Economic Data, Monetary Rates, Economic Education (stlouisfed.org) Sergio Abreo, Universidad Industrial de Santander, (2020). Generative Adversarial Networks (GAN) to improve spatial resolution in inverted velocity fields. EAGE Data Science Convention, Latin America Velasquez, C., Olea, I., Cheung, C., and Roundtree, R., Data readiness and standardization for data analytics studies, 16th International Congress of the Brazilian Geophysical Society, Rio de Janeiro, Brazil, 19-22 August 2019.

Velasquez, C., Olea, I., and Roundtree, R., Amalgamation of Diverse Data Types and Sources to Facilitate Data Analytics of Engineering Interpretation and Historical Data, AAPG International Conference & Exhibition, Buenos Aires, Argentina, 27-30 August 2019.

Lundberg, S., Nair, B., Vavilala, M., Horibe, M., Eisses, M., Adams, T., Liston, D., Low, D., Newman, S., Kim, J., and Lee, S., 2018, Explainable machine-learning predictions for the prevention of hypoxaemia during surgery, Nature Biomedical Engineering, v. 2, no.

12, p. 749-760, https://doi 10.1038/s41551-018-0304-0 Black-box vs. white-box models. Most machine learning systems require… | by Lars Hulstaert | Towards Data Science O. Loyola-González, "Black-Box vs. White-Box: Understanding Their Advantages and Weaknesses From a Practical Point of View," in IEEE Access, vol. 7, pp. 154096154113, 2019, doi: 10.1109/ACCESS.2019.2949286.

C. Zhang, C. Frogner, T. Poggio (MIT), M. Araya-Polo, J. Limbeck, D. Hohl (Shell International), “Automated Geophysical Feature Detection with Deep Learning”, in GPU Technology Conference 2016.

A. Adler, M. Araya-Polo, T. Poggio, “Deep Learning for Seismic Inverse Problems: Toward the Acceleration of Geophysical Analysis Workflows”, 2021, https://ieeexplore. ieee.org/abstract/document/9363496, doi: 10.1109/MSP.2020.3037429 R. Roden, T. Smith, D. Sacrey, 2015, “Geologic pattern recognition from seismic attributes: Principal component analysis and self-organizing maps”, in SEG Special section: Pattern recognition and machine learning, http://library.sge.org/ T. Zhao, F. Li, K, Marfurt, 2018, “Seismic attribute selection for unsupervised seismic facies analysis using user-guided data-adaptive weights”, in SEG, Geophysics, Vol. 83, No. 2; P. 031-044.

P. Saraswat and M. Sen, 2011, “Artificial immune based self-organizing maps for seismic facies analysis”, in SEG, San Antonio 2011 Annual Meeting, http://library.sge. org/.

Figura 11. Fuente EDIN – IHS Markit. Campos en Colombia ordenados descendentemente por número de pozos.

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Tibshirani, Robert. “Estimating Transformations for Regression Via Additivity and Variance Stabilization.” Journal of the American Statistical Association, vol. 83, no. 402, 1988, pp. 394–405. JSTOR, www.jstor.org/stable/2288855. Accessed 3 Aug. 2021.

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INVESTIGACIÓN que inyectar más arena para mantener las fracturas abiertas incrementa la producción.

Para citar otros ejemplos finales, la figura 9 muestra la misma técnica de interpretación aplicada a predecir un modelo total de costos de pozos en la cuenca de Haynesville en Estados Unidos. El eje Y en todos los gráficos es la contribución del volumen de arena en el costo total, el eje X representa el volumen de arena en millones de libras.

Los resultados mostrados indican que el valor de completar un pozo horizontal a disminuido con los años, incrementar en un millón de libras el volumen de arena en 2011 le añadía al precio del pozo aproximadamente US$500,000, mientras que incrementar la misma cantidad en 2018 incrementaba el precio US$150,000.

Para validar los resultados del modelo, IHSM comprobó los resultados con el Banco de Reserva Federal y se pudo confirmar que el modelo predictivo es completamente consistente con la realidad y lo más importante, los resultados se pueden explicar.

De esta manera, se puede demostrar como la metodología SHAP usada en conjunto con algoritmos de interpretación de inteligencia artificial complejos permite explicar los resultados de una manera práctica, sencilla y que tiene sentido con el conocimiento de los expertos en el área de Energía. Finalmente, cuantificar el número de pozos necesarios para realizar un estudio de esta naturaleza no es sencillo, depende principalmente de la relación entre número de muestras y los atributos a utilizar. Por experiencia con otros estudios campos con más de 300 pozos se podrían beneficiar de este tipo de modelos de datos. La figura 11 muestra el número de pozos de los diferentes campos en Colombia de acuerdo con los datos públicos de EDIN (IHS Markit).

De acuerdo con esto, los campos que se encuentran en la figura 11 entre La Cira y Castilla Norte incluidos son buenos candidatos para empezar a validar el uso de estas técnicas de modelamiento de datos.

Bibliografía: Scott Lumberg, Sue-In Lee, (2017). A Unified Approach to Interpreting Model Predictions.

H. Tabatabaie, H. Nguyen, C. Velasquez, C. Rodriguez, IHS Markit (2021). Unlocking Hidden Meaning in Machine Learning Results. SPE Data Science Convention.

La metodología SHAP usada en conjunto con algoritmos de interpretación de inteligencia artificial complejos permite explicar los resultados de una manera práctica, sencilla.

Federal Reserve Bank of St. Louis | Economic Data, Monetary Rates, Economic Education (stlouisfed.org) Sergio Abreo, Universidad Industrial de Santander, (2020). Generative Adversarial Networks (GAN) to improve spatial resolution in inverted velocity fields. EAGE Data Science Convention, Latin America Velasquez, C., Olea, I., Cheung, C., and Roundtree, R., Data readiness and standardization for data analytics studies, 16th International Congress of the Brazilian Geophysical Society, Rio de Janeiro, Brazil, 19-22 August 2019.

Velasquez, C., Olea, I., and Roundtree, R., Amalgamation of Diverse Data Types and Sources to Facilitate Data Analytics of Engineering Interpretation and Historical Data, AAPG International Conference & Exhibition, Buenos Aires, Argentina, 27-30 August 2019.

Lundberg, S., Nair, B., Vavilala, M., Horibe, M., Eisses, M., Adams, T., Liston, D., Low, D., Newman, S., Kim, J., and Lee, S., 2018, Explainable machine-learning predictions for the prevention of hypoxaemia during surgery, Nature Biomedical Engineering, v. 2, no.

12, p. 749-760, https://doi 10.1038/s41551-018-0304-0 Black-box vs. white-box models. Most machine learning systems require… | by Lars Hulstaert | Towards Data Science O. Loyola-González, "Black-Box vs. White-Box: Understanding Their Advantages and Weaknesses From a Practical Point of View," in IEEE Access, vol. 7, pp. 154096154113, 2019, doi: 10.1109/ACCESS.2019.2949286.

C. Zhang, C. Frogner, T. Poggio (MIT), M. Araya-Polo, J. Limbeck, D. Hohl (Shell International), “Automated Geophysical Feature Detection with Deep Learning”, in GPU Technology Conference 2016.

A. Adler, M. Araya-Polo, T. Poggio, “Deep Learning for Seismic Inverse Problems: Toward the Acceleration of Geophysical Analysis Workflows”, 2021, https://ieeexplore. ieee.org/abstract/document/9363496, doi: 10.1109/MSP.2020.3037429 R. Roden, T. Smith, D. Sacrey, 2015, “Geologic pattern recognition from seismic attributes: Principal component analysis and self-organizing maps”, in SEG Special section: Pattern recognition and machine learning, http://library.sge.org/ T. Zhao, F. Li, K, Marfurt, 2018, “Seismic attribute selection for unsupervised seismic facies analysis using user-guided data-adaptive weights”, in SEG, Geophysics, Vol. 83, No. 2; P. 031-044.

P. Saraswat and M. Sen, 2011, “Artificial immune based self-organizing maps for seismic facies analysis”, in SEG, San Antonio 2011 Annual Meeting, http://library.sge. org/.

Figura 11. Fuente EDIN – IHS Markit. Campos en Colombia ordenados descendentemente por número de pozos.

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Tibshirani, Robert. “Estimating Transformations for Regression Via Additivity and Variance Stabilization.” Journal of the American Statistical Association, vol. 83, no. 402, 1988, pp. 394–405. JSTOR, www.jstor.org/stable/2288855. Accessed 3 Aug. 2021.

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ANÁLISIS

Generalidades del recobro mejorado “Lecciones Aprendidas en Waterflooding”

Luis Rodriguez Cobblestone Energy – Business Development Manager Irani Center for Energy Solutions at the University of Oklahoma – Adjunct Professor.

S

e entiende por recobro mejorado toda tecnología aplicada a la recuperación de hidrocarburos una vez la presión original de yacimiento ha sido depletada. Algunos erróneamente incluyen en esta definición a los sistemas de levantamiento artificial (bombeo mecánico, electrosumergibles, etc.). Vamos a considerar para nuestro propósito que, el recobro mejorado incluye toda aquella tecnología que consiste en la inyección de algún tipo de fluido (agua, vapor, etc..) con el fin de modificar las condiciones de presión y/o temperatura de yacimiento.

De esta manera, la famosa inyección de agua, que en algunos casos es referida como recuperación secundaria, es un método más de recobro mejorado, no muy diferente en su propósito de la inyección de CO2, inyección de vapor u otros métodos denominados como recuperación terciaria.

Me gusta incluir a la inyección de agua como un método de recobro mejorado porque es el método más común implementado por la industria.

