La exploración de la Cuenca del Golfo de Guayaquil, y el desarrollo del único descubrimiento: el campo Amistad, es una serie con protagonistas de todo tipo, y otro ejemplo de cómo se ha manejado al país en el área energética. En en este artículo, revisaremos la historia del desarrollo del campo Amistad y generalidades de sus características geológico-petroleras.
La truculenta entrada en escena del consorcio ADA,
repite una historia parecida a lo que sucedió en la cuenca Oriente, con Minas y
Petróleo. El descubrimiento del campo Amistad, por el
Consorcio ADA, fue el resultado de una exitosa historia técnica, en un fondo sinuoso
y oscuro de engaños y vivezas, con actores nacionales, que actuaban al son de
un libreto preparado por guionistas extranjeros poco escrupulosos de leyes y
procedimientos, que se movían a sus anchas en los escenarios de un país
agrícola pobre, con institucionalidad débil, en un ya lejano febrero de 1968,
cuando el Ministerio de Industrias y Comercio a través del Juzgado de Minas,
adjudica a “seis ecuatorianos” (Gustavo Mosquera Salcedo, Ana Puente Vargas,
Hugo Sosa Almeida, Neil Ignacio Lemos Quiroz, Telémaco Cortez Bueno y Rafael
Torres), representados por Joseph Shannon Wolfe, un área de 1millón 420 mil
has., distribuidas en áreas que variaban alrededor de 230 mil has. para cada
uno, con el objeto de explorar hidrocarburos. 14 días antes, -el 31 de enero de
1968- , esos seis “negociadores”, firmaron una escritura pública, mediante la
que se comprometieron a traspasar sus concesiones, al Consorcio del Golfo, a cambio
de USD 20,000 (equivalente a 493,500 sucres de la época), para cada uno (¡triste
historia de esos seis prestanombres!). El Ministerio pidió a los interesados
(había dos compañías más, aparte de los seis), presentar en sobre lacrado y
sellado un programa de inversiones, para los tres primeros años del período de
exploración. El Sr. Shannon Wolfe, presentó un monto que variaba entre USD
3’400.000 y US$ 5’600.000 (¿condicionado?) para el período de exploración de
cinco años (Arosemena, 1973, en Barba D., 2016). Entre el 17 y 19 de abril, esos
“seis ecuatorianos”, finiquitan su actuación al recibir la autorización para
efectuar el traspaso de su concesión, mediante decreto publicado en el Registro
Oficial el 7 de mayo, con lo que cumplen con lo pactado (haciendo de lado al
Estado), y traspasan, sus concesiones ante un notario (que se suma a la
feria!), al Consorcio del Golfo, formado por ocho compañías norteamericanas, con
ADA de Exploración Petrolera C.A., -subsidiaria de Mobil- como operadora; luego
de que anteriormente, se publicaron las concesiones en el Registro Oficial No.
315 del 14 de febrero, y cuyas escrituras públicas se celebraron ante el mismo
Notario que validó el traspaso. En 1969 el Ministerio de Industrias y Comercio,
celebró la escritura pública con las compañías integrantes del Consorcio del
Golfo (ADA), en la que se deja constancia de que “para el otorgamiento y
transferencia de estas concesiones y de los respectivos contratos, se cumplieron
todos los trámites previstos por la ley ecuatoriana” (Arosemena, 1973, en Barba
D. Informe no publicado 2016).
En 1961, -apenas seis años antes-, un maestro del
engaño y el timo, en el que seguramente se inspiraron los representantes de
ADA: el austriaco Howard Strouth, hace una jugada propia de un tahúr de alto
vuelo, como representante de la compañía Minas y Petróleos del Ecuador, al
obtener para su representada, una concesión de 4 millones 350 mil hectáreas,
por hasta 57 años plazo; en condiciones totalmente adversas para el Estado
ecuatoriano, al ser autorizado para que, por su cuenta y riesgo pueda efectuar
traspasos, asociarse o vender todo o parte de su concesión; acorde con lo cual,
en el mismo año, mediante contrato privado traspasa al Consorcio Texaco-Gulf
650 mil hectáreas; una pequeña parte de su concesión; sin contar inicialmente
con el aval del gobierno ecuatoriano, pero -como casi siempre sucede- con
legalización posterior, dada mediante Acuerdo Ministerial de diciembre del
mismo año (Rivadeneira M., 2014). Este ciudadano austriaco, sobre el cual
existe abundante literatura que lo describe como un voraz hombre de negocios,
capaz de moverse ágilmente en los entramados burocráticos de un estado pobre,
con funcionarios que ganaban exiguos sueldos, medio ideal para un capitalista
sin escrúpulos, -en un territorio, en donde era y es fácil obtener favores-, se
aseguró el pago de regalías durante toda la vida de los yacimientos que
descubriese el Consorcio Texaco-Gulf, hecho que posteriormente fue nulitado.
