colombia energía ed 6

Octubre 2013 | Edición N.° 6

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1. Perforación, hacia la madurez del mercado 2. El Valle Inferior del Magdalena, una fuente de gas en ascenso3. Caño Limón, 30 años de un gigante

En medio de la agitación social, el Gobierno, las empresas y los diferentes grupos de interés están llamados a redefinir el papel de la industria extractiva en el escenario nacional.

EL TRABAJO CON LAS COMUNIDADES, UNA OPORTUNIDAD INAPLAZABLE

5LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

El equipo de Colombia Energía se trasladó hasta Arauca para conocer más sobre Caño Limón, el campo operado por OXY y Ecopetrol que hace 30 años cambió la historia del sector petrolero colombiano.

ED. N.° 6Contenido

Pág. 36Estrategias de prevención laboral para el sector minero-energéticoCon la entrada en vigor del TLC con Estados Unidos y los cambios normativos en materia laboral, las empresas deben aprovechar las nuevas realidades para convertirse en espa-cios para la excelencia.

Pág. 38 ¿Sismicidad inducida durante las actividades petroleras?Este es un breve análisis basado en estudios de sismos inducidos y debidamente docu-mentados, en los que se tuvo en cuenta la coyuntura actual de la industria de Oil & Gas.

Pág. 12Exploración y ProducciónConozca más sobre los avances en materia de exploración y producción reportados por Ecopetrol, GeoPark, Petroamérica, PetroNo-va y Canacol en los tres últimos meses.

Pág. 14El Valle Inferior del Magdalena, una fuente de gas en ascensoEsta cuenca fue el epicentro de uno de los des-cubrimientos de gas más grandes de los últi-mos años. Hoy figura como una de las zonas con mayor potencial en este hidrocarburo.* Foto portada: Talisman

Pág. 22GeoPark le apunta a adquisiciones tras un notable crecimientoLuego de haber incrementado su producción en más de 1.000%, desde su llegada a Colom-bia hace un año y medio, GeoPark está bus-cando nuevas oportunidades de inversión para consolidar su plan de crecimiento en el país.

Pág. 24 Nuevas tecnologías y soluciones innovadoras potencian el sistema eléctrico colombiano Luis Alejandro Camargo, gerente general de XM, habló sobre los proyectos e inversiones en redes que está ejecutando la compañía para me-jorar la operación del sistema eléctrico nacional.

Pág.2830 años de un gigante

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Pág.40Negocios Conozca cuáles fueron los principales movi-mientos de las empresas del sector minero-energético local durante los tres últimos me-ses.

Pág. 48El pago de dividendos, una decisión estratégica integralLos criterios para la repartición de las utilida-des de las compañías no siempre son de tipo técnico. En esta edición se presenta un análisis al respecto a partir del estudio de tres empre-sas locales.

ED. N.° 6Contenido

Luego de un año de haber anunciado el plan de inversiones para la expansión de la planta TuboCaribe de Cartagena, Tenaris se prepara para levantar la nave industrial y posteriormente instalar los equipos necesarios para llevar la capacidad de producción de estas instalaciones hasta 330.000 toneladas al año.

Pág. 64Avanzan obras en la planta TuboCaribe de Cartagena

Pág. 60Cambio generacional y costo de vida, factores determinantes para establecer la remuneraciónAspectos determinantes para la contratación son la experiencia personal y el valor de los gas-tos que implicará la vacante. Las empresas deben tener en cuenta estos factores y atender a nove-dades de la administración moderna.

Pág. 62ServiciosCon la llegada de nuevos proveedores e impor-tantes inversiones para competir en el mercado colombiano, se incrementa la oferta para suplir la creciente demanda de las empresas vincula-das al sector extractivo.

Pág. 50El crecimiento de las fusiones y adqui-siciones en el sector de petróleo y gas Contrario a la reciente desaceleración en el número de transacciones de fusiones y adqui-siciones en la industria de petróleo y gas, en el ámbito internacional, la dinámica de este tipo de operaciones en Colombia continúa en ascenso.

Pág. 52En medio de la agitación social se puede redefinir el papel de la industria extractiva A medida que crecen las exigencias de las co-munidades en las regiones donde operan las empresas del sector minero-energético, se de-sarrollan estrategias para conjugar los esfuerzos del Estado, las empresas y la gente.

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* Foto portada: Talisman


El negocio de perforación enfrenta los desafíos propios de un negocio en maduración. Distintas empresas de este sector coinciden en que ac-tualmente para mantenerse se requiere un esfuerzo mayor que en años anteriores.

Pág.72La perforación en Colombia,

hacia la madurez del mercado

ED. N.° 6Contenido

Pág. 88 AgendaEs el punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convenciones y talleres relacionados con la industria extractiva. En esta sección encuentre, entre otros, la información so-bre los cursos de Next, Acipet, ABS y Petroskills.

Pág. 92GenteLos torneos de golf de Campetrol y Colpatria, y los encuentros organizados por el club de pe-troleros del Hotel Radisson fueron algunos de los eventos que congregaron a los principales líderes de la industria en el último trimestre.

Pág. 96 ClasificadosAnuncios de empleos y profesionales que bus-can trabajo en el sector minero-energético.

Pág. 68 Tecnología de Oriente para el desarrollo de la industriaLa compañía china Shandong Kerui Group encontró en Colombia el mercado ideal para plantear alternativas tecnológicas que sirvan para la optimización de las operaciones na-cionales.

Pág. 70Las oportunidades de negocio po-tencian cuantiosas inversiones de proveedores locales Con una inversión superior a los US$2 mi-llones, la empresa de metalmecánica Forjas Bolívar busca avanzar en la tecnificación de su producción para así fortalecer la oferta al sector minero-energético.

Pág. 80SostenibilidadLas iniciativas verdes de las compañías confir-man el interés que hay en el país por encon-trar alternativas de desarrollo de leve impacto. Conozca los detalles sobre estos proyectos en esta sección.

Pág. 84 El potencial energético de los residuos, un horizonte inexploradoLos grandes botaderos de basura a cielo abier-to evidencian nuestro desconocimiento sobre el potencial energético de nuestros desechos.

Pág. 86 Vida EnergéticaConozca más sobre Bioxury, una de las nuevas ofertas en hotelería de Bogotá, y sobre la más reciente propuesta artística de Carlos Alarcón.

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CréditosDIRECTOR

Thomas [email protected]

EDITORJulio César Belalcázar

[email protected]

EDITORA REPORTES ESPECIALESLiliana Ávila Sánchez

[email protected]

EQUIPO EDITORIALÓscar ArangoEduar García

Natalia GonzálezMarian Romero

RELACIONES PÚBLICASY COMUNICACIONES

Rebecca [email protected]

+57 (1) (311) 56 2 80 15

Paula Pachó[email protected]

GERENTE DE DESARROLLO DE NEGOCIOS

Juan José Gonzá[email protected]

DISEÑO Y DIAGRAMACIÓNLissette Morelos

INFOGRAFÍASJohanna García

Felipe Barbosa Mocionsoft

ADMINISTRACIÓNSusana Murcia

IMPRESIÓNLegis

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Maracuya MediaCalle 70A # 4 - 87 Of. 202

Bogotá D.C.+57 (1) 235 05 23

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MARACUYA MEDIA S.A.STodos los derechos reservados prohibida

reproducción parcial o total sin autorización expresa de Maracuya Media


Julio César Belalcázar Santodomingo

CARTA EDITORIAL

Lecciones después la tormentaLas recientes protestas sociales que se vivieron en el país y que llevaron a la militarización de la capital pueden ser percibidas como el punto de inflexión de una nación que está reinventandose. Después de lo ocurrido, lo mejor es reflexionar sobre las enseñanzas tras la tromba de paros y bloqueos. Y en ese esfuerzo, el sector minero-energético no solo debe ser un importante participe, sino que está llamado a liderar el cambio.

Más allá de si las demandas eran justificadas, la violencia de la protesta deja una primera enseñanza. Los colombianos, en su mayoría, no sabemos reclamar de forma pacífica. Las expresiones públicas de inconformidad son un sano mecanismo para que una sociedad se redefina y así han servido a diferentes naciones del mundo. Se trata además de un derecho consagrado en nuestra Constitución, que en su artículo 37 establece que: “Toda parte del pueblo puede reunirse y manifestarse pública y pacíficamente”. Así está escrito y así debería ser: pacíficamente. Pero cuando el reclamo es violento se mancha y deslegitima.

La segunda enseñanza se desprende de este derecho, que expresamente hace referencia a la paz. Y es que más allá de los loables intentos del Gobierno por aclanzar la paz, ese estado es el resultado de un proceso social, por encima de un esfuerzo político. Es imposible encontrar la tranquilidad pública en medio de la extrema inequidad, entorno propicio para la hostilidad.

Países nórdicos como Suecia, Noruega y Dinamarca viven en paz, con unas tasas de homicidio inferiores a 1 por cada 100.000 habitantes. A su vez, estos Estados encabezan la lista de los más equitativos, según las estadísticas del Banco Mundial. En contraposición, países como Colombia y Sudáfrica, irónicamente, ambos ricos en recursos naturales y con un tremendo potencial, presentan escalofriantes tasas de homicidio por encima de 30 por cada 100.000 habitantes. A su vez, tanto Sudáfrica como Colombia están entre los más inequitativos del mundo. Estas naciones deben entender que las diferencias sociales son las que generan el contexto para las manifestaciones públicas violentas.

Para nadie es un secreto que las operadoras han evidenciado cómo las exigencias en las regiones en las que trabajan han ido en aumento e, incluso, se han visto afectadas por los paros y los bloqueos. En ese entorno varias empresas minero-energéticas han sido pioneras en el trabajo con las comunidades e innovadoras en su trabajo de responsabilidad social en sus esferas de influencia. Estas empresas son dínamos del desarrollo en regiones con múltiples desafíos, pues entienden que no pueden ser islas de prosperidad.

Por la experiencia del sector en materia de desarrollo incluyente, porque un gran número de empresas entienden que los costos de este esfuerzo hacen parte intrínseca de su operación y porque la industria extractiva está en la mira de la sociedad, el conjunto de partícipes que la componen deben ser líderes activos de la transformación de Colombia, una transición pacífica hacia una nación más equitativa.


Alejandro Calderón, director de proyectos de Fotosíntesis ColombiaBiólogo y fotógrafo especialista en el diseño de estrategias de conservación de la biodiversidad. Calderón es fundador de Fotosíntesis Colombia, una empresa que se dedica a la gestión ambiental empleando métodos científicos y audiovisuales de vanguardia para proveer soluciones ambientales y sociales al sector de hidrocarburos.

Andrea Aristizábal, Miguel Piedrahita y Juan David Piñeros, Cluster de Hidrocarburos y Minería del Grupo Bancolombia

Bancolombia tomÓ la decisión de formar un grupo de especialistas dedicados a la profundización del conocimiento de la industria. El equipo está formado por: Andrea Aristizábal, MBA del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey; Miguel Piedrahita, MBA y master en Leyes del Instituto de Empresa de Madrid; y Juan David Piñeros, master en Economía de Mercados del Toulouse School of Economics.

COLABORADORES

Andrés Ardila, gerente de investigación, desarrollo e innovación de ASEIIngeniero químico con maestría en Biotecnología. Ardila se ha desempeñado como investigador en el campo de las pro-teínas funcionales, gestión ambiental e integral de residuos. Actualmente, Ardila se ocupa de temas asociados con la investi-gación, desarrollo e innovación en la gestión integral de residuos peligrosos.

Carlos A. Vargas, profesor Universidad Nacional de ColombiaProfesor asociado del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá.Vargas es geólogo y Phd en Geofísica y ha sido consejero del Programa Nacional de Ciencias Básicas–Colciencias (Ciencias de la Tierra); miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales; y subdirector técnico de la ANH.

Isabella Gandini, Senior Associate de Norton Rose FullbrightAbogada de la Pontificia Universidad Javeriana con especialización en Derecho Laboral de la misma universidad y di-plomado en Gestión Humana en la Universidad de la Sabana. Gandini ha trabajado como asesora de empresas locales e internacionales en el manejo de sus asuntos laborales.

Juan Sebastián Gómez, consultor para Colombia y Ecuador, industria Oil & Gas de MercerIngeniero industrial especialista en la industria Oil & Gas. Gómez cuenta con experiencia en el manejo de proyectos de compensación y beneficios en países del Centro y Suramérica en diferentes industrias. Adicionalmente, este ingeniero ha trabajado en encuestas salariales, valoración de cargos, estudios de movilidad, así como en la construcción de estructuras salariales y compensación variable.