Otros métodos incluyen la denominada inyección química, que no es otra cosa que la inyección de agua con un químico alcalino y/o surfactante. También está la inyección miscible que generalmente se hace con CO2 y la inyección térmica que fundamentalmente es la inyección de vapor a alta temperatura.

Como ven, todos los métodos se basan en la premisa de “inyectar algo para sacar algo” y cumplen con ese propósito modificando las condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

En la industria existe el mito, ampliamente difundido, en el que se dice que el mejor campo para implementar recobro mejorado es aquel campo que ha tenido un bajo recobro durante su producción primaria. El corolario a este mito, por supuesto, es que se debe evitar a toda costa implementar recobro mejorado en campos buenos, que han sido depletados ampliamente en su etapa primaria. Particularmente, se deberían evitar esos campos que llevan siglos siendo explotados en etapa primaria pues ya no quedaría mucho petróleo en el fondo.

32

Los especialistas del laboratorio tienen las herramientas para medir la saturación actual y la residual, en cada una de estas muestras de roca. El proceso completo no toma más de unos meses.

Los estudios de prospección que se realizan para determinar la viabilidad de un proyecto de recobro mejorado suelen ser complejos, tomar tiempo e incluir un gran número de variables generalmente con complejas simulaciones de yacimiento, equipos multidisciplinarios y muchos comités. La realidad, sin embargo, es que la viabilidad de un proyecto de estos depende fundamentalmente de una sola variable. Todas las demás variables, aunque son importantes, son secundarias a la variable fundamental.

La variable fundamental en el recobro mejorado se denomina saturación residual de aceite (SOR, por sus siglas en inglés). La realidad es que SOR es simplemente la cantidad de petróleo que queda en la roca después de haber hecho un desplazamiento con un fluido específico. Así pues, para una misma roca, con las mismas condiciones, debe haber una Sor para agua, una diferente para CO2 y así sucesivamente. El éxito de un proyecto de recobro mejorado estará en la diferencia que hay entre la saturación actual de aceite y la saturación residual de aceite. Es decir, cuánto petróleo hay ahora, y cuánto petróleo se quedará en la roca después de la inyección del fluido.

Normalmente, este tipo de análisis se puede hacer relativamente rápido en muestras de roca a lo largo del yacimiento, denominadas corazones, que son sometidas en condiciones de laboratorio a una situación simulada de recobro mejorado. Los especialistas del laboratorio tienen las herramientas para medir la saturación actual y la residual, en cada una de estas muestras de roca. El proceso completo no toma más de unos meses.

De esta manera, el lector puede darse cuenta entonces porque el mito de implementar recobro mejorado en campos con un mal recobro en su etapa primaria puede ser falso. Tenemos ejemplos de campos con una excelente recuperación primaria que, debido a las condiciones de la roca, tienen aún una saturación muy por encima de la saturación residual, lo que los hace excelentes prospectos, a pesar de haber tenido un muy buen recobro inicial. De la misma manera, tenemos yacimientos que han tenido un pésimo recobro inicial y que, en realidad, debido a las condiciones in-situ, tienen una saturación actual muy cercana a la saturación residual de aceite. Implementar allí un recobro mejorado es un ejercicio que fracasara rotundamente.

En la industria existe el mito en el que se dice que el mejor campo para implementar recobro mejorado es aquel campo que ha tenido un bajo recobro durante su producción primaria.

Gráfica de permeabilidades relativas standard donde se muestra la saturación residual de aceite (SOR)

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ANÁLISIS

Generalidades del recobro mejorado “Lecciones Aprendidas en Waterflooding”

Luis Rodriguez Cobblestone Energy – Business Development Manager Irani Center for Energy Solutions at the University of Oklahoma – Adjunct Professor.

S

e entiende por recobro mejorado toda tecnología aplicada a la recuperación de hidrocarburos una vez la presión original de yacimiento ha sido depletada. Algunos erróneamente incluyen en esta definición a los sistemas de levantamiento artificial (bombeo mecánico, electrosumergibles, etc.). Vamos a considerar para nuestro propósito que, el recobro mejorado incluye toda aquella tecnología que consiste en la inyección de algún tipo de fluido (agua, vapor, etc..) con el fin de modificar las condiciones de presión y/o temperatura de yacimiento.

De esta manera, la famosa inyección de agua, que en algunos casos es referida como recuperación secundaria, es un método más de recobro mejorado, no muy diferente en su propósito de la inyección de CO2, inyección de vapor u otros métodos denominados como recuperación terciaria.

Me gusta incluir a la inyección de agua como un método de recobro mejorado porque es el método más común implementado por la industria.

Otros métodos incluyen la denominada inyección química, que no es otra cosa que la inyección de agua con un químico alcalino y/o surfactante. También está la inyección miscible que generalmente se hace con CO2 y la inyección térmica que fundamentalmente es la inyección de vapor a alta temperatura.

Como ven, todos los métodos se basan en la premisa de “inyectar algo para sacar algo” y cumplen con ese propósito modificando las condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

En la industria existe el mito, ampliamente difundido, en el que se dice que el mejor campo para implementar recobro mejorado es aquel campo que ha tenido un bajo recobro durante su producción primaria. El corolario a este mito, por supuesto, es que se debe evitar a toda costa implementar recobro mejorado en campos buenos, que han sido depletados ampliamente en su etapa primaria. Particularmente, se deberían evitar esos campos que llevan siglos siendo explotados en etapa primaria pues ya no quedaría mucho petróleo en el fondo.

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Los especialistas del laboratorio tienen las herramientas para medir la saturación actual y la residual, en cada una de estas muestras de roca. El proceso completo no toma más de unos meses.

Los estudios de prospección que se realizan para determinar la viabilidad de un proyecto de recobro mejorado suelen ser complejos, tomar tiempo e incluir un gran número de variables generalmente con complejas simulaciones de yacimiento, equipos multidisciplinarios y muchos comités. La realidad, sin embargo, es que la viabilidad de un proyecto de estos depende fundamentalmente de una sola variable. Todas las demás variables, aunque son importantes, son secundarias a la variable fundamental.

La variable fundamental en el recobro mejorado se denomina saturación residual de aceite (SOR, por sus siglas en inglés). La realidad es que SOR es simplemente la cantidad de petróleo que queda en la roca después de haber hecho un desplazamiento con un fluido específico. Así pues, para una misma roca, con las mismas condiciones, debe haber una Sor para agua, una diferente para CO2 y así sucesivamente. El éxito de un proyecto de recobro mejorado estará en la diferencia que hay entre la saturación actual de aceite y la saturación residual de aceite. Es decir, cuánto petróleo hay ahora, y cuánto petróleo se quedará en la roca después de la inyección del fluido.

Normalmente, este tipo de análisis se puede hacer relativamente rápido en muestras de roca a lo largo del yacimiento, denominadas corazones, que son sometidas en condiciones de laboratorio a una situación simulada de recobro mejorado. Los especialistas del laboratorio tienen las herramientas para medir la saturación actual y la residual, en cada una de estas muestras de roca. El proceso completo no toma más de unos meses.

De esta manera, el lector puede darse cuenta entonces porque el mito de implementar recobro mejorado en campos con un mal recobro en su etapa primaria puede ser falso. Tenemos ejemplos de campos con una excelente recuperación primaria que, debido a las condiciones de la roca, tienen aún una saturación muy por encima de la saturación residual, lo que los hace excelentes prospectos, a pesar de haber tenido un muy buen recobro inicial. De la misma manera, tenemos yacimientos que han tenido un pésimo recobro inicial y que, en realidad, debido a las condiciones in-situ, tienen una saturación actual muy cercana a la saturación residual de aceite. Implementar allí un recobro mejorado es un ejercicio que fracasara rotundamente.

En la industria existe el mito en el que se dice que el mejor campo para implementar recobro mejorado es aquel campo que ha tenido un bajo recobro durante su producción primaria.

Gráfica de permeabilidades relativas standard donde se muestra la saturación residual de aceite (SOR)

33

ANÁLISIS

ACGGP: Una organización profesional al servicio de la sociedad colombiana Flover Rodríguez-Portillo Director Ejecutivo Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

E Información de producción de la Cira Infantas basada en la información que se ha hecho pública en la web.

El caso más impactante que vi de este tipo de falacia se dio precisamente en Colombia, entre los años 2004-2007, cuando varios expertos en simulación nos explicaban cómo el yacimiento de La Cira-Infantas había sido explotado durante décadas completas, incluyendo proyectos de inyección de agua que habían fracasado. Se nos predecía un fracaso rotundo, puesto que todos sabían que La Cira-Infantas había tenido una muy buena recuperación primaria.

Claramente, ese no era un buen campo para probar un proyecto de recobro mejorado. La Cira-Infantas producía por aquel entonces no más de 5.000 bpd de aceite. Una vez se implementó el proyecto de recobro mejorado, la producción superó los 40.000 bpd de petróleo.

Algunos expertos habían olvidado el concepto fundamental de la saturación residual de aceite.

El equipo técnico, con el que tuve la fortuna de trabajar por aquella época, se concentró en los resultados de las pruebas de laboratorio que indicaban una excelente saturación residual de aceite. Las demás variables pasaron a

un papel secundario, únicamente controlando los costos y el modo de ejecución del proyecto. De esta manera, el grupo de análisis del proyecto pudo concluir de manera rápida y certera que La Cira era una muy buena idea.

