Energía & Geociencias 28

Energía

&

Geociencias ACGGP / Publicación No. 28 / Marzo de 2019

Fracking

¿una oportunidad

para descontaminar nuestros ríos?

Colombia, sostenibilidad y cambio climático.

Trampas estratigráficas en los Llanos: Nuevos datos y teorías sobre su génesis.

La importancia del Diálogo de Saberes.

ACGGP

DIRECTOR EJECUTIVO Flover Rodríguez flover.rodriguez@acggp.org FOTOGRAFÍA ACGGP Stock Photos

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Calle 125 No. 20-70 Oficina 505 Tel. 57+ 300 3879 acggp@acggp.org

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ENERGÍA RENOVABLE

Editora Andrea Ortiz-Karpf editor@acggp.org

ACTUALIDAD

Tesorero Carlos Ortega Galvis tesorero@acggp.org

La importancia del diálogo de saberes en cualquier proceso pedagógico

INVESTIGACIÓN

Vicepresidente Administrativo Raúl Hernández administrativo@acggp.org

Water Management Alternatives for Hydrocarbon Production from Source Rocks in Colombia

INVESTIGACIÓN

Vicepresidente Técnico Antonio José Velásquez vicepresidente@acggp.org

6 12 15 25 31 36

New data on the Paleogene stratigraphic traps in the southern Llanos basin adjacent to the foothills

NOTICIAS

Presidente Lina Maria Maya presidente@acggp.org

Colombia: sostenibilidad y cambio climático Un tema que no requiere presentación

Transformando la Asociación

SOCIALES

JUNTA DIRECTIVA ACGGP 2018-2019

En imágenes Eventos, Talleres, Conversatorios y mucho más

Foto de portada: Geóloga Victoria Elena Corredor Río Magdalena - Mompox, Bolívar

EDITORIAL

Marzo de 2019

Liderazgo Gremial

T

ranscurrió uno de los años más retadores para nuestra Asociación. Nos hemos ajustado ágilmente a las volátiles y exigentes nuevas coyunturas sociales, tomando un liderazgo gremial hasta ahora casi desconocido, a la vez que enfrentamos y sorteamos con éxito situaciones financieras apremiantes. Sufrimos además la peor de todas las pérdidas: la dolorosa e inexplicable partida de colegas invaluables para nuestra comunidad. A pesar del viento en contra, celebramos con éxito los 100 años de la industria en Colombia con el I Simposio Latinoamericano de Exploración y Desarrollo en el marco de I Cumbre del Petróleo y Gas, y nunca desamparamos a nuestros grupos interés con las actividades que ya nos caracterizan en el ámbito técnico como Asociación.

Fue un año de intenso aprendizaje. Sin una basta preparación previa, la Asociación asumió con gallardía y profesionalismo la vocería gremial para combatir la desinformación sobre el impacto de las actividades que desarrollamos como industria, aferrándonos a nuestras fortalezas técnicas y enfocándonos en una destacada y reconocida estrategia de comunicaciones y pedagogía ante las comunidades, donde logramos no solo ganar espacios de diálogo sino establecer relaciones de confianza que se creían perdidas. El Programa de Pedagogía Regional -Diálogo de Saberes- rompe el paradigma de la socialización de proyectos minero-energéticos, y se convierte en un habilitador técnico del diálogo genuino entre industria y comunidad en un ambiente de igualdad de condiciones. Participamos con nuestro Comité Político en innumerables foros y debates públicos, aclarando dudas, haciendo las preguntas correctas y convirtiéndonos en una alternativa de consulta para medios comunicación y tomadores de decisiones.

Fue muy emocionante contar la presencia de nuestros asociados en las estupendas charlas técnicas, visitas a universidades y cursos técnicos. Recordamos con especial cariño nuestro conversatorio “100+ Años Explorando y Desarrollando a Colombia” con algunos de nuestros ilustres ganadores Placa Wheeler, y la tan interesante como emotiva charla sobre los paradigmas de la exploración de hidrocarburos en arcos volcánicos, realizada por el siempre querido y respetado Dr. Darío Barrero. Hemos querido que los contenidos técnicos estén en la agenda frontal de la Asociación, por eso volvió nuestra revista, cargada de temas de interés actual, con el mejor nivel técnico y un terminado editorial de la más alta calidad.

Con nuestra participación en la I Cumbre del Petróleo y Gas junto al Comité Gremial, el programa de Pedagogía Regional y el Comite de Política, nos hicimos visibles para el Gobierno, la Industria y la opinión pública. Seguimos trabajando de la mano con otras Asociaciones de las que somos socias o afiliados, como la AAPG, SEG y la SCG, para compartir conocimiento y optimizar recursos que llegan a nuestros asociados y estudiantes.

Por otra parte, el proceso de reorganización ha empezado en respuesta a este nuevo entorno más exigente donde nuestro papel tiene mayor alcance gremial. Hemos privilegiado el conocimiento técnico,

Lina Maya

la capacidad de diálogo abierto y transparente, con una estrategia y plan de negocio de asegure la sostenibilidad y crecimiento de la Asociación de los próximos años. Con esta decisión trascendental buscamos consolidar la organización, fortalecer los diferentes grupos de trabajo y mantener comunicación eficaz a diferentes niveles. Esto nos permitirá mayor representación y participación en la toma de decisiones que impactan a nuestros asociados y grupos de interés. Buscamos así generar equilibrio entre industria, gremio y sociedad.

Finalmente, en nombre de los miembros de la Justa Directiva 20182019, quiero agradecer a nuestros voluntarios en los comités temáticos, a los instructores senior y jóvenes profesionales, geólogos visitantes, capítulos estudiantes, al Comité Gremial, al Comité del Simposio, y a todos nuestros asociados por esta maravillosa experiencia que nos deja llenos de regocijo por el deber cumplido y un aprendizaje infinito. Sin todos ustedes los logros de la Asociación no hubieran sido posibles.

Lina Maya. Presidente ACGGP

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Junta Directiva 2018-2019 Lina Maya Presidente Geóloga senior de exploración con más de 20 años de experiencia en la industria petrolera, que incluye manejo y desarrollo de proyectos exploratorios y de geología de campo, trabajando para Ecopetrol, Schlumberger, la ANH y Sipetrol. Se caracteriza por su capacidad de liderazgo y sus buenas relaciones interpersonales. Su objetivo como presidente de la ACGGP es asegurar la sostenibilidad de la asociación y promoverla ante el gremio, entidades gubernamentales y los asociados.

Lina Maya

Antonio José Velásquez Vicepresidente Técnico Antonio José Velásquez: Geólogo Sr. y Geofísico especialista en interpretación cuantitativa de datos sísmicos, con 15 años de experiencia en la industria petrolera, la mayor parte en Ecopetrol. Desde muy temprano en su carrera Antonio se ha dedicado a la enseñanza y divulgación de temas técnicos en diferentes escenarios, siendo uno de los Geocientíficos visitantes más activos de la AAPG, lo que lo llevó a ser elegido como VP técnico de la ACGGP. Su objetivo como VP técnico es diversificar la oferta de oportunidades de desarrollo y capacitación de la ACGGP, promoviendo contenidos en formatos presenciales y virtuales, enfocados tanto a público experto como general.

Antonio José Velásquez

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Andrea Ortiz-Karpf Editora Geóloga senior de exploración y especialista en ambientes sedimentarios de aguas profundas, con 8 años de experiencia en la industria petrolera trabajando para Ecopetrol, Equión y BP. Ha sido miembro de la ACGGP por 15 años y se desempeñó como secretaria en la junta 2017-2018. Sus objetivos como editora de la ACGGP son el mejoramiento de la comunicación de la asociación con sus asociados, el posicionamiento de la ACGGP en redes sociales y el fortalecimiento de una imagen de imparcialidad y rigor técnico.

Andrea Ortiz-Karpf

Raúl Hernández Vicepresidente Administrativo Ingeniero Geólogo con 27 años de experiencia profesional en la industria petrolera trabajando para GeoServices, Ecopetrol y Schlumberger en cinco países de Latinoamérica, con especial énfasis en tecnologías de software petrotécnico y servicios de consultoría para Exploración & Producción. En la actualidad Líder de Negocios de Geociencias para Schlumberger Software Integrated Solutions en Colombia, Perú, Ecuador y Venezuela. Su objetivo como Vicepresidente Administrativo de la ACGGP es asegurar que la ACGGP cuente con el personal y la infraestructura necesaria para responder a las circunstancias cambiantes de la industria y de la sociedad.

Raúl Hernández

Carlos Ortega Galvis Tesorero Geólogo senior con 20 años de experiencia en la industria del petróleo, y 2 como directivo en el sector de Agua potable y Saneamiento básico. Tiene estudios de maestría en Geofísica en la Universidad Nacional de Colombia y MBA en la University of Phoenix; ha trabajado para Ecopetrol S.A., Halliburton Co., Paradigm Geophysical Ltd., EAAB y como consultor independiente. Su objetivo como tesorero es organizar y hacer seguimiento a procesos contables, operaciones de flujo de caja y flujo monetario, y contribuir en mayores niveles de eficiencia operacional de la ACGGP. Además de sus labores como tesorero, Carlos es un apasionado por los temas económicos, sociales y las relaciones con las comunidades, por lo que se ha convertido en uno de los pilares fundamentales de la campaña de pedagogía regional que adelanta la ACGGP en lugares como Casanare, César, Santander, Putumayo.

Carlos Ortega Galvis

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ENERGÍAS RENOVABLES

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Colombia: sostenibilidad y cambio climático Un tema que no requiere presentación Por Diego Puentes Ing. Ambiental Msc Environmental Sustainability and Green Technology

Fotografía de Barack Obama y Xi Jinping en Paris 2015 simbolizando lo acordado en la COP21, de How Hwee Young, Pool/AFP (France24, 2016)

Colombia y el mundo comprometidos con la reducción de emisiones de gases efecto invernadero.

S

in llegar a un detalle profundo sobre los esfuerzos internacionales a lo largo de las últimas décadas, la UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change) y los escenarios internacionales como las COP (Conferences of the Parties) (UNFCCC, 2018), han buscado la implementación de medidas supranacionales en numerosos esfuerzos que han sido conocidos de forma general por el público, debido principalmente al rol de las redes sociales y los medios de comunicación (Barkemeyer, et al., 2017).

Como ejemplo de la cobertura que llegó a tener una de las COP más carismáticas, podemos citar la COP 21 de Paris 2015. El mundo recuerda la célebre conferencia por la clara intención de los dos líderes de las naciones con la mayor generación de gases de efecto invernadero en su momento (China y Estados Unidos) y por los resultados de la conferencia que Barack Obama como presidente de los Estados Unidos calificó en una efímera efervescencia como “el momento en el que nosotros finalmente decidimos salvar nuestro planeta”.

