Abstract: This project presents three-dimensional conceptual and numerical flow models of a gascondensate field in the foothills region of the Eastern Llanos Basin in Colombia. The Eastern Llanos Basin has been the subject of diverse studies for hydrocarbon exploitation. Over the past decade, this region has been assessed for its geothermal potential in currently exploited oil & gas fields. A gas-condensate field located in the foothills of the basin represents a promising opportunity to produce geothermal energy. The conceptual and numerical models integrate geological, geophysical, geochemical and well data to enhance the understanding of the geothermal system in a sedimentary environment. The Leapfrog Geothermal model shows that the gas-condensate field presents a structurally complex architecture, where hydrocarbons and water accumulate in an relatively permeable reservoir. Well data exhibit a constant geothermal gradient, indicating conductive heat transfer. Based on geochemical data and hydrological analyses, it is identified that meteoric recharge occurs in the Andean orogenic belt and fluid flows from NW to SE. TOUGH2 numerical simulations are developed to generate a natural state model and geothermal production scenarios, which give an estimation of water extraction in the field. The thermal and hydraulic parameters were extracted from published experimental and well data. In order to simplify this first geotermal model, and reduce the number of parameters, it is assumed that the field is completely saturated with water. The natural state model temperature field is concordant with measured well data and simulated mass flow direction confirm expected patterns. Production scenarios demonstrate that it is possible to extract water at more than 90 °C without termal breakthrough during the 30 years simulation. Thermal power calculations yield two optimistic scenarios with more than 30 MWth of heat production, and a conservative scenario with approximately 6 MWth. The conservative scenario provides a better approach to reality with current water production. Thus, this project presents the basis for further studies on geothermal development in actively exploited hydrocarbon fields.

In Colombia the petrol supply sector lags well behind other sectors such as electricity supply, ports, and motorways, in undertaking an open policy. However, freeing the petrol supply market is considered necessary in order to release the state from the economic burden that it would otherwise have. This situation is particularly true in the oil industry, which is one of the most capital-intensive businesses. This thesis assesses the petrol supply chain in Colombia identifying the key driving factors, the companies involved and the challenges they are facing in the light of world and regional trends. In this way, a comparative assessment of the Colombian Oil Company (Ecopetrol) is undertaken looking at how other state-owned companies such as the Venezuelan, Brazilian, Mexican and the Argentinian are tackling similar problems. In addition, the thesis will assess what is the best trade off between importing and/or refining for supplying petrol to Colombia regarding three different schemes under three different scenarios of demand. The analysis considers environmental, institutional, technical and economic issues; the latter is assessed using a Linear Programming (LP) model. The paper concludes that the Colombian government should elaborate a white paper to restructure Ecopetrol. Administratively, the chairman should be appointed for a fixed period of time with the provide it with autonomy for selecting its most convenient business strategy. Ecopetrol should be opened up to both international competition and foreign partnership in order to compete in the global market. This would involve improving its competitiveness, pursuing international standards of efficiency and using benchmarking targets for its planning and development. In addition, the government and Ecopetrol should separate their accountancy; thus, subsidies for middle distillates consumed by low income groups should be funded through the national budget and not charged to Ecopetrol. Similarly, the government must commit to a policy of not withdrawing economic resources from Ecopetrol to finance independent projects. After undertaking this first series of measures, the next step should be setting a legal and stable framework for the capitalization and opening of Ecopetrol. In this way Ecopetrol should be listed in the stock exchange market both in the country and abroad initially offering a minority stake of its shares in the search for fresh capital, should reduce its political dependency and form strategic alliances to scale up its businesses and improve its efficiency.