Concluyo enfatizando que, aunque en la industria del petróleo estamos constantemente batallando con una infinidad de variables, heterogeneidades y cambios bruscos en las condiciones de operación, al final de la batalla el fenómeno está controlado por unas pocas variables fundamentales. Tener en cuenta estas variables fundamentales únicamente para la toma de la decisión de “se hace o no se hace”, es clave para el éxito de una empresa. Las demás variables tendrán un papel relevante y vital en la implementación, ejecución y desarrollo del proyecto, pero la decisión de hacer o no un proyecto generalmente está gobernada por un grupo de variables que se pueden contar con los dedos… y probablemente los de una sola mano. El secreto, por supuesto, está en saber cuáles son esas variables y cómo medirlas de manera eficaz.

34

l Programa de Pedagogía Regional PPR de la ACGGP se ha venido consolidando en nuestro país como una estrategia independiente, cuyos propósitos fundamentales son la divulgación del conocimiento geocientífico, la generación de reconocimiento hacia la profesión del geólogo y geofísico en los territorios colombianos y la promoción de la importancia de las ciencias de la tierra en la consecución de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

Con la alianza con empresas del sector como Canacol Energy, Gran Tierra Energy y, las recientemente vinculadas, Parex Resources y Ecopetrol, hemos tenido la oportunidad de visitar regiones en áreas de influencia de proyectos de exploración de hidrocarburos, con el fin de establecer diálogos de saberes e intercambio de conocimientos con sus habitantes, logrando aclarar dudas y, en general, transmitir conceptos útiles para las comunidades, autoridades y para la sociedad con la cual podemos conversar. En lo que va del año, hemos desarrollado más de 70 talleres pedagógicos, conversado con más de dos mil personas de veredas, corregimientos, municipios y ciudades de nuestro país. Así mismo, y cumpliendo con la misión de nuestra Asociación, implementamos el primer proyecto de pedagogía regional por inversión propia, denominado Geología y Sociedad, con la comunidad Noble y de Paz Marco Aurelio Buendía del corregimiento de Charras, en San José del Guaviare.

Construimos de la mano con sus habitantes, niños, jóvenes y adultos, un libro enfocado en el ciclo del agua y la importancia de comprender los aspectos geológicos relevantes para garantizar la protección y buen uso de este vital recurso.

También, celebramos la firma de dos alianzas estratégicas para el fortalecimiento de nuestro PPR: la primera con la Universidad EAFIT, con el propósito de consolidar estrategias y fortalecernos mutuamente con su programa la Universidad de los Niños, la segunda, con la Universidad Pedagógica Nacional, con quienes establecimos un lazo para transmitir conocimiento geocientífico a sus egresados, que nos permite posicionar y fortalecer las ciencias de la tierra en los diferentes niveles escolares de nuestro país.

Finalmente, nuestra campaña Ciudad Geológica mantiene su presencia en diferentes ciudades del país, aprovechando los recursos virtuales, con los cuales hemos tenido la oportunidad de desarrollar un ciclo de talleres con comunidades escolares del municipio de Sibundoy y alrededores, en el departamento de Putumayo, de la mano de nuestros jóvenes voluntarios que lideran esta importante iniciativa.

Todos están invitados a ser parte de la consolidación de nuestro Programa de Pedagogía Regional y del crecimiento de nuestra Asociación, como un órgano asesor al servicio de la sociedad colombiana.

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ANÁLISIS

ACGGP: Una organización profesional al servicio de la sociedad colombiana Flover Rodríguez-Portillo Director Ejecutivo Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

E Información de producción de la Cira Infantas basada en la información que se ha hecho pública en la web.

El caso más impactante que vi de este tipo de falacia se dio precisamente en Colombia, entre los años 2004-2007, cuando varios expertos en simulación nos explicaban cómo el yacimiento de La Cira-Infantas había sido explotado durante décadas completas, incluyendo proyectos de inyección de agua que habían fracasado. Se nos predecía un fracaso rotundo, puesto que todos sabían que La Cira-Infantas había tenido una muy buena recuperación primaria.

Claramente, ese no era un buen campo para probar un proyecto de recobro mejorado. La Cira-Infantas producía por aquel entonces no más de 5.000 bpd de aceite. Una vez se implementó el proyecto de recobro mejorado, la producción superó los 40.000 bpd de petróleo.

Algunos expertos habían olvidado el concepto fundamental de la saturación residual de aceite.

El equipo técnico, con el que tuve la fortuna de trabajar por aquella época, se concentró en los resultados de las pruebas de laboratorio que indicaban una excelente saturación residual de aceite. Las demás variables pasaron a

un papel secundario, únicamente controlando los costos y el modo de ejecución del proyecto. De esta manera, el grupo de análisis del proyecto pudo concluir de manera rápida y certera que La Cira era una muy buena idea.

Concluyo enfatizando que, aunque en la industria del petróleo estamos constantemente batallando con una infinidad de variables, heterogeneidades y cambios bruscos en las condiciones de operación, al final de la batalla el fenómeno está controlado por unas pocas variables fundamentales. Tener en cuenta estas variables fundamentales únicamente para la toma de la decisión de “se hace o no se hace”, es clave para el éxito de una empresa. Las demás variables tendrán un papel relevante y vital en la implementación, ejecución y desarrollo del proyecto, pero la decisión de hacer o no un proyecto generalmente está gobernada por un grupo de variables que se pueden contar con los dedos… y probablemente los de una sola mano. El secreto, por supuesto, está en saber cuáles son esas variables y cómo medirlas de manera eficaz.

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l Programa de Pedagogía Regional PPR de la ACGGP se ha venido consolidando en nuestro país como una estrategia independiente, cuyos propósitos fundamentales son la divulgación del conocimiento geocientífico, la generación de reconocimiento hacia la profesión del geólogo y geofísico en los territorios colombianos y la promoción de la importancia de las ciencias de la tierra en la consecución de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

Con la alianza con empresas del sector como Canacol Energy, Gran Tierra Energy y, las recientemente vinculadas, Parex Resources y Ecopetrol, hemos tenido la oportunidad de visitar regiones en áreas de influencia de proyectos de exploración de hidrocarburos, con el fin de establecer diálogos de saberes e intercambio de conocimientos con sus habitantes, logrando aclarar dudas y, en general, transmitir conceptos útiles para las comunidades, autoridades y para la sociedad con la cual podemos conversar. En lo que va del año, hemos desarrollado más de 70 talleres pedagógicos, conversado con más de dos mil personas de veredas, corregimientos, municipios y ciudades de nuestro país. Así mismo, y cumpliendo con la misión de nuestra Asociación, implementamos el primer proyecto de pedagogía regional por inversión propia, denominado Geología y Sociedad, con la comunidad Noble y de Paz Marco Aurelio Buendía del corregimiento de Charras, en San José del Guaviare.

Construimos de la mano con sus habitantes, niños, jóvenes y adultos, un libro enfocado en el ciclo del agua y la importancia de comprender los aspectos geológicos relevantes para garantizar la protección y buen uso de este vital recurso.

También, celebramos la firma de dos alianzas estratégicas para el fortalecimiento de nuestro PPR: la primera con la Universidad EAFIT, con el propósito de consolidar estrategias y fortalecernos mutuamente con su programa la Universidad de los Niños, la segunda, con la Universidad Pedagógica Nacional, con quienes establecimos un lazo para transmitir conocimiento geocientífico a sus egresados, que nos permite posicionar y fortalecer las ciencias de la tierra en los diferentes niveles escolares de nuestro país.

Finalmente, nuestra campaña Ciudad Geológica mantiene su presencia en diferentes ciudades del país, aprovechando los recursos virtuales, con los cuales hemos tenido la oportunidad de desarrollar un ciclo de talleres con comunidades escolares del municipio de Sibundoy y alrededores, en el departamento de Putumayo, de la mano de nuestros jóvenes voluntarios que lideran esta importante iniciativa.

Todos están invitados a ser parte de la consolidación de nuestro Programa de Pedagogía Regional y del crecimiento de nuestra Asociación, como un órgano asesor al servicio de la sociedad colombiana.

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ACTIVIDADES

Cifras 2021 (enero - julio)

+30 conferencias +4 cursos técnicos +400 miembros activos +2.500 suscriptores en Youtube +4.000 contactos en base de datos +32.000 seguidores en redes sociales

EVENTOS ACGGP Exploration to Production 3 Hydrocarbon to heat: evaluating geothermal potential in existing O&G assets 3 Plantas geotérmicas seguras y eficientes - monitoreo sismológico Los primeros meses del año 2021 dieron lugar en la ACGGP al desarrollo de distintos espacios de formación y transferencia del conocimiento virtuales con expertos que compartieron sus saberes desde sus diferentes roles profesionales. Estos fueron los eventos técnicos primer semestre 2021: Conferencias: 3 Reconstrucción Paleotopográfica de los Andes Centrales 3 Uso de técnicas geofísicas para la selección de emplazamientos y monitoreo de la recarga artificial de acuíferos 3 Uso de datos sísmicos para la construcción de modelos de flujo en yacimientos fracturados no convencionales 3 El Futuro de la Energía 3 Habilidades Técnicas: Desarrollo a partir del autoconocimiento 3 El valor paisajístico de la costa visto desde los ojos de un geólogo 3 Descripción de la circulación y masas de agua en el Mar Caribe, ¿Porqué estudiarlas para el desarrollo de la industria de hidrocarburos costaafuera?

3 Colonización y extinción: La dinámica historia de los bosques neotropicales 3 ¿Cómo hacer una roca generadora gigante? Tres historias cortas sobre la Formación La Luna, Colombia 3 Paleontología 2021 en Colombia,

nuevos fósiles, localidades y visiones 3 INGEMMET en la Antártida: de la cartografía geológica a los volcanes submarinos de la Antártida 3 Origen de la península antártica, ¿Arca de Noé en la fragmentación mesozoica de Gondwana?