Para los colombianos no son ajenas las COP, como tampoco la posición del país en su participación para la búsqueda de soluciones a la pro-

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blemática. Del tema incluso se han dado estudios nacionales sobre la percepción de la problemática de cambio climático con resultados muy interesantes (Cano, del Río, e Iglesia, 2015). Como referente del compromiso del país con el ambiente, podemos relacionar numerosos antecedentes positivos sobre la posición política internacional frente al cambio climático. Entre estos la transformación que se dio entre los años 1997 y 2000, desde donde se comenzó a participar regularmente en los eventos internacionales y a respaldar las iniciativas de los mercados de carbón. También se debe tener en cuenta el apoyo a los mecanismos de adaptación para reducir las amenazas del cambio climático en países vulnerables en el 2007 y más adelante en el 2010, la insistencia del país en la necesidad de tener un acuerdo de carácter obligatorio para poder hacer una reducción de emisiones efectiva. En el año 2014; junto con otros países en vía de desarrollo, Colombia tuvo una importante iniciativa y pasó de ser un país beneficiario de fondos internacionales, a adoptar una responsabilidad por medio de la donación de aportes al GCF (Green Climate Fund), con el propósito de ayudar a otros países en los temas relacionados con la adaptación al cambio climático. En la anteriormente mencionada COP 21 de Paris 2015, cabe mencionar incluso que Colombia tomó una posición firme para poder lograr las metas de reducción

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y junto con otros países, respaldó la medición de la gestión con revisión de su impacto en ciclos de cinco años, y las medidas para establecer la presentación de los compromisos desde el año 2021 en adelante, con el fin de medir los resultados comparados con las metas establecidas (Bustos, 2018).

De acuerdo a la breve descripción de la trayectoria en la participación política ambiental internacional en cambio climático, Colombia demuestra a todas luces ser una nación profundamente comprometida con las metas de la UNFCCC y con la aplicación de los conceptos que se resumen por sus siglas en inglés como CBDR + RC (Common but differentiated responsibilities and respective capabilities) (Bustos, 2018), en acciones claras que se traducen en el aporte a fondos de adaptación, en el compromiso del país con la reducción de emisiones entendiendo sus capacidades como una economía en crecimiento y fomentando en otros frentes, la acción para la reducción de los efectos negativos del cambio climático. ¿Cómo aporta Colombia al cambio climático?

tración 2) del total producido en Colombia. En el mismo documento y en un segundo renglón mencionaba el carbón, con una exportación cercana al 90% (Ilustración 3) del total producido en el país. Poniendo de manifiesto que independiente de las reservas de petróleo y carbón disponibles, nuestro consumo doméstico de los dos combustibles fósiles, estaba muy por debajo del porcentaje correspondiente a lo exportado.

En el año 2016, del total de los ingresos por concepto de las exportaciones del país, el 26% correspondía al petróleo, 15% al carbón y 6% a los productos refinados del petróleo. Una participación en el ingreso total de las exportaciones del año 2016 del 47%, constituida en su totalidad por los dos

Figura 2. Producción y exportación de petróleo en Colombia 2006-2015 (EIA, 2016)

Con los antecedentes relacionados anteriormente en Colombia, parecería irrefutable el compromiso con el cambio climático, como también intachable la reputación como ejemplo internacional ante la problemática. Sin embargo, en el fondo persiste una diferencia que merece un análisis más profundo e integral de todos los factores que determinan el impacto general de Colombia en el problema y que también tienen injerencia en el futuro del país.

El ranking de los principales productos de exportación en Colombia lo encabeza el petróleo (Commodity.com, 2018), que de acuerdo al Colombia Energy Profile (EIA, 2016), establecía una exportación cercana al 70% (Ilus-

Figura 3. Producción y exportación de carbón en Colombia 2006-2014 (EIA, 2016)

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ENERGÍAS RENOVABLES

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

combustibles fósiles con la mayor emisión de dióxido de carbono por unidad de energía obtenida: petróleo y carbón (EIA, 2018;Commodity.com, 2018). Una economía que se considera en la actualidad sin lugar a dudas, como dependiente de la extracción y exportación de combustibles fósiles.

Sin embargo, es necesario tener en cuenta que las reservas de petróleo en el país a la tasa de producción actual tienen un horizonte de tan solo 5,7 años de consumo, sobre la reserva total calculada al final del año 2017 de 1782 millones de barriles (Portafolio, 2018).

En materia de emisiones de gases de efecto invernadero asociados al consumo de combustibles fósiles, se concluye que la mayor parte de la emisión generada por la combustión de recursos extraídos en Colombia, se realiza en los destinos finales en donde se usan los combustibles. El mecanismo de financiación por medio de la exportación de combustibles fósiles no hace al país directamente responsable por las emisiones de combustibles fósiles usados en otros territorios, pero sí permite afirmar que de manera continua e indirecta se aportan combustibles fósiles al mundo desde Colombia, facilitando la generación de emisiones de gases de efecto invernadero a través de las exportaciones del país.

El carbón, con una abundante reserva en Colombia (EIA, 2016), es uno de los combustibles fósiles con la mayor capacidad para generar dióxido de carbono (gas de efecto invernadero) por unidad de energía obtenida en su combustión (EIA, 2018); motivo por el cual en el marco de la prevención de cambio climático, el carbón es una de las fuentes de energía que se busca reemplazar por medio de mecanismos de transición a la mayor brevedad por energías limpias (Bauer et al, 2016). Estas condiciones para el petróleo y el carbón nacional, demuestran la fragilidad de un escenario en donde una cantidad cercana a la mitad de los ingresos asociados a las exportaciones del país, estaría en riesgo de disminuir dramáticamente por agotamiento de las reservas domésticas de hidrocarburos y por las potenciales restricciones y posterior pérdida de mercados internacionales, principalmente para el caso del carbón.

Figura 4. Países que han invertido en desarrollo y patentes de tecnologías bajas en carbón.

Fuente: HTTP://GO.NATURE.COM/2QNSSZD (Goldthau, 2017)

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Economías bajas en carbono y uso actual de los combustibles fósiles Colombia Las grandes economías del mundo están haciendo una transición a economías bajas en carbono, concepto conocido en inglés como Low Carbon Economy. Muestra de esto son las inversiones realizadas por dichas economías en el desarrollo de patentes de tecnologías bajas en carbono. Entre el grupo de países que mayor inversión realiza en desarrollo de tecnologías limpias encontramos a: Japón, Estados Unidos, China, Corea del Sur y Alemania entre otros (Ilustración 4) (Goldthau, 2017).

Paradójicamente, los países que están liderando la transición de forma efectiva, son aquellos que en la actualidad muestran los mayores aportes de emisiones de gases de efecto invernadero. Este hallazgo se obtiene de la comparación del listado de los países que desarrollan tecnologías limpias (Ilustración 4) y la información de los países con la mayor cantidad de emisión de gases de efecto invernadero (Ilustración 5). En la imagen desarrollada por el World Resources Institute (2017), se identifican dentro de los primero diez países con la mayor contribución de emisiones de gases de efecto invernadero a China, Estados Unidos, Comunidad Europea (EU 28), Japón y Canadá los cuales a su vez se encuentran en los primeros puestos de los países con los mejores resultados en el tránsito hacia economías bajas en carbono.

La razón principal por la que se presenta esta condición, es que el tránsito hacia una economía baja en carbono requiere el uso de la energía disponible de forma directa o indirecta para desarrollar tecnología o generar los recursos necesarios para hacerlo. Adicionalmente, la situación demuestra que el uso de combustibles fósiles, continúa forjando el futuro de las naciones en materia de sostenibilidad como fuente de energía disponible y tran-

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sitoria; tendencia que no tiene hoy cambios significativos de acuerdo a la imagen que muestra el consumo total de energía primaria en barriles equi-valentes de petróleo en el mundo (Ilustración 6) (BP, 2018).

Soomin y Shirley (2009) plantearon un término que aunque radical, parece ajustarse a la situación de los países en vía de desarrollo, el eco-imperialismo. En comparación con el imperialismo tradicional basado en la ganancia de territorios, el eco-imperialismo plantea que aquellos países que obtuvieron su riqueza actual con el uso desmedido de los recursos naturales en el pasado, limitan hoy radicalmente el consumo de los combustibles fósiles en los países en vía de desarrollo y reducen el ritmo del desarrollo industrial por medio de una estricta agenda moral-ambiental. Aprovechando la percepción moral positiva que tiene la reducción del consumo de combustibles fósiles local e internacionalmente, el consumo de los combustibles fósiles en las economías en vía de desarrollo como la colombiana se reduce, pero la exportación continúa.

Mientras la energía se consume en otros territorios, la prosperidad del país exportador se ve diezmada.

El caso genera una bien justificada suspicacia que permite poner en tela de juicio la forma en la que

Figura 5. Emisiones mundiales de gases de efecto invernadero del CAIT Climate Change Explorer (WRI, 2017)

usamos nuestra energía proveniente de los recursos naturales no renovables.

Lo anterior teniendo en cuenta que los Estados Unidos fue el destino principal de exportación de hidrocarburos colombianos en el año 2015 y que el destino principal del carbón colombiano en el mismo año, fue Europa con una participación del 50% del total exportado (Ilustración 7).

Figura 6. Países que han invertido en desarrollo y patentes de tecnologías bajas en carbón. Fuente: HTTP:// GO.NATURE.COM/2QNSSZD (Goldthau, 2017)

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

ENERGÍAS RENOVABLES

¿Qué tanto aporta Colombia al cambio climático?

Colombia a pesar de haber perdido alrededor de 6 millones de hectáreas de bosques en la región Andina, el Pacífico y la Amazonia entre los años 1990 y 2016, cuenta con 59,3 millones de hectáreas de bosques que corresponden a cerca del 52% de todo el territorio nacional y alberga el 12% de la riqueza vegetal del planeta, protegiendo además el 15% del territorio nacional para salvaguardar ecosistemas terrestres para el futuro (DNP, 2018). Colombia por lo tanto presta servicios ecosistémicos al mundo en forma de captura de dióxido de carbono.

Figura 7. Destinos de exportación de Carbón Colombiano en 2015.

Fuente: U.S. Energy Information Administration, International Trade (EIA, 2016).

Japón y otras economías desarrolladas en ese orden (Ilustración 8).

Ilustración 9: La concentración histórica de industria y riqueza en los países desarrollados implica que son responsables del 79% de las emisiones de 1850 a 2011 (Latinoamérica incluido Colombia 3%).

Fuente: emisiones de CO2 excluyendo LUCF, 1850-2011 (CAIT v2.0) Consideraciones finales • Colombia demuestra a todas luces ser una nación profundamente comprometida con las metas para reducir las emisiones de gases efecto invernadero.

Adicionalmente, los proyectos hidroeléctricos bajos en carbono componen más del 70% de la producción nacional de energía eléctrica, alimentando la demanda del país y contribuyendo a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en el mundo (UPME, 2014 citado en Calderon et al, 2015). Así las cosas, en el 2010 Colombia contribuyó con solo el 0,46% del inventario total mundial de gases de efecto invernadero (Garcia et al, 2015), e históricamente de acuerdo al Center for Global Development (2015), Latinoamérica (incluido Colombia) aportó desde 1850 a 2011, tan solo el 3% del total de las emisiones de gases de efecto invernadero históricas acumuladas mundialmente. De acuerdo a la misma fuente de información, 79% de las emisiones históricas que generan el cambio climático provienen de la Unión Europea, Estados Unidos, Rusia, Eurasia,

• La contribución de Colombia a las emisiones globales de gases de efecto invernadero provienen más de los combustibles fósiles exportados y utilizados en otras partes del mundo, que del consumo local.