Colaboradores

Alejandro Pieschacón, Senior Equity Strategist, Casa de Bolsa Director de estrategia de renta variable para clientes institucionales en Casa de Bolsa, la firma de bolsa del grupo finan-ciero más grande en Colombia: el Grupo Aval. Pieschacón es MBA y administrador de empresas con especialización en finanzas. Se ha desempeñado como analista fundamental de acciones y gerente de portafolio durante los últimos seis años.


Durante pruebas, el pozo Taya-1 de Petrominerales produjo 5.218 BPD

A comienzos de agosto, Petrominerales anunció el éxito en las pruebas de producción del pozo Taya-1, el más reciente descubrimiento de la compañía en el bloque Corcel, ubicado en el departamento del Meta. Luego de un periodo de 54 horas, se terminó la formación Mirador, objetivo principal del pozo, así fue como se logró extraer en promedio 5.169 barriles de petróleo por día (BPD) de 23,2°API con un corte de agua de 30%. La mayoría de la producción de la prueba fue obtenida con una bomba electrosumergible con choque abierto y una reducción de la presión de aproximadamente 14%.

En una prueba de Taya-1, en la formación Guadalupe (objetivo secundario del pozo), se había alcanzado a producir un promedio diario de 1.700 BPD de 15,5° API y un corte de agua de 17%. Los registros de este pozo indican 42 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos en la formación Mirador y 31 pies en la formación Guadalupe. Antes de completar en la formación Mirador, el pozo Taya-1 estaba produciendo 315 BPD en la formación Guadalupe. De acuerdo con información de la compañía, el objetivo será producir primero las reservas en la formación Mirador para luego aislar el yacimiento y extraer las que quedan en la formación Guadalupe.

Tercer hallazgo en el bloque CPO-10 de Ecopetrol

Las labores de perforación concluidas el pasado 14 de julio confirmaron la presencia de crudo en Guaniz-1, el tercer pozo perforado por Ecopetrol en CPO-10, uno de los activos clave dentro del plan de producción de crudo pesado de la compañía colombiana. Este hallazgo se suma a los descubrimientos de Pastinaca y Cusuco, anunciados en marzo y mayo de 2013, respectivamente. Durante las pruebas iniciales, se alcanzó una producción promedio de 409 BPD de 14,4° API y un corte de agua de 8,4%, a través de un sistema de levantamiento artificial de cavidades progresivas.

La perforación del pozo Guainiz-1 alcanzó una profundidad de 7.975 pies (algo más de 2,4 km) en rocas del Paleozoico. Las pruebas iniciales se hicieron en el yacimiento intermedio de las arenas basales del Eoceno

tardío, en un intervalo cañoneado de 16 pies. Además del éxito en las pruebas iniciales, también se obtuvieron resultados positivos en muestreos de fluidos en el tope del paquete arenoso del Cretácico tardío. En los próximos meses, Ecopetrol analizará los resultados obtenidos y llevará a cabo nuevas perforaciones de delimitación en el bloque CPO-10, con el objetivo de facilitar la entrada en producción de los futuros campos. En lo que va de 2013, la empresa ha logrado 4 descubrimientos en 5 de los pozos perforados, lo que evidencia una relación de éxito del 80%.

Canacol Energy encuentra petróleo en el Magdalena Medio

La compañía canadiense Canacol Energy confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio Oso Pardo-1, en el bloque Santa Isabel, el cual desarrolla en asociación con ConocoPhillips. Aunque la compañía tenía el objetivo de llegar hasta los 10.199 pies de profundidad, para probar el potencial hidrocarburífero no convencional de las formaciones La Luna y Simiti, algunas dificultades técnicas que comprometían la integridad del pozo hicieron que Canacol decidiera no proceder con la perforación de las lulitas más profundas y continuar únicamente con las operaciones en las formaciones someras, en donde se registró el hallazgo.

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Exploración & Producción

E&P


Tras alcanzar los 3.390 pies en Oso Pardo-1, se comprobó la presencia de crudo pesado y gas en el reservorio somero Lisama. La empresa perforó a través de la formación Umir con muestras

similares de crudo y gas en dos intervalos de arenas separadas a 3.665 y 3.800 pies de profundidad medida, respectivamente.

El análisis petrofísico de pozo abierto indicó 60 pies de espesor petrolífero en las arenas del Lisama con una porosidad

promedio del 25% y 28 pies de espesor petrolífero en dos arenas separadas de Umir con una porosidad promedio del 16%. Durante las pruebas, el pozo produjo a una tasa fija de 205 BPD, con un corte de agua del 9,67% y una producción

de gas de 107, 54 mil pies cúbicos diaria. Un análisis realizado al finalizar las pruebas mostró un daño ocasionado en la

formación, el cual estaba relacionado con la perforación del pozo. Sin embargo, Canacol está diseñando una estimulación

en las arenas de Umir Superior para solucionarlo.

Pozo Las Maracas-10 de Petroamerica produjo 1.000 BPD durante

pruebas

Durante las pruebas del pozo Las Maracas-10,

en el campo Maracas del

bloque Los Ocarros, Petroamerica logró extraer un

aproximado de 1.000 BPD de 29,8° API. El objetivo del pozo era alcanzar la

formación Gachetá; sin embargo, durante la perforación se encontró la presencia de crudo en la formación Mirador. Las prue-bas de producción tuvieron una duración de seis horas y se recogieron 436 barriles,

con un corte de agua de 1%.

De los 11 pozos perforados en el campo Maracas, 10 han resultado productores o con

potencial de producción (3 en la formación Mirador y 7 en Gachetá).

PERÚ

Petronova se prepara para perforar en PUT-2

La compañía de exploración y producción Petronova planea perforar el primer pozo exploratorio del bloque PUT-2 durante el tercer trimestre de 2013. De acuerdo con el informe del primer semestre de la empresa, al 30 de junio de este año habían concluido los procesos de socialización del proyecto con las autoridades locales y comunidades aledañas a la zona de operaciones, y habían iniciado las obras civiles en el área de este primer pozo. Como parte del desarrollo y avances en esta área, ubicada en la cuenca de Caguán-Putumayo, Petronova y Suroco Energy firmaron un acuerdo, con el que Suroco adquirió un 25% de interés económico en el bloque. Además de PUT-2, Petronova opera el activo Tinigua, también en la Caguán-Putumayo, y tiene una participación de 20% en CPO-7 y CPO-13, en la cuenca de los Llanos Orientales.

Finaliza perforación de Platanillo-12 en el Putumayo

Amerisur, empresa con operaciones en Colombia y Paraguay, con-cluyó la perforación de Platanillo-12, el octavo pozo del programa de perforación desarrollado actualmente en esta área de la cuenca Caguán-Putumayo. El pozo alcanzó una profundidad de 8.634 pies y produjo a un flujo natural promedio de 2.371 PBD de 31,8° API. Platanillo-12 se ha puesto en producción controlada con 1.450 BPD y se estima que con la contribución de este nuevo pozo la extracción en el campo Platanillo alcance los 8.500 BPD.

“Platanillo-12 es un excelente resultado para la compañía, gracias a unas particularidades de producción impresionantes. Con 8 nuevos pozos perforados y 2 desvíos exitosos, continuamos con una racha de éxito de 100%, en este campo, lo que nos permite además tener un mejor entendimiento de este importante bloque”, dijo John Wardle, CEO de Amerisur.

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E&P


El Valle Inferior del Magdalena, una fuente de gas en ascenso Comparada con los Llanos Orientales o el Magdalena Medio, la actividad de exploración y producción en el Valle Inferior del Magdalena puede no parecer significativa. Sin embargo, esta cuenca fue el epicentro de uno de los descubrimientos de gas más grandes de los últimos años y figura hoy como una de las zonas con mayor potencial en este hidrocarburo.

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Ante una mejor perspectiva para el negocio del gas y la necesidad de au-mentar las reservas de este recurso en

el país, varias empresas de la industria extrac-tiva han decidido dirigirse a regiones en las que el potencial en este recurso es importante, pero que hace algunos años no eran atractivas para la inversión por múltiples razones. Ese es el caso del Valle Inferior del Magdalena, la cuenca formada por los departamentos de Su-cre, Bolívar y Magdalena.

A pesar de su complejidad geológica y su baja tasa de éxito exploratorio, esta región concentra hoy importantes activos de em-

presas que van tras la búsqueda y explota-ción del gas del subsuelo, lo que será clave para el incremento de la producción.

De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, en la actualidad del Valle Inferior del Magdalena se extraen más de 75 millo-nes de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas.

Hocol, Pacific Rubiales y Canacol (a través de la firma Geoproduction) figuran como los principales jugadores de la región, debi-do al mayor número de bloques que les han sido adjudicados dentro del grupo de com-pañías presentes en la cuenca. Varios de los

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Magdalena

Atlántico

Bolívar

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Área detallada

Valle Inferior del Magdalena

Áreas en exploración (Bloque-Empresa)

La Creciente Paci�c Stratus

Perdices Hocol

Esperanza Geoproduction

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Samán Hocol

Guama Paci�c Stratus

Sierra Nevada Petrolífera

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La Maye New Horizon

SSJN-5 SK Innovation

SSJN-9 Maurel

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Magdalena Petrolífera

La Mona Azabache

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Vim 19 OGX

Vim 21 Geoproduction

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Área en exploración

Área en producción

Área disponibleCesar

Áreas en producción (Bloque-Empresa)

La Creciente (a) Paci�c Stratus

La Creciente (b) Paci�c Stratus

Esperanza (Ariana) Geoproduction

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Esperanza (Katana) Geoproduction

Esperanza (Cañaflecha) Geoproduction

Esperanza (Nelson) Geoproduction

El Difícil Ecopetrol

Cicuco Momposina Ecopetrol

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Cicuco Boquete Paci�c Straus

Chimichagua Ecopetrol

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Ayombe Ecopetrol

Magangué Solana

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El Valle Inferior del Magdalena concentra importantes activos de empresas que van tras la búsqueda del gas del

subsuelo.

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Actividades de exploración y producción en el Valle Inferior del Magdalena

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2013

).

descubrimientos reportados recientemente en esta zona están asociados a activos de es-tas compañías.

Los principales descubrimientos en un entorno complejo

El mayor éxito de los últimos años fue el descubrimiento de gas que hizo Pacific Rubiales en el bloque La Creciente, en Su-cre, una de las primeras áreas asignadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en su primer año de funcionamien-to. Este es uno de los hallazgos más grandes de este hidrocarburo de la historia reciente de la industria, con reservas netas 2P cer-tificadas de 420 millardos de pies cúbicos normales (a diciembre de 2012).

El primer descubrimiento de gas fue re-portado en 2006 en el campo La Creciente A. Posteriormente, en 2007 y 2011 se con-firmó la presencia de este recurso en los

Millones de pies cúbicos por día calendario (MPCPDC).

EmpresaCampo Producción�scalizada

La creciente Pacific Rubiales 61,32

Nelson Geoproduction 13,95

Cicuco Ecopetrol 2,03

Cañaflecha Geoproduction 0,28

Katana Geoproduction 0,11

E&P

campos La Creciente D y Apamate, respec-tivamente. La producción comercial de gas inició 2008 y hoy alcanza los 60 MPCD, con los que surte a las térmicas Proeléc-trica, Gecelca, Termoflores y Cabot, entre otras, así como los sectores comercial y do-méstico del norte del país. En el mediano plazo, Pacific Rubiales espera llevar su vo-lumen de producción en La Creciente has-

ta los 100 MPCD, incremento que, además de permitirle aumentar su participación en el negocio de gas natural, será clave para el proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) en el que está trabajando la petrolera en la actualidad.

Pacific invertirá en 2013 un total de US$14,6 millones en lo que resta de labores explora-

Principales campos productores de gas

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El mayor éxito de los últimos años fue el des-cubrimiento de gas que hizo Pacific Rubiales en el bloque La Creciente,

en Sucre.

E&P

torias en el último año de esta etapa en La Creciente. Este plan incluye la perforación del pozo LCI-1X en el prospecto “I”, el cual está en progreso y próximo a alcanzar el objetivo principal, Ciénaga de Oro. Adicio-nalmente, se prevé la perforación del pozo LCH-1X en el prospecto “H”, durante el tercer trimestre de este año, alcanzando una profundidad final aproximada 11.800 pies.

Pero la gran apuesta de la empresa en mate-ria exploratoria se centra ahora en el bloque Guama. Los 4 pozos perforados en el área desde 2010 han arrojado resultados positi-vos con presencia de gas y se tiene previsto que el programa de pruebas en estos descu-brimientos arranque a finales de este año.

Igualmente, la compañía planea perforar un pozo adicional en busca de gas en arenas someras de la formación Porquero. Para es-tas operaciones se tiene un presupuesto de USD$ 27,6 millones en 2013.