3 El fin del Cretácico y el origen de los bosques Neotropicales modernos 3 Comportamiento climatológico de la temperatura del aire, precipitación total y temperatura superficial del mar en el osete de la península antártica durante los últimos 40 años 3 Evolución magmática del batolito de la península antártica, con énfasis en los últimos 90 millones 3 Drones aplicados al sector de hidrocarburos 3 Petróleo y Sostenibilidad 3 Modelado Estratigráfico Avanzado: Desde el arte a la Ciencia 3 Construcción Sostenible: ¿Un reto o aliado para los profesionales Geólogos?

3 Modelos de velocidades, la llave del éxito. De los conceptos básicos a modelos complejos 3 Cambio climático desde la geología: algunos eventos del pasado y posibles escenarios futuros 3 Estudio para el aprovechamiento en cascada de la energía geotérmica en el macizo volcánico Nevado del Ruiz 3 Multi-Disciplinary Geothermal Development Approach, and DeRisk Geothermal Prospects, from

36

Conferencias Programa Mentorías ACGGP: 3 Competencias para mejor tu empleabilidad como geólogo/a Espacios de Actualidad: 3 Panel de discusión: "Energías no renovables" 3 Tertulia: "Energías no renovables" Presenta tu tesis: 3 I y II edición Presenta tu tesis en la ACGGP

Programa de Pedagogía Regional 2021 Durante el primer semestre del 2021 el programa de la ACGGP centrado en la difusión de la geología ha logrado impactar positivamente en territorios colombianos, desde su interdisciplinariedad, acercando el conocimiento técnico de la geología, basados en el diálogo de saberes, el respeto por el conocimiento de los otros, la adaptación del lenguaje y la necesidad de escuchar a la sociedad en áreas de influencia de proyectos de desarrollo.

79 talleres 10 municipios Algunos temas abordados fueron:

Hazte miembro ACGGP Paso a paso para hacerse miembro de la asociación.

1

Dirígete a la pestaña “Membresía”

Cundinamarca 3 Geología de hidrocarburos 3 Uso e importancia del recurso hídrico 3 Perforación exploratoria

3

3 Sísmica 3 Ciclo del agua Guaviare

5

3 Ciclo del agua

Foros / conversatorios: 3 El rol de la mujer geóloga: líder y científica 3 Foro: Mujeres y niñas en la geología 3 Gran Foro de Geotermia, Petróleo y Gas: Sinergias y perspectivas hacia el futuro energético 3 Abuelo, padre y geólogo 3 Mujeres malabaristas: madres y profesionales

37

7

4

Selecciona la membresía que se adapte a tu perfil

Añade al carrito de compras la membresía que seleccionaste

“Geología para todos y todas” es el formato podcast de la ACGGP que aborda temas de actualidad en ciencias de la Tierra, a través de canales de comunicación como las plataformas de Spotify y Youtube, que han permitido la difusión de saberes a un público múltiple.

2

Da clic en el botón “Unirse” Conoce todos los beneficios de ser miembro ACGGP

Sucre

Cursos: 3 Caracterización y simulación de flujo en yacimientos fracturados: Integrando geología, geofísica, geomecánica e ingeniería de yacimientos 3 Petrophysical Multimineral Analysis Training Series Espacios de diálogo: 3 Pregúntele a un paleontólogo 3 Pregúntele a una experta en cambio climático

Ingresa a www.acggp.org

6

Ingresa los datos personales para el detalle de tu facturación y realiza el pago.

ACTIVIDADES

Cifras 2021 (enero - julio)

+30 conferencias +4 cursos técnicos +400 miembros activos +2.500 suscriptores en Youtube +4.000 contactos en base de datos +32.000 seguidores en redes sociales

EVENTOS ACGGP Exploration to Production 3 Hydrocarbon to heat: evaluating geothermal potential in existing O&G assets 3 Plantas geotérmicas seguras y eficientes - monitoreo sismológico Los primeros meses del año 2021 dieron lugar en la ACGGP al desarrollo de distintos espacios de formación y transferencia del conocimiento virtuales con expertos que compartieron sus saberes desde sus diferentes roles profesionales. Estos fueron los eventos técnicos primer semestre 2021: Conferencias: 3 Reconstrucción Paleotopográfica de los Andes Centrales 3 Uso de técnicas geofísicas para la selección de emplazamientos y monitoreo de la recarga artificial de acuíferos 3 Uso de datos sísmicos para la construcción de modelos de flujo en yacimientos fracturados no convencionales 3 El Futuro de la Energía 3 Habilidades Técnicas: Desarrollo a partir del autoconocimiento 3 El valor paisajístico de la costa visto desde los ojos de un geólogo 3 Descripción de la circulación y masas de agua en el Mar Caribe, ¿Porqué estudiarlas para el desarrollo de la industria de hidrocarburos costaafuera?

3 Colonización y extinción: La dinámica historia de los bosques neotropicales 3 ¿Cómo hacer una roca generadora gigante? Tres historias cortas sobre la Formación La Luna, Colombia 3 Paleontología 2021 en Colombia,

nuevos fósiles, localidades y visiones 3 INGEMMET en la Antártida: de la cartografía geológica a los volcanes submarinos de la Antártida 3 Origen de la península antártica, ¿Arca de Noé en la fragmentación mesozoica de Gondwana?

3 El fin del Cretácico y el origen de los bosques Neotropicales modernos 3 Comportamiento climatológico de la temperatura del aire, precipitación total y temperatura superficial del mar en el osete de la península antártica durante los últimos 40 años 3 Evolución magmática del batolito de la península antártica, con énfasis en los últimos 90 millones 3 Drones aplicados al sector de hidrocarburos 3 Petróleo y Sostenibilidad 3 Modelado Estratigráfico Avanzado: Desde el arte a la Ciencia 3 Construcción Sostenible: ¿Un reto o aliado para los profesionales Geólogos?

3 Modelos de velocidades, la llave del éxito. De los conceptos básicos a modelos complejos 3 Cambio climático desde la geología: algunos eventos del pasado y posibles escenarios futuros 3 Estudio para el aprovechamiento en cascada de la energía geotérmica en el macizo volcánico Nevado del Ruiz 3 Multi-Disciplinary Geothermal Development Approach, and DeRisk Geothermal Prospects, from

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Conferencias Programa Mentorías ACGGP: 3 Competencias para mejor tu empleabilidad como geólogo/a Espacios de Actualidad: 3 Panel de discusión: "Energías no renovables" 3 Tertulia: "Energías no renovables" Presenta tu tesis: 3 I y II edición Presenta tu tesis en la ACGGP

Programa de Pedagogía Regional 2021 Durante el primer semestre del 2021 el programa de la ACGGP centrado en la difusión de la geología ha logrado impactar positivamente en territorios colombianos, desde su interdisciplinariedad, acercando el conocimiento técnico de la geología, basados en el diálogo de saberes, el respeto por el conocimiento de los otros, la adaptación del lenguaje y la necesidad de escuchar a la sociedad en áreas de influencia de proyectos de desarrollo.

79 talleres 10 municipios Algunos temas abordados fueron:

Hazte miembro ACGGP Paso a paso para hacerse miembro de la asociación.

1

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Cundinamarca 3 Geología de hidrocarburos 3 Uso e importancia del recurso hídrico 3 Perforación exploratoria

3

3 Sísmica 3 Ciclo del agua Guaviare

5

3 Ciclo del agua

Foros / conversatorios: 3 El rol de la mujer geóloga: líder y científica 3 Foro: Mujeres y niñas en la geología 3 Gran Foro de Geotermia, Petróleo y Gas: Sinergias y perspectivas hacia el futuro energético 3 Abuelo, padre y geólogo 3 Mujeres malabaristas: madres y profesionales

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“Geología para todos y todas” es el formato podcast de la ACGGP que aborda temas de actualidad en ciencias de la Tierra, a través de canales de comunicación como las plataformas de Spotify y Youtube, que han permitido la difusión de saberes a un público múltiple.

2

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Sucre

Cursos: 3 Caracterización y simulación de flujo en yacimientos fracturados: Integrando geología, geofísica, geomecánica e ingeniería de yacimientos 3 Petrophysical Multimineral Analysis Training Series Espacios de diálogo: 3 Pregúntele a un paleontólogo 3 Pregúntele a una experta en cambio climático

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OPINIÓN

Nuestros Capítulos Estudiantiles El semillero y futuro de las geociencias en Colombia

C Maria C. Blanco Profesional Técnico ACGGP

olombia es uno de los países que encabezan el listado de países de la OCDE con mayor índice de desempleo, incluso antes de la pandemia por COVID-19(1). En un mercado tan competitivo y saturado de profesionales altamente preparados (con especializaciones, maestrías, bilingües, etc.), uno de los mayores desafíos, una vez se recibe el tan anhelado título de pregrado en geología, ingeniería geológica o geociencias, es la vinculación laboral y enfrentarse a esa realidad suele ser un poco frustrante y requiere de paciencia y persistencia.

En ocasiones se ignora que, dentro de las universidades existen diversos espacios que permiten adquirir una serie de habilidades, no solo técnicas sino sociales, aprovechar al máximo el networking profesional, generar valor agregado al currículum profesional, adquirir mayor seguridad para enfrentar las entrevista de trabajo, entre otras oportunidades. Uno de estos espacios son los capítulos estudiantiles de la AC-

38

GGP, los cuales están conformados por grupos de estudiantes de programas de geología, ingeniería geológica o carreras afines, establecidos en diferentes universidades de Colombia.