En 1969, mediante Decreto Ejecutivo No 678, se autoriza al Ministro de Industrias y Comercio, que firme un convenio con los representantes de las compañías del Consorcio del Golfo (ADA), mediante el que se comprometan a entregar un sucre por hectárea conservada de las concesiones petroleras en el área del Golfo, “como valor adicional a sus otras obligaciones”.
ADA descubre el campo Amistad. Si
bien esta empresa como vimos antes protagonizó una entrada truculenta en el
Golfo de Guayaquil, tiene el mérito técnico de haber descubierto el campo
Amistad en 1970, mediante la perforación del pozo Amistad 1, cuya producción en
pruebas, es históricamente la máxima obtenida entre los trece pozos productores
que se perforaron en el campo: 30 MMPC/D, (Tabla 1). ADA Adicionalmente, entre
1970 y 1971, perforó tres pozos de desarrollo adicionales, cuya información le
permitió en 1972, determinar la existencia de 459 MMM (mil millones) de pies cúbicos
de reservas recuperables de gas.
El 28 de noviembre de 1972, Guillermo Rodríguez
Lara, mediante decreto 1391 declara nula la adjudicación de las concesiones
hidrocarburíferas y de los contratos de concesión otorgados a los “seis
ecuatorianos”; y deroga los acuerdos ministeriales que autorizaron los
traspasos de concesiones de los mismos, a favor del Consorcio del Golfo.
Declara la nulidad del contrato suscrito entre las compañías y el Ministerio de
Industrias y Comercio; y dispone realizar las acciones necesarias para
establecer responsabilidades de los funcionarios y personas involucradas en los
procesos antes indicados. El consorcio ADA en respuesta demandó al gobierno por
25 millones de dólares (Brogan C., 1984).
Northwest. A finales de 1974, culmina un
concurso de ofertas para la exploración y explotación del gas libre del Golfo
de Guayaquil, con la adjudicación a Northwest de una concesión que incluía el
campo Amistad, que en 1975 se concretó con la firma de un contrato de
asociación. En 1976, DeGolyer & MacNaughton, certifican alrededor de 260
mil millones de pies cúbicos de reservas probadas de gas (La Dirección Nacional
de Hidrocarburos -DNH, estableció por su lado reservas de 186 mil millones de
pies cúbicos). Esta compañía solo pudo desarrollar estudios, y entre ellos, la
interpretación geológica y geofísica del área del campo Amistad, por cuanto fue
demandada por ADA por incumplimiento de un convenio de confidencialidad,
firmado cuando las dos pertenecían a la compañía El Paso, de la que se separaron.
Ésta demanda impidió a Northwest disponer de financiamiento para sus trabajos
en el Golfo de Guayaquil. Adicionalmente no hubo acuerdo entre el
Gobierno y Northwest para la utilización del gas descubierto en Amistad, por lo que el Ministro de Hidrocarburos declaró la caducidad
del contrato en junio de 1978, confirmado por el Tribunal de lo Contencioso
Administrativo en 1980 (Pachano A., 1978).
Fig. 1. Campo Amistad: Facilidades de
Producción y Transporte (Petroamazonas 2018)
La Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana -CEPE, tomó a cargo el bloque del campo Amistad, tras lo cual efectuó la reinterpretación sísmica y cálculo de reservas, definiendo 332 mil millones y 188 mil millones de pies cúbicos de gas de reservas probadas y probables respectivamente. Posteriormente, y en el mismo año, crea la Unidad Ejecutora del Golfo de Guayaquil, con dos objetivos: explorar el Golfo de Guayaquil y explotar el Campo Amistad. Para el efecto, contrató la plataforma de perforación Uxmall de Permargo International con la que, entre 1982 y 1983, perforó el Amistad Sur-1 (pozo de avanzada situado al sur del campo del mismo nombre, que resultó seco), y los pozos exploratorios Golfo de Guayaquil 1, y Tenguel-1, con resultados negativos. Esta unidad realizó la reinterpretación de la estructura Amistad y de los pozos perforados en ella, con lo que definió reservas probadas de gas de 202 mil millones de pies cúbicos y 93 mil millones de reservas probables. El proyecto de explotación del campo Amistad, planificó hacerlo mediante la instalación de una plataforma de producción y la industrialización posterior del gas, mediante la construcción del Complejo Petroquímico de Atahualpa (Otra mega obra que dio las vueltas por varios años y que quedó en el aire).