El proceso de producción de panela ha generado impactos negativos sobre algunos de los recursos naturales como lo es el agua, el aire y sobre el recurso humano, por ello en la siguiente propuesta se ha tenido en cuenta las investigaciones realizadas en la región por el Centro de Investigación Corpoica Cimpa ubicado en el km 2 Vía antigua a Cite-Santander, especialmente la investigación de evaluación ambiental de un sistema de producción de alcohol carburante a pequeña escala y obtención de panela a partir de la caña de azúcar en la Hoya del río Suárez realizado en convenio por Corpoica- Colciencias. La propuesta de desarrollo sostenible que se presenta en este documento busca describir el sistema productivo panelero y el estado actual de los componentes ambientales, analizar las actividades del proceso panelero por componentes ambientales con y sin proyecto del uso de distintos combustibles en hornilla a partir de la matriz de evaluación de impacto ambiental mejorada de Leopold, analizar estadísticamente los resultados de cada una de las variables medidas en cada tratamiento, proyectar escenarios de mejora a partir la matriz DOFA y proponer a partir de fichas técnicas una visión del desarrollo sustentable en el sistema productivo panelero esta herramienta permitirá que la comunidad panelera al usarla pueda realizar mejoras dentro del proceso productivo y al mismo tiempo minimizar los impactos negativos que se puedan ocasionar al ambiente.

Uno de los aspectos que mayor dificultad representa en el contexto regulatorio del sector hidrocarburos es la manera cómo se pueden integrar las normas de dicho sector con aquellas relativas a la protección de los recursos naturales y el medio ambiente. La ausencia de coherencia normativa dificulta no solamente la labor de los entes reguladores y administradores de los recursos, sino también la de los operadores jurídicos. Tal situación contribuye a la inseguridad jurídica. Todo esfuerzo tendiente a lograr una rigurosa congruencia jurídica podrá fortalecer los principios del desarrollo sostenible. En el interregno se continuarán presentando conflictos relevantes entre la normatividad regulatoria sectorial, los contratos en materia de hidrocarburos (tantos los contratos de evaluación técnica como los contratos de exploración y producción de hidrocarburos), la normatividad ambiental (particularmente aquella que regula los aspectos de licencia ambiental), la normatividad en materia social y de participación ciudadana, así como la realidad de las condiciones físicas in situ. En paralelo, resulta necesario que, en frentes nuevos de regulación, se ajusten las normas existentes a los avances técnicos y el “estado del arte” relativo al sector hidrocarburos. La falta de precisión técnica a nivel jurídico resulta en errores profundos y limitantes del desarrollo del sector.

El presente artículo analiza la reglamentación aplicable a los derrames de hidrocarburos a la luz del derecho administrativo ambiental en Colombia. De igual manera, se presenta un análisis detallado de las implicaciones jurídicas para el responsable de la instalación y la operación, y para el dueño de la sustancia o actividad en la que tiene lugar el derrame de hidrocarburos. Así mismo, se analizan las causales de cesación del proceso sancionatorio ambiental y los eximentes de responsabilidad ambiental en el marco de investigaciones por el derrame de crudo. Finalmente, se traen a colación los casos más relevantes a nivel administrativo y judicial en el país relacionados con los juicios de responsabilidad por el derrame de hidrocarburos.