La junta directiva 2016 de la ACGGP marcó un valioso precedente para los jóvenes universitarios, destacando la importancia de fortalecer las relaciones entre el gremio profesional de la industria con la academia, a través de la vinculación de estudiantes a la Asociación. Es así como, en una reunión liderada por el entonces vicepresidente administrativo de la junta directiva, Gemán Bayona, en compañía del tesorero Felipe Gonzalez, delegaron a un grupo de estudiantes la tarea de reactivar las actividades de los capítulos estudiantiles de la ACGGP en sus universidades y lograr sinergias con grupos estudiantiles de otras asociaciones como AAPG, SEG, EAGE, por mencionar algunas.

Gracias a esta iniciativa se promovió una nueva tendencia dentro de la ACGGP, la cual poco a poco ha ido toman-

www.acggp.org logró un mayor alcance en la difusión de las diferentes actividades que se desarrollan desde la Asociación, lo que ha permitido ofrecer mayores beneficios a los estudiantes. do fuerza y expandiéndose entre más miembros de la Asociación y las juntas sucesoras.

Preparando grandes profesionales para el futuro El objetivo principal de la Asociación es fomentar y estrechar las relaciones personales, técnicas y sociales entre los profesionales vinculados a las ciencias de la tierra y difundir este conocimiento en las comunidades de Colombia. Los capítulos estudiantiles representan una grandiosa herramienta para lograr este objetivo formando los grandes líderes profesionales que enfrentarán los desafíos del futuro.

En ese sentido, la ACGGP ofrece diversos programas para fortalecer las habilidades profesionales de los estudiantes y facilita canales de comunicación directa entre los miembros profesionales senior de la industria energética del país y los capítulos, brindando soporte a través de conferencias, cursos técnicos y programas de

formación. De esta manera, los capítulos estudiantiles tienen la oportunidad de recibir expertos en diversos temas de interés quienes comparten su conocimiento y experiencias y la responsabilidad de lograr llevar este impacto a estudiantes de diversos semestres académicos.

Entre los diversos programas que ofrece la Asociación para estudiantes se encuentra el programa “Geólogo Visitante ACGGP”, un voluntariado para profesionales de ciencias de la tierra con más de 10 años de experiencia, que estén interesados en compartir sus conocimientos y vivir una experiencia académica con estudiantes de geología llevando, cursos, talleres o conferencias a los capítulos ACGGP de las diferentes universidades de Colombia.

Las entrevistas laborales son momentos clave en los procesos de selección de las empresas, pues es allí donde se tiene la oportunidad para demostrar que se es la persona idónea para el puesto de trabajo en el que se está ofertando. Uno de los componentes más preciados por las empresas actualmente son las denominadas habilidades blandas: una combinación de habilidades sociales, de comunicación, de forma de ser y de acercamiento a los demás, que forjan a una persona capaz de relacionarse y comunicarse de manera efectiva con otros.

Con el fin de aportar en la formación integral de los jóvenes profesionales en la búsqueda de oportunidades laborales, la ACGGP ha diseñado el curso de formación “Network”. Este año, acatando las recomendaciones nacionales de distanciamiento social como medidas para mitigar la proliferación del COVID-19, en su tercera versión, una vez más será un evento virtual. Enfocado hacia el desarrollo de perfiles profesionales, el evento busca fortalecer las habilidades de networking de todos los participantes ofreciendo charlas técnicas, además de enseñar estrategias para entrevistas exitosas, elaboración de una hoja de vida apropiada, creación de un perfil profesional ideal en plataformas como LinkedIn, habilidades blandas necesarias para destacar en el ámbito laboral

39

y curiosidades sobre el reclutamiento y la forma de conseguir trabajo en diferentes industrias.

Cada año nacen nuevas propuestas y crece el número de profesionales senior que apoyan estas iniciativas. El programa de mentorías fue inaugurado a inicios de este año y está dirigido a estudiantes de últimos semestres y jóvenes profesionales en búsqueda de oportunidades laborales o que deseen orientación en su carrera profesional.

El objetivo es que los participantes tengan la oportunidad de estar en contacto con un tutor, un profesional senior que se alinee con sus intereses laborales y reciban consejos y capacitación técnica profundizada alrededor del área específica en que quieran trabajar Posicionando la ACGGP en la web Sin duda, los dos últimos años han significado grandes retos para la junta directiva y el staff administrativo de la Asociación en el sentido de repensar la manera como se realizaban todas las actividades de capacitación técnica de sus miembros y divulgación geocientífica en la sociedad en general. Sin embargo, los grandes resultados nunca vienen de la zona de confort y la virtualidad ha representado una excelente oportunidad para posicionar la ACGGP en la web.

Con el sitio web www.acggp.org se logró un mayor alcance en la difusión de las diferentes actividades que se desarrollan desde la Asociación, lo que ha permitido ofrecer mayores beneficios a los estudiantes para que se motiven a seguir trabajando en ampliar sus capacidades técnicas y oportunidades laborales, teniendo en cuenta la importancia de mantener activos los capítulos estudiantiles. A partir de las

OPINIÓN

Nuestros Capítulos Estudiantiles El semillero y futuro de las geociencias en Colombia

C Maria C. Blanco Profesional Técnico ACGGP

olombia es uno de los países que encabezan el listado de países de la OCDE con mayor índice de desempleo, incluso antes de la pandemia por COVID-19(1). En un mercado tan competitivo y saturado de profesionales altamente preparados (con especializaciones, maestrías, bilingües, etc.), uno de los mayores desafíos, una vez se recibe el tan anhelado título de pregrado en geología, ingeniería geológica o geociencias, es la vinculación laboral y enfrentarse a esa realidad suele ser un poco frustrante y requiere de paciencia y persistencia.

En ocasiones se ignora que, dentro de las universidades existen diversos espacios que permiten adquirir una serie de habilidades, no solo técnicas sino sociales, aprovechar al máximo el networking profesional, generar valor agregado al currículum profesional, adquirir mayor seguridad para enfrentar las entrevista de trabajo, entre otras oportunidades. Uno de estos espacios son los capítulos estudiantiles de la AC-

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GGP, los cuales están conformados por grupos de estudiantes de programas de geología, ingeniería geológica o carreras afines, establecidos en diferentes universidades de Colombia.

La junta directiva 2016 de la ACGGP marcó un valioso precedente para los jóvenes universitarios, destacando la importancia de fortalecer las relaciones entre el gremio profesional de la industria con la academia, a través de la vinculación de estudiantes a la Asociación. Es así como, en una reunión liderada por el entonces vicepresidente administrativo de la junta directiva, Gemán Bayona, en compañía del tesorero Felipe Gonzalez, delegaron a un grupo de estudiantes la tarea de reactivar las actividades de los capítulos estudiantiles de la ACGGP en sus universidades y lograr sinergias con grupos estudiantiles de otras asociaciones como AAPG, SEG, EAGE, por mencionar algunas.

Gracias a esta iniciativa se promovió una nueva tendencia dentro de la ACGGP, la cual poco a poco ha ido toman-

www.acggp.org logró un mayor alcance en la difusión de las diferentes actividades que se desarrollan desde la Asociación, lo que ha permitido ofrecer mayores beneficios a los estudiantes. do fuerza y expandiéndose entre más miembros de la Asociación y las juntas sucesoras.

Preparando grandes profesionales para el futuro El objetivo principal de la Asociación es fomentar y estrechar las relaciones personales, técnicas y sociales entre los profesionales vinculados a las ciencias de la tierra y difundir este conocimiento en las comunidades de Colombia. Los capítulos estudiantiles representan una grandiosa herramienta para lograr este objetivo formando los grandes líderes profesionales que enfrentarán los desafíos del futuro.

En ese sentido, la ACGGP ofrece diversos programas para fortalecer las habilidades profesionales de los estudiantes y facilita canales de comunicación directa entre los miembros profesionales senior de la industria energética del país y los capítulos, brindando soporte a través de conferencias, cursos técnicos y programas de

formación. De esta manera, los capítulos estudiantiles tienen la oportunidad de recibir expertos en diversos temas de interés quienes comparten su conocimiento y experiencias y la responsabilidad de lograr llevar este impacto a estudiantes de diversos semestres académicos.

Entre los diversos programas que ofrece la Asociación para estudiantes se encuentra el programa “Geólogo Visitante ACGGP”, un voluntariado para profesionales de ciencias de la tierra con más de 10 años de experiencia, que estén interesados en compartir sus conocimientos y vivir una experiencia académica con estudiantes de geología llevando, cursos, talleres o conferencias a los capítulos ACGGP de las diferentes universidades de Colombia.

Las entrevistas laborales son momentos clave en los procesos de selección de las empresas, pues es allí donde se tiene la oportunidad para demostrar que se es la persona idónea para el puesto de trabajo en el que se está ofertando. Uno de los componentes más preciados por las empresas actualmente son las denominadas habilidades blandas: una combinación de habilidades sociales, de comunicación, de forma de ser y de acercamiento a los demás, que forjan a una persona capaz de relacionarse y comunicarse de manera efectiva con otros.

Con el fin de aportar en la formación integral de los jóvenes profesionales en la búsqueda de oportunidades laborales, la ACGGP ha diseñado el curso de formación “Network”. Este año, acatando las recomendaciones nacionales de distanciamiento social como medidas para mitigar la proliferación del COVID-19, en su tercera versión, una vez más será un evento virtual. Enfocado hacia el desarrollo de perfiles profesionales, el evento busca fortalecer las habilidades de networking de todos los participantes ofreciendo charlas técnicas, además de enseñar estrategias para entrevistas exitosas, elaboración de una hoja de vida apropiada, creación de un perfil profesional ideal en plataformas como LinkedIn, habilidades blandas necesarias para destacar en el ámbito laboral

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y curiosidades sobre el reclutamiento y la forma de conseguir trabajo en diferentes industrias.