• Los combustibles fósiles; su producción y su exportación, juegan un papel vital en la economía colombiana. Con medidas transicionales supranacionales hacia fuentes de energía más limpias, los mercados de carbón a nivel mundial pueden reducirse y afectar los ingresos del país por una reducción directa de las exportaciones de este producto.

• Colombia agotará sus reservas de hidrocarburos en menos de una década a la tasa del consumo actual, momento en el cual dejará de recibir los ingresos por exportaciones de hidrocarburos y adicionalmente, deberá reemplazar la franja de consumo interno actual de hidrocarburos

Figura 8. La concentración histórica de industria y riqueza en los países desarrollados implica que son responsables del 79% de las emisiones de 1850 a 2011 (Latinoamérica incluido Colombia 3%).

Fuente: emisiones de CO2 excluyendo LUCF, 1850-2011 (CAIT v2.0)

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por medio de la importación de los mismos.

• Las emisiones generadas por el consumo de los combustibles fósiles colombianos en otros lugares del mundo, siguen acumulándose en la atmosfera del planeta agravando la situación de cambio climático.

• Los países que están liderando la transición hacia economías bajas en carbono de forma efectiva son aquellos que en el pasado apalancaron su desarrollo en el uso de combustibles fósiles y que en la actualidad muestran los mayores aportes de emisiones de gases de efecto invernadero.

• Los esfuerzos de participación internacional de Colombia en

materia de cambio climático aunque importantes, no parecen tener en cuenta la importancia que tiene el uso de los combustibles fósiles como una fuente de energía para la transición hacia una economía baja en carbón (DNP, 2018).

• Colombia presta servicios ecosistémicos al mundo en forma de captura de dióxido de carbono gracias a su vasta extensión de bosques y produce menos del 0.5% de las emisiones globales.

La invitación de acuerdo a las consideraciones finales busca un cambio en el paradigma ambiental colombiano en el mundo. Para lograr este cambio se necesita: reconocer nuestras fortalezas y debilidades en la protección del ambiente, conocer y divulgar los servicios ecosistémicos que préstamos al planeta, entender nuestro contexto mundial, y actuar de acuerdo a nuestras responsabilidades históricas con relación a las necesidades económicas. Todo esto para garantizar que la energía disponible del país se use para alimentar el motor de la transición exitosa a una economía prospera y baja en carbono. Es necesario entender que la transición responsable a una economía baja en carbono no solo debe responder frente a la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también debe permitir un verdadero desarrollo sostenible en Colombia.

Bibliografía

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Bustos, M.C., 2018. What Shapes Colombia’s Foreign Position on Climate Change?. Colombia Internacional, (94), pp.27-51.

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Cano, A.M., Del Río, M.á.c. And Iglesia, E.J., 2015. Estudio sobre la percepción social del concepto de cambio climático y su divulgación en los medios de comunicación en la región de Santander-Colombia| Study on Social Perception of the Concept of Climate Change and Its Dissemination in The Media in the Region of Santander-Colombia. Razón y Palabra, 19(3_91), pp.298-321.

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ACTUALIDAD

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

La importancia del diálogo de saberes en cualquier proceso pedagógico Por Carlos Ortega Galvis Líder Pedagogía Regional – Junta directiva ACGGP

L

a propuesta de Pedagogía Regional se volvió parte de la tradición, si bien fue una propuesta casi inusual en los 60 años de vida de la Asociación, en los últimos dos ha marcado un hito importante, y al menos las nuevas generaciones están hablando de esta como parte integral de lo que les espera en su vida profesional, incluso algunos están reflexionando si es una muy buena opción de trabajo futuro. En las antiguas generaciones por su parte, sus opiniones van desde el desconocimiento, pasan por el escepticismo, y terminan en el reconocimiento, dicho en otras palabras, hay diversidad de opinión, para visualizar los extremos algunos la consideran importante y otros en cambio una pérdida de tiempo.

Pero los tiempos cambian y nosotros con el, y no debería sorprendernos, las comunidades no son las de años atrás, sus reclamos no solo persisten sino se incrementan, la discusión ambiental ha trascendido el

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escenario netamente académico, las comunidades saben que son un grupo de interés y como tal buscan su reconocimiento, la preocupación por el medio ambiente hace parte de una discusión global, y las compañías reconocen que la sostenibilidad va más allá del beneficio financiero; hemos sido testigos de la emergencia de una nueva ciudadanía que ha hecho propias las discusiones sobre cambio climático y calentamiento global, de la noche a la mañana surgió una

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discusión muy fuerte contra sectores como minería e hidrocarburos, y más allá de si esta es razonable, competente, o si sus argumentos están debidamente sustentados, lo cierto es que no podemos soslayarla y pasar de agache. Incluso en Colombia, como hecho inusual, la discusión política reciente puso al centro la minería y los hidrocarburos, antes casi nadie los mencionaba.

Y la discusión se complica desde diferentes aristas, hay una comunidad internacional transformando su economía a formas mucho mas sostenibles, importantes países están liderando una discusión por las energías renovables y limpias, hablan de cambios, fijan metas, en tanto, en Colombia esta discusión se asoma en el discurso, no se tienen metas claras al respecto, y esto siembra incertidumbre en algunos grupos de opinión, que a su vez, arremeten contra los sectores energéticos tradicionales. Varios sectores desde la academia, la política, la opinión, la economía, el mismo sector eléctrico, enfilan contra las energías fósiles al tiempo que disfrutan de su goce cotidiano sin emprender acciones decisivas para prescindir su uso, surge la pregunta si en realidad tienen o no los argumentos o simplemente es parte de un desborde emotivo, una cierta ausencia de coherencia.

Lo cierto es que hay una discusión profunda, poco entendida, poco sensata, que a la postre significa que los días de la operación de hidrocarburos van a ser mucho más complejos.

Pero desde la otra barrera, estamos quienes hemos hecho parte del sector petrolero, mostrando no solo que la industria tiene altos estándares operacionales, sino que su desarrollo está intrínseco en los principios de la sostenibilidad y el respeto por las comunidades, promovemos grandes y pequeños escenarios, defendemos de manera legítima nuestra actividad,

la explicamos, la sometemos a la discusión pública, con la expectativa de promover un diálogo franco y reconstruir confianza. No obstante, los diálogos enseñan que no hay verdades únicas, qué más allá de una discusión legal existen reclamaciones legítimas, que la percepción casi generalizada es que la industria petrolera no ha hecho las cosas de manera correcta, y que quienes somos parte de la actividad parecemos seres indolentes a una realidad social que desborda la vida democrática. Estos espacios nos corroboran la ausencia de confianza y credibilidad, de ahí, que dialogar con las comunidades no se trata de conferencias, ni de charlas magistrales, ni de presentaciones técnicas, son diálogos abiertos a la reflexión, con capacidad de escucha, con reconocimiento del otro, son escenarios semilla para la resolución de los conflictos surgidos desde la actividad, que demanda por sobre todo vocación, profesionales con profunda sensibilidad social y conocimiento del entorno.

Pues bien, de tiempo atrás, surge desde la pedagogía popular el concepto de diálogo de saberes como una oportunidad de aprendizaje colectivo, aprendizaje entre todos los involucrados, sustentado en el reconocimiento de múltiples verdades, diálogo de saberes es la oportunidad de escuchar para construir entre todos, y en el caso particularmente nuestro, son espacios para integrar el conocimiento técnico con el saber cotidiano de las comunidades y grupos de interés. Es una conversación respetuosa, sincera y responsable que facilita el entendimiento de temas comunes, y tiende puentes para reconstruir confianza; diálogo de saberes se da entre pares, ninguno es más que el otro, si así fuera se rompe el principio básico del reconocimiento, no puede ser impositivo, no hay ganadores y perdedores, es una filosofía de oportunidades que facilita ir de la conversación a la resolución de conflictos, es una apuesta al futuro.

La Asociación al acoger esta filosofía, reconoció que la opinión de las comunidades importa y debe ser tenida en cuenta, se expuso al riesgo de construir en la diferencia, y se propuso como un actor capaz de juntar a unos y otros, en un ambiente extremadamente complejo, veamos. De tiempo atrás se reconoce que la sostenibilidad es la integración de tres

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pilares: desarrollo de las comunidades, sostenibilidad ambiental y viabilidad económica, y ninguna puede ser más notable que las otras, pero pese a que este concepto de desarrollo es aceptado de tiempo atrás por diferentes actores, su materialización no pareciera gustar, en un escenario extremo, para algunos sectores del ambientalismo todo está mal hecho y casi nada se puede hacer, para algunas comunidades las compañías deben solucionar todos sus problemas, y para algunas compañías responsabilidad social no va más allá de invertir algunos recursos más por conveniencia que por convicción, y si se adiciona el elemento de la corrupción política el asunto resulta más dramático. Este es el escenario de las regiones petroleras, el escenario que nos convoca.

La pedagogía regional es una tarea compleja pero absolutamente necesaria, dialogar no implica obligatoriamente construir consensos, ni siquiera modificar una realidad existente, en principio es un acercamiento respetuoso, es tender puentes de una realidad disociada a otra más unificada; pedagogía regional no es una tarea, es un proyecto que demanda constancia y dedicación porque comunica y confronta saberes sobre la base del reconocimiento. Nuestro primer reto es cimentar un espacio común, lograr aceptación, superar las barreras de la desconfianza, nuestro segundo reto y más importante, será ser parte efectiva de las soluciones, pero para esto aún hay un largo camino por andar.

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El programa de pedagogía implica respaldo, tiempo, inversión, generosidad, responsabilidad. Demanda una estructura funcional, no es una simple suma de personas, demanda vocación. Porque: 1. No se trata de mucha gente, sino de personas comprometidas, interesadas, dispuestas a poner en tela de juicio su verdad y a escuchar la verdad de los otros.

2. No se trata de estar de acuerdo, ni de que se logre un acuerdo en un tiempo límite. Es un punto de partida, un proceso constructivo desde la diferencia que requiere permanencia.

3. No puede ser vista simplemente como opción de negocios, como una transacción, es una filosofía transformadora. No es una apuesta económica, es una inversión en capital social.

4. El diálogo de saberes reconstruye tejido social.

Potencia las comunidades del saber, rompe estigmas, mitos, preconceptos fallidos. Es una opción de escucha, que integra conocimientos y saberes, tramita intereses, resuelve conflictos.

5. El diálogo de saberes presume un riesgo por ser un diálogo de diferentes. En este no pueden participar quienes revelan la verdad absoluta, ni es un mecanismo para legitimar una actividad por sobre la opinión de otros.

6. La cultura de saberes se facilita si el dialogo se promueve desde la neutralidad y la honestidad, si se reconoce su poder de trascendencia.

La neutralidad no supone imparcialidad, supone sinceridad.

7. Un ambiente polarizado dificulta el diálogo de saberes, y más si prevalece el desconocimiento, la imposición y los intereses particulares.

8. El diálogo debe ser inclusivo independiente que se manifiesten percepciones, temores, dudas y verdades, el respeto a la diversidad facilita la construcción del conocimiento. El reto es aun mayor si se tiene en cuenta que Colombia además de diverso es intercultural.

9. El diálogo de saberes demanda afectividad, la agresividad imposibilita la facultad de dialogar, de escuchar, de razonar el aporte del otro.

Water Management Alternatives for Hydrocarbon Production from Source Rocks in Colombia

Usuriaga, J., Ecopetrol; Bravo, O., Ecopetrol; Casas, O., Ecopetrol; Cardona, J., Ecopetrol.