Sumados a los logros de Pacific Rubiales están los de Hocol, compañía que en 2005

decidió diversificar su portafolio y enfocar gran parte de su estrategia corporativa ha-cia la búsqueda de gas. Pese a las comple-jas condiciones geológicas y geográficas, además de los rezagos en infraestructura,

la compañía decidió apostarle a la región y hoy cuenta con 2 hallazgos de gas en Sa-mán, una de las 5 áreas en exploración que tiene en esta cuenca. Aunque aún se están evaluando las dimensiones reales de ambos descubrimientos, registrados durante el segundo semestre de 2012, parte de la fu-tura producción ya está comprometida en

un contrato de compraventa de 30 millones de m3 por día, que empezarían a comercia-lizarse a partir de 2015 y 2016, a través de la construcción de un nuevo gasoducto o la ampliación de líneas aledañas a los ha-llazgos. De acuerdo con Mario de Freitas, vicepresidente de exploración y desarrollo de negocios de Hocol, con la perforación de nuevos pozos en Samán, la compañía es-pera delimitar a finales de este año el nivel de reservas del área y definir si es posible vender el gas adicional que aún no ha sido contratado.

“Sin duda, los resultados obtenidos hasta el momento en Samán marcan un hito para la compañía, pues además de ser nuestro pri-

mer logro exploratorio en el Valle Inferior del Magdalena, nos animan a seguir trabajando en una región tan desafiante como esta. En el desarrollo de este bloque nos tuvimos que enfrentar a condiciones geológicas com-plejas que implicaron en ocasiones sobre-costos, y problemas de entorno, propios de poblaciones alejadas. Pero son estos retos los

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que nos permitirán adquirir un mejor cono-cimiento de la zona, encontrar un nicho en donde crecer y obtener más resultados positi-vos en nuestros otros activos”, dijo de Freitas.

En sus otros bloques, Hocol ha adelantado varias campañas de sísmica y perforado al-gunos pozos estratigráficos para conocer un poco más la geología del área. Sin embargo, la compañía teme que el futuro desarrollo de operaciones en estos activos quede en vilo por retrasos o restricciones en materia ambiental.

“Los largos periodos de aprobación de licencias y las limitaciones que en ocasiones vienen con ellas están poniendo en riesgo las altas inversio-nes que hasta el momento hemos hecho en la zona. Por su complejidad geográfica y limitada infraestructura, los costos relacionados con la logística y transporte se elevan exponencial-mente. Estamos poniendo todo de nuestra parte para avanzar en nuestra labor explora-toria, pero la preocupación de si podremos o no desarrollar el área aparece como el principal desafío. Es necesario hacer algo, pues no to-das las compañías están o estarán dispuestas a

enfrentar un riesgo tan elevado en una cuenca como esta. Nosotros estamos muy interesados en seguir invirtiendo aquí, por eso reforzamos nuestra presencia en la zona a través de los blo-ques VIM 8 y VIM 16 en la Ronda 2012, pero necesitamos una mayor claridad en el ámbito ambiental para que podamos avanzar con las operaciones”, explicó de Freitas.

El tercer gran operador en la región es Canacol, que a través de la adquisición de Shona Energy y sus subsidiarias, entre ellas Geoproduction, comenzó a operar el cam-po Nelson, en el bloque La Esperanza. De esta área hoy se obtienen diariamente 17 MPCD, el equivalente al 30% de la produc-ción de toda la compañía.

Según Charle Gamba, CEO de Canacol, en el momento se está trabajando en la bús-queda de nuevos contratos de venta de gas para que en 2015 este campo pueda produ-cir más de 50 MPCD. “También venimos trabajando en una ardua tarea exploratoria. Para el 2014, tenemos planeado perforar dos pozos en los prospectos Palmer y Kite.

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E&P

Así mismo, en la pasada ronda abierta de la ANH, se nos adjudicó el bloque VMM17, el cual tiene unos prospectos de exploración muy interesantes”, dijo Gamba.

Se requieren una mejor estructura y más incentivos

Aunque el desarrollo logrado por la indus-tria del gas natural en Colombia ha sido im-portante y se espera un mayor crecimiento para los próximos años, las empresas que operan en regiones con potencial en este re-curso, como lo es el Valle Inferior del Mag-dalena, enfrentan obstáculos que pueden empañar el panorama de cara al futuro. Según el vicepresidente de exploración y desarrollo de negocios de Hocol, Mario de Freitas, para que el negocio pueda avanzar el mercado debe ofrecer precios competiti-vos por el gas de las empresas que han asu-mido el riesgo de buscar este recurso.

“A esto se le suman los tiempos de comer-cialización de la producción y los retrasos en infraestructura para el transporte de gas. Esperamos que se tomen las decisiones co-

“Necesitamos una mayor claridad en el ám-bito ambiental para que

podamos avanzar con las operaciones”, Mario de

Freitas (Hocol).

rrectas para que el negocio logre avanzar y que el gas se vuelva cada vez más atractivo para los operadores”, dijo de Freitas.

A medida que el retorno a la inversión de la explotación de hidrocarburos aumenta en zonas complejas, como el Valle Inferior del Magdalena, por los esfuerzos de las opera-doras y los avances tecnológicos, el Gobier-no y las autoridades locales deben procurar

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que el progreso que trae consigo la industria se mantenga en el tiempo. Mejorar la infraestructura y garantizar condiciones para un diálogo más fluido con las comunidades locales figuran como desafíos inmediatos para poder garantizar la continuidad de las millonarias inversiones de las operadoras en zonas que no figuraban en el panorama hidrocarburífero nacional. Hacer frente a los principales retos que se presentan en estas regiones es la única manera de aumentar la base de inversionistas, más allá de aquellos con la disposición de asumir los riesgos que se enfrentan en la actualidad.

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¿Podría hablarnos del crecimiento que ha tenido GeoPark en este año y medio de operaciones en el país?

GeoPark entró a Colombia en 2012, gracias a la adquisición de las compañías Winchester Oil and Gas S.A., La Luna Oil Company S.A y Hupecol Cuerva LLC. Con esta compra adquirimos un total de diez bloques, de los cuales en la actualidad operamos cuatro: La Cuerva, Llanos 62, Yamú y Llanos 34. Hemos tenido una operación muy exitosa en estos activos y, en el poco tiempo que llevamos en el país, se han hecho cuatro descubrimientos que han incrementado nuestra producción en más de 1.000%, con cerca de 12.000 barriles diarios operados, de los cuales aproximada-mente 7.000 corresponden a la participación de GeoPark. En total, la producción neta de Geopark en Colombia representa casi la mi-tad de la producción de la empresa, la cual hoy alcanza los 16.000 barriles de petróleo equiva-lentes. Estos resultados nos posicionan hoy en los distintos mercados en los que operamos, entre los mayores productores.

¿Cuál es el área más prospectiva dentro del portafolio de GeoPark en Colombia?

Aunque todos nuestros bloques operados tie-nen un gran potencial, nuestras energías están concentradas principalmente en Llanos 34, al sur del departamento del Casanare. En este bloque se han hecho tres descubrimientos: Max, en 2012, Tua, y, por último, Tarotaro, en 2013. De estos hallazgos estamos obteniendo una producción cercana a los 10.000 barriles de crudo y en la actualidad estamos perforan-do el pozo Tigana, el que esperamos que sea el cuarto descubrimiento del bloque.

¿Ya tienen definido el plan de in-versiones de 2014 para este y otros bloques?

Estamos preparando para el próximo año un plan de perforación de 15 pozos: 5 en Cuer-

Luego de haber incrementado su producción en más de 1.000% desde su llegada a Colombia hace un año y medio, GeoPark está en la búsqueda de nue-

vas oportunidades de inversión para consolidar su plan de crecimiento en el país y alcanzar su meta de 50.000 barriles de crudo operados para 2015.

En entrevista con Colombia Energía, Marcela Vaca, di-rectora general de la operadora en Colombia, afirmó que a la par del desarrollo de proyectos que buscan aumentar la producción en los bloques operados por la compañía, están tramitándose estudios que podrían concluir una adquisición para finales de este año.

GeoPark le apunta a adquisiciones tras un notable crecimiento

E&P

Marcela Vaca, directora general de GeoPark en Colombia.

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Park

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va, 2 en Yamú y 8 en Llanos 34, sumado a otros pozos exploratorios contingentes. En 2014, también construiremos las instalacio-nes para la producción en los pozos con des-cubrimientos.

¿Cuáles son sus metas de produc-ción para 2014 y 2015?

Para el 2014 esperamos poder llegar hasta los 20.000 barriles de crudo por día y para 2015 nos hemos fijado la meta de tener una pro-ducción operada de más de 50.000 barriles diarios.

¿Cuál será la estrategia para alcan-zar estos objetivos de producción?

Seguiremos invirtiendo en los activos que ya tenemos. Sin embargo, existe una estrategia de crecimiento orgánico e inorgánico, que esperamos nos permita adicionar nuevos bloques exploratorios a nuestro portafolio, incrementar nuestra producción y reservas, así como incrementar nuestro equipo de tra-bajo en el país. Las inversiones que hemos hecho aquí en menos de dos años alcanzan los US$200 millones, de los que US$105 mi-llones han sido destinados a adquisiciones.

¿Están tramitando alguna compra en este momento?

Tenemos varios proyectos en evaluación y esperamos cerrar el 2013 con una nueva adquisición.

Además de adquirir empresas, ¿es-tán interesados en la compra de áreas o hacerse a nuevos bloques en una ronda abierta?

Hacernos a nuevos bloques, bien sea por negociación directa con una empresa o me-diante la participación en las rondas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es también una de nuestras opciones para crecer en Colombia.

Las operaciones de GeoPark están concentradas en los Llanos Orien-tales, ¿ven oportunidades en otras cuencas?Estamos interesados en ir por nuevos con-tratos en los Llanos y otras cuencas. Hemos adquirido una experiencia importante en el manejo de crudos pesados y queremos llevar ese conocimiento a otras regiones con poten-cial en este tipo de petróleo, como las cuencas de Caguán-Putumayo o el Magdalena, pese a que esta es una zona ya bastante explorada.

¿No estarían interesados en inver-tir en bloques con potencial dife-rente a crudos pesados?

En Chile GeoPark produce casi la mitad del gas consumido en ese país y estaríamos in-teresados en explorar también este mercado en Colombia y evaluar oportunidades en distintas zonas del país. La infraestructura y la comercialización son retos que debere-mos evaluar.

¿Para la compañía cuáles son los principales retos a la hora de tra-bajar en el sector de hidrocarbu-ros colombiano?

El gran reto para nosotros es la infraestruc-tura. El acceso a vías, oleoductos o puertos es muy limitado. Es necesario trabajar en la solución de estos problemas para aumentar la competitividad del sector y de las indus-trias vecinas.

También, como reto, surge la forma en que las compañías trabajan con las comunida-des aledañas a las operaciones. Una relación saludable entre la empresa y las poblaciones es clave para tener una operación exitosa. Es necesario cambiar los paradigmas sobre cómo se trabaja con las comunidades y em-pezar a apuntarle a un compromiso de largo plazo con la región.


¿Cuáles han sido los principales logros de XM en sus primeros 7 años de operaciones?

Creo que mantener un sistema eléctrico con unos buenos indicadores de operación, a pesar de condiciones climáticas extremas y atentados contra la infraestructura ener-gética, es uno de los logros más destacados de XM. A esto se le suma una acertada pla-neación del crecimiento de la capacidad de generación, transmisión y distribución, lo que nos ha permitido llevar un servicio de calidad a millones de colombianos.

¿Cómo está trabajando XM en la implementación de redes inteli-gentes en sus sistemas de opera-ción para lograr mayores niveles de eficiencia?

Las herramientas computacionales de las redes inteligentes, o smart grids, han venido mejorando la capacidad de generar, trans-mitir y distribuir la electricidad a los usua-rios, al igual que optimizar el control de pérdidas, la confiabilidad energética y hasta la misma medición del consumo. En XM ya estamos desarrollando varios proyectos de redes inteligentes asociados al uso de PMUs (Phasor Measurement Units). Este es un dis-positivo que mide el ángulo que hay entre el voltaje y la corriente en tiempo real, y per-mite diagnosticar de forma más eficiente y segura el estado de la red. Los PMUs, tal y como actúan los radares en la aviación, le

ELECTRICIDAD

Colombia Energía entrevistó a Luis Alejandro Camargo, gerente general de XM (filial de ISA), quien habló sobre los proyectos e inversiones en redes que está ejecutando la compañía, además de nuevas iniciativas en el merca-do de compraventa de energía y el desarrollo de líneas de negocio alternas al sector energético.