Cada año nacen nuevas propuestas y crece el número de profesionales senior que apoyan estas iniciativas. El programa de mentorías fue inaugurado a inicios de este año y está dirigido a estudiantes de últimos semestres y jóvenes profesionales en búsqueda de oportunidades laborales o que deseen orientación en su carrera profesional.

El objetivo es que los participantes tengan la oportunidad de estar en contacto con un tutor, un profesional senior que se alinee con sus intereses laborales y reciban consejos y capacitación técnica profundizada alrededor del área específica en que quieran trabajar Posicionando la ACGGP en la web Sin duda, los dos últimos años han significado grandes retos para la junta directiva y el staff administrativo de la Asociación en el sentido de repensar la manera como se realizaban todas las actividades de capacitación técnica de sus miembros y divulgación geocientífica en la sociedad en general. Sin embargo, los grandes resultados nunca vienen de la zona de confort y la virtualidad ha representado una excelente oportunidad para posicionar la ACGGP en la web.

Con el sitio web www.acggp.org se logró un mayor alcance en la difusión de las diferentes actividades que se desarrollan desde la Asociación, lo que ha permitido ofrecer mayores beneficios a los estudiantes para que se motiven a seguir trabajando en ampliar sus capacidades técnicas y oportunidades laborales, teniendo en cuenta la importancia de mantener activos los capítulos estudiantiles. A partir de las

OPINIÓN condiciones actuales, se ha diseñado un espacio especial dentro del website de la Asociación con el propósito de hacer más visible los capítulos estudiantiles y promocionar sus actividades, ratificando el compromiso de contribuir de manera positiva en la formación de los jóvenes talentos.

Un número considerable de líderes profesionales que en la actualidad desempeñan roles importantes en

Hablemos de lo imprescindible como profesionales “El ingreso a la vida laboral o a la búsqueda de oportunidades como profesional exige una serie de habilidades comunicativas y de gestión para las que comúnmente no nos preparan en las universidades, parece que es más una decisión personal adquirirlas.

Soy ingeniera geóloga, cuando me enfrenté al mercado laboral fue evidente que no bastaba con tener una excelente preparación técnica, pues múltiples industrias, por no decir todas, demandan esas habilidades que llaman ´´blandas´´. En mi opinión no tienen nada de ‘’blandas’’, sino de imprescindibles, porque son las que fortalecen las relaciones interpersonales y nos hacen mejores profesionales.

En mi caso, desarrollar estas habilidades se dio de manera fortuita como resultado de formar parte de equipos dispuestos a trabajar por los demás. En mi etapa universitaria fue el capítulo estudiantil de la ACGGP de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia y para el año 2018, cuando ya me había graduado, fue la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo.

Hacer parte de la ACGGP me ayudó a descubrir la pasión por divulgar el conocimiento geológico a todas las personas, me brindó herramientas para ser una mejor líder y gestora de proyectos. Además, ha posibilitado mi continua preparación técnica en los campos de la geología que más me interesan.

diversos escenarios de la industria energética y han tenido la oportunidad de recorrer este camino de aprendizaje y crecimiento personal y profesional con la ayuda de la ACGGP, son ejemplo claro ejemplo de los resultados positivos que generan este tipo de esfuerzos. A continuación, dos de ellas nos cuentan sus experiencias como jóvenes profesionales en la junta directiva de la Asociación:

En el año 2020 los miembros de la ACGGP confiaron en mis capacidades, me eligieron secretaria de la junta directiva, cargo que asumí con mucha responsabilidad, entereza y también con muchas ganas de contribuir. Es muy grato notar que esta experiencia trajo a mi vida un sinnúmero de progresos personales, la ampliación de mis perspectivas laborales, la planeación de mis metas académicas y, adicionalmente, el establecimiento de conexiones con profesionales y personas que admiro; a algunos de ellos tengo la fortuna de llamarlos amigos.

La integralidad como profesionales nos facilita el camino hacia nuestras proyecciones laborales, también personales, pero cuando esta integralidad nace del interés en trabajar por el bienestar y progreso colectivo es una característica además loable.

Esta columna está dedicada a todos los geólogos, ingenieros geólogos, geocientíficos que han trabajado y cooperado en busca del beneficio y progreso de los estudiantes y profesionales en ciencias de la Tierra de nuestro país”.

El rol de las agremiaciones en la construcción del perfil profesional “Cuando iniciamos nuestra formación universitaria pensamos que la construcción de nuestro perfil profesional está limitado a la educación que recibimos de nuestros docentes en las aulas de clase, pero en este camino descubrimos que estas son solo las bases que nos permitirán formar el profesional que queremos ser y que las habilidades técnicas no son las únicas que debemos aprender y fortalecer.

Mi experiencia dentro de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo inició en los capítulos estudiantiles, en los que los estudiantes tienen la oportunidad de conocer el gremio, los profesionales que hacen parte de él, fortalecer sus conocimientos técnicos y sus habilidades blandas, pero especialmente donde pueden desarrollar sus propias ideas y convertirse en líderes capaces de llevar la geología a donde tienen la visión que debe estar.

El hacer parte de la junta directiva, me ha permitido representar a las futuras generaciones de geocientíficos y a las regiones, impulsar sus ideas y las mías, contribuir a la meta conjunta de que la geología tenga el papel protagónico que le corresponde en la industria, en los territorios, en la sociedad, en la política y en la academia.

Muchos estudiantes y profesionales hemos encontrado en la Asociación el espacio para fortalecer nuestra formación desde lo personal, hasta lo profesional y social, las herramientas para desarrollar nuestras ideas, conocer profesionales siempre dispuestos a enseñar y, además, hemos abierto puertas para que más personas recorran este camino.

No me cansaré de agradecer a los profesionales que voluntariamente crean los espacios que forman a las futuras generaciones y espero en mi paso por la junta directiva de la ACGGP contribuir en el progreso de nuestro gremio y en la formación de científicos para la sociedad”.

Laura Becerra Laura Carrero

40

Divulgación de la ciencia en escenarios urbanos y rurales Linda Cárdenas Ramírez Coordinadora de comunicación y pedagogía ACGGP

“Si la Tierra es nuestro hogar, si de ella tomamos los recursos que necesitamos y a ella vertemos los residuos que generamos, si de sus condiciones ambientales depende la existencia de nuestra especie y la de todos los organismos que la pueblan, todo ciudadano debería tener unas nociones básicas acerca de cómo funciona la Tierra. Y, por tanto, esas nociones deberían trabajarse en la educación obligatoria”.

Pedrinaci 2016 en Lozano 2021.

E

n medio de la zozobra, la angustia por lo desconocido frente a la pandemia de la COVID-19 y los hechos de violencia que vivimos en Colombia, lo que nos queda es nuestro compromiso por aportar a la paz y al desarrollo sostenible del país desde la educación científica, pues es desde allí donde las sociedades pueden lograr transformarse y superar todo tipo de desigualdades. En la ACGGP, estamos comprometidos con la tarea de divulgar la ciencia en diversos escenarios urbanos y rurales, utilizando metodologías didácticas que permitan una comprensión integral del conocimiento geocientífico.

Dadas las nuevas condiciones de encuentro y movilidad, desde marzo del 2020, en Colombia, nuestras propuestas de divulgación se adaptaron a la educación virtual y a distancia, atendiendo a colegios públicos y privados de todo el país y resaltando la importancia de aprender sobre volcanes, placas tectónicas, la estructura interna del planeta, el tiempo geológico, los fósiles, la transformación del paisaje, las aguas superficiales y subterráneas, entre otras temáticas que ayudan a que los niños, niñas y jóvenes tengan una comprensión global y experimental de la vida y de los lugares que habitan.

Frente a un ejercicio profesional, ético y responsable, en la Asociación buscamos que al enseñar geología se logre la aplicación de esta en la vida de cada uno de los participantes de los talleres de divulgación. De esta manera,

nuestra tarea inicial es reconocer los públicos a los que dirigimos los contenidos para así diseñar metodologías que despierten la curiosidad y creatividad en los estudiantes, pues los recursos que se utilicen en estos espacios son lo más valioso para la construcción del conocimiento científico.

Impulsados también por esta filosofía desarrollamos un proyecto de Intercolegiados en el municipio de Sibundoy, en el departamento de Putumayo, enmarcado en nuestra campaña #CiudadGeológica, dirigido a estudiantes de secundaria y coordinado con los docentes de áreas afines como biología, sociales y ciencias naturales. El propósito de este escenario es presentar temáticas de geología para que los jóvenes puedan ver y analizar en su territorio desde la experimentación.

Asimismo, durante el mes de marzo del presente año en el marco de la celebración del Día del Agua, también desarrollamos el primer taller virtual/ experimental con más de 100 estudiantes conectados a través de nuestro canal de Youtube, aprendiendo a crear una versión miniatura de un pozo de agua subterránea, además de comprender las diferentes formas en que estas aguas pueden ser contaminadas por las acciones del ser humano.

De igual manera, el segundo taller se realizó en el mes de abril en conmemoración por el Día de la Tierra, con más de 120 estudiantes conectados virtualmente, en esta ocasión se enseñó cómo construir un mecanismo tipo

41

“horno” que funcionaba con energía solar, esto con el fin de lograr una reflexión sobre el consumo de nuestros recursos de manera consciente y responsable. Es así cómo, se proyectan 9 talleres más en esta zona en lo que resta del 2021 y la integración de dos cabildos indígenas a esta propuesta.

