Apogeo

 


Mientras se hipotecaba su futuro, el contrato de asociación estaba por cosechar su más grande éxito. La historia aquí resumida ameritaría un pormenorizado recuento y podría, sin hipérbole, calificarse de epopeya. No es aventurado especular sobre si el empeño con que se persiguieron los yacimientos de Cusiana-Cupiagua se hubiese podido dar bajo las condiciones para la suscripción de contratos vigentes que comenzaron a aplicarse en Colombia durante la década de los noventa.

 

El 11 de julio de 1982, Triton Energy suscribió el Contrato de Asociación Santiago de las Atalayas en el cinturón plegado subandino del piedemonte llanero, con un área de 159.150 hectáreas. Corta de fondos, cedió en febrero de 1984 el 90% de sus derechos por partes iguales a Union Texas y a la Colombian Oil Development Company. Perforaron tres pozos secos en la zona plana del Contrato (La María 1, La Cabaña 1 y Leticia 1).

 

  • Gráfico 1 - Precio WTI (dólar corriente) 1970- junio de 2012
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Descorazonados, los cesionarios devolvieron el área a Triton en mayo de 1986 y esta, de acuerdo con lo previsto en el contrato, retornó en septiembre un poco más de la mitad de su extensión a Ecopetrol, conservando 71.607 hectáreas. Sus obligaciones se redujeron a sendos pozos exploratorios para al quinto y sexto año del Contrato. Triton revisó de nuevo la sísmica existente y disparó líneas adicionales en el piedemonte que había retenido. Creía gustarle lo que entreveía, pero para acometer la perforación necesitaba apoyo financiero. Ofreció participación (farm-in) a muchas compañías dentro y fuera de Colombia sin resultado.

 

Finalmente, el 1w8 de junio de 1987, Triton Energy traspasó el 40% de su participación en el Contrato de Asociación Santiago de las Atalayas a bp y el 40% a la francesa Total. Todos los gastos de exploración correrían por cuenta de los nuevos socios y bp sería el operador. Ya antes, en 1982-1983, bp había examinado la información de Santiago de las Atalayas sin mostrar interés. Cuando Triton reiteró la invitación en 1986, el panorama colombiano había cambiado: Caño Limón en el Arauca estaba en vías de alcanzar una producción de 200 mil barriles por día, demostración llanera del vigor de la roca generadora.


Con suficientes indicios sobre el potencial petrolero del cinturón plegado subandino, se justificaba el estudio global del área. bp consideró prudente integrar el conocimiento para encontrar oportunidades, aparte de las que se proponía verificar en Santiago de las Atalayas. Planteó en consecuencia el tea Boyacá, que se firmó el 6 de julio de 1987 y que comprendía todo el piedemonte llanero, desde el norte de los yacimientos de crudos pesados descubiertos al lado de las montañas cercanas a Villavicencio hasta los límites con Venezuela. bp extendió su presencia técnica en Colombia para prospectar sistemáticamente el piedemonte con la misma visión de nueva frontera que la había llevado a Alaska (1969) y al Mar del Norte (1970). bp transitó por caminos de herradura y vadeó bateas de los ríos para llegar hasta donde iniciaría la perforación del pozo Cusiana-1 el 29 de octubre de 1987. Desde el alto donde se localizó el taladro se oteaba el hermoso panorama de la llanura. A poco de empezar operaciones en el despoblado, se hizo presente la guerrilla del Ejército de Liberación Nacional (eln), que asaltó las instalaciones el 8 de enero de 1988, maltrató al personal y quemó el taladro. Unos meses después ocurrió el secuestro de un subcontratista francés. Los incidentes no atenuaron el entusiasmo, pero el reemplazo del equipo averiado con capacidad para llegar a los esperados 15 mil pies de profundidad se hizo esperar seis meses. Además, se perdió parte del pozo mismo y se requirió una desviación para recomenzar la perforación, que culminó el 1° de diciembre de 1988. Cusiana-1 se considera el pozo que rompió el velo pero su precarias condiciones mecánicas no permitieron penetrar más que hasta la formación Mirador. Quedaron faltando las más profundas: Barco y Guadalupe.

 

En mayo de 1988, durante la perforación de Cusiana-1, Triton continuó gestiones para extender la contratación asociada al sur de Santiago de las Atalayas. El 5 de mayo de 1988 suscribió el colindante Contrato de Asociación Tauramena. Ofreció a sus socios participar 40, 40 y 20% como en Santiago de las Atalayas, pero estos, todavía bajo el impacto de la acometida del eln, declinaron la invitación.

 


Trabajos de recuperación en un tubo afectado por el robo de combustible en Facatativá.