Después de 8 años de estar a cargo de la administración del mercado mayorista y de la operación del sector eléc-trico, XM trabaja en la implementación de nuevas tec-nologías para el mejor control del sistema y la fluidez de las operaciones. En su encuentro con Colombia Ener-gía Camargo habló, además del desarrollo de la empre-sa, sobre los avances de las obras de infraestructura del sector y los diferentes retos que enfrenta la industria.

Nuevas tecnologías y soluciones innovadoras potencian el sistema eléctrico colombiano

Luis Alejandro Camargo, gerente general de XM.

permiten al operador ver los riesgos que hay en el sistema y así prevenir apagones y pérdidas. En Colombia ya tenemos algunos, actualmente, hay más de 40 en proceso de instalación. Gracias al liderazgo de nuestro país en el uso de estas tecnologías, recibi-mos recientemente un aporte de cerca de US$500.000 de parte de la Agencia para el Comercio y el Desarrollo de Estados Uni-dos (USTDA: US Trade and Development Agency) para profundizar la investigación en este campo.

¿Cuánto ha invertido XM en es-tas tecnologías y cuál es su presu-puesto para los próximos años?

El presupuesto de inversión anual en tec-nología ha sido de $10.000 millones en promedio durante los últimos 5 años. Adi-cionalmente, una inversión importante es el centro de control, para el cual se han desti-nado unos US$5 millones que se ejecutan en 3 años y se renueva cada 7 u 8 años.

¿Qué viene de nuevo en el mer-cado de compraventa de energía? El desarrollo de transacciones y herramien-tas más eficientes en el mercado es y será una de nuestras prioridades. Uno de los ejemplos más destacados en esta materia fue la crea-ción de Derivex, en compañía de la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Este es el pri-mer mercado de derivados energéticos de Latinoamérica que les permite a los agentes optimizar la contratación de energía con me-jores precios y administración del riesgo.

En la actualidad estamos trabajando con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) para mejorar la contratación de energía en el mercado mayorista. Uno de los principales puntos contemplados en este modelo es darle a los usuarios la oportuni-dad de comprar energía de forma directa o a través de un comercializador para que pue-dan tener una mayor participación y obtener precios más competitivos.

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ELECTRICIDAD

“Mantener un sistema eléctrico con unos buenos indica-dores de operación, a pesar de condiciones climáticas ex-tremas y atentados contra la infraestructura energética, es uno de los logros más destacados de XM”.

¿Y sus otras líneas de negocio?

Además de la operación del sistema eléctri-co, XM es una empresa que provee solucio-nes de control en tiempo real a otros campos de la economía. En el país hemos participado en alianza con UNE en el Centro de Control de Movilidad de Medellín y en otros proyec-tos similares. Para los próximos 5 años espe-ramos que esta línea de negocio crezca en el país y podamos llevar nuestros servicios a otros mercados de Centroamérica, la región Andina y Brasil.

¿Cuáles otros riesgos aquejan al sector eléctrico en la actualidad?

La idoneidad de los participantes en el mer-cado de energía es un aspecto crucial para el cumplimiento de las reglas de juego y la con-fianza en el sector. Durante los meses de ju-lio y agosto del presente año, se presentaron algunas controversias jurídicas y un infortu-nado fallo de un juez de la República, hechos que alertaron al sector sobre la importancia

de blindar la institucionalidad. Si bien el caso finalmente fue favorable a los intereses de los usuarios y del mercado, se deben poner sobre la mesa instrumentos que mitiguen los riesgos, como la revisión de la calidad de los inversionistas y propender porque la Super-intendencia de Servicios Públicos supervise eficazmente las actuaciones de los agentes del mercado eléctrico.

Para usted, ¿cómo se vienen desa-rrollando los proyectos de infraes-tructura energética que están en proceso de construcción?Pienso que vamos bien. Esperamos que varios de los proyectos de generación y transmisión

que se están construyendo se entreguen en las fechas comprometidas. Sin embargo, es nece-sario resaltar que a causa de inconvenientes en materia social y demoras en los permisos ambientales, el desarrollo de varias de estas obras se ha retrasado o bien se ha paralizado en su totalidad, como es el caso de Porce IV y Miel II. Consideramos que es fundamental trabajar por alcanzar un balance y articula-ción entre los intereses de la industria, así como los aspectos los sociales y los ambien-tales, para evitar que situaciones como estas se repitan y se ponga en riesgo la futura aten-ción de la demanda de electricidad. De no ejecutarse los proyectos necesarios para cu-brir un crecimiento en el consumo de ener-gía en las regiones de entre 2% y 7% anual, las posibilidades de apagones regionales au-mentarían significativamente.

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30AÑOS

DE UNGIGANTE


CAÑO LIMÓN, UN CAMPO MADURO LEJOS DEL RETIRO

En 1983, el primer equipo de ciclismo colombiano debutó en el Tour de Francia y partió en dos la historia de este deporte en el país. En ese mismo año, un grupo de geólogos e ingenieros de Occidental de Colombia (OXY) asumió la ardua tarea de buscar hidrocarburos en una de las zonas más apartadas del territorio nacional y encontró, como consecuencia, el campo petrolero más grande de Colombia: Caño Limón. Desde el descubrimiento de este coloso de los hidrocarburos, se han extraído más de 1.200 millones de barriles de crudo de la mejor calidad. Hoy aporta más de 60.000 barriles diarios a la producción nacional de petróleo. El equipo de Colombia Ener-gía se trasladó hasta Arauca para conocer más sobre esta emblemática ope-ración de OXY y Ecopetrol, que este año celebra su decimotercer aniversa-rio y sobre los proyectos que buscan extender la vida de este campo.

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Luego de un corto recorrido en camioneta desde el campamento principal, llegamos hasta el punto en el que hace 30 años los ingenieros que trabajaban en la zona solo tenían acceso a su lugar de trabajo por medio de uno de los brazos del río Arauca: el Caño Agua Limón, epicentro del hallazgo que yacía bajo el subsuelo. Pese a los fracasos de perforaciones en el área durante los primeros meses de 1983 y a una orden de retirada por estos resultados, el equipo de trabajo a cargo de la tarea exploratoria decidió quedarse y apostarlo todo en el pozo Caño Limón-1. En mayo de ese año, el pozo arrojaría evidencias de la presencia de hidrocarburos y, posteriormente, alcanzaría una tasa de producción diaria de 10.690 barriles de petróleo. En 2007, tras 24 años desde el hallazgo, y después de una producción de más de 15 millones de barriles, Caño Limón-1 fue abandonado. Hoy día permanece Caño Limón-2, el segundo pozo productor del campo y del que, en la actualidad, se sigue extrayendo crudo.

CAÑO LIMÓN-1, DESCUBRIDOR DEL MAYOR YACIMIENTO DE COLOMBIA


Lisandro Martínez es operador técnico de las ins-talaciones de producción PF1 para el centro de bombeo de Caño Limón. Este arauquiteño ha es-tado vinculado a las operaciones de Caño Limón desde hace 23 años, cuando ingresó era apenas un estudiante del Sena. Hoy Martínez está a cargo de revisar los parámetros operativos de las máquinas y del oleoducto Caño Limón-Coveñas, así como de supervisar la calidad del producto que llega hasta el puerto de Coveñas, a más de 700 km del campo.

Todos los días durante su turno, que inicia a las 7:00 a.m., Martínez toma una muestra en un frasco de vidrio pequeño, la cual es enviada al laboratorio para revisar la calidad del líquido. El petróleo de Caño Limón tiene una gravedad API de más de 29°, lo que lo convierte en uno de los mejores crudos de Colom-bia y el mundo. Este campo es reconocido en el ám-bito internacional por la calidad de su producción y por tener uno de los factores de recobro más altos de la historia, el cual se ubica por encima del 60%.

De los 240.000 barriles diarios que se extrajeron en los años noventa, queda una producción de 60.000 barriles. Y aunque esta disminución ha sido sig-nificativa, la compañía ha logrado mantener una producción estable. Ahora, OXY adelanta una intensa campaña exploratoria en el campo y áreas aledañas en las que no se había operado antes. Hoy los nuevos descubrimientos aportan alrededor de 24.000 barriles de crudo por día.


Además de ser un tremendo campo productor, Caño Limón es una de las áreas de conservación ambiental más grandes del departamento de Arauca. En sus 26.000 hectáreas se han identificado a más de 800 especies de animales, entre los que se en-cuentran osos hormigueros, tigrillos, jaguares, toninas, serpientes y una gran variedad de aves. Aunque la mayoría de estos animales habitan en los bosques o en el campo, no es difícil encontrarse con alguno de estos cerca al campamento principal, las carreteras, los pozos y hasta en las dos instalaciones de tratamiento de petróleo. Las estrictas medidas de seguridad y el respeto por el medio ambiente en Caño Limón permiten una convivencia equilibrada entre la actividad extractiva y la vida salvaje.

CONVIVIENDO CON LA FAUNA DE CAÑO LIMÓN

Los chigüiros son los reyes y señores de Caño Limón. Al atardecer, cientos de estos roedores salen de los bosques, en donde se refugian del sol inclemente de Arauca y se agrupan en las carreteras y demás zonas despejadas del área. Los pozos son uno de los lugares de encuentro de los chigüíros, según cuentan los operadores de la zona, no es raro verlos cerca a los “árboles de navidad” de los cientos de pozos que hay en el campo.


La laguna artificial La Draga es otro punto que llama la atención al visi-tante. En este depósito de agua se lleva a cabo un tratamiento terciario a las aguas residuales de las instalaciones de producción más grandes de Caño Limón (PF2), en donde se procesan más de 2.100 barriles de fluido por día. El agua en este punto del proceso está en tal estado de pureza que alberga a decenas de especies que mantienen el equilibrio del ecosistema. Después de un proceso respetuoso con el ciclo hídrico, el agua que sale de La Draga es depositada en el estero La Conquista.


Durante nuestra visita, tuvimos la oportunidad de conocer cómo funciona el proyecto de apoyo a la siembra y procesamiento del cacao, que por más de 20 años ha apoyado a más de 4.000 familias del Arauca en la siembra de más de 3.000 hec-táreas. Luego de pasar por una de las fincas y aprender un poco más sobre este cultivo, nos dirigimos a las instalaciones de Comprocar, una cooperativa en el municipio de Arauquita que, gracias al acom-pañamiento de la Fundación El Alcaraván, ha logrado asociar a cientos de familias productoras. En este centro se fermenta, seca y aco-pia el cacao que viene de las fincas aledañas. Hoy, las ventas de Com-procar superan las 600 toneladas de cacao al año y se está trabajando en un proyecto que permitirá incre-mentar su capacidad.

El programa de proyectos pro-ductivos es una de las líneas de acción de la Fundación El Alca-raván de OXY y Ecopetrol, la cual se fundó en en 1990 para liderar la estrategia de gestión social. A través de planes de financiamiento y capacitaciones, esta iniciativa ha venido acompañando la ac-tividad económica de miles de familias ganaderas y agricultoras del Arauca, con el objetivo de im-pulsar la competitividad del de-partamento. La fundación tam-bién lidera proyectos educativos, de capacitación y preservación ambiental, entre otros.

DE LA MANO CON LOS ARAUCANOS


Lo que inicialmente fue una iniciativa para financiar a los agricultores de la región, es hoy una de las microfinancieras más importantes del país. Microfinanzas El Alcaraván tiene en la actualidad más 2.300 clientes y cuenta con una cartera de $6.600 millones. Con sus créditos, que van desde 1 a 25 salarios mínimos y con bajas tasas de interés, más de 11.500 beneficiarios han podido incrementar las ventas en sus negocios en Arauca.

SOLUCIONES FINANCIERAS PARA LOS EMPRENDEDORES


Con la entrada en vigor del TLC con Estados Unidos y los cambios normativos en materia laboral, las empresas deben aprovechar las nuevas realidades políticas, econó-micas y comerciales para convertirse en espacios de exce-lencia laboral.

Estrategias de prevención laboral para el sector

minero-energético

Isabella GandiniSenior Asociate de Norton Rose Fulbright

El sector minero-energético comprende un importante porcentaje de la fuer-za laboral colombiana. Teniendo esto

último en cuenta y en la coyuntura actual es importante mencionar los efectos laborales derivados de la aprobación del Tratado de Libre Comercio (TLC) con Estados Unidos el 10 de octubre de 2011. Vale la pena anotar que el TLC ha tenido fuertes contradictores desde su discusión entre los cuales se encuen-tran empleados de la industria en mención. En Colombia las centrales obreras y el par-tido del Polo Democrático Alternativo, entre otros, han sido fuertes opositores. En los Es-tados Unidos algunos congresistas también se opusieron a su aprobación cuando los demócratas influenciados por los sindicatos estadounidenses que rechazaban la imple-mentación de dicho tratado alcanzaron la mayoría en el congreso de ese país.