Energy Development Corporation (EDC),
desarrolla y pone en producción el campo. En octubre de 1994, El
consorcio BHP-King Ranch, gana la licitación para la exploración, explotación y
comercialización del gas del Golfo de Guayaquil. Un año después, el Comité
Especial de Licitaciones de Petroecuador (CEL), da a dicho consorcio 15 días de
plazo para firmar el contrato, pero ante la separación de BHP del consorcio,
King Ranch solicitó a Petroecuador, se le permita suscribir sola el contrato de
participación, lo que fue negado por el CEL, el cual, en marzo de 1996,
adjudica el contrato a EDC Ecuador Ltd., filial de Noble Energy Inc., que era
la segunda compañía en orden de prelación.
En 1998, PETROECUADOR, autorizó la explotación
anticipada del campo Amistad, para lo cual, en el 2000, contrata un taladro
NABORS P18 con el que entre el 2000 y el 2004, perfora ocho pozos de desarrollo
(Tabla No1), y arranca la producción en el 2002. Las facilidades de producción
fueron programadas para manejar un promedio de 27 MMPCG/D, y alcanzar un máximo
de 35 MMPCG/D.
Para crear mercado, para el gas a explotarse, EDC
formó su filial Machala Power Cía. Ltda., único cliente que operaba bajo un
Contrato de Concesión con el Gobierno del Ecuador. Se instaló una planta de
generación eléctrica de 130 MW, ubicada cerca de la ciudad de Machala, 100%
propiedad de NOBLE, la misma que se preveía ampliar a 312 MW, hecho que nunca
se concretó. Esta planta se conectó con el campo Amistad mediante un gasoducto.
complementado con instalaciones de procesamiento de gas en tierra (Noble Energy
Inc., 2009). Para esta etapa, EDC reportó una inversión en el Bloque 3, de
alrededor de US$232 millones.
EP Petroecuador toma la operación del campo. El 1 de enero del 2011, Petroecuador crea la Gerencia de Gas Natural, para operar el Bloque 6, que pasó a manos del Estado ecuatoriano, por falta de acuerdo entre EDC y el gobierno, para cambiar el modelo contractual (EP PETROECUADOR, 2013). Dicha Gerencia, contrató el reprocesamiento, e interpretación sísmica, con énfasis en la determinación de prospectos en el Bloque 6, además de estudios micro sísmicos para definir anomalías relacionadas con presencia de hidrocarburos en el bloque.
En el 2012, ésta Gerencia promocionó a nivel
internacional la existencia de 1,7 trillones de pies cúbicos de gas natural, en
base a “…la reinterpretación de los datos de las sísmicas 2D y 3D entregados
por la antigua operadora EDC, y la realización de micro sísmica, en un área de
520 km2 del campo Amistad. Estos resultados amplían el horizonte gasífero de
Ecuador hasta por 20 años más” (El Universo, 15 marzo, 2012). En el 2012,
contrata la plataforma de perforación Ocean Spur propiedad de Diamond, operada
por ENI. Contrató además con la empresa rusa Sevmorgeo, el registro sísmico
marino 3D en derredor del campo Amistad y al interior del Bloque 6 y la
Simulación Matemática de Yacimientos del campo Amistad.
Petroamazonas absorbe la Gerencia de Gas de EP Petroecuador.
Paralelo a la anexión de Petroproducción a Petroamazonas en el 2013, se
traspasa la operación del campo Amistad, en donde Petroamazonas continúa con la
perforación de cinco pozos de desarrollo, tres de los cuales fueron productivos
(Tabla 1).
Entre el 2011 y el 2017, Petroecuador inicialmente
y Petroamazonas después, invirtieron 546 MM de USD. “La inversión realizada por
el Estado, en los seis últimos años, en el campo de gas natural Amistad (fig.