Abstract

C

olombia faces an imperative need to increase hydrocarbon reserves to guarantee the country energy sustainability. One of the alternatives to achieve this is through the development of unconventional reservoirs in the Middle Magdalena Valley (MMV) basin. There are however several challenges to progress unconventional resources, such as performing multiple-stage hydraulic fracturing along the well horizontal section to create the required reservoir connectivity, which implies the use of large water volumes. Fresh water is one of the most valuable resources and the possibility of competition around fresh water supply could threaten the the development of new projects in Colombia and other countries.

This paper postulates flowback and production water reutilization as key components of an alternative water management strategy for the MMV basin. The strategy also includes treatment and usage of other water sources such as agro-industrial, industrial, and waste water which are currently discharged to surface streams, often without proper treatment.

Therefore, the proposed water management strategy not only potentially secures water supply for hydraulic fracturing operations, but can also be highly beneficial to the local environment by reducing the amount of contaminants discharged to surface runoff waters.

Keywords Hydraulic fracturing, water management, water reuse, unconventionals, Colombia, Middle Magdalena Valley.

Introduction Making the production of hydrocarbons from source rocks (unconventional reservoirs) possible is probably one of the most important events of the last decades in the oil&gas industry. The development of unconventional reservoirs (shale gas / shale oil) in the United States has caused a change in the global energy balance. The United States stopped being an oil-importing country and became one of the largest producers worldwide. Shale gas has led the United States to become the leading global natural gas producing country since 2009.

In 2016, the US accounted for about 21 percent of world natural gas production, ahead of the Russian Federation.

The need to develop unconventional reservoirs is mainly due to the continuous depletion of relatively easy to access and cheap conventional hydrocarbons reserves worldwide. Interest has turned to more ex-

pensive sources of natural gas, and to shale gas production, in particular. The existence of these resources has been known for a long time, yet until recently, the production of shale gas was uneconomical.

Moreover, the systematic use of horizontal drilling and hydraulic fracturing since the beginning of the 2000s has allowed oil and gas companies to access the large volumes of shale gas contained in source rocks. All regions that currently produce conventional natural gas are considered to hold source rocks. As a consequence, shale gas resources are expected to be widely distributed worldwide.

However, their commercial exploration and production is currently essentially limited to the United States, Canada, Argentina and China (Commodities at a Glance – Shale gas).

Unlike conventional reservoirs the hydrocarbon production from source rocks is more difficult because the gas and oil remain motionless inside the rocks due to low porosity and permeability. That is why it is necessary to drill horizontally along the formation and perform a multi-stage hydraulic fracturing.

Horizontal drilling allows access to a wider source rock surface and the deposit can be followed along the bed, thereby maximizing the quantities of natural gas that can be recovered. Additionally, with

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horizontal drilling, multiple wells can be drilled from a single pad, reducing the surface footprint, capital investment, and improving the efficiency of shale gas production (Hughes 2013).

The hydraulic fracturing process involves injecting a mixture of water, proppant and other substances at high pressure to fracture the rock. The proppant placed into the rock keeps the fracture open, so that hydrocarbons can flow to the surface when the wells start their production life span (Nolen-Hoeksema, 2013).

Colombia Outlook Colombia has been producing hydrocarbons from conventional reservoirs for nearly a hundred years and nowadays is the fourth-largest oil producer in Latin America. However, its petroleum and gas reserves are estimated to span only for a few years at the current production rate, according to the National Hydrocarbons Agency (ANH, 2018).

One way for Colombia to increase its reserves and hydrocarbon production is the development of source-rock reservoirs. The Middle Magdalena Valley (MMV), Llanos and Catatumbo basins have been identified as prospective for shale gas and shale oil. The organic-rich Cretaceous formations (La Luna, Capacho, and Gachetá formations) sourced much of the conventional gas and oil produced in Colombia. According to EIA, the Technically Recoverable Resources (TRR) in Colombia are around 6.8 billion barrels of petroleum and 55 Tcf of gas (EIA, 2013).

Colombia has been producing hydrocarbons from conventional reservoirs for nearly a hundred years and nowadays is the fourth-largest oil producer in Latin America.

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Although there is the expectation of reserves incorporation from source rock reservoirs, in Colombia, the development of those resources are at the exploratory stage so far. To achieve the unconventional oil & gas resources development in Colombia it is necessary to overcome several challenges. Among the major challenges that must be solved are environmental issues related mainly to water consumption for the hydraulic fracturing and flowback water management. Hydraulic fracturing in shale reservoirs demand greater amounts of water compared to the hydraulic fracturing in sandstone reservoirs. However, it is important to mention the efforts that the oil&gas industry has made in recent years in terms of water management to minimize freshwater use with the aim to reduce impacts on water availability: • In recent years, the oil and gas industry sector has evolved towards the use of environmentally friendly technologies focused in reducing water consumption. Unconventional reservoirs development in the US have led the oil and gas industry to work on the implementation of technologies for water treatment focused in the use of produced and flowback water in a beneficial manner and reducing the need for fresh water.

• Until recently, fracturing fluids available in the market had to be mixed with fresh water, mainly due to uncompatibilities with water sources containing high concentrations of some ions that negatively affected their rheological behavior (borate fluids). Today, fracturing fluids that enable use of 100% produced and flowback water, are available, helping to minimize fresh water consumption, reducing water treatment costs, and reducing the environmental footprint.

• In the past, less than 0.5% of fracturing fluids contained chemical additives, today they contain the same chemical products that we normally can find in several products used in our daily life (food ingredients, cleaning products and personal care products). The oil & gas industry today is committed to using chemical additives in a responsible manner to protect the environment; an emerging trend in the composition of the fracturing fluid is to use less and “cleaner” additives. These “green” fracks include the use of guars and starchbased additives that are biodegradable and non-bio-accumulating. (Ghahremani, N., & Clapp, L., 2014).

Water for hydraulic fracturing in source rocks The volume of water needed for the hydraulic fracturing process of wells in source rocks can vary considerably from well to well depending the number of fracture stages performed along the horizontal section. In turn, the volume of water required for each stage of fracturing is dependent on the geological properties of the rock (permeability, porosity, thickness), geomechanical properties (Young’s modulus, Poisson’s ratio, fracability index) and the type of hydrocarbon that will be produced (oil or gas).

Figure 1 shows, by way of example, the volume of water in barrels per well typically used for hydraulic fracturing in the Eagle Ford basin in the US (PacWest Consulting Partners, 2013).

Clearly for the process of hydraulic fracturing in source rock reservoirs larger volumes of water are required compared to conventional reservoirs.

However there are different water management and reuse strategies that have been implemented by the petroleum industry enabling a responsible and sustainable use of the water resources.

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Figura 1. Water use of water for hydraulic fracturing in the Eagle Ford Basin in the US. Tomado de PacWest Consulting Partners

In the case of the United States, initially the water used for hydraulic fracturing was supplied in full by surface waters, including rivers, lakes, ponds, streams, and in general bodies of water found on the surface of the ground.

Later and more recently the oil and gas industry has implemented different alternatives to minimize fresh water consumption and encourage the use of industrial water instead.

However, there are several challenges related to the water use for hydraulic fracturing that must be handled properly such as fresh water use, water recycling and reutilization, transport and disposal. The primary environmental liability in water management involves surface water handling, which includes transportation and storage (Slutz et al 2012).

Hydrocarbon development from source rocks should be based on a sustainable foundation to meet strict regulations and a good safety record of managing environmental impacts now and in future, securing the license to operate. This can be achieved by following an integrated subsurface completion and surface facilities engineering approach, to select and develop quality water treatment technologies and establish best water management practices. Selection of external water sources, securing the access rights and establishing the water offtake limits are the focus areas of water management. In some areas, fresh water resources may be scarce and the water for fracturing needs to be transported over long distances, adding to operational intensity and transportation safety risks (Figure 2). Multiple steps are required to move the water around, for multiple consu-mers and at multiple locations. Storage facilities are required to create buffer capacity between water supply and water demand (Fedotov et al, 2013).

Fracturing fluids Fracturing fluids must accomplish three primary objectives: create a fracture, distribute proppant within the created fracture, and flowback

to surface avoiding damage in the proppant pack conductivity.

The fluid is used to transmit high pressure from the surface equipment to the wellbore to fracture the rock and place proppant in the formation. Fracturing fluid composition is a mixture containing on average 99.5% of water and sand. Figure 3 shows the remaining composition are chemical additives used in very low concentration to carry out several purposes, including: bacteria growth control, clay inhibition, gelling agents, surfactants (interfacial tension reducers), emulsions prevention, pH Buffer, scale inhibition, friction reduction, gel breakers and crosslinkers, mainly (Kaufman et al., 2008). Figure 3.

The proper selection of fracturing fluid is one of the most critical elements of a successful job. For choosing the appropriate fluid, a set of properties such as fluid-loss control, fracture conductivity, formation damage, and proppant transport capability must be considered.

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In the hydraulic fracturing of unconventional reservoirs the main types of fluids used are: • Slickwater • Linear gels • Crosslinked fluids Slick-water (SW) is a very low viscosity fluid composed mainly of water and other very low concentration chemical additives such as biocides, clay controllers, friction reducers, and surfactants.

Linear gels (LG) are very simple and uncrosslinked fluids that can be formulated with different kinds of polymers. Common polymer sources used with the LG are Guar Gum (G), HPG and carboxymethylhydroxypropyl guar (CMHPG).

Crosslinked gel (XL) are high viscosity fluids using the same chemical composition as LG which is crosslinked typically with a borate or an organometallic compound. Borate fluids are the most used crosslinked fluids due of its availability, versatility, rheological properties and low cost. Hybrid fracturing involves using a combination of SW and XL on differents stages of the well. Due to the recent expansion of shale gas development, there has been a significant advancement of hydraulic fracturing technology (Slutz et al, 2012).

The general trends in fracture-fluid types, fluid volumes used, and fracture complexity as a function of rock properties are descrided by (Cipolla et al., 2010; Rickman et al., 2008). In short, ductile and more permeable rocks usually receive gel fracture treatments while more brittle, lower permeability rocks with existing fractures are more amenable to SW fracturing to create more dense (and complex) fracture networks. (Houseworth, J. Advanced Well Stimulation Technologies). Figure 4 shows the fracturing fluids typically used in the US in gas and oil shale.

In the case of XL some ions present in water can adversely

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Figura 2. Key water issues for shale gas development

Figura 3. X-Linked fracturing fluid composition

affect its rheological properties. The alteration level depends on the following factors: fluid type and chemical composition, ion concentration in the water, pH and temperature. The water ionic composition will have a direct influence on the type of fracturing fluid. Therefore, it is important to know the water composition to define the best strategy to get a fracturing fluid according to the technical specifications and the rheological behavior required as a function of water quality and type of fluid available (conventional fluid or fluid system tolerant to high TDS concentration).

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Figura 4. Fracturing fluid typically used in the US. Tomado de PacWest Consulting Partners

Reusing water for hydraulic fracturing Generally in all countries where the hydraulic fracturing is used, end to end management of water includes: procurement, handling, treatment, storage and disposal. Hydraulic fracturing requires large amounts of water; however, water is also obtained by the well production. A part of the fluid returns to the surface after the fracturing job. This fluid is named as flowback water. The rest of the water that returns to the surface is called produced water, the water found in the formations that flow to the surface throughout the entire production lifespan of the well.