Según Urrego, enviado especial a Cartagena a la Cumbre de las Américas1, los sindicatos solicitaron la no implementación del TLC. “Concretamente fue el Sindicato Internacio-nal de Empleados de Servicios (SEIU) el que hizo la petición, según lo han registrado di-versos despachos internacionales de prensa”.

Ubicándonos en la situación actual de nues-tro país y luego de la implementación del TLC, las críticas y los opositores no cesan. A pesar de los planes para mejorar las relacio-nes laborales e implementación de numero-sas medidas, varias empresas del sector mi-nero-energético siguen siendo cuestionadas.

Retos y avances en materia laboral

En una audiencia de derechos laborales del sector minero-energético en el oriente co-

lombiano llevada a cabo en noviembre de 2012, el senador Alexánder López Maya se-ñaló incumplimientos al plan de acción la-boral. Entre ellos el senador enumeró malas condiciones de salubridad, tercerización y la violación al derecho de asociación sindical, entre otros2.

Los gobiernos colombiano y estadounidense se comprometieron a implementar un plan de acción laboral para proteger los derechos laborales y prevenir la violencia contra los líderes sindicales3. Actualmente, se ha avan-zado significativamente en estas actividades.

Dentro del plan de acción laboral 2011-2013 se destacan las siguientes medidas:1. Reorganización del Ministerio del Trabajo2. Fortalecimiento del sistema de adminis-tración del trabajo3. No impunidad para la violencia4. Diálogo social5. Asistencia técnica de la Organización In-ternacional del Trabajo (“OIT”)

Otro avance notable es la expedición de una serie de normas encaminadas a con-trolar algunos abusos e implementar medi-

A pesar de los planes para mejorar las relaciones la-borales e implementación de numerosas medidas, varias empresas siguen siendo cuestionadas.

OPINIÓN

1 Artículo publicado en la revista Semana el 12 de abril de 20122 http://www.senado.gov.co/sala-de-prensa/noticias/item/15929-preocupante-problematica

3 http://www.mintrabajo.gov.co/tlc-plan-de-accion-laboral.html

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e.

das más rigurosas. Por ejemplo, las normas que regulan el uso de la empresas de servi-cios temporales (Decreto 4369 de 2006), las normas para sancionar la intermediación la-boral por parte de las cooperativas de trabajo asociado (Decreto 2025 de 2011), incremen-to de inspectores de trabajo (Decreto 1128 de 2011 y Decreto 1732 de 2012), las sanciones penales por la violación a los derechos de reunión y asociación (Ley 1453 de 2011), normas para reparar a las familias de sindica-listas víctimas de actos violentos (Ley1448 de 2011), y la nueva ley de inspección de trabajo (Ley 1610 de 2013), entre otras.

Dichos avances reflejan la oportunidad con la que el sector empresarial cuenta para so-segar las críticas y demostrar otra realidad. Nuestra legislación se adecúa a los estánda-res de la OIT por lo que no podemos per-mitir que continúe un discurso tendiente a demostrar que en Colombia no existen suficientes normas laborales4. En lo que se debe trabajar es en mejorar las cifras de cumplimiento. Es el momento para que las empresas inicien procesos de auditoría para revisar sus estándares de acatamiento a las normas y desarrollen áreas interdis-ciplinarias sobre aspectos laborales y de responsabilidad social que involucren a los trabajadores y a las comunidades donde se ejecutan los proyectos.

Manos a la obra para conseguir mejores condiciones laborales

Vale la pena resaltar que a raíz de la expe-dición de la Ley 1610 de 2013, las multas pueden ascender hasta los 5.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes, me-dida que motiva a los empresarios a cum-plir rigurosamente sus obligaciones.

De ahí surge la necesidad de implementar estrategias que desincentiven la presenta-ción de querellas e investigaciones por par-te de las autoridades laborales. Sobre todo en un sector tan sensible como el minero-energético, que comprende factores com-plejos como: sus zonas de trabajo, sistemas de turnos especiales y demanda de personal

extranjero, así como riesgos físicos y psicoso-ciales, entre otros.

Es una realidad que el país está haciendo esfuerzos para garantizar unas condiciones laborales dignas que han conllevado a la implementación de más medidas de con-trol por parte de las autoridades laborales. Por lo tanto, las empresas deben estar pre-paradas para que las inspeccionen.

En consecuencia, es conveniente llevar a cabo revisiones internas, mediante la im-plementación de auditorías en materia la-boral, seguridad social y responsabilidad social. En dichos procesos, el papel de las áreas de gestión humana es fundamental y su éxito dependerá en gran parte de la interacción que se pueda generar con las áreas de responsabilidad social para adop-tar estrategias comunes e impactar positi-vamente al capital humano.

Por otra parte, las empresas deben aprove-char los espacios de participación creados por la ley tales como: comités de convivencia laboral, comités paritarios de salud ocupa-cional y los procesos de consulta previa a las comunidades, entre otros.

De esta forma. se genera mayor confianza, un ambiente laboral propicio y se eleva el senti-do de pertenencia a las empresas. Lo anterior también conlleva a que los trabajadores y las comunidades jueguen un papel activo en las empresas para implementar buenas prácti-cas, lograr altos estándares de cumplimiento y mejorar la percepción de sus trabajadores.

A raíz de la expedición de la Ley 1610 de 2013, las multas pueden as-cender hasta los 5.000

salarios mínimos legales mensuales.

4 En la intervención que hizo la Central Unitaria de Trabajadores (CUT) respecto a las disposiciones del TLC en la sentencia C-750 de 2008, dicha entidad señaló: “No contienen normas que regulen aspectos de la relación laboral individual o del derecho laboral colectivo, sino que se restringen a establecer, de un lado, el tipo de derechos que protegen y, de otro lado, los órganos y procedimientos y mecanismos de control de aplicación de la cláusula laboral, o conjunto de disposiciones laborales, lo cual va en concordancia con la práctica de negociación en la materia de los Estados Unidos”.


gas y aceite en rocas sedimentarias de baja permeabilidad (M 1.0-3.8).

El artículo también sugiere que la reactiva-ción de fallas y la consecuente sismicidad se deben a una reducción en el esfuerzo efectivo sobre los planos de falla. En tal sentido, en las operaciones de fractura-miento hidráulico puede dispararse sismi-cidad debido al aumento en la presión del fluido dentro de la zona de falla. Basados en la investigación de compilación, los au-tores proponen que las fallas reactivadas pudieron ser intersectadas por el pozo o estar localizadas a centenares de metros de este.

Al parecer estos mecanismos han sido responsables de, al menos, tres ejemplos conocidos sobre sismicidad sentida y de-rivada de fracturamiento hidráulico en EE. UU., Canadá y el Reino Unido. El evento más grande reportado (M 3.8) ocurrió en la cuenca del río Horn en Canadá. Hasta la fecha, el fracturamiento hidráulico ha sido un mecanismo relativamente benig-

Además de la falta de información só-lida sobre sismología nacional, moni-toreo y registros , los cuales impiden

llegar a conclusiones contundentes, ha habido oposición ante la posible explotación de re-cursos no-convencionales y los desarrollos extensivos de fracturamiento hidráulico, par-ticularmente para objetivos asociados a shale oil, shale gas y crudos pesados.

Análisis y evidencias

En el artículo titulado “Induced seismicity and hydraulic fracturing for the recovery of hydrocarbons” (Sismicidad inducida y frac-turamiento hidráulico para la recuperación de hidrocarburos) recientemente publicado en la revista Marine and Petroleum Geology (vol. 45, 2013, pp. 171-185) por Richard Da-vies, Gillian Foulger, Annette Bindley y Peter Styles, los autores compilan ejemplos publi-cados de sismos inducidos que ocurrieron desde 1929 y que tuvieron magnitudes supe-riores a 1.0. De los 198 ejemplos analizados, la magnitud máxima reportada alcanzó 7.9

y sus causas asociadas con rangos de mag-nitudes fueron: A) minería (M 1.0-5.6), B) depletación de campos de petróleo y gas (M 1.0-7.3), C) inyección de agua para recupe-ración secundaria de aceite (M 1.9-5.1), D) embalses (M 2.0-7.9), E) rellenos sanitarios (M 2.0-5.3), F) pozos de investigación aca-démica sobre sismicidad inducida y campos de esfuerzos (M 2.8-3.1), G) operaciones geotérmicas (M 1.0-4.6), y H) fractura-miento hidráulico para la recuperación de

El fracturamiento hi-dráulico ha sido un

mecanismo relativamen-te benigno, comparado con otros precursores

antropogénicos.

En Colombia, aún no existen referentes técnicos robustos que den cuenta de la actividad sismológica asociada a los procesos industriales de la explotación de hidrocarburos. Este es un breve análisis basado en estudios de sismos indu-cidos y debidamente documentados.

¿Sismicidad inducida durante las actividades

petroleras?

Carlos Alberto Vargas JiménezDirector del Grupo de Geofísica, Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá)Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología

OPINIÓN

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no, comparado con otros precursores an-tropogénicos, probablemente debido a los bajos volúmenes y tiempos cortos de bom-beo de fluidos usados durante las opera-ciones de fracturamiento hidráulico.

Las ventajas del monitoreo sísmico

Dado que el régimen tectónico en Colom-bia es amplio, complejo y prácticamente desconocido, promover la monitorización sísmica constituye el mejor mecanismo para disipar cualquier duda o comprobar la validez de las hipótesis que vienen desde escenarios distantes y diferentes. Más aún, cuando la industria de los hidrocarburos en Colombia tiene altos estándares de res-ponsabilidad ambiental y social, y, por ello, la decisión unilateral de implementación de redes sismológicas alrededor de todos los campos petroleros con recursos con-vencionales y no-convencionales evitaría discusiones sin argumentos sólidos. Pero además, dichos datos permitirían mejorar el conocimiento sobre las condiciones téc-nicas de los yacimientos. Este esfuerzo re-presentaría una ganancia para la industria y la sociedad.

Emprender estas iniciativas es legitimar consideraciones propias de responsabi-lidad antes que la imprudencia extrema acuda a presionar pretensiones legales. Los datos y análisis derivados de estos ejerci-

cios de monitoreo proveerán un contexto con información útil para el actual debate en torno a las operaciones de explotación de hidrocarburos. En tales escenarios, el Estado mediante el Servicio Geológico Colombiano o a través de esquemas aca-démicos con las universidades, podrían asegurar y maximizar el beneficio del mo-nitoreo sísmico.

Por ahora, ante la falta de iniciativas desde la industria y la fuerte presión de algunos segmentos ambientalistas, seguramente la Autoridad Nacional de Licencias Am-bientales, la Agencia Nacional de Hidro-carburos y el Servicio Geológico Colom-biano podrían verse avocados a posiciones radicales sobre la monitorización de los no-convencionales, pero tarde o temprano estos ejercicios también tendrán que llegar a los recursos convencionales.

Los datos derivados del monitoreo sísmico

proveerán información útil para el actual debate en torno a las operacio-nes de explotación de

hidrocarburos.


NegociosNEGOCIOS

En la Conferencia Energética Colombiana, Enercol 2013, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Germán Arce, anunció que a finales de este año se llevará a

cabo una subasta con las compañías que tienen contratos vigentes, para impulsar los yacimientos descubiertos no desarrollados, con un piloto de 14 áreas en la cuenca de los Llanos Orientales.

El objetivo de esta mini ronda es impulsar el desarrollo de cam-pos en los que se declaró la presencia de hidrocarburos, pero que por razones legales, sociales, de seguridad, entre otras, no fueron explotadas. Según explicó Arce, por los avances logrados en estos activos, la fase exploratoria sería mucho más rápida y pronto los campos subastados podrían contribuir con la producción nacio-nal de petróleo, la cual se ubicó en el mes de agosto en 1,03 millo-nes de barriles diarios en promedio.

“La producción de petróleo en Colombia se ha multiplicado por 2 en 5 años y se han incorporado reservas de casi 800 millones de barriles en los últimos 6 años, lo cual es una tasa de incorporación de reservas bastante elevada, demostrando que Colombia ha dado pasos certeros para fortalecer su producción petrolera. Los con-tratos que se suscribieron hace 5 años ya están madurando y en la actualidad están aportando el 15% de la extracción diaria de crudo del país”, dijo el presidente de la ANH.

A la par de la preparación de esta subasta, la agencia continúa conso-lidado la información geológica y técnica de las áreas que se ofrecerán durante la ronda abierta de 2014. Este año, la ANH ha fijado un presu-puesto de $313.820 millones y tiene presupuestados $284.000 millo-nes para el 2014, destinados a estudios que permitan obtener mayor conocimiento en las regiones que saldrán a subasta en este proceso.