1), no generó los resultados esperados… incrementar la producción hasta 100
millones de pies cúbicos de gas natural por día, ... De los seis pozos
perforados, solo tres fueron productores…” (El Comercio, marzo 26 2018). El
pico de producción, se alcanzó el 2014, con alrededor 56 millones de pies
cúbicos por día, aunque la meta era llegar a 100 millones. Para fijar este
objetivo se consideró el “descubrimiento de nuevas reservas, que sumaban 1,7
trillones de pies cúbicos”, según anunció en marzo del 2012 Petroecuador, que a
esa fecha estaba a cargo de esta área. “En promedio, el Estado canceló USD 90,9
millones por cada pozo perforado…. No se trabajó con “cifras realistas”, según
A. Galarraga (+), exgerente de Petroamazonas, para quien el volumen de gas
natural anunciado en el 2012 (1,7 trillones de pies cúbicos), estaba
sobreestimado. Según cifras de la Secretaría de Hidrocarburos del 2012, las
reservas probadas en Amistad eran 0,422 trillones de pies cúbicos.
En la realidad, no hubo ningún descubrimiento de
nuevas reservas, sino una simple manipulación de cifras, “sustentadas” en un
par de hojas de power point, y unas hojas de Excel, que tomaban como base las
anomalías micro sísmicas -un método aún en desarrollo- incluyendo información
de un estudio de reprocesamiento sísmico, realizado por una compañía china, en
el que presentaba cálculos de “leads” o pre-prospectos -es decir estructuras,
con un alto grado de incertidumbre en su definición, sin rango aún de
prospectos, que si son estructuras que pueden ser probadas con perforación
exploratoria-. Esa información fue la base para lanzar al mundo esas falsas
cifras de reservas que lógicamente ningún organismo ni estatal ni privado,
fuera del país les creyó. Según el diario El Comercio, 26 de marzo 2018 “…Para
Fernando Santos, exministro de Energía, las autoridades del Gobierno anterior
multiplicaron las reservas de gas, sin mayores estudios, para justificar el
despilfarro de recursos, aunque no hubo mayores resultados…”Luis Calero, …,
estima que debido al manejo “poco transparente” que hubo de esta área hidrocarburífera,
es necesario que las autoridades de control investiguen los estudios y las
inversiones realizadas”… El ex ministro Wilson Pastor señala que cuando el
Estado asumió la operación de Amistad aumentó la producción de gas. “Si no se
llegó a los 100 millones de pies cúbicos fue porque hubo fallas. La geología es
de riesgo y a veces uno encuentra lo que no busca”… (¿entienden algo de esta
aseveración?). El desarrollo del campo dio pobres resultados. Nunca se alcanzó
la meta propuesta de llegar a producir cien millones de pies cúbicos
diarios. ¡Así es como se manejaban las cifras!
Fig. 2. Historial de producción
promedio diaria por año, del campo Amistad 2002-2017 (Petroamazonas, 2018)
La irracionalidad en el manejo técnico, como en
tantos otros proyectos productivos, se generó por decisiones políticas, no
sustentadas en la realidad, sino más bien en intereses económicos ajenos al
Estado -al que dicen defender- y que, junto a la ignorancia, son la única forma
de entender procesos de toma de decisiones para inversiones irracionales. Si la
realidad de las dos empresas estatales, Petroecuador y Petroamazonas, era de
escasez de recursos para operación y nuevas inversiones, como explicar que se
haya priorizado la inversión en un campo de gas seco, frente a la necesidad de
invertir en sus campos maduros con rentabilidad asegurada: Shushufindi, Auca,
Libertador, Cuyabeno, etc. La gigantesca inversión realizada en el Golfo de
Guayaquil, hubiese permitido perforar unos 70 pozos de desarrollo, en los
campos en producción de la cuenca Oriente, y obtener una gran inyección de
recursos para el Estado, pero eso no interesaba, ya que la política era
entregar los mejores campos a compañías de servicios.