The volume of flowback fluid varies between 10% and 30%. Physicochemical flowback water composition is characterized by containing mainly high levels of dissolved salts and organic compounds. Produced water composition depends on the reservoir’s properties, geographic location and on the type of hydrocarbon produced. Produced water may contain some components such as dissolved and suspended solids, emulsified oil, organic and inorganic compounds (salts).

Water reuse involves collecting produced and flowback waters and reusing them to produce fracturing fluids. The main technical challenges for produced and flowback water reuse are related to the conditioning of water to achieve compatibility with the fracturing fluid and minimize the risk of causing formation damage. Flowback water typically has a much higher Total Dissolved Solids (TDS), suspended solids, iron, calcium, boron, and other ions that can adversely affect the performance of the stimulation fluids (Li, eta al 2015). Evaluating the compatibility of the blended source water will inhibit the potential for scaling prior to hydraulic fracturing. Blending incompatible waters can increase the scaling index of components of

concern and increase the probability of scaling. The required water treatments must thus be formulated aiming to prevent formation damage and to ensure the quality and performance of fracturing fluids.

Produced and flowback waters can be treated in situ and then used to prepare fracturing fluids.

The reusing strategy can reduce the consumption of fresh water from either surface or subsurface aquifers. Water reuse or recycling also reduces the distance for water hauling and the risk of loss-ofcontainment incidents. Recycling on, or in the vicinity of, the well pad can provide the greatest risk reduction (Slutz et al, 2012).

The alternatives in order to get fracturing fluids prepared using produced and flowback water should combine the use of: • Available technologies for water treatment to remove some contaminants and thus be able

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to use conventional or traditional fluids used in hydraulic fracturing.

• Moders, versatile fluid technologies that allow the use of water with high TDS content and have good rheological performance. It is important to achieve a technical and economic balance that minimizes the water cost treatment and keep control of fracturing fluid costs. This has meant the commitment of the industry to more salt-tolerant additives development, such as polymers used for SW, friction reducers (Paktinat et al., 2011) and the modification of XL chemical composition of fracturing fluids (Ely et al., 2011). Figure 5 shows the technical alternatives for produced and flowback water use.

Many projects around the world for water reuse have been implemented successfully and demonstrated the feasibility of water reuse on a large scale and its role in the sustainable management.

Figura 5. Alternatives for the use of produced and flowback water to mix fracturing fluids

Water Treatment Technologies Before re-using or disposing of water, it is necessary to use different treatment processes and technologies. The final disposition of the water determines the type and extent of treatment. Many different technology options are available to be employed for water treatment depending on its physicochemical characteristics. Several considerations must be taken into account to select the appropriate water treatment, some of which are as follows: • Intended use or kind of end water disposition.

• Water composition (chemical and physical properties).

• Treatment or disposal according to environmental regulations.

• Technical and economic feasibility and available technologies.

• Water volume and logistics.

• Cost of treatment.

A large amount of technologies are currently available for wastewa-

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Figura 6. Technologies for produced and flowback water treatment

ter treatment with the ability to remove several kinds of unwanted substances (inorganic, organic and solids) from water. Oil & gas industry requires the use of leading edge technologies to make the reuse process increasingly efficient (Ely et al 2011). Several water treatment technologies are available to achieve the desired characteristics of water quality. They can be classified into two groups: 1. Conventional treatment technologies and 2. Advanced treatment technologies. Conventional technologies include: flocculation, coagulation, sedimentation and filtration, which are used to remove suspended solids, oil and grease, hardness compounds, and other non-dissolved substancew. Advanced water treatment technologies are mainly classified based on: Membrane, Chemical and electrical and Thermal (Figure 6). Choosing the type of technology is highly dependent upon the characteristics of the water to be treated, the intended use of the treated water and the quality expected from the water after treatment. Different aspects should be carefully reviewed be-

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fore defining the technologies to be used for water treatment. The technical, economic and environmental impact must be assessed.

The on-site water treatment strategy has been designed to help reduce the demand and cost of transporting water in shale gas operations. The mobile water treatment units are located at the wellsite so that once the wells start production after the hydraulic fracturing job, the flowback is stored on the surface and the necessary treatment is carried out in order to achieve the required specifications for this water to be reused in the next fracturing operations (Stark et al, 2012). The recommended steps to select the appropriate treatment technology for production or flowback waters is shown in Figure 7.

ventional reservoirs has the following objectives: • Ensuring the availability of the necessary volumes of water for the different stages of development.

• Reducing environmental impacts.

• Minimizinf fresh-water use.

• Reusing produced and flowback waters.

• Minimizing wastewater.

• Water disposal As shown in figure 8, the comprehensive water manangment strategy consists mainly of the following stages: • Water acquisition.

• Fracturing fluid chemical mixing.

• Frac job execution.

• Flowback recovery.

• Flowback treatment.

• Water reuse in the next fracstages.

Water acquisition and transportation

Figura 7. Methodology for water treatment selection

Comprehensive water management for source rocks development in MMV basin The MMV basin is the oldest hydrocarbon province in Colombia and therefore has a surface infrastructure for conventional reservoirs, which would facilitate logistics and operational aspects of source-rock reservoirs development.

This is a privileged area in terms of the availability of surface water and freshwater underground, because although freshwater water is mainly used for human consumption, agricultural and industrial activities, there are also water sources that can be used for hydraulic fracturing operations but are not suitable for human consumption due to their physical-chemical characteristics. Therefore there is no competition for water resources between the petroleum industry and communities. In this context, a comprehensive water management strategy for hydraulic fracturing operations in uncon-

When evaluating the water availability for hydraulic fracturing ope-rations in a geographical area, a complete study to know the water sourcing balance and the accumulated water demand should be made, based on a program that considers the water requirements in each of the stages of project development. It must be determined if the needed water sources are sufficient to support the entire operation, with water of the required qua-lity, and if they can be used when the development plan requires. In general, water supply options for hydraulic fracturing will depend on the volume of water required for the development plan in the entire planned area. Water sources should be appropriate for the expected level of development in each project stage.

Among the identified sources of water available to be used for hydraulic fracturing in the MMV are the following, not including fresh water sources:

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• Produced water from conventional hydrocarbon fields: All conventional hydrocarbon fields in the basin produce large quantities of water associated to oil production. These waters are separated from the oil and subsequently treated to be reinjected into the production formation as an improved recovery mechanism. In some cases, a part of this water is treated by a rigorous process until reaching the physicochemical conditions required by environmental regulations and discharged on the surface streams.

• Deep groundwater (Brakish water): The use of this water may require treatment because of its higher salinity. These water sources can be found in layers that are deeper than the formations from which oil production is currently obtained.

To get these waters, it would be necessary to drill new wells and to subsequently store the extracted water on the surface for use in hydraulic fracturing operations.

• Agro-industrial wastewater: One of the main economic activities in the MMV area is the cultivation of African palm. Large amounts of industrial water is generated in palm oil extraction plants, generating pollution, mainly due to the large amount of organic matter, solids and oils. These industrial waters represent an alternative for use in hydraulic fracturing and this would in turn have a positive environmental impact since it could reduce the discharge of these waters on the surface streams.

• Industrial process waters: The water used for the oil refining processes in the Barrancabermeja refinery is treated in the Wastewater Treatment Plant (WWTP). Some of this water is reused and the remaining is discharged to the surface.

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Figura 8. End to end water management strategy

• Municipal wastewater: In the MMV area there are villages that do not have a water treatment system to purify the wastewater of the population. Therefore, wastewater is discharged to surface water sources such as swamps, wetlands and the Magdalena River, with a serious negative impact on the ecosystems and people’s health. These waters could be treated and used for hydraulic fracturing processes, again having a positive impact.

All the water sources mentioned above are a very important and volumetrically sufficient to support the hydraulic fracturing process.

Additionally, the use of these waters would result in environmental benefits by reducing surface discharges and avoiding contamination of surface water streams with municipal and industrial wastewater. Once the water source is defined and evaluated it is necessary to transport the water from the source to the central storage place near to well site.

The water can be transported in trucks or pumped through high density polyethylene pipes or flexible hoses.

Chemical mixing for frac fluid The different sources of water that will be used in the hydraulic fracturing must be stored in separate water storage tanks. Depending the water volumes required, a single source of water can be used or mixtures can be made between the different sources of available water. However, it will be necessary to perform laboratory tests and scale tendency analyses to avoid water incompatibilities and problems with inorganic scale precipitation. The physiochemical characteristics of the water used will depend greatly on the fracture fluid type selected for the frac jobs.

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Flowback Storage and Treatment After all the hydraulic fracturing stages have been completed, the well will begin to produce flowback water initially, followed by production water, along with the natural gas and crude oil. The amount of treatment required for reuse of produced and flowback waters varies from simple settling or filtration, to the use of expensive reverse osmosis or thermal treatment processes to remove dissolved salts and minerals.

Figura 9. General approach to water reuse

Water reuse represents a viable, long-term solution to the challenges presented by growing municipal, industrial, and agricultural demands for water. The possibility of the development of hydrocarbon resources from source rocks poses the challenge to achieve viable and environmentally sustainable hydraulic fracturing processes through the reuse of produced and flowback water in order to minimize fresh water consumption and reduce the environmental impact. The reuse of production and flowback water is a growing practice in many regions around the world, even in countries that are not typically considered to have problems with water shortage.

Future Research A cost-benefit analysis of the water management strategy in the MMV is required to establish the real costs of water acquisition, water transportation, water treatment, water disposal and infrastructure investments taking into account the different options of water supply and long-term opportunities for cost savings.

Conclusions • Increasing volumes of produced and flowback water reuse reduces the amount of freshwater demand and also the amount of wastewater that must be disposed of.

• Currently, freshwater is not the only option for preparing fracturing fluids in the MMV area. Water treatment and modern fluid technologies have enabled the reuse of produced and flowback water with high levels of TDS in the hydraulic fracturing process. Fracturing fluids with high TDS tolerance can reduce the water treatment level which means a substantial cost reduction • Water sources available in the MMV area maily comprise: brackish water, produced water, industrial water, disposal of municipal water,

and other water sources not suitable for human consumption.

• Available technologies for treating produced water plus recent advances in fracturing fluids enable a sustainable development for fracturing fluids environmentally friendly.

• For using produced water, deep groundwater, agro-industrial wastewater, industrial water, or municipal wastewater in hydraulic fracturing processes, rigorous laboratory evaluations to prevent formation damage are required.

• Reusing produced and flowback water would reduce the environmental impact associated to the use of water for hydraulic fracturing operations and minimize the social conflict caused by competition for superficial and underground fresh water sources for human consumption.

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Stark, M., Allingham, R., Calder, J., Lennartz-Walker, T., Wai, K., Thompson, P., & Zhao, S. (2012). Water and Shale Gas Development: Leveraging the US experience in new shale developments. Accenture—High Performance Delivered Google Scholar.

Thakre, P., & Shenkar, L. (2011). Building momentum for advanced water technology solutions: The Marcellus effect. The Artemis Project, San Francisco, CA.