Mini ronda de campos no desarrollados para finales de 2013

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Germán Arce, presidente de la ANH.


NEGOCIOS

La empresa brasileña Petrobras aprobó la venta de importantes activos que la compañía tenía en Colombia a Perenco. Esta transacción, que alcanzó los US$380 millones, incluye la parti-

cipación que tenía la petrolera en: 11 bloques de E&P, los cuales suman una producción promedio de 6.530 barriles de petróleo equivalente en promedio por día (BPED); el Oleoducto de Colombia (ODC), con una capacidad de 14.950 barriles de petróleo por día (BPD); y el oleo-ducto del Alto Magdalena, con una capacidad de 9.180 BPD.

Petrobras continuará operando en el país a través de una área de ex-ploración en tierra y seis activos de exploración en el mar. Las opera-

ciones costa afuera son uno de los fuertes de la empresa en el ámbito internacional. En Colombia esta compañía se destaca por ser una de las primeras en apostarle a la búsqueda de recursos en las profundi-dades del mar Caribe.

Según explicó la firma en un comunicado, la venta de la participación en los bloques de exploración y producción mencionados, así como en los dos oleoductos, está en línea con su programa de desinversio-nes, previsto en su plan de negocios y gestión 2013-2017.

Petrobras vende parte de sus activos en Colombia a Perenco


NEGOCIOS

En el Proyecto de Interconexión Petrolera “Ecuador-Colom-bia”, 9 compañías con operaciones en la cuenca del Caguán-Putumayo firmaron contratos para transportar crudo prove-

niente de sus campos productores hacia Ecuador.

Con estos acuerdos, firmados con la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador, Petroecuador EP, las compañías podrán transportar crudo desde Orito (Putumayo) y contar con una salida adicional a través de los oleoductos del Sistema Oleoducto Trans Ecuatoriano (Sote) y el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), en el norte ecuatoriano.

Los contratos fueron firmados por Cenit, la empresa de transporte y logística de hidrocarburos de Ecopetrol, y productoras con ope-

raciones en el sur del país, como Vetra, Amerisur, Petrominerales y Gran Tierra Energy, entre otras. El compromiso de estas negocia-ciones es efectivo desde el 1 de septiembre del año en curso y regirá hasta el 30 de noviembre de 2018.

De acuerdo con un comunicado emitido por Cenit, esta iniciativa, denominada “Estrategia del sur”, permitirá ingresar más volúme-nes al sistema, transportar crudos de diversas características y ma-nejar de manera efectiva las contingencias de seguridad que se pue-dan presentar en el Oleoducto Trasandino, que, junto a la línea Caño Limón-Coveñas, es uno de los oleoductos más afectados por ataques terroristas.

Operadoras del Caguán-Putumayo podrán sacar su producción a través de Ecuador

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El fondo Cipef y Acon Investments compran Vetra en US$300 millones

La empresa de inversión de capital privado Acon Investments y el fondo de capital Cipef IV de la empresa Capital Interna-tional Private Equity Fund (Cipef) adquirieron la mayoría

accionaria de Vetra, una de las compañías de exploración y pro-ducción independientes más grandes de Colombia, la cual, a marzo de este año ya producía más de 14.000 barriles diarios de crudo.

La venta la realizaron varios accionistas minoritarios de Vetra y la española Inveravante, firma inversionista fundada por Manuel Jove Capellán y que en 2007 adquirió una participación importante en la compañía. Vetra se fundó en 2003 por un grupo de empresarios de la industria petrolera venezolana, liderados por el exministro de Energía y Petróleo de Venezuela y expresidente de Pvdsa, Humber-to Calderón. En estos 10 años, la compañía logró hacerse a varios contratos en asociación con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con los que ha logrado consolidarse como una de las 12 firmas con mayor producción en el país.

De acuerdo con información emitida por la empresa, una parte im-portante de sus accionistas y la gerencia actual permanecerán en Vetra. Hoy la petrolera cuenta con 8 bloques exploratorios y 4 áreas en desarrollo y explotación en las cuencas del Putumayo, Llanos y Valle Medio del Magdalena.

Los nuevos dueños de Vetra tienen un amplio historial de inver-siones en la región y con esta compra ratifican su interés por el mercado colombiano. Acon realiza inversiones en toda América Latina, principalmente en industrias o empresas que se encuentran en un punto clave de inflexión de su desarrollo y en Colombia ya había participado en varias transacciones como la venta de su par-ticipación en Almacenes Vivero y Carulla, así como las inversiones en Credivalores y el Grupo Sala. Cipef, por su parte, se centra en la inversión en compañías líderes en los mercados emergentes y des-de su fundación, en 1992, ha realizado 78 inversiones en 25 países y 34 industrias.


NEGOCIOS

El CEO de la petrolera Pacific Rubiales Energy, Ronald Pantin, dio a conocer una fórmula para que la com-pañía continúe con la operación de Rubiales, el cam-

po productor más grande del país, con más de 215.000 ba-

rriles de crudo al día, y cuyo contrato vence en julio 2016. La nueva propuesta consiste en entregar la operación del campo y producción primaria a Ecopetrol, tal y como se tiene programado, y firmar un nuevo contrato con el que Pacific Rubiales, invirtiendo el capital, extraiga la producción obtenida a través de tecnologías de recobro secundario. Este crudo adicional sería compartido entre las dos em-presas, bajo condiciones que formarían parte de la negociación, sin riesgo tecnológico o financiero para Ecopetrol.

Pacific ha venido desarrollando tecnología de recuperación secunda-ria Star, la cual permitiría aumentar el recobro del campo de petróleo pesado de Rubiales desde los niveles actuales, que oscilan entre 15% y 18%, hasta un 50%. Esto permitiría alcanzar el potencial de la produc-ción y aumentar considerablemente las reservas del país.

Esta propuesta aparece luego de que Pacific presentara una solicitud de la extensión del contrato, la cual está siendo evaluada por Ecope-trol y al mismo tiempo ha sido motivo de debate político, pues al-gunos senadores exigen a la compañía colombiana tomar el control total de Rubiales.

Nueva propuesta de Pacific para trabajar en campo Rubiales

Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol, y Emilio Lozoya Austin, director general de Pemex, suscribieron un acuerdo de colabo-ración entre las dos empresas para generar opciones de coopera-

ción técnica, académica, científica y administrativa en materia de exploración, producción y refinación, así como petroquímica y en materia de transporte.

El acuerdo, que se basará en las prácticas y principios internacionales de buen gobierno corporativo, responde al interés de ambas compa-ñías por intercambiar experiencias y complementar sus actividades en las áreas citadas, con el objeto de enriquecer el desarrollo de sus capacidades.

Con este convenio, la petrolera colombiana reitera su interés por tra-bajar de la mano de compañías de talla internacional en búsqueda de nuevos horizontes exploratorios y la implementación de mejores tecnologías y prácticas. En octubre de 2012, por ejemplo, Ecopetrol suscribió un acuerdo con la China National Petroleum Corporation (CNPC), la quinta petrolera más grande del mundo, para buscar oportunidades de exploración y producción en Colombia, así como en otras latitudes. El año pasado, Ecopetrol también celebró alianzas con empresas internacionales como Anadarko, ExxonMobil y Repsol, para el desarrollo de áreas costa afuera y con potencial en recursos no convencionales, adjudicadas en la edición más reciente de la ronda abierta de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Pemex y Ecopetrol firman acuerdo de colaboración

Exitosa colocación de bonos por Ecopetrol

Los resultados de las colocaciones de bonos de Ecopetrol entre agosto y septiembre demostraron la confianza que tanto inversionistas locales como internacionales tienen en el crecimiento de la petrolera colombiana. En la prime-ra emisión, llevada a cabo a finales de agosto en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), se colocaron $900 millones, monto que convierte a esta en la emisión más grande del mercado colombiano en 2013 y la segunda más impor-tante de la principal empresa del país, después de la he-cha en 2010, que ascendió a $1 billón. Los títulos tuvieron una demanda de $1,92 millones, equivalentes a 3,2 veces el monto base ofrecido de $600 millones. En la segunda operación, desarrollada en el mercado estadounidense, a inicios de septiembre, Ecopetrol logró colocar bonos por US$2.500 millones. La demanda en esa ocasión alcanzó los US$11.908 millones, equivalente a 4,8 veces el monto emitido. De acuerdo con la empresa, los recursos obtenidos serán destinados para financiar el plan de inversiones, que para este año asciende a US$9.549 millones.

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GOBIERNO

Para sorpresa de muchos, Amylkar Acosta Medina, uno de los princi-pales críticos del Gobierno de Juan

Manuel Santos, en especial de sus políticas económicas, asumió las riendas de la car-tera minero-energética en el más reciente “revolcón ministerial”. Ante los cuestiona-mientos generados por este nombramiento, el mandatario colombiano ha asegurado en repetidas ocasiones que en su administra-ción se le da espacio hasta a los más agudos críticos. Acosta, aunque crítico, figuraba como una de las personas más idóneas para asumir este ministerio, pues cuenta con una amplia trayectoria política y varios méritos académicos.

Sobre sus capacidades no hay discusión. Este economista, originario de Mongui, Guajira, fue senador de la República, coordinador de la Región de Planificación Costa Atlántica y jefe del Departamento Administrativo de Planeación de la Guajira. También ha tra-bajado como docente, investigador, confe-rencista, escritor, consultor y columnista de los principales diarios del país. Con la llegada de este político costeño al gabinete, el presidente Santos no solo le apuesta a un conocedor experto en el desarrollo minero-energético del país, sino que encontró un con-sejero dispuesto hablarle sin tapujos, cuan-do el Gobierno adelanta un complejo proceso de negociación en la Habana y el mandatario

necesita de personas que le hablen claro. Acosta ha sido explícito en su compromiso con la paz.

“Al momento de formalizar nuestra desig-nación y luego, al momento de posesionar-nos, el señor presidente de la República fue enfático en que este nuevo gabinete para la recta final de su mandato es el de la unidad para la paz. Y no puede concebirse la uni-dad, ni mucho menos la paz sin la inclusión de la diferencia. Así entiendo el paso dado por el presidente Santos al incorporarme a su gabinete, al cual no llego por vía de la adulación, la lisonja y mucho menos de la apostasía. Quiso, él, tener otra mirada, otros puntos de vista distintos a los suyos propios, para ver de enderezar la nave del Estado que se vio zarandeada por los últimos aconteci-mientos. Solo de esta manera he entendido mi llegada al alto Gobierno, como alguien que no traga entero, que no disimula las ra-zones de su disentimiento, que como buen li-beral abomina el unanimismo y que por ello mismo le puedo ser útil en esta nueva etapa”, fueron las palabras del nuevo ministro.

En el sector, Acosta se desempeñó como vi-ceministro de Minas y Energía y presidente de la Compañía Colombiana de Gas (Col-gas). Antes de su nombramiento, figuraba como representante de los departamentos productores de petróleo en la junta directi-va de Ecopetrol y también formaba parte de la junta directiva de la Federación Nacional de Biocombustibles, de la cual fue fundador. Durante su amplia trayectoria ha militado en el Partido Liberal y ha sido protagonista del debate sobre el devenir del desarrollo del país en materia de hidrocarburos y minería.

Recientemente, el nuevo ministro se pronun-ció sobre los altos precios de los combustibles en el país, pero, principalmente, en contra de la venta de la participación de 57,6% del Go-bierno en Isagen. En sus columnas “De rema-te” y “El dislate del Gobierno”, Acosta aseguró que este movimiento no es conveniente para la economía nacional, pues se perdería el control de una empresa que genera ganancias para el país. Adicionalmente, afirmó que con esta venta, la industria de generación quedaría en mano de empresas privadas, con excepción de Empresas Públicas de Medellín (EPM).

Este economista y político guajiro es el cuarto relevo en el Minis-terio de Minas y Energía durante la administración del presi-dente Santos. Al frente de esta cartera, Acosta tendrá que tomar partido en varios temas que, fuera del Gobierno, criticó fuerte-mente, como la venta de la participación del Estado en Isagen.

Amylkar Acosta, de la mirada crítica al mandato por la paz

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GOBIERNO

Los temas neurálgicos en la agen-da del nuevo ministro

Las declaraciones hechas por Amylkar Acos-ta desde su nombramiento generan expec-tativa en la industria sobre cuál va a ser la forma de actuar del otrora contradictor del actual Gobierno. Y es que el nuevo ministro de Minas y Energía se ha comprometido a trabajar para solventar los obstáculos que vienen frenando el paso de la locomotora minero-energética, como las demoras en el proceso de licenciamiento ambiental y los problemas de orden público. Adicional-mente, estableció que uno de sus principales objetivos es elevar y expandir los beneficios de las poblaciones aledañas a las operaciones del sector extractivo.