EL CAMPO AMISTAD: ALGUNAS CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICO-PETROLERAS. Estructura del campo. La
antiforma Amistad, es la mayor estructura de la cuenca del Golfo de Guayaquil,
considerada anteriormente como producto de tectónica arcillosa, se formó en el
Mioceno Medio, como resultado de movimientos transcurrentes dextrales (Fig. 3B),
y continua activa hasta el presente (Rivadeneira 2015, Estudio no publicado),
lo cual tiene implicaciones para su calidad de trampa, ya que la falla
principal posiblemente permitió el escape de parte del gas acumulado. La
antiforma está cortada por un sistema de fallas antitéticas, activas hasta el
fin del Mioceno (Tope Fm. Progreso), que seccionan el campo en una serie de
compartimentos (Fig. 3a), que posiblemente controlan la acumulación de gas, lo
que, sumado a la variabilidad en el desarrollo de las areniscas, hace de éste,
un campo con una distribución irregular de las acumulaciones gasíferas, lo que
se refleja en la importante cantidad de pozos de desarrollo secos y con
producción no comercial (Tabla 1).
Esta estructura separa dos dominios bien marcados
de la cuenca: El flanco oriental conocido como Graben Jambelí y, el dominio
occidental de máxima subsidencia de toda la Provincia Petrolera
Tumbes-Progreso, que corresponde a la Subcuenca Esperanza, limitada al Oeste
por el Alto Domito (fig. 3b).
Fig. 3. Estructura del campo Amistad. A) Mapa estructural al tope Subibaja (Petroamazonas
en Tesina de Chico C. W. y Cuaces H. J., 2016 ). B) Sección sísmica W-E Cuenca
del Golfo de Guayaquil, mostrando las mayores estructuras de la cuenca: Amistad
y Domito (Aizprua C. et al., 2019)
Areniscas con calidad de reservorio. Las dos
secuencias de areniscas cuarzosas productoras del campo Amistad (fig. 4),
provienen del retrabajamiento de depósitos metamorfizados de la Cordillera de
Amotape en el Perú y son: La arenisca del tope de la Formación Subibaja,
productoras de gas biogénico en el campo Amistad y de crudo en el Golfo de
Guayaquil 1, en Ecuador y en los campos Albacora y Corvina de la vecina cuenca
peruana de Tumbes, que además producen gas natural y gas condensado y la
Arenisca Basal Progreso, productora de gas biogénico en Amistad y crudo en
el pozo Barracuda 15-X-1 del Perú.
Fig. 4. Reservorios Subibaja y
Progreso del campo Amistad
Características
del gas del campo Amistad. El gas del campo Amistad es un gas, natural
seco, con un porcentaje molar de metano mayor al 99%, de origen biogénico, es
decir no se formó por evolución térmica de la materia orgánica contenida en las
arcillas de la roca generadora, sino por acción bacterial. Solamente en un pozo,
se encontraron mayores proporciones de etano y propano. Este dato es importante
ya que este gas sirve fundamentalmente como combustible, que actualmente es
utilizado para generar electricidad en la planta Eléctrica de Machala y, puede
ser usado en calefacción de edificios, en hornos industriales, por lo que era
una posibilidad para la industria cerámica de Cuenca. Esta aclaración es
importante ya que mucha gente (entre ellos varios “analistas petroleros”), cree
se trata de un gas húmedo, que es un gas rico en componentes más livianos como
propano, etano, butano, que pueden alcanzar el 19-20% del contenido. El campo
Amistad produce una cantidad
mínima de “condensado”, que al 2013, según Geoconsult, alcanzó un acumulado
total de apenas 11.3 Mil Bls, que frente a los 113,5 MMPCN (18.9MMBls.
equivalentes) de gas producido, representa apenas el 0.06%.
Perspectivas
Exploratorias: Los datos geoquímicos indican que los
gases biogénicos provienen de una roca generadora (calcárea), en el límite
inferior de la ventana de generación de crudos: Ro: 0.5, mientras que el pozo
con mayor porcentaje de etano y propano, es un condensado biodegradado generado
en la etapa final de hidrocarburos líquidos, con un Ro >1.2 (Noble Energy
International). El gas evolucionado térmicamente, puede ser producto de una re migración
desde un yacimiento de gas condensado más profundo, lo que abre perspectivas de
acumulaciones a mayor profundidad.
El gas del campo Amistad, es un gas biogénico, que procedería
de las rocas generadoras: Dos Bocas/Heat, en la etapa final de diagenesis (Ro:
0.5-0.6), con mínima evidencia volumétrica de un gas termogénico –más
evolucionado, proveniente de una roca madura en etapa de generación de gas
húmedo, lo que abre perspectivas de acumulaciones más profundas (20-25 mil
pies), lo que lógicamente implicaría mayor riesgo y una importante inversión
exploratoria.
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