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New data on the Paleogene stratigraphic traps in the southern Llanos basin adjacent to the foothills Carlos Villamizar (1) Jaime Gelvez (1) Eduardo Cardozo (1) Victor Caballero (1) Ricardo Gomez (1).Johnn Rico (1). Carlos Roman Gonzales (1) Felipe De la Parra (1) Andres Mora (1) Victor Valencia (2) Juan Pablo Arias (1) (1) Ecopetrol S.A. (2) Washington State University

Abstract ecent work documented that the giant heavy oil accumulations of Castilla and Chichimene may have been associated with a bigger stratigraphic accumulation at the level of the so-called T2 reservoir.

Here, we present further evidence that reinforces this view. Mapping the T2 reservoir to the south and its pinch-outs, allowed us to detect the geometry of the proposed stratigtraphic trap. 3D petroleum systems modelling confirms previous assesments of Oligocene trapping in a stratigraphic trap of several thousands of acres. The trap geometry and charge history support that the stratigraphic trap and associated accumulation would extend to the south, opening new exploratory opportunities. Finally the nature of this trap was further understood with the use of U-Pb analysis that allowed us to refine the ages of the key horizons. Using that technique we were able to detect that the nature of the pinch-outs is related with multiple Paleogene unconformities associated with the forebulge migration that fully eroded horizons like the main producing Paleocene sandstones. Hydrodynamism and water flow from the recharge zone in the Macarena range is still one of the key risks, but the presence of large basement uplifts protects this area from the active flow of water from the outcropping reservoirs to the south.

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Resumen Trabajos recientes postulan que las acumulaciones gigantes de crudo pesado de Castilla y Chichimene pueden estar asociadas con una acumulación estratigráfica de mayor tamaño en la unidad operacional T2. En este trabajo se presentan evidencias que refuerzan esta interpretación.

Los mapas de distribución del reservorio T2 y el pinchamiento del mismo hacia el sur y este de los campos, permiten definir la geometría de la trampa estratigráfica propuesta. Modelamiento 3D del sistema petrolífero confirma el llenado durante el Oligoceno de una trampa estratigráfica de proporciones importantes. La geometría de la trampa y la historia de carga sugieren que la trampa estratigráfica y las acumulaciones asociadas se pueden extender hacia el sur de los campos, abriendo nuevas oportunidades exploratorias. El entendimiento de esta trampa estratigráfica se logró, entre otras, gracias al uso de análisis U-Pb que permitieron refinar las edades de horizontes clave dentro del reservorio T2. Usando esta técnica fue posible establecer que los pinchamientos de la unidad T2 se asocian con discordancias Paleógenas formadas como respuesta a la migración del forebulge. El mayor riesgo para la preservación de estas acumulaciones está asociado con hidrodinamismo y flujo de agua desde la zona

de recarga en la Serranía de la Macarena. Sin embargo, levantamiento de basamento de gran escala en los trenes estructurales de los campos, habrían protegido las acumulaciones del flujo de agua activo desde el sur.

Contexto geológico Los campos Chichimene y Castilla se localizan en el SW de la cuenca Llanos y corresponden a las estructuras del foreland más cercanas al frente de deformación del piedemonte, por lo que su historia de evolución estructural presenta elementos comunes a los dos dominios de deformación (Figura 1): Chichimene corresponde a una estructura de inversión, antiguas fallas Cretácicas con pulsos de inversión Paleógena y Neógena, mientras que en Castilla es menos evidente la existencia de eventos de inversión, predominando fallas inversas Paleógenas con un importante componente trans-presivo Neógeno y Reciente.

Introducción En este trabajo se discuten nuevas evidencias referentes a trabajos recientes, los cuales sostienen que las acumulaciones de Castilla y Chichimene se asocian a trampas estratigráficas (Ej. Gelvez et al., 2016). La importancia de robustecer o rebatir este modelo radica

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en el hecho de que por ejemplo el potencial de las acumulaciones asociadas ya encontradas y por encontrar en areas adyacentes puede ser muy diferente según el modelo de formación de la trampa y llenado de la misma que se considere.

En trabajos recientes (e.g. Mora et al., 2018) se ha propuesto que en la Cuenca Llanos existe una correlación entre la gravedad API de los crudos y la edad de las acumulaciones. Según eso lo crudos pesados del sector sur de la Cuenca Llanos se asocian con acumulaciones estratigráficas formadas en el Paleógeno que se biodegradaron al haberse llenado cuando los reservorios estaban a poca profundidad. Por contraste las acunulaciones de los Llanos centrales (Casanare) se asociarían a trampas estructurales (i.e. fallas antiteticas) formadas a finales del Oligoceno y principios del Neógeno, en acumulaciones cargadas por rocas generadoras del Cretáceo Inferior que han sufrido menos biodegradación. Finalmente las acumulaciones del Piedemonte, se llenaron con crudos livianos y gas, mayormente en el Plio-Pleistoceno a partir de cocinas adyacentes a las trampas (Mora et al., 2018).

Esta idea, si es correcta, implica que las acumulaciones de Chichimene y Castilla tienen crudos pesados por ser antiguas y por haber sufrido paleo-biodegradación, con lo cual la movilidad de los crudos puede verse afectada en aquellas áreas que todavía hoy están a menor temperatura. Sin embargo, otra posibilidad es que las acumulaciones sean más recientes y hayan llenado las trampas estructurales que retrabajarían al acuñamiento estratigrafico inicial y que se formaron desde el Neogeno al Reciente, en cuyo caso uno de los riesgos principales podría ser, más bien el lavado por hidrodinamismo moderno. En este escenario es más dificil explicar la gravedad API de los crudos. Debi-

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Figura 1. Ubicación geográfica y geológica de los campos Chichimene y Castilla

do a las implicaciones de cada uno de los escenarios anteriores se llevó a cabo este trabajo.

Métodos Por primera vez se sintetizan los datos de diferentes pozos en los alrededores de Chichimene y Castilla con el fin de caracterizar la geometría y continuidad de las facies del reservorio T2 hacia el S de los campos. Los resultados se muestran en correlaciones y mapas. En segundo lugar las edades de horizontes clave dentro de los reservorios se han refinado mediante dataciones U-Pb. Estas dataciones se llevan a cabo en zircones con el fin de conocer la edad de cristalización de los mismos. Las técnicas modernas permiten datar muchos zircones en una roca en pocas horas, con lo cual pueden caracterizarse rápidamente poblaciones grandes de zircones detríticos.

Por otro lado, se presentan resultados de un modelo evolutivo y de carga tridimensional, el cual permite simular las condiciones de formación y llenado de la trampa. Finalmente, este trabajo se complementa a partir de otros estudios referentes al flujo hidrodinámico moderno (e.g. Lasso et al., 2018) los cuales no se muestran en detalle en este trabajo pero se discuten como parte de la evolución propuesta.

Resultados El hallazgo más interesante de este trabajo tiene que ver con la documentación y datación de dos niveles volcánicos pedogenizados, uno de ellos del Paleoceno y otro del Eoceno Medio. El nivel de paleosuelos de origen volcánico también fue encontrado en pozos más al este en la Cuenca Llanos (Franco et al., 2018). En ambos casos y muy especialmente en el caso del campo Castilla y en los núcleos analizados más al este (Franco et

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al., 2018), los niveles de tobas pedogenizadas separan niveles estratigráficos de edades muy diferentes. Por ejemplo en los pozos de la Cuenca Llanos más al este de estas localidades, una superficie correlativa con estos paleosuelos yace por encima de unidades arenosas del Campaniano; en el campo Castilla suprayace unidades lodosas de la misma edad. Evidentemente el Paleoceno en estas dos localidades esta condensado en horizontes pedogénicos muy delgados.

Con base en estas informaciones, se pueden ilustrar mejor las edades y geometrías de las diferentes unidades en las correlaciones (Figura 2). De ese modo, es evidente que las unidades arenosas del Paleoceno se acuñan, por debajo de la discordancia hacia el sur (ej. Pozo Cristal), hacia el este (Castilla), y hacia el norte (ej. Pozos en Apiay) (Figuras 3 y 4). El examen de los núcleos y la petrofísica de los pozos muestra que la impregnación y efectividad como reservorio de los conglomerados y arenitas conglomeráticas de la Formación Mirador, que es el único nivel arenoso con con-

Figura 2. Subdivisión geocronológica y formacional de la Unidad Operativa T2 en los Campos Chichimene y Castilla

tinuidad lateral, son muy pobres comparadas con las unidades arenosas del Paleoceno que son las mayores productoras en Chichimene.

Con base en todo lo anterior puede definirse en tres dimensiones que las rocas del Paleoceno describen una geometría de saliente, que incluye las acumulaciones conocidas y otras áreas más al sur.

De acuerdo con esto, se deduce que podría haber habido una potencial trampa estratigráfica configurada desde el momento en que se depositan la roca sello (lodolitas del horizonte C8) y un cierto espesor de sobrecarga suprayacente desde el Oligoceno temprano (Figura 5).

Adicionalmente el aplanamiento llevado a cabo para reproducir la paleo-estructura que pudiera estar presente en el Oligoceno tardío y en el Mioceno medio, permite deducir que ya desde el Oligoceno tardio había potenciales relieves estructurales que podrían acumular petróleo (Figura 6).

Es importante anotar que los modelos evolutivos (Mora et al., 2018) muestran que al oeste del área de Chichimene y Castilla, en lo que es hoy en día el flanco oriental de la Cordillera Oriental, las rocas generadoras de la Formación Chipaque se encontraban en ventana de generación. Es decir que durante todo el Paleogeno había un área de cocina que podría cargar las trampas en el sur de los Llanos. Esta cocina desaparece a principios del Mioceno, cuando el flanco oriental de la Cordillera Oriental se levanta y por lo tanto las cocinas existentes hasta entonces son fosilizadas y no siguen siendo activas. Sin embargo

Figura 3. Correlación estratigráfica NW-SE desde el sector de Piedemonte hacia los campos mostrando el adelgazamiento de las unidades del Cretácico Superior y Paleoceno hacia el foreland

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a finales del Mioceno, el foredeep remanente en el Piedemonte Llanero está a una profundidad tal, que las rocas de la Formación Chipaque entran nuevamente en ventana de generación al norte de las trampas de Chichimene y sectores adyacentes, e incluso un poco antes que las rocas de la Formación Chipaque, la Formación Fómeque.

Los biomarcadores de edad disponibles muestran que los reservorios de Chichimene y Castilla fueron cargados de rocas generadoras marinas carbonáticas del Cretáceo Superior y de rocas silicicláticas del Cretáceo Inferior, Superior y Terciario.

Al haber solamente facies de rocas generadoras carbonaticas del Cretáceo Superior en lo que constituye hoy en día la Cordillera Oriental, la hipotesis de la carga previa a su levantamiento se ve robustecida.

Estos indicios fueron utilizados para un modelamiento tridimen-sional de sistemas petrolíferos. De acuerdo a lo mencionado previamente, habría tres momentos potenciales en los cuales pudo haberse cargado el sector de Chichimene.

Oligoceno temprano cuando se postula que podría existir una trampa estratigráfica aquí documentada, Oligoceno tardío que es cuando se detectan las primeras estructuras en el sector, y Mioceno Medio, que implica un crecimiento aun mayor de las estructuras sutiles iniciales y finalmente la inversion final de las fallas desde el Pleistoceno al reciente.