 

En abril de 1989 se dio comienzo al pozo de confirmación Cusiana-2, unos cinco kilómetros al sur del Cusiana-1. Colapsaron las paredes del pozo y se abandonó. El siguiente intento, Cusiana-2A, se demoraría en iniciar hasta junio de 1990 y su prolongación desviada, el Cusiana-2ast, solo se completaría en enero de 1992. ¡Un año y medio de labores! La lentitud del progreso ilustra las dificultades mecánicas y precauciones que eran coetáneas al intento de llegar al objetivo en el piedemonte. El pozo se coronó con éxito y penetró las tres formaciones (Mirador, Barco y Guadalupe).

 

Al confirmarse la potencial dimensión del hallazgo con la perforación de Cusiana-2ast en Santiago de las Atalayas, Triton traspasó Tauramena a sus socios en 1992 pero modificando a 38, 38 y 24% la participación en ambos contratos. El tamaño del yacimiento de Cusiana quedaría esbozado con la exitosa perforación de Buenos Aires-1 en el centro del contrato Tauramena. Más de la mitad de las reservas del yacimiento de Cusiana estarían en él. Se solicitó la comercialidad para los Contratos de Asociación Santiago de las Atalayas y Tauramena el 28 de junio de 1993.55Acta de junio 22 de 1993.

 

Cupiagua-1 se perforó dentro de Santiago de las Atalayas entre marzo de 1992 y mayo de 1993, localizado muy cerca de donde 20 años antes y con la pérdida de la autosuficiencia ad portas, Ecopetrol había riesgosamente hincado el únete-1 en 1973, alcanzando el tope de la formación Mirador. La Empresa encontró petróleo liviano en una cuarcita blanca y compacta, que parecía porcelana. Nadie se interesó por la escasa porosidad de la roca almacenadora; las características pétreas no eran las mismas de otras manifestaciones del Llano mismo y los hidrocarburos descubiertos no parecían comerciales con los métodos de entonces. No se disponía ni de instrumentos científicos para descifrar registros sísmicos confusos, ni de técnicas de perforación sofisticadas para grandes profundidades. Veinte años después, en cambio, bp dio con petróleo y gas abundantes.

 

Pasaron once años entre la firma del Contrato Santiago de las Atalayas y la adquisición de la sísmica inicial hasta el hallazgo de un yacimiento comercial. Una vez más, la flexibilidad y la comprensión de Ecopetrol para postergar obligaciones ante la evidencia de dedicación por parte del asociado habían sido determinantes para culminar con éxito. En el cinturón plegado de los Llanos Orientales triunfaron por una parte la perseverancia y por otra la paciencia reflexiva en la administración del contrato de asociación. Los campos interconectados de Cusiana, Cusiana Sur y Cupiagua son el depósito de hidrocarburos más grande descubierto hasta ahora en Colombia. Sus reservas se han estimado en 2.200 millones de barriles de petróleo equivalentes.

 


Vista parcial de la refinería de Barrancabermeja.

 

El tesón no fue siempre recompensado. Otros menos afortunados enterraron millones en un subsuelo esquivo. Como se mencionó anteriormente, Exxon no tuvo suerte ni en Saravena ni la Serranía de la Palomas (Medina). Chevron invirtió más de us $60 millones sin resultado (Anaconda) en las lomas al pie de Villavicencio. El petróleo había estado allí mucho antes de que se llegara al aparente reservorio pero se había fugado por sus intersticios, liberado por alguna nueva pulsación de los Andes. Cifra semejante enterró Ecopetrol en Coporo-1. Unos años después, Oxy invirtió us $70 millones en un prospecto cuidadosamente gestado (Contrato de Asociación Samoré o Gibraltar), donde perforó Sirirí-1, que no resultó comercial para la compañía. bp misma fracasaría más adelante en Niscota-1, después de invertir us $80 millones y considerable capital político para tener la oportunidad.

 

¿Y por qué tanto dinero? Porque el petróleo del cinturón plegado subandino había que buscarlo cinco y seis kilómetros bajo tierra, dos veces más profundo que en Caño Limón y cinco veces más hondo que en Barrancabermeja. Los riesgos crecían geométricamente y los costos exponencialmente. Los detalles de la cuña sedimentaria sumergida al pie de una gran montaña emergente eran imprecisos en el mejor de los casos. A profundidad media de 14 mil pies todavía hoy no arroja con la mejor sísmica todas las luces deseables. En los primeros tiempos, además, existía el peligro de desmoronamientos de los pozos exploradores en el largo trayecto y quedaba por probar si la permeabilidad y la porosidad de los yacimientos permitirían su extracción. No obstante, el riesgo valía la pena para los ganadores. Siempre y cuando los reservorios fueran continuos y con adecuada porosidad y permeabilidad, su tamaño prometía ser gigantesco.

 

Los hallazgos de Santiago de las Atalayas y Tauramena se complementaron con ocensa, el oleoducto desde las instalaciones centrales de procesamiento en el campo de Cusiana (Casanare) hasta el puerto en Coveñas. Ha sido un gran proyecto de ingeniería que trepa en diámetro mayor (30 y 36 pulgadas) a tres mil metros desde Yopal y luego se extiende hasta el mar Caribe.