Sobre los costos de los combustibles, uno de los temas más polémicos de los últimos meses, afirmó que se abrirá un debate sobre

la fórmula del precio y sobre una posible re-baja al transporte de carga, al igual que un descuento en la tarifa de la energía para la industria. Y aunque la venta de Isagen ya es prácticamente un hecho, el nuevo jefe de la cartera ha dicho que seguirá manteniendo su posición en contra de este proceso.

La nueva fórmula del jefe de Estado en este ministerio está decidida a actuar y trabajar por un sector que conoce a fondo, pero cuyo manejo reciente ha criticado con firmeza. En todo caso, lo más relevante para los actores de la industria es la disposición de trabajo del nuevo ministro, que se vio refrendada con la expedita aprobación del Plan de Expansión de Transmisión 2013-2026, el cual se funda-menta en la información de la infraestructura eléctrica actual, así como futuras obras y pro-yecciones de demanda de energía eléctrica.

Según afirmó el propio ministro, "esta deci-sión va a darle el banderazo a una subasta de proyectos de tendido de redes en el país". Las empresas y demás involucrados esperan que el nombramiento de un viejo conocido sir-va para dar el impulso que el sector requiere con hechos como este. A su vez, el Gobierno está tranquilo al contar con un aliado sólido, ahora que le apuesta a la paz.

En el sector, Acosta se desempeñó como

viceministro de Minas y Energía

y presidente de la Compañía

Colombiana de Gas (Colgas.


Este es el principal motivo por el cual las pe-troleras junior no reparten dividendos. Sin embargo, en Canadá, por ejemplo, (mer-cado primario de las petroleras junior que operan en Colombia) existen algunos casos que sobresalen por su alta relación de divi-dendos pagados, versus su precio de merca-do. En la quinta posición de los mayores pa-gadores de dividendos está Petrominerales, listada localmente en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC).

Tres empresas con características disímiles

Dentro de los activos petroleros locales so-lamente tres de ellos reparten dividendos a sus accionistas y presentan un buen caso de estudio, dado que las tres compañías se encuentran en etapas diferentes de desa-rrollo con niveles de producción, reservas y generación de caja disímiles.

Ecopetrol no es considerada como un ma-jor o gran jugador global. Sin embargo, su correlación es mayor con estas compañías, que tienen producciones por encima de los 3 millones de barriles diarios, campos maduros y participación en upstream y downstream. En este grupo de compañías, el dividendo promedio es de 4,6% para los últimos 12 meses. Ecopetrol se encuentra por encima de ese promedio y ello se debe a que el Gobierno Nacional es su mayor accionista y, por lo tanto, va a requerir de la mayor cantidad posible de utilidades para financiar sus programas de desarro-llo. Solo para aterrizar un poco las cifras,

Los accionistas de cualquier compañía que cotizan públicamente en alguna bolsa de valores tienen dos formas de

recibir retornos por su inversión, una es por el aumento del precio de mercado de la acción y la otra es vía dividendos. Los dividendos son el vehículo utilizado por las compañías para repartir las utilidades obtenidas en un perio-do entre sus accionistas, así se convierten en un factor decisivo en el momento de tomar decisiones de inversión sobre activos de ren-ta variable, lo cual es relevante en los mo-mentos de incertidumbre sobre la dirección de los mercados globales o de contracciones de liquidez, como el escenario actual.

Para un accionista siempre será llamativo te-ner acciones con altos dividendos, pero hay que tener en cuenta que las utilidades que se reparten no se reinvierten en la compañía y muchas veces las compañías tienen que re-currir a tomar deuda para poder cumplir con sus necesidades de capital, lo que cla-ramente genera un impacto en los costos financieros, el cual no hubiera sido necesa-rio en un escenario de menor repartición de dividendos.

Las utilidades que se reparten no se reinvierten en la

compañía y pueden tener un impacto en los costos financieros.

MERCADOS

Los criterios para la repartición de las utilidades de las com-pañías no siempre son de tipo técnico, ni están en línea con las necesidades de capital de las mismas. A continuaciÓn se pre-senta un análisis a partir del estudio de tres empresas locales.

El pago de dividendos, una decisión estratégica que se debe valorar integralmente

Alejandro PieschacónSenior Equity Strategist de Casa de Bolsa

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entre septiembre y enero Ecopetrol tendrá que girar a la Nación $9 billones en divi-dendos por las utilidades de 2012.

Con unas necesidades de capital expendi-ture (gastos de capital) por ejecutar cerca-nas a los $7 billones, además de los flujos que hay que girarle a la Nación, la compa-ñía, a pesar de su gran generación de caja, ha recurrido al mercado de deuda con emisiones de bonos locales e internaciona-les por $3,4 billones. Esto último, además del anuncio de posibles nuevas emisiones genera de nuevo la pregunta: ¿Qué tan bue-no es repartir altos dividendos, si al final se debe recurrir a nueva deuda para cumplir con las necesidades normales de inversión en el negocio?

Pacific Rubiales, durante este año, aumen-tó su dividendo en 50%, al actual 2,5%, como una forma de denotar que la compa-ñía se encuentra en un estado de desarro-llo superior y así mismo reconocerle a sus accionistas los aumentos en producción y utilidades de los últimos años.

Por su parte, Petrominerales tiene el divi-dendo más alto de las compañías locales con un impresionante 7,8%, por encima incluso de compañías de otros sectores que han sido históricamente altos pagadores de dividendos en el mercado local. Sin em-bargo, el dividend yield* de Petrominerales no siempre fue tan alto y su valor actual se debe en parte a la caída en el precio de la acción, que solo este año llega al -22%.

Recordemos que sus comparables locales por nivel de producción y reservas (Cana-col, Parex y Gran Tierra) no reparten divi-dendos actualmente. No es usual que com-pañías junior, que dependen altamente del descubrimiento y desarrollo de nuevos activos y, por consiguiente, tienen necesi-dades de caja altas, repartan dividendos a sus accionistas.

Un dividendo alto es bueno en la medida que no disminuya los flujos necesarios para que la empresa cumpla con sus planes de crecimiento. El mercado usualmente inclu-ye las expectativas de crecimiento de una

MERCADOS

compañía en su precio, siempre y cuando esta haya cumplido con las metas plantea-das. Así que en últimas una compañía que reinvierte sus utilidades y cuenta con un equipo gerencial adecuado debería reflejar esas buenas expectativas en su precio de mercado, ofreciendo un retorno mayor a sus accionistas. Hay compañías en todos los sectores, incluido el petrolero, que lo-gran ese balance de forma adecuada, ge-nerando retornos estables vía dividendos, además del cumplimiento de metas y cre-cimiento de manera consistente. Esas son las compañías que generan mayores retor-nos al accionista en el largo plazo.

Entre septiembre y enero Ecopetrol tendrá

que girar a la Nación $9 billones en

dividendos por las utilidades de 2012.

* Para calcular el promedio de Colombia se incluyen Ecopetrol, Rubiales, Petrominerales, Canacol, Parex y Gran Tierra.* Dividend yield = dividendos anuales / precio de mercado. Todos los dividend yield son calculados con base en los precios de cierre del 5 de septiembre.

Producciónen boepd

Market Capen MM US

Div Yield

Ecopetrol 780.000 93.124 6,70%

Pacific Rubiales 129.000 6.021 2,50%

Petrominerales 23.000 534 7,80%

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Participación por países en

número de transacciones de exploración y producción (2012- 2013)

27%27%

18%

13%6%

8%

El creciente interés de algunas gran-des petroleras en retomar su expo-sición al país, la consolidación y la

profesionalización del segmento de servi-cios petroleros y una mayor participación de compradores de perfil financiero, como fondos de capital privado y fondos globa-les especializados en energía, han dinami-zado la consolidación empresarial.

En el terreno internacional, según un informe de la consultora Deloitte1 sobre la actividad de fusiones y adquisiciones en la industria pe-trolera, el número total de transacciones in-ternacionales realizadas a durante el primer semestre de 2013 experimentó una caída del 29% frente al mismo periodo de 2012, es decir, una reducción de 240 transaccio-nes, explicada en gran parte por el débil comportamiento de la economía global y su efecto sobre la demanda futura de petróleo. La mayor caída se reportó en el segmento de exploración y producción, que pasó de 263 a 162 transacciones comparando el primer semestre de 2013 con el mismo periodo de 2012, y que no alcanzó a ser compensada por un mejor desempeño del segmento de servicios petroleros, que evidenció un in-crementó de 39 a 51 transacciones.

Colombia, un país con una dinámica extraordinaria

Aún con el comportamiento en otras ju-risdicciones, el interés por Colombia sigue siendo alto, especialmente comparado con otros países de la región, a pesar de su ta-maño y rol todavía limitado en el ámbito internacional en temas petroleros. De he-cho, según datos de Capital IQ, en 2012 y lo corrido de 2013, Colombia es el país que

más transacciones del segmento de explo-ración y producción ha reportado en Lati-noamérica con 17 operaciones, seguido por Argentina con 11 y Brasil con 8.

Muestra de ello es el regreso al país de grandes petroleras como ExxonMobil, Shell y ConocoPhillips, así como la presen-cia de grandes jugadores de origen asiático, con apuestas importantes en los hidrocar-buros no convencionales en el Valle Medio del Magdalena, la exploración costa afuera

MERCADOS

Fuente: Capital IQ

1 Oil & Gas Mergers and Acquisitions Report, 2013.

Contrario a la reciente desaceleración en el número de tran-sacciones de fusiones y adquisiciones en la industria de pe-tróleo y gas en el ámbito internacional, la dinámica de este tipo de operaciones en Colombia continúa en ascenso.

El crecimiento de las fusiones y adquisiciones en el sector de petróleo y gas

Miguel Piedrahita, director de energía y recursos naturales, Banca de Inversión BancolombiaJuan David Piñeros, ejecutivo senior petróleo y gas - Banca de Inversión BancolombiaAndrea Aristizabal, gerente segmento recursos naturales - Bancolombia

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53LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANAFuente: Capital IQ

Evolución transacciones M&A en exploración y producción en Colombia

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Valor promedio por transacción (US$ MM)

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en la región Caribe y la búsqueda de nuevos recursos en la frontera geológica de la cuen-ca de los Llanos. Su entrada ha causado que otras grandes petroleras se fijen en el país y muy seguramente estaremos viendo ate-rrizar a estos operadores en un corto plazo.

Como es común en el segmento de explora-ción y producción, la proporción de transac-ciones reportadas en Colombia que involu-cran activos ha superado ampliamente a las transacciones de nivel corporativo, represen-tando desde 2008 alrededor de dos tercios del total2. Generalmente, este tipo de operaciones se desarrollan con el objetivo de diversificar el riesgo, como es costumbre en la industria pe-trolera mundial, o para dedicar sus esfuerzos en un área o concepto geológico en particular.

Sin embargo, para nadie es un secreto que la alta fragmentación que todavía existe en la industria debería llevar a un proceso de consolidación natural entre compa-ñías, especialmente si se tienen en cuenta los compromisos de inversión que tienen algunos jugadores con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la mayor complejidad de obtener recursos financieros para cumplir los enunciados compromisos de inversión y el conocimiento especializado que se requie-re para disminuir los riegos asociados con exploraciones más complejas. Asimismo, es claro que grandes jugadores como Ecopetrol seguirán desempeñando un papel impor-tante en este proceso de consolidación, en la medida en que las metas de producción de este tipo de compañías serían logradas con una combinación de nuevos descubrimien-tos y adquisiciones.

Nuevos jugadores y retos inmediatos

Otra tendencia que vale la pena resaltar es el papel que están teniendo los fondos de capital privado y fondos de inversión glo-bales especializados en energía y recursos naturales. Aunque algunos de ellos ya tenían presencia en el país desde hace varios años, la actividad reciente de fusiones y adquisi-ciones en Colombia se ha visto influenciada

por una mayor participación de este tipo de compradores con perfil financiero. Estos fondos se caracterizan por buscar oportuni-dades con alto potencial de crecimiento y su especial interés se concentra esencialmente en los segmentos de servicios petroleros y midstream.

Asimismo, es importante reconocer algu-nos aspectos que podrían amenazar esta buena tendencia. La inversión en el sector durante los últimos dos años habría podi-do ser aún más alta sin el represamiento de licencias ambientales y los bloqueos de las comunidades en algunas regiones. Cree-mos que será importante resolver estos

MERCADOS

Evolución transacciones M&A en exploración y producción en Latam

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20130

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Valor transaccional Valor promedio por transacción (US$ MM)

Núm

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2 Capital IQ

temas y así evitar que el gran interés que hay en Colombia se traslade a otras juris-dicciones.