El modelamiento evolutivo del sur de la Cuenca Llanos reproduce exitosamente una acumulación inicial en esta geometría de saliente que sería una trampa estratigráfica antigua.

Es decir se favorece la carga inicial de una trampa estratigráfica durante el Oligoceno y una biodegradación practicamente coetanea con la carga.

Las secciones estructurales de áreas adyacentes y los estudios hidrodinámicos favorecen la presencia de un flujo hidrodinámico de agua dulce hacia el sur de la

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Figura 4. Correlación estratigráfica NE-SW desde Apiay, al norte de los campos, hasta el pozo Cristal-1, sur de Castilla, mostrando el adelgazamiento y pinchamiento de las unidades del Cretácico Superior y Paleoceno.

Figura 5. Distribución de facies y mapa de subafloramientos durante el Paleoceno en el sector Sur de la Cuenca Llanos

Cuenca Llanos desde la Sierra Macarena. Sin embargo se propone que la complejidad estructural de los altos de basamento adyacentes al sector de Chichimene, hace que este flujo hidrodinámico de aguas meteóricas sea retrasado y mucho menor que en los sectores adyacentes a la Sierra de la Macarena.

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Figura 6. Paleotopografía del sector del campo Chichimene durante le Oligoceno Tardío y Mioceno Medio

Discusion y Conclusiones Las evidencias recopiladas en este trabajo permiten entender que la principal razón para los rápidos cambios laterales de espesor de los reservorios Paleocenos en el área de Chichimene y Castilla, se asocia a una discordancia que implica erosion de las facies arenosas del Paleoceno en este sector y en áreas de los Llanos más al este (Franco et al., 2018). Este evento ocurrio a finales del Paleoceno y principios del Eoceno.

En una cuenca de foreland existen dos mecanismos para generar discordancias. Actividad tectónica y generación de relieve, el cual genera un levantamiento en las zonas distales de la cuenca de foreland. Este levantamiento se denomina forebulge. El segundo mecanismo es quietud tectónica y denudación erosional coetánea. En este escenario el levantamiento y potencial exposición subaérea asociada, se dan en los sectores más proximales de la cuenca o lo que se denomina foredeep (Jordan &

Flemings, 1991; Catuneanu, 2004).

La información disponible indica que el final del Paleoceno y principios del Eoceno fue un periodo de actividad tectónica en la Cordillera Central (Parra et al., 2012; Reyes-Harker et al., 2015). La distancia entre este frente de deformación al oeste y la localización de estas discordancias, permite postular que en ese entonces el sur de la Cuenca Llanos estaba localizado en un sector distal del foreland.

De lo anterior se puede deducir que la formación de esta trampa inicial se asocia a la erosion de las facies arenosas del Paleoceno en un sector que en ese entonces era el forebulge de una cuenca de foreland, cuyo foredeep se localizaba probablemente en el Valle Medio del Magdalena.

En segundo lugar nuestros nuevos datos y modelamiento de sistemas petrolíferos favorecen que bajo el escenario descrito, la carga más importante de las trampas de Chichimene y Castilla (al menos para los niveles amalgamados del Cretácico Superior –Formación Guadalupe-, Paleoceno -Forma-ciones Barco y Los Cuervos-, y Eoceno, que constituyen la unidad arenosa llamada T2), se dio desde el Oligoceno en una trampa estratigráfica de mucho mayor tamaño que las acumulaciones conocidas.

En ese escenario el crudo de estas acumulaciones estaba en unos reservorios mucho más someros que hoy y rodeado de un frente de deformación menos complejo; todo lo cual favoreció un flujo hidrodinámico paleógeno y una biodegradación coetánea. La deformación contraccional que se inició en el Oligoceno tardío y se intensifico desde el Mioceno al Reciente, ayudo para una carga más continua durante el Oligoceno tardío, pero no durante el Mioceno, pues no había cocinas disponibles.

Sin embargo, durante la deformación e inversion finales del Plioceno al Reciente las trampas que desde

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

ese entonces fueron trampas estructurales fueron recargadas por cocinas que se localizan al norte. En este escenario los crudos más cercanos a esas cocinas modernas son más livianos, tienen un mayor GOR y una major movilidad.

Los estudios recientes (Lasso et al., 2017) muestran que el efecto del flujo hidrodinámico moderno es menor en este sector que en los alrededores de la Sierra de la Macarena, pero debe ser evaluado todavía con

mayor detalle. Los estudios isotópicos del agua de formación y nueva geoquímica de alta resolución en los crudos van a dar claves adicionales al respecto, las cuales permitirán evaluar y predecir mejor la potencial destrucción de las acumulaciones por descubrir.

Agradecimientos Los autores agradecen a Ecopetrol S.A. la autorización para publicar los resultados acá presentados.

Referencias Catuneanu, O. 2004. Retroarc Foreland Systems-evolution through time. Journal of African Earth Science 38.

225-242.

Franco, M., Lozada, S., Tejada, M.L., Gomez, R., Villamizar, C., Caballero, V., Rodriguez, G., Cortés, D., Mora, A.2018, Paleogene buried hills in the Llanos Basin. Exploratory implications. Resumenes extendidos, I Cumbre del Petróleo y Gas Gelvez, J., Villamizar, C., Velazquez, A., Mora, A., Caballero, V., De la Parra, F., Ortiz, J. y Cardozo, E. 2016.

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Lasso, A., Mora, A.,Villamizar, C., Gelvez, J., Ortiz, J., Rico. J. 2018. Basin scale flow of water in the southern Llanos. Impacts on petroleum exploration. Resumenes extendidos, I Cumbre del Petróleo y Gas. Mora, A., García, D., Reyes-Harker, A., Parra, M., Blanco, V., Sanchez, N., De la Parra, F., Caballero, V., Rodriguez, G., Ruiz-Valdivieso, C., Naranjo, J., Teson, E., Niño, F., Quintero, I., Moreno, N., Cardozo, E., Gamba, N., Horton, B. K., Arias-Martinez, J. P., 2018, Tectonic evolution of petroleum systems within the onshore Llanos basin. Insights on the presence of Orinoco heavy oil analogues in Colombia and a comparison with other heavy oil provinces worldwide. AAPG Bulletin.

Parra, M., Mora, A., Lopez, C., Rojas, L. E. y Horton, B.K., 2012. Detectining earliest ehortening and deformation advance in thrust-belt hinterlands: Example from the Colombian Andea. Geology, 40, 175-178 Reyes-Harker, A., Ruiz-Valdivieso, C.F., Mora, A., Ramirez-Arias, J.C., Rodriguez, G., De la Parra, F., Caballero, V. 2015. Cenozoic paleogeography of the Andean foreland and Retroarc hinterland of Colombia. AAPG Bulletin V. 99 n. 8 p.1407-1453.

C. F. Ruiz-Valdivieso, A. Mora, J. C. RamirezArias, G. Rodriguez, F. de la Parra, V. Caballero, et al., 2015, Cenozoic paleogeography of the Andean foreland and retroarc hinterland of Colombia: AAPG Bulletin, v. 99, no. 8, p. 1407–1453

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a Junta Directiva de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo se complace en anunciar el nombramiento de Flover Rodríguez Portillo como Director Ejecutivo de la Asociación.

Flover será responsable de los temas técnicos, administrativos y de pedagogía regional de la Asociación. Estamos seguros de que su capacidad de liderazgo y su experiencia en comunicación de la ciencia, serán fundamentales para la transformación de la asociación.

Flover es Geólogo de la Universidad Industrial de Santander con diplomado en Dirección de Proyectos de la Universidad de los Andes.

Su trayectoria profesional inició en el Instituto Colombiano del Petróleo ICP como Geólogo del Grupo de Geoquímica Orgánica. Desde 2015 se venía desempeñando como Geólogo del Grupo de Cartografía del Servicio Geológico Colombiano, en donde lideró jornadas de apropiación social del conocimiento geocientífico a través de la difusión del qué hacer geológico a diferentes públicos. Flover ha ocupado diferentes posiciones de liderazgo a nivel gremial: Hasta 2019 ha sido el Coordinador Internacional de Capítulos Estudiantiles de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo AAPG, y desde 2015 miembro de la Junta Directiva de

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NOTICIAS

Nombramiento de Director Ejecutivo la Sociedad Colombiana de Geología. Desde 2017 viene promoviendo con el apoyo de diversas instituciones un programa de entrenamiento en comunicación de la ciencia para geólogos. Ha liderado programas de comunicación de la ciencia como Earth Science Week a nivel de Colombia, a través del cual ha logrado compartir las ciencias de la tierra con más de 3000 personas.

Pedagogía Regional

a pedagogía regional se convirtió en uno de los principales pilares de la Asociación ya que hemos evidenciado un profundo desconocimiento de las geociencias en las comunidades donde operamos, en los entes tomadores de decisiones y en general, en la sociedad.

Por eso en 2018, la Asociación se posicionó fuertemente en pedagogía, invirtiendo en capacitación, diseño y desarrollo de metodologías propias y elaboración de material. Se consolidaron dos convenios con empresas del sector y se desarrollaron talleres propios.

Se logró desarrollar talleres y actividades técnicas en 14 departamentos, 30 municipios,

llegando a cerca de 5000 personas, enfocados en las regiones petroleras.

Con el programa de pedagogía regional de la ACGGP: Diálogo de Saberes, se avanzó en la construcción de relaciones de confianza con las comunidades, permitió responder preguntas de los diferentes grupos de interés, cambiar positivamente la imagen de la industria petrolera en las regiones y visibilizar a la ACGGP como una Asociación técnica seria y que fomenta el desarrollo sostenible, esto llevó a que la ACGGP haya empezado a ser consultada en temas técnicos por las autoridades regionales y nacionales, las comunidades y las instituciones académicas.

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NOTICIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Convenio de Pedagogía ACGGP-Gran Tierra

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n diciembre del 2017 se firmó un convenio de cooperación técnica entre la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) y Gran Tierra Energy Colombia (GTE) con el objetivo de realizar campañas de difusión del conocimiento que incluya aspectos técnicos de la exploración y explotación de hidrocarburos, el cuidado del agua, y el medio ambiente en las áreas de influencia de los proyectos desarrollados por Gran Tierra Energy. Lo anterior enmarcado en una filosofía de pedagogía regional desarrollada por la ACGGP basada en comunicar la información en un lenguaje apropiado, de forma honesta y transparente, el respeto cultural, el reconocimiento de la sabiduría popular y propendiendo por la preservación y fomento de las costumbres locales bajo la perspectiva del desarrollo sostenible.

Durante el año 2018 en el marco del convenio mencionado, se realizaron 80 talleres en 7 municipios del Putumayo y en San Martín-Cesar, dirigidos a: autoridades locales: alcaldía, concejales, inspectores de policía; empresas de servicios públicos, autoridades ambientales, co-

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munidades, docentes, proveedores locales, líderes comunitarios, estudiantes de colegios, estudiantes de educación superior, personal interno de la empresa y contratistas. Adicionalmente se hizo acompañamiento en 10 actividades específicas solicitado por GTE, en las que se incluyen talleres en: San Pedro de Urabá, Yopal-Casanare, Putumayo y Bogotá.

Se logró llegar a 1700 personas y por parte de la ACGGP participaron en el proceso 8 profesionales senior y 7 profesionales junior.

