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PEQUEÑOS GIGANTES
Fabio Alberto González Parales es uno de esos colombianos
a quien las ganas de hacer patria lo llevaron a retirar los ahorros
que tenía depositados en un fondo de pensiones voluntarias
en Estados Unidos, vender su apartamento de Bogotá y hasta
pedir prestado dinero entre familiares y amigos, con tal de invertir
en negocios de petróleo en su propio país.
Estaba en Houston, en agosto pasado, al frente de la Gerencia de
Monitoreo de Comportamiento de Pozos y Yacimientos en el Golfo de
México, para la compañía BP, cuando a través
de una emisora de habla hispana se enteró de la oferta de
trece campos menores en Colombia. Y decidió participar.
“Me pareció una excelente oportunidad para empresas
pequeñas, por el sencillo principio de economía de
que lo que no es comercialmente viable para una compañía
grande, lo puede ser para una pequeña”, contó
a Carta Petrolera.
Durante los tres meses que duró el proceso trabajó
20 horas diarias, incluyendo sábados y festivos, en la evaluación
de la viabilidad de ocho de los 13 proyectos.
Interpretó información geológica, de registros
eléctricos y de pruebas de producción.
“Todo esto en preparación para la elaboración
de modelos de simulación de yacimientos y de comportamiento
de pozos como datos de entrada para la evaluación económica”,
precisa. Mientras esto ocurría con González en Estados
Unidos, cruzando la frontera colombo- venezolana, un grupo de ex
funcionarios de la estatal PDVSA reunió su experticia en
el manejo de crudos pesados del vecino país y decidió
asociarse con una compañía colombiana para participar
en la oferta.
Así prepararon sus propuestas y compitieron con otras 30
compañías pequeñas, consorcios y uniones temporales
que, igualmente atraídas por la oferta de pequeños
campos, participaron en la ronda de 13 campos inactivos y descubiertos
no desarrollados que sacó a la luz pública Ecopetrol
a finales de 2003 y que tuvo resultados halagüeños (Ver
recuadro)
ASÍ
FUE LA OFERTA
 Cuatro
campos en los Llanos, tres en el Valle medio del Magdalena,
tres en Catatumbo, dos en el valle superior del Magdalena
y uno más en Putumayo, volverán a ser el blanco
de la actividad petrolera, luego de que estuvieran cerrados
por más de diez años.
Las inversiones para su puesta en producción, según
estimaciones de Ecopetrol, pueden oscilar entre US$300 mil,
como el caso de Pavas, en el valle medio del Magdalena, hasta
US$3 millones, como los campos Río de Oro, en el Catatumbo;
Chenche, en el valle superior del Magdalena; y Entrerríos,
Camoa y La Punta, en la cuenca Llanos.
En algunos se trata de poner en producción crudos livianos,
como el caso de Chenche; crudos pesados, como La Rompida,
en el valle medio del Magdalena; o gas, con El Difícil,
en cercanías a Mompós.
Un total de 78 propuestas se presentaron, siendo el campo
Chenche el que mayor número de ofertas recibió,
con un total de 71; La Punta, con 14; Entrerríos, con
ocho; y Burdine- Maxine-Nancy, con ocho, entre otros.
Así mismo, es la primera vez que Ecopetrol recibe propuestas
de porcentajes de participación en la producción
tan altas como las ofrecidas por los campos La Punta, adjudicados
con un porcentaje de 70% para Ecopetrol; Entrerríos,
con 61%; y Nancy-Burdine-Maxine, con 41%, entre los más
altos. |
DEMOCRATIZAR EL PETRÓLEO
Por más de diez años, en el mapa petrolero de Colombia
figuró una multitud de campos que no tenía grandes
expectativas de reservas de hidrocarburos y que, por tanto, su explotación
no resultaba rentable ni para Ecopetrol ni para las compañías
asociadas que los descubrieron en su momento.
Eran más de 100 puntos rojos que se visualizaban en el mapa
de tierras, con un reducido potencial inicial, pero que comenzaron
a ser atractivos para compañías pequeñas, dados
diferentes factores como los altos precios internacionales del crudo.
 La
necesidad de recuperar estos pequeños volúmenes de
petróleo, y de paso permitirle a un grupo de compañías
colombianas de diferentes sectores involucrarse en la industria
petrolera, llevó a Ecopetrol a trazar una estrategia que
facilitara el ingreso de nuevas empresas al negocio del oro negro
e iniciar un proceso de “democratización” de
esos recursos.
Se requerían compañías pequeñas con
bajos costos de administración y operación, para las
que estos bajos volúmenes de producción pudieran ser
rentables, recuerda un ingeniero de la Vicepresidencia de Producción
de Ecopetrol que estuvo al frente de la oferta.
El mercado también movió a Ecopetrol a delinear esta
oferta, dado que contaba con más de 60 cartas sobre la mesa
en donde compañías colombianas y extranjeras manifestaban
su interés de poner a producir estos campos que, si bien
aparecían en los activos del país, no le estaban aportando
ni barriles ni ganancias.
DOS CHICOS EJEMPLARES
El éxito alcanzado por los operadores de los campos Rancho
Hermoso y Valdivia Almagro, en los Llanos Orientales de Colombia,
fue vox pópuli en los últimos cuatro años en
todos los sectores del país, gracias a los buenos precios
que ha alcanzado el crudo en este lapso.
En el año 2000 estos dos campos fueron reabiertos a partir
de cero barriles por las compañías Petrotesting y
el consorcio Rancho Hermoso S.A. y hoy producen 4.600 barriles por
día (bpd) para el caso de Rancho Hermoso y 3.150 bpd para
Valdivia Almagro, convirtiéndose en un modelo de rentabilidad,
tanto que sus operadores decidieron involucrarse en terrenos a donde
sólo llegaban los grandes o medianos de la industria petrolera
internacional.
La gestión de estas dos compañías demostró
que en Colombia hay profesionales de alta calidad que pueden sacar
adelante un negocio hecho para ligas mayores.
“En esta oportunidad el negocio le apuntó a un nicho
empresarial diferente. Segmentamos el mercado y definimos un negocio
en el que podían participar incluso personas naturales; eso
sí, que cumplieran con las condiciones técnicas, financieras
y legales”, manifestó el técnico de Ecopetrol.
Para los posibles inversionistas las condiciones eran ideales: buenos
precios internacionales del petróleo, bajas inversiones y
los incentivos dados por la ley de regalías escalonadas que
favorecía la economía de los campos descubiertos no
desarrollados, ya que reducía el porcentaje de éstas
de 20% a 8%.
Tras la selección hecha entre más de 100 campos, Ecopetrol
definió un paquete de 13 proyectos que estaban inactivos
o que correspondían a áreas que contaban con pozos
que habían probado la existencia de hidrocarburos, pero no
habían sido explotados.
La mayor parte de ellos están en áreas aledañas
a instalaciones de Ecopetrol, o incluso de compañías
asociadas, lo cual le permite ventajas por su cercanía a
infraestructura petrolera. |