 

Ahora bien, como en Caño Limón, el desarrollo de los campos del piedemonte y el oleoducto resultaron demasiado exigentes para las finanzas de Ecopetrol. Para el oleoducto se hizo necesario atraer a un accionista que sustituyera parcialmente a la Empresa y que al mismo tiempo contribuyera con su solidez y capacidad técnica a dar confianza a la banca internacional para que acogiera un proyecto autofinanciable con tarifas. Se encontró en dos gigantes canadienses de la conducción de gas: Interprovincial Pipelines (ipl Energy Inc.) y TransCanada Pipelines (tcpl International Investments Inc.), que suscribieron el 35% de la capitalización de ocensa y asumieron la operación unificada de todos sus segmentos.

 

Ecopetrol suscribió un 25% de ocensa, que consiguió aportar en especie o financiar externamente sin afectar la limitada capacidad de endeudamiento de la Nación. De nuevo, gracias al parágrafo 14.4 del contrato de asociación, se evitó la contratación por obra pública56Acta de junio 28 de 1993. y se pudo llevar el crudo a puerto en 30 meses, por un tubo de 760 kilómetros y capacidad para 550 mil barriles diarios. Ejecutado por debajo del presupuesto, costó us $2.300 millones. Estuvo listo a partir de agosto de 1997, cuando la producción de Cusiana-Cupiagua comenzaba crecer hasta llegar a su máximo de 485 mil barriles por día.

 

Al terminarse 1988, la información recogida por el tea Boyacá parecía confirmar la amplia promesa del piedemonte y el acierto de la vocación exploradora de bp. La promesa presentida en el cinturón plegado podía quizá materializarse hacia el norte. Procediendo en consecuencia, la compañía suscribió los Contratos de Asociación Támara y Pauto en 1989 y Sácama en 1990. Sobre este último abrigó muchas dudas por la modificación en las condiciones de contratación que, a finales de 1989, precedieron su firma. También se hizo en 1992 al Contrato Recetor, arriba de Santiago de las Atalayas, que había sido adquirido en marzo de 1989 por Maxus Energy Colombia. Se internó incluso en la montaña con el Contrato Piedemonte Occidental, al que el explorador renunció porque la compacta condición de la roca descartaba prospectividad.57En el Contrato Piedemonte Occidental, muy interferido por la guerrilla, BP terminó por donar a Ecopetrol US$7 millones para estudios geológicos como compensación por obligaciones exploratorias. Acta de febrero 12 de 1998. En el confín del cinturón plegado de los Andes colombianos, bp procedió a realizar la más intensa, larga y costosa campaña exploratoria en la historia del país.

 

Pauto, Támara y en particular Sácama se vieron interferidos por las vacilaciones de una autoridad ambiental insegura (el Inderena en la época) y por la actividad guerrillera en la región. Ambas cosas eran obstáculos generalizados que aquejaban a la industria en muchas partes del país. En enero de 1991 las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (farc) secuestraron un helicóptero fletado por contratistas de bp. Dada la situación de orden público, en diciembre de 1991 bp adujo fuerza mayor en Sácama. Ecopetrol, como era su política, rehusó aceptar la presencia guerrillera como causal e insistió en el cumplimiento de las obligaciones contractuales. Se cernía la amenaza de cancelación por razones formales. Tal evento, de rara ocurrencia, hubiese tenido, en vista de las sanciones, muy negativas repercusiones sobre el manejo de los contratos con un importante asociado.

 

Se le encontró una salida al impase. bp renunció a Pauto, Támara y Sácama, y ese mismo día suscribió el nuevo Contrato Piedemonte (214 mil hectáreas) que englobaba la totalidad de la superficie de los contratos renunciados, pero aplicándole la nueva modalidad de producción escalonada al área entera, lo que se traducía en una mayor participación de la renta petrolera de descubrirse yacimientos en los antiguos Pauto y Támara. Estos se habían adjudicados inicialmente con distribución del 50% para cada socio, independientemente de los volúmenes de crudo producidos.

 

El modelo geológico de Cusiana-Cupiagua no se reprodujo en la prolongación del cinturón plegado subandino hacia el norte, aunque el Contrato Recetor contenía la extensión de Cupiagua. El relieve del subsuelo sería aún más complejo. Habría que lidiar con estructuras inesperadas y, sobre todo, con desplazamientos laterales y hacia arriba de las formaciones Mirador, Barco y Guadalupe, y con roca de menor permeabilidad. Se encontraron, sin embargo yacimientos significativos en Volcanera, Pauto y Floreña, ricos en gas y condensado.58Para mayores detalles sobre la actividad de BP en el piedemonte, ver Segovia, Rodolfo. “La nueva frontera”, pp. 49-154 en BP Colombia. 20 años de alianza en Cusiana y Cupiagua, Bogotá, 2010.

 

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