El convenio entre ACGGP y GTE fue un escenario bastante enriquecedor en el aprendizaje de trabajo con comunidades, metodologías de talleres, trabajo interdisciplinario con ingenieros de petróleos, profesionales ambientales y sociales. Adicionalmente se logró hacer un diagnóstico importante del conocimiento sobre la industria petrolera antes y después de los talleres impartidos por la ACGGP que muestran resultados muy satisfactorios y constituye una línea base para continuar esta labor que cada día se va convirtiendo en indispensable para operar cualquier tipo de proyecto de desarrollo.

Taller con Concejales del municipio de Puerto Asís, Putumayo.

Taller con estudiantes de grado 9° y 10° de colegios, liderado por profesionales junior ACGGP con el libro Hace Tiempo.

Conversatorio con proveedores locales y líderes de San Martín-Cesar sobre la actividad petrolera en esa región.

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Convenio de Pedagogía ACGGP-Canacol

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ara la Asociación la gente importa: Entre los meses de Noviembre de 2018 y Enero de 2019 se llevaron a cabo actividades del programa Pedagogía Regional en el marco del Convenio firmado por la Asociación con la compañía Canacol Energy. Las actividades comprendieron la realización de 36 talleres pedagógicos en el departamento de Córdoba, en donde uno de los logros fue entablar un diálogo basado en la confianza y la transparencia, entre las comunidades y los voluntarios de la Asociación, con el propósito de compartir conocimiento científico referente a la adquisición sísmica y el ciclo del agua. Los talleres se desarrollaron manteniendo un lenguaje adaptado a los campesinos y miembros de cabildos indígenas, y usando metodologías pedagógicas apropiadas. En total se logró compartir con más de 2100 personas de 18 veredas de los municipios de Sahagún, Córdoba y la Unión, Sucre.

Para la Asociación fue gratificante haber sostenido este diálogo, que enriqueció la experiencia del programa y fortaleció los lazos entre las comunidades de zonas de exploración y/o explotación de hidrocarburos y la industria.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

NOTICIAS

Pedagogía ACGGP

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Taller dirigido por John Cerón con la CAS en San Gil, Santander sobre Fracking.

demás de los talleres realizados como parte de los convenios con empresas, para la Asociación es muy importante llegar no solamente a las comunidades de las regiones petroleras sino a los líderes tomadores de decisiones y a la comunidad general. Se resaltan en las actividades organizadas por la ACGGP los talleres con la Corporación Autónoma Regional de Santander, UPME, y ANH; los talleres en instituciones de educación media y superior en Yopal, Casanare; los talleres con colegios en Sogamoso, Boyacá. En medios de comunicación la ACGGP hizo presencia en: Semana en vivo, Cable noticias, Canal Institucional, RCN Televisión, RCN Radio y emisoras locales.

Victor Ramírez representando a la ACGGP en el programa de televisión Llegó la Hora del Canal Institucional.

Taller “Buenas prácticas para el trabajo con comunidades”

E

l día 09 de Febrero de 2019 la Asociación realizó el Taller “Buenas prácticas para el trabajo con comunidades” dirigido por la Licenciada en Educación Comunitaria Linda Cárdenas, en el marco del programa Pedagogía Regional que lidera la Asociación, y contó con la participación de 40 estudiantes, jóvenes profesionales y profesionales miembros de la Asociación. El taller propendió por generar estructuras de reflexión colectivas para el desarrollo fructuoso del trabajo con comunidades, y se centró en abordar temas como el reconocimiento e identificación de actores, particularidades de los mismos, estrategias comunicativas para el trabajo con comunidades y al final, un conversatorio en el que los participantes pudieron compartir sus experiencias no solo en escenarios de Pedagogía Regional, también en diferentes espacios generados para promover la apropiación social del conocimiento geocientífico con diferentes actores sociales de nuestro país. La Asociación está comprometida con la capacitación de los voluntarios que lideran las actividades del programa Pedagogía Regional.

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Comité de Política E

n 2018 se consolidó el Comité de Política de la Asociación, el cual está conformado por un grupo de geólogos y geofísicos preocupados por la falta de representación de los profesionales de la Ciencias de la Tierra en los escenarios políticos, por la desinformación en torno a la industria de los hidrocarburos, y por el desconocimiento por parte de los tomadores de decisiones de los procesos que operan en el subsuelo.

Una de las actividades propuestas y realizadas por miembros del comité de políticas de la ACGGP, fue la de divulgar y explicar las técnicas de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico, para Senadores, Representantes y Coordinadores de las Unidades Técnicas Legislativas (UTL), para afianzar la correcta toma de decisiones en los proyectos de ley de prohibición y moratoria del fracturamiento hidráulico. Fue así como los geólogos: Lina B Franco I, John Cerón, Kurt Bayer, Carlos Ortega y Adolfo Bolívar B formaron un equipo de trabajo para conversar especialmente a los miembros de la Comisión Quinta del Senado y de la Cámara de Representantes, donde se tramitan los proyectos de ley ya mencionados.

Se visitaron a los Honorables Senadores: Eduardo E Pacheco, de Colombia Justa y Libres (CJL), Ciro A Ramírez, Centro Democrático (CD); Guillermo García Realpe, Liberal (L) y a los Honorables Representantes Carlos E Acosta (CJL), Héctor A Ortiz, Rubén D Molano y Juan Espinal (CD); y Cesar Ortiz ( AV), con quienes se realizaron productivas presentaciones y conversaciones. También, se trabajó con el honorable Representante Wadir Manzur, Conservador, y miembros de su UTL, Eusebio Orozco, en el perfeccionamiento de la ponencia negativa sobre los proyectos de ley prohibición y moratoria del Fracking.

Adicionalmente, se hicieron presentaciones en los foros propuestos por la Comisión Quinta de la Cámara de Representantes sobre el fracturamiento hidráulico en las ciudades de Bogotá, Valledupar y Villavicencio, se participó en la audiencia pública sobre sísmica en Chiquinquirá, Boyacá, y se participó en un conversatorios sobre fracking en la Universidad del Norte de Barranquilla, y la Universidad Externado de Colombia.

De izquierda a derecha: Adolfo Bolívar y Lina Franco integrantes del Comité de Política de la ACGGP, Janneth Bolívar, líder de la UTL del representante Eduardo Acosta Lozano y Kurt Bayer, integrante del Comité político de la ACGGP

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SOCIALES

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Ganador concurso libro Hace tiempo, 24 de mayo.

De izquierda a derecha, Lina Maya, presidente; Mauricio Velandia, Ganador del concurso y Antonio Velásquez, vicepresidente técnico.

Conferencia Exploring for hydrocarbons in Volcanic Basins: Panamá - Choco island arc. 27 de Septiembre De izquierda a derecha, Andrea Ortiz Karpf, Editora ACGGP; Dr. Darío Barrero, conferencista y Antonio Velásquez, Vicepresidente técnico ACGGP.

Lanzamiento del premio Henry Martínez Gómez que reconoce liderazgo excepcional de jóvenes profesionales en geociencias, 18 de Diciembre.

Al centro los familiares de Henry Martinez quienes asistieron a la ceremonia y recibieron el premio otorgado a Henry Martinez de manera póstuma.

Conferencia Modelamiento de Cuencas Aplicación en la Predicción de Presión de Poro y Régimen de Esfuerzos Geológicos, 30 de agosto. De izquierda a derecha, Lina Maya, Presidente; Carlos Ortega, Tesorero; Juan Carlos Hidalgo, conferencista; Antonio Velásquez, Vicepresidente Técnico; Andrea Ortiz Karpf, editora y Melissa Lasso, Secretaria.

Participantes Curso Seismic Attributes as the Framework for Data integration Throughout the Oilfield Life Cycle, 24 de Octubre.

Participantes Taller “Buenas Prácticas para el Trabajo con Comunidades”, 9 de febrero de 2019.

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XIII Semana Técnica de Geología e Ingeniería Geológica, 17 de agosto. De izquierda a derecha Ana María Ramírez, asistente administrativa y Melissa Lasso, secretaria de la junta directiva.

Conferencia técnica en conjunto con la Sociedad Colombiana de Geología: “Aplicación de la Geología a Estudios de Patrimonio Cultural” 30 de Mayo. “Hay todo un mundo para explorar con la aplicación de la geología a estudios de patrimonio cultural. Los nuevos profesionales deben capacitarse para responder a éste reto” Jorge Barón, conferencista ganador del Premio Jesús. A. Bueno.

Conversatorio 100 Años Explorando y Desarrollando a Colombia. De izquierda a derecha, Ricardo Vargas, Mayra Vargas, Flover Rodríguez y Emilly Smith-Llinas.

Foro Nacional no Convencionales. Por parte de ACGGP John Ceron, Edward Tovar, Gerente de YNC de ECOPETROL S.A, Tomas Lutz, country manager de Canacol Energy, Martin Kaindl de Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Julio César Vera Díaz de Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos - Acipet y Carlos Medina experto en fracturamiento de Weatherford.

Conversatorio 100 AÑOS EXPLORANDO Y DESARROLLANDO A COLOMBIA, 24 de mayo. De izquierda a derecha, moderador, Jaime Arteaga; Panelistas Juan Carlos Ramón, Enrique Velásquez, Darío Barrero.

Conversatorio 100 Años Explorando y Desarrollando a Colombia. De izquierda a derecha María Murillo, Dr. Darío Barrero, Dr. Rubén Llinas, Guillermo Camargo, Hernán Arias, Adriana Robayo.

SOCIALES

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Asistentes al Conversatorio 100 Años Explorando y Desarrollando a Colombia.

Participantes Fiesta fin de año ACGGP.

Participantes Fiesta fin de año ACGGP. Participantes Fiesta fin de año ACGGP.

Fiesta fin de año. De izquierda a derecha, Raúl Hernández Vicepresidente Administrativo, Carlos Ortega Tesorero, Andrea Ortiz Karpf Editora, Germán Espinosa Presidente Campetrol, Lina Maya Presidente y Antonio Velásquez Vicepresidente técnico.

I Cumbre del Petróleo y Gas. De izquierda a derecha, Ismael Arenas Presidente ACIEM, Germán Espinosa Presidente Competrol, Lina Maya Presidente ACGGP, Iván Duque, Presidente de la Republica; María Fernanda Suarez, Ministra de Minas y Energía, Julio Cesar Vera, Presidente Acipet, Francisco Lloreda, Presidente ACP.

Marzo de 2019

I Cumbre Petróleo y Gas. De izquierda a derecha, Ismael Arenas, Presidente ACIEM, Enrique Velásquez, representante de ACGGP ante Comité Gremial Petrolero; Francisco Lloreda, Presidente Ejecutivo ACP; Germán Espinosa, Presidente Ejecutivo Campetrol; Julio Cesar Vera, Presidente Acipet.

Comisión VI Cámara de Representantes Kurt Bayer, Representante ACGGP.

Foro Universitario Yacimientos no Convencionales organizado por los capítulos Universidad EAFIT Medellín, noviembre 2018.

Mesa Directiva de la I Cumbre de Petróleo y Gas.

Comisión V del Senado Germán Bayona, Representante ACGGP.

Noticias RCN. De izquierda a derecha, John Cerón, Director Técnico ACGGP; Carlos Amaya, Gobernador de Boyacá; José Manuel Acevedo, Presentador.

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