Como Asociación, estamos comprometidos con la democratización del conocimiento en el país, es por eso que extendemos una invitación para sumarse al equipo de formadores de la ACGGP, a estudiantes, jóvenes profesionales y profesionales que quieran ser voluntarios.

OPINIÓN condiciones actuales, se ha diseñado un espacio especial dentro del website de la Asociación con el propósito de hacer más visible los capítulos estudiantiles y promocionar sus actividades, ratificando el compromiso de contribuir de manera positiva en la formación de los jóvenes talentos.

Un número considerable de líderes profesionales que en la actualidad desempeñan roles importantes en

Hablemos de lo imprescindible como profesionales “El ingreso a la vida laboral o a la búsqueda de oportunidades como profesional exige una serie de habilidades comunicativas y de gestión para las que comúnmente no nos preparan en las universidades, parece que es más una decisión personal adquirirlas.

Soy ingeniera geóloga, cuando me enfrenté al mercado laboral fue evidente que no bastaba con tener una excelente preparación técnica, pues múltiples industrias, por no decir todas, demandan esas habilidades que llaman ´´blandas´´. En mi opinión no tienen nada de ‘’blandas’’, sino de imprescindibles, porque son las que fortalecen las relaciones interpersonales y nos hacen mejores profesionales.

En mi caso, desarrollar estas habilidades se dio de manera fortuita como resultado de formar parte de equipos dispuestos a trabajar por los demás. En mi etapa universitaria fue el capítulo estudiantil de la ACGGP de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia y para el año 2018, cuando ya me había graduado, fue la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo.

Hacer parte de la ACGGP me ayudó a descubrir la pasión por divulgar el conocimiento geológico a todas las personas, me brindó herramientas para ser una mejor líder y gestora de proyectos. Además, ha posibilitado mi continua preparación técnica en los campos de la geología que más me interesan.

diversos escenarios de la industria energética y han tenido la oportunidad de recorrer este camino de aprendizaje y crecimiento personal y profesional con la ayuda de la ACGGP, son ejemplo claro ejemplo de los resultados positivos que generan este tipo de esfuerzos. A continuación, dos de ellas nos cuentan sus experiencias como jóvenes profesionales en la junta directiva de la Asociación:

En el año 2020 los miembros de la ACGGP confiaron en mis capacidades, me eligieron secretaria de la junta directiva, cargo que asumí con mucha responsabilidad, entereza y también con muchas ganas de contribuir. Es muy grato notar que esta experiencia trajo a mi vida un sinnúmero de progresos personales, la ampliación de mis perspectivas laborales, la planeación de mis metas académicas y, adicionalmente, el establecimiento de conexiones con profesionales y personas que admiro; a algunos de ellos tengo la fortuna de llamarlos amigos.

La integralidad como profesionales nos facilita el camino hacia nuestras proyecciones laborales, también personales, pero cuando esta integralidad nace del interés en trabajar por el bienestar y progreso colectivo es una característica además loable.

Esta columna está dedicada a todos los geólogos, ingenieros geólogos, geocientíficos que han trabajado y cooperado en busca del beneficio y progreso de los estudiantes y profesionales en ciencias de la Tierra de nuestro país”.

El rol de las agremiaciones en la construcción del perfil profesional “Cuando iniciamos nuestra formación universitaria pensamos que la construcción de nuestro perfil profesional está limitado a la educación que recibimos de nuestros docentes en las aulas de clase, pero en este camino descubrimos que estas son solo las bases que nos permitirán formar el profesional que queremos ser y que las habilidades técnicas no son las únicas que debemos aprender y fortalecer.

Mi experiencia dentro de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo inició en los capítulos estudiantiles, en los que los estudiantes tienen la oportunidad de conocer el gremio, los profesionales que hacen parte de él, fortalecer sus conocimientos técnicos y sus habilidades blandas, pero especialmente donde pueden desarrollar sus propias ideas y convertirse en líderes capaces de llevar la geología a donde tienen la visión que debe estar.

El hacer parte de la junta directiva, me ha permitido representar a las futuras generaciones de geocientíficos y a las regiones, impulsar sus ideas y las mías, contribuir a la meta conjunta de que la geología tenga el papel protagónico que le corresponde en la industria, en los territorios, en la sociedad, en la política y en la academia.

Muchos estudiantes y profesionales hemos encontrado en la Asociación el espacio para fortalecer nuestra formación desde lo personal, hasta lo profesional y social, las herramientas para desarrollar nuestras ideas, conocer profesionales siempre dispuestos a enseñar y, además, hemos abierto puertas para que más personas recorran este camino.

No me cansaré de agradecer a los profesionales que voluntariamente crean los espacios que forman a las futuras generaciones y espero en mi paso por la junta directiva de la ACGGP contribuir en el progreso de nuestro gremio y en la formación de científicos para la sociedad”.

Laura Becerra Laura Carrero

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Divulgación de la ciencia en escenarios urbanos y rurales Linda Cárdenas Ramírez Coordinadora de comunicación y pedagogía ACGGP

“Si la Tierra es nuestro hogar, si de ella tomamos los recursos que necesitamos y a ella vertemos los residuos que generamos, si de sus condiciones ambientales depende la existencia de nuestra especie y la de todos los organismos que la pueblan, todo ciudadano debería tener unas nociones básicas acerca de cómo funciona la Tierra. Y, por tanto, esas nociones deberían trabajarse en la educación obligatoria”.

Pedrinaci 2016 en Lozano 2021.

E

n medio de la zozobra, la angustia por lo desconocido frente a la pandemia de la COVID-19 y los hechos de violencia que vivimos en Colombia, lo que nos queda es nuestro compromiso por aportar a la paz y al desarrollo sostenible del país desde la educación científica, pues es desde allí donde las sociedades pueden lograr transformarse y superar todo tipo de desigualdades. En la ACGGP, estamos comprometidos con la tarea de divulgar la ciencia en diversos escenarios urbanos y rurales, utilizando metodologías didácticas que permitan una comprensión integral del conocimiento geocientífico.

Dadas las nuevas condiciones de encuentro y movilidad, desde marzo del 2020, en Colombia, nuestras propuestas de divulgación se adaptaron a la educación virtual y a distancia, atendiendo a colegios públicos y privados de todo el país y resaltando la importancia de aprender sobre volcanes, placas tectónicas, la estructura interna del planeta, el tiempo geológico, los fósiles, la transformación del paisaje, las aguas superficiales y subterráneas, entre otras temáticas que ayudan a que los niños, niñas y jóvenes tengan una comprensión global y experimental de la vida y de los lugares que habitan.

Frente a un ejercicio profesional, ético y responsable, en la Asociación buscamos que al enseñar geología se logre la aplicación de esta en la vida de cada uno de los participantes de los talleres de divulgación. De esta manera,

nuestra tarea inicial es reconocer los públicos a los que dirigimos los contenidos para así diseñar metodologías que despierten la curiosidad y creatividad en los estudiantes, pues los recursos que se utilicen en estos espacios son lo más valioso para la construcción del conocimiento científico.

Impulsados también por esta filosofía desarrollamos un proyecto de Intercolegiados en el municipio de Sibundoy, en el departamento de Putumayo, enmarcado en nuestra campaña #CiudadGeológica, dirigido a estudiantes de secundaria y coordinado con los docentes de áreas afines como biología, sociales y ciencias naturales. El propósito de este escenario es presentar temáticas de geología para que los jóvenes puedan ver y analizar en su territorio desde la experimentación.

Asimismo, durante el mes de marzo del presente año en el marco de la celebración del Día del Agua, también desarrollamos el primer taller virtual/ experimental con más de 100 estudiantes conectados a través de nuestro canal de Youtube, aprendiendo a crear una versión miniatura de un pozo de agua subterránea, además de comprender las diferentes formas en que estas aguas pueden ser contaminadas por las acciones del ser humano.

De igual manera, el segundo taller se realizó en el mes de abril en conmemoración por el Día de la Tierra, con más de 120 estudiantes conectados virtualmente, en esta ocasión se enseñó cómo construir un mecanismo tipo

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“horno” que funcionaba con energía solar, esto con el fin de lograr una reflexión sobre el consumo de nuestros recursos de manera consciente y responsable. Es así cómo, se proyectan 9 talleres más en esta zona en lo que resta del 2021 y la integración de dos cabildos indígenas a esta propuesta.

Como Asociación, estamos comprometidos con la democratización del conocimiento en el país, es por eso que extendemos una invitación para sumarse al equipo de formadores de la ACGGP, a estudiantes, jóvenes profesionales y profesionales que quieran ser voluntarios.

FOTOREPORTAJE

Por Linda cárdenas Coordinadora de Pedagogía y Comunicación ACGGP Fotografías Diego Nieto

Programa Geología & Sociedad:

conectando territorios, sociedad y ciencias de la tierra.

“Rocas y minerales”, fue la primera sesión de la escuela y estuvo centrada en la cotidianidad, entendiendo que la mayoría de cosas de consumo para la sociedad provienen de recursos y bienes naturales, ¿cómo las rocas y minerales son relevantes en el día a día?

En el marco del Programa de Pedagogía Regional, la ACGGP construyó un proyecto llamado “Geología & sociedad”, una iniciativa que busca aportar a la apropiación del conocimiento geocientífico y a los procesos de paz que se adelantan en Colombia.