La participación creciente del carbón en variables tales como PIB departamental, PIB per cápita, regalías, exportaciones, divisas y empleo, entre otras, se constituyó en una primera justificación de la presente investigación. En este documento se adelanta un análisis de la actividad carbonífera en La Guajira, Cesar y Córdoba, para el período 1980 a 1997.Para cumplir con el propósito de la investigación, el documento se dividió en tres partes: en la primera sección, se presenta un resumen histórico y un conjunto de estadísticas básicas de la actividad carbonífera en el Caribe colombiano. Esos departamentos (La Guajira, Cesar y Córdoba) concentran cerca del 90% las reservas medidas, el 80% de la producción y el 87% de las exportaciones de carbón colombiano durante la década de 1990. Entre 1980 y 1996 las exportaciones regionales de carbón generaron divisas por 5.000 millones de dólares. Durante 1996 las exportaciones de carbón representaron cerca del 8% del total exportado a nivel nacional, superadas sólo por las de petróleo (26%) y las de café (15%).En la segunda sección se observa que tanto el PIB departamental como el per cápita dieron un salto significativo a partir de 1985, cuando ya se encontraban operando las explotaciones de El Cerrejón. Así mismo, se produjo una disminución de la población con Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) en La Guajira, entre 1987 y 1993. En cuanto a empleo, la minería del carbón llegó a generar más de 9.000 puestos de trabajo durante 1988, pero esta cifra luego se estabilizó alrededor de 5.700 empleos en 1996.El tema de las regalías pagadas a las regiones productoras es de singular importancia. Se calcula que entre 1985 y 1996 La Guajira recibió por este concepto una suma cercana a los 200.000 millones de pesos. Para el departamento del Cesar, las sumas todavía no son tan elevadas toda vez que su actividad y producción carboneras a gran escala empezó en la década de los 90´s.La tercera sección presenta un análisis de la oferta y demanda internacional de carbón térmico, así como la evolución y proyecciones de los precios del mineral. En esta parte se muestra la alta correlación entre precios internacionales del carbón y del petróleo, lo cual llevó en la década del setenta a la decisión de impulsar el proyecto carbonífero de El Cerrejón.

Los campos de gas en La Guajira suministran cerca del 66% del gas de Colombia, lo que refleja la importancia de éstos para atender las necesidades energéticas del país. Sin embargo, a nivel regional, el impacto de esta actividad sobre el desarrollo y el crecimiento económico ha sido limitado debido a la naturaleza extractiva de la actividad, la cual se podría clasificar como una economía de enclave, ya que los datos indican que la producción de gas en La Guajira no ha generado encadenamientos productivos que permitan potenciar el crecimiento económico del departamento. En ese sentido, la principal contribución de la extracción de gas a la economía guajira se limita a las regalías pagadas a favor de sus entidades territoriales. No obstante, dichas regalías no parecen haberse traducido en mejoras del bienestar social de la población local debido a aspectos relacionados con la corrupción e ineficiencia en la ejecución de los ingresos. Por el contrario, lo que se evidencia es una alta dependencia hacia estos recursos por parte de los entes territoriales, favoreciendo así, la pereza en la generación y diversificación de recursos fiscales. Adicionalmente, las tendencias decrecientes en la producción permiten pronosticar problemas asociados a la capacidad de abastecimiento del recurso y la aparición de déficits fiscales relacionados con las reducciones de los ingresos de regalías. El estudio concluye que la promoción y desarrollo formal de otros sectores, entre los cuales se encuentran el turístico y comercial, constituye un mecanismo apropiado para aumentar los ingresos fiscales y prevenir la formación de déficits futuros.

Entre 1989 y 2001 se configuró un proceso de integración energética en el Cono Sur de América, en el cual Argentina adoptó el papel de exportador de petróleo y gas natural, a pesar de que históricamente había tenido que importar una parte de los hidrocarburos y sus derivados necesarios para cubrir la demanda interna. El objetivo de este artículo es analizar por qué y cómo se insertó Argentina como proveedor de hidrocarburos en este proceso. Como hipótesis, se argumenta que fue menos una política de Estado que una consecuencia indirecta de la reforma neoliberal del sector de hidrocarburos, cuyos pilares fueron la desregulación del mercado, la privatización de la petrolera estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (ypf) y la transformación simbólica y material del petróleo y gas en commodities. En términos de la cepal (1994), se trató más de una integración “de hecho” que de una integración impulsada por políticas. Tomando en cuenta estudios previos sobre la reforma del sector, se aplicó una estrategia metodológica basada en la investigación documental (Valles, 1997), a través de la recolección, sistematización y análisis de datos secundarios.

Por la cual se establece el ingreso al productor del combustible fosil de la gasolina motor corriente y del ACPM que regira a partir del 22 de marzo de 2025

Por la cual se establece el precio de referencia de venta al publico de la gasolina motor corriente oxigenada y del ACPM mezclado con biocombustible para uso en motores diesel a distribuir en los municipios del departamento de Nario a partir del 22 de