La creación de un plan piloto permitió construir un libro infantil sobre geología dirigido especialmente a niños y niñas de territorios rurales. En su desarrollo se implementaron cuatro fases; la primera, tuvo como propósito realizar una escuela de formación geológica, esta estuvo dirigida a toda la Comunidad Noble y de Paz Marco Aurelio Buendía. Una comunidad ubicada en el corregimiento de Charras en el municipio de San José del Guaviare, compuesta en su mayoría por excombatientes de las FARC-EP en proceso de reincorporación.

La segunda sesión: “Fósiles y patrimonio geológico”, estuvo enmarcada en la evolución de la vida.

El escenario de pedagogía estuvo liderado durante 10 días por dos geólogos, un comunicador y una pedagoga de la ACGGP. “Ciclo de agua y aguas subterráneas”, fue la tercera sesión centrada en el ciclo del agua, la preservación y su cuidado. Importante para las comunidades que habitan estos territorios que se abastecen de las aguas superficiales.

Esta escuela tuvo como objetivo principal hablar de la geología en el Guaviare, reconocer su aplicabilidad en la defensa del territorio y su relevancia en la vida cotidiana.

En su etapa inicial estuvo dirigida a adultos, con el fin de que ellos mismos eligieran la temática geocientífica que se adaptaría a las necesidades de sus niños, para posteriormente construir el libro infantil.

42

¿De dónde venimos?, ¿cuál es la historia del planeta? Entendiendo el poco tiempo en el que los seres humanos han habitado la Tierra y qué les depara el futuro en términos geológicos y evolutivos.

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FOTOREPORTAJE

Por Linda cárdenas Coordinadora de Pedagogía y Comunicación ACGGP Fotografías Diego Nieto

Programa Geología & Sociedad:

conectando territorios, sociedad y ciencias de la tierra.

“Rocas y minerales”, fue la primera sesión de la escuela y estuvo centrada en la cotidianidad, entendiendo que la mayoría de cosas de consumo para la sociedad provienen de recursos y bienes naturales, ¿cómo las rocas y minerales son relevantes en el día a día?

En el marco del Programa de Pedagogía Regional, la ACGGP construyó un proyecto llamado “Geología & sociedad”, una iniciativa que busca aportar a la apropiación del conocimiento geocientífico y a los procesos de paz que se adelantan en Colombia.

La creación de un plan piloto permitió construir un libro infantil sobre geología dirigido especialmente a niños y niñas de territorios rurales. En su desarrollo se implementaron cuatro fases; la primera, tuvo como propósito realizar una escuela de formación geológica, esta estuvo dirigida a toda la Comunidad Noble y de Paz Marco Aurelio Buendía. Una comunidad ubicada en el corregimiento de Charras en el municipio de San José del Guaviare, compuesta en su mayoría por excombatientes de las FARC-EP en proceso de reincorporación.

La segunda sesión: “Fósiles y patrimonio geológico”, estuvo enmarcada en la evolución de la vida.

El escenario de pedagogía estuvo liderado durante 10 días por dos geólogos, un comunicador y una pedagoga de la ACGGP. “Ciclo de agua y aguas subterráneas”, fue la tercera sesión centrada en el ciclo del agua, la preservación y su cuidado. Importante para las comunidades que habitan estos territorios que se abastecen de las aguas superficiales.

Esta escuela tuvo como objetivo principal hablar de la geología en el Guaviare, reconocer su aplicabilidad en la defensa del territorio y su relevancia en la vida cotidiana.

En su etapa inicial estuvo dirigida a adultos, con el fin de que ellos mismos eligieran la temática geocientífica que se adaptaría a las necesidades de sus niños, para posteriormente construir el libro infantil.

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¿De dónde venimos?, ¿cuál es la historia del planeta? Entendiendo el poco tiempo en el que los seres humanos han habitado la Tierra y qué les depara el futuro en términos geológicos y evolutivos.

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FOTOREPORTAJE Fotografías Diego Nieto

Gracias a los insumos que quedan como resultado de la escuela de formación, de regreso en la ciudad de Bogotá se dio inicio a la segunda fase del proyecto; construir el libro junto con un equipo interdisciplinar: tres profesionales de ciencias de la Tierra, una ilustradora y una pedagoga. Con la versión preliminar del libro; Aventuras Geológicas: el agua.

La cuarta sesión fue sobre “Geomorfología”, el análisis de los paisajes; cómo se conforman, cómo se componen las montañas, cómo se componen los paisajes hidrogeológicos; y por supuesto, cómo está compuesto el paisaje del Guaviare.

En el cierre de la escuela “Geología y Sociedad”, se realizó una reunión con los participantes y junto a ellos se eligió la temática que les gustaría que sus niños y niñas trabajaran. Resaltando aquellas temáticas indispensables y acordes con la comunidad y el territorio que habitan.

Después de unos meses la ACGGP vuelve de nuevo al Guaviare, con el fin de iniciar la tercera fase; la socialización y evaluación.

En esta ocasión se contó también con la participación del equipo de creación que estuvo a cargo del proceso de construcción.

La quinta sesión fue “Riesgos”, pues aunque Charras no tiene riesgos volcánicos o similares, el corregimiento sí se encuentra ubicado cerca de un río y su comunidad debe tener precauciones importantes.

Concluyendo el desarrollo de la escuela la sexta y última sesión, consistió en una dinámica llamada “Bingo”. Una actividad que permitió evaluar el alcance de los propósitos y los conocimientos adquiridos por la comunidad a través de la escuela.

44

De vuelta en campo, se realizaron actividades en un grupo focal de niños y niñas de la comunidad. La jornada estuvo acompañada de talleres didácticos y experimentales que permitió evaluar la pertinencia y aplicabilidad del lenguaje escrito y visual del libro.

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FOTOREPORTAJE Fotografías Diego Nieto

Gracias a los insumos que quedan como resultado de la escuela de formación, de regreso en la ciudad de Bogotá se dio inicio a la segunda fase del proyecto; construir el libro junto con un equipo interdisciplinar: tres profesionales de ciencias de la Tierra, una ilustradora y una pedagoga. Con la versión preliminar del libro; Aventuras Geológicas: el agua.

La cuarta sesión fue sobre “Geomorfología”, el análisis de los paisajes; cómo se conforman, cómo se componen las montañas, cómo se componen los paisajes hidrogeológicos; y por supuesto, cómo está compuesto el paisaje del Guaviare.

En el cierre de la escuela “Geología y Sociedad”, se realizó una reunión con los participantes y junto a ellos se eligió la temática que les gustaría que sus niños y niñas trabajaran. Resaltando aquellas temáticas indispensables y acordes con la comunidad y el territorio que habitan.

Después de unos meses la ACGGP vuelve de nuevo al Guaviare, con el fin de iniciar la tercera fase; la socialización y evaluación.

En esta ocasión se contó también con la participación del equipo de creación que estuvo a cargo del proceso de construcción.

La quinta sesión fue “Riesgos”, pues aunque Charras no tiene riesgos volcánicos o similares, el corregimiento sí se encuentra ubicado cerca de un río y su comunidad debe tener precauciones importantes.

Concluyendo el desarrollo de la escuela la sexta y última sesión, consistió en una dinámica llamada “Bingo”. Una actividad que permitió evaluar el alcance de los propósitos y los conocimientos adquiridos por la comunidad a través de la escuela.

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De vuelta en campo, se realizaron actividades en un grupo focal de niños y niñas de la comunidad. La jornada estuvo acompañada de talleres didácticos y experimentales que permitió evaluar la pertinencia y aplicabilidad del lenguaje escrito y visual del libro.

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FOTOREPORTAJE Fotografías Diego Nieto

Además, se realizó la socialización del libro a las personas que participaron en la escuela de formación con el fin de recoger sus impresiones y comentarios sobre el producto final, y por supuesto, obtener su aprobación.

El equipo ACGGP sistematizó todos los aportes de la comunidad para incluirlos en la edición final del libro.

Antes de finalizar la visita a toda la Comunidad Noble y de Paz Marco Aurelio Buendía, se hizo entrega de diplomas a los participantes de la escuela de formación “Geología y sociedad” de la primera fase, como símbolo del reconocimiento a su compromiso con los procesos formativos que se adelantan en el territorio.

La última fase del proyecto consistió en los ajustes del libro según las recomendaciones de la comunidad y su publicación. “Aventuras geológicas: el agua” será distribuido en diversas comunidades de paz, campesinas, indígenas y de negritudes que habiten el campo colombiano. Además, esta herramienta de enseñanza para niños y niñas podrá ser descargada de manera libre en el sitio web de la ACGGP: www.acggp.org

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FOTOREPORTAJE Fotografías Diego Nieto

Además, se realizó la socialización del libro a las personas que participaron en la escuela de formación con el fin de recoger sus impresiones y comentarios sobre el producto final, y por supuesto, obtener su aprobación.

El equipo ACGGP sistematizó todos los aportes de la comunidad para incluirlos en la edición final del libro.

Antes de finalizar la visita a toda la Comunidad Noble y de Paz Marco Aurelio Buendía, se hizo entrega de diplomas a los participantes de la escuela de formación “Geología y sociedad” de la primera fase, como símbolo del reconocimiento a su compromiso con los procesos formativos que se adelantan en el territorio.

La última fase del proyecto consistió en los ajustes del libro según las recomendaciones de la comunidad y su publicación. “Aventuras geológicas: el agua” será distribuido en diversas comunidades de paz, campesinas, indígenas y de negritudes que habiten el campo colombiano. Además, esta herramienta de enseñanza para niños y niñas podrá ser descargada de manera libre en el sitio web de la ACGGP: www.acggp.org

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