En conclusión, creemos que la actividad de fusiones y adquisiciones en el sector de petróleo y gas en Colombia continuará la tendencia creciente experimentada en 2012 y lo corrido de 2013. A su vez, las transac-ciones entre compañías en el segmento de exploración y producción jugarán un papel más relevante, la consolidación será el ca-lificativo predominante en el segmento de servicios petroleros y los compradores con perfil financiero seguirán siendo relevantes.


En medio de la agitación social se puede redefinir el papel de la industriaA medida que crecen las exigencias en las regiones donde operan las empresas del sector minero-energético, se desarrollan estrategias para conjugar los esfuerzos del Estado, las empresas y las comunidades en estas zonas. Actualmente, se requiere una mayor atención del Gobierno y un adecuado relacionamiento con los grupos de interés para definir políticas para el crecimiento endógeno y a largo plazo de territorios periféricos.

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Si bien el sector de hidrocarburos ha alcanzado las metas de exploración y producción fijadas para 2012 y lo que

va de 2013, las operadoras y prestadoras de servicios coinciden en que el crecimien-to de la industria en este periodo ha sido menor al de años anteriores. Esta desace-leración responde, en parte, a los retrasos en el procesamiento de las licencias am-bientales, ante una ola masiva de solicitu-des y una reestructuración de los procesos gubernamentales, así como por el crecien-te número de protestas y bloqueos de las comunidades vecinas a las operaciones extractivas. En 2012, estas alteraciones a la industria aumentaron en más de un 80% respecto al año anterior, con 308 bloqueos y, solo durante los primeros cuatro meses de 2013 se contabilizaron 138, casi la mitad del año anterior.

Esta tendencia, registrada en tan poco tiempo, tiene encendidas las alarmas. El complejo entorno que se registra en va-rias regiones de Colombia está poniendo en riesgo la tendencia positiva de la inver-sión en la industria extractiva y en la pro-ducción nacional de hidrocarburos y, por ende, la generación de riquezas para los

departamentos productores y otras pobla-ciones que se benefician de los recursos de las regalías.

¿Qué está pasando?

Las protestas y reclamaciones hechas por estas comunidades de las regiones petro-

leras son solo una de las expresiones de la compleja situación social por la que está atravesando Colombia en la actualidad. La crisis agraria que paralizó al país reciente-mente, por ejemplo, evidenció la falta de políticas económicas estructuradas para este sector productivo.

SOSTENIBILIDAD

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LaboralVías Contratacionde bienes y

servicios

Aspectossociales

Servidumbres Ambiental Otros0

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Causales de bloqueos

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En el caso de los bloqueos y demás mani-festaciones en contra de la industria de los hidrocarburos, salen a la luz las crecientes preocupaciones que tienen las comuni-dades de los departamentos productores como Meta, Casanare y Arauca, sobre cómo el desarrollo de esta actividad eco-nómica va a beneficiar a la región. Aunque estos temas son una discusión permanente, el debate se intensificó justo en el momen-to en el que se modificó el sistema de rega-lías. Dicho cambio implicó la disminución de los montos fijos que eran transferidos a las poblaciones por este concepto, ante la evidencia de la mala administración de di-

Fuente: Campetrol-Dirección de estudios estratégicos del Ministerio de Defensa Nacional

Santander

35Casanare

32

Meta

27 Huila

6

Durante los primeros 5 meses de 2013, el mayor número de protestas en el sector petrolero se registraron en Meta y Casanare, con el 42,75% del total de bloqueos reportados por la indus-tria. Estos departamentos son los principales productores de crudo y mayores demandantes de mano de obra. De acuerdo con Campetrol, las cifras de este periodo representan un aumento de 18,4% respecto al año pasado.

Número de bloqueos por departamento 2013

SOSTENIBILIDAD

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Durante los primeros cuatro meses de 2013 se contabilizaron 138

bloqueos, casi la mitad de los registrados el año

anterior.

chos recursos por décadas, reflejo claro de la debilidad institucional en dichas zonas.

Es entendible que con estos antecedentes y ante las oportunidades propias de una activi-dad que está en pleno auge, los habitantes de las regiones productoras busquen una mayor participación y que los beneficios que deja el sector también contribuyan en el desarrollo de sus municipios, mediante iniciativas que le apuesten al desarrollo autónomo de la po-blación al largo plazo. Sin embargo, el des-conocimiento de cómo funciona la industria y de las competencias de las empresas en la región ha generado que, en muchas ocasio-nes, las expectativas en materia laboral y de inversión en infraestructura, principalmen-te, superen la capacidades de los operadores. Y es que a pesar de los notorios esfuerzos de las compañías petroleras por trabajar en programas de integración en estas zonas no logran, en ocasiones, atender todas las de-mandas, tanto de las comunidades, como de los gobiernos locales.


Construyendo un nuevo mode-lo de relacionamiento

El apoyo al desarrollo del área de influencia, además de ser un compromiso particular de las empresas, es una obligación legal y la mayoría de las operadoras que se enfrentan a esta búsqueda y a la producción de petró-leo y gas en territorios tan complejos como los actuales han entendido que para lograr una operación exitosa se debe contar con el apoyo de la gente y los gobiernos locales. Sin embargo, la obtención de este aval, o li-cencia social, se ha convertido en una tarea cada vez más complicada.

Según José Juan Rivera, director de la Aso-ciación de Municipios Petroleros de Colom-bia (Ampet): “No hay que invertir por inver-tir. Se deben consultar las necesidades reales de la población, en línea con los impactos que genera el mismo proyecto en la zona de influencia. Es algo fácil de lograr siempre y cuando se sostenga un diálogo sincero entre la compañía, la comunidad y el Gobierno. Nadie quiere que pasen otros 25 años con las mismas problemáticas y las misma quejas”.

A su vez, para Francisco Lloreda, alto con-sejero presidencial para la Convivencia y Se-guridad Ciudadana, la estructuración de los planes de inversión socioeconómica debe partir de la pregunta de cómo quieren las

empresas ver a la región en las que desarro-llan su actividad extractiva una vez conclu-yan sus operaciones. “La premisa es que las operadoras piensen en qué desean dejarle a las comunidades en un futuro, entendiendo que su función no es, ni debe ser reemplazar al Estado. Aunque su labor sí puede y debe estar lo más articulada posible con las accio-nes del sector oficial”, dijo Lloreda.

Las grandes y pequeñas operadoras entendie-ron que la clave para trabajar en un territo-rio se basa en el desarrollo de una estrategia de relacionamiento que pueda conducir al desarrollo autónomo de estos municipios y departamentos. Ecopetrol, la principal pe-trolera del país, por ejemplo, ha venido tra-bajando en un proceso que permitirá generar confianza con las comunidades de sus más de 100 bloques adjudicados, a partir de la identi-ficación y gestión de las expectativas mutuas, de manera que el resultado de los procesos sea benéfico para todos los actores.

Según explicó la directora de gestión social de Ecopetrol, María Tonelli, dentro de esta iniciativa, informar, comunicar y rendir cuentas sobre las actividades empresaria-les de interés público, el grado de cum-plimiento de los acuerdos legales y otros suscritos por la empresa, así como dar a conocer los impactos socioambientales de las actividades, son hoy un ejercicio siste-mático y programado dentro de la organiza-

ción. De esta manera se busca de aumentar la confianza entre la firma y sus vecinos.

“Hemos logrado estrechar los lazos con la gente, escucharnos sistemáticamente, aten-der anticipadamente las inquietudes de las comunidades y acercar de manera oportu-na a las diferentes instancias del Gobierno. Aunque los avances se ven, tenemos tam-bién muchos retos por delante, pues Ecope-trol es una empresa muy grande y diversa. En algunas zonas vamos mejor que en otras,

pero en todos los casos trabajamos bajo pre-misas fundamentales como la no improvi-sación, así como que los compromisos y las obligaciones legales son de estricto cumpli-miento”, afirmó Tonelli.

Pacific Rubiales, a su vez, ha decidido apos-tarle al concepto de valor compartido. La premisa central detrás de la idea de crea-ción de valor compartido es que la compe-titividad de una empresa y la prosperidad

José Juan Rivera, director de la Asociación de Municipios Petroleros de Colombia (Ampet).

Francisco Lloreda, alto consejero presidencial para la Convivencia y Seguridad Ciudadana.

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social de su entorno están ligadas. Por lo tanto, el reconocimiento de esa realidad y el aprovechamiento de este vínculo sirven al progreso social y económico, además de tener el potencial de dar rienda suelta al crecimiento.

En este marco, Pacific busca el desarrollo de la mano de sus comunidades, mediante la revaloración de productos y mercados, la redefinición de la productividad en la cadena de valor y la creación de clusters lo-

SOSTENIBILIDAD

“No hay que invertir por invertir, sino que se deben consultar las necesidades reales de

la población”, José Juan Rivera (Ampet).

cales. Debido a la incorporación del papel activo de las comunidades en el progreso mancomunado esta idea ha tenido una im-portante acogida en la industria extractiva en Colombia y el mundo.

Con la implementación de esta estrategia, que busca atender y formular planes de ac-ción que respondan a las expectativas de sus vecinos, la petrolera ha logrado superar una de las más intensas crisis sociales de la

historia reciente del sector. A mediados de 2011, miles de contratistas que trabajaban en los campos Rubiales y Quifa se concentraron para reclamar mejores condiciones laborales y salarios similares a los de los empleados directos. Estas protestas, además de parar la operación del principal campo productor del país, se tornaron en una compleja situación de orden público que requirió de la interven-ción de varios mediadores, entre ellos el vice-presidente de la República, Angelino Garzón.

Luego de varias negociaciones, en septiem-bre de ese año, se suscribió un acuerdo en el que Pacific estableció mecanismos activos de diálogo y trabajo conjunto entre comunidad y empresa. El cumplimiento de estos com-promisos le permitió a la compañía cerrar el 2012 sin bloqueos o incidentes.

Finalmente, y gracias al esfuerzo de Paci-fic por trabajar en los impactos sociales de sus comunidades, así como en los impac-tos ambientales e implementar las mejores prácticas en términos de gobierno corpo-rativo, gestión de riesgos, transparencia y anticorrupción, y compromiso con sus gru-pos de interés, este año forma parte del ín-dice de sostenibilidad Dow Jones (Índice de Norteamérica), que reconoce a las empresas con mejores estándares de sostenibilidad en el mundo y que cumplen con más de 50 re-quisitos para ser incluidos en el mismo.

Equión, por su parte, aunque lleva más de 25 años operando en el Casanare, ha renovado su modelo de trabajo social en línea con las cambiantes demandas de los habitantes de la región. Carlos Velasco, vi-cepresidente de asuntos corporativos de la firma, explicó que desde hace tres años se ha implementado un programa de diálogo abierto para que las mismas comunidades puedan definir sus principales necesida-des, enmarcadas en cuatro líneas de inver-sión estratégica: educación, mejoramiento de calidad de vida, proyectos productivos y fortalecimiento institucional.

“Hemos entendido que la única forma en que una empresa puede salir adelante en sus negocios es avanzando de la mano con la co-munidad. Hemos diseñado espacios para que la misma gente defina los propios retos de sus poblaciones y puedan definir los mejores pla-nes de acción para mitigar estas problemáti-cas. Luego, nosotros nos encargamos de ase-sorarlos y acompañarlos en el desarrollo de estos proyectos con el objetivo de crear valor entre todas las partes”, aseguró Velasco.

Aunque este tipo de propuestas y muchas otras petroleras están en línea con los principales estándares en materia social del mundo, aún no se logran contrarres-tar los elevados índices de inconformidad reflejados en los bloqueos e incidentes de

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orden público que se vienen registrando. De acuerdo con la directora de gestión so-cial de Ecopetrol, María Tonelli, el sector aún tiene retos que superar y propuestas por construir a la hora de trabajar con las comunidades, las entidades territoriales y con el Gobierno en todos sus niveles.

“Debemos ser más conscientes de las realida-des de las regiones donde hacemos presen-cia, conocerlas y reconocernos en ellas como actores locales e involucrar estas necesidades locales en nuestra toma de decisiones e, incluso, en nuestros cronogramas de opera-ción. No somos los únicos en los territorios y debemos entender que los compromisos que asumimos y las decisiones que tomamos frente a las comunidades tienen implica-ciones para toda la industria. Es necesario trabajar conjuntamente en las propuestas y soluciones que nos permitan encontrar el equilibrio entre la viabilidad operativa y el desarrollo sostenible de los territorios”, ase-guró Tonelli.

Para Carlos Velasco, de Equión, la efectivi-dad de los trabajos e inversión social de las operadoras depende también de una mayor participación del Gobierno en las regiones productoras, y sobre todo, un acompaña-miento en aquellas zonas en las que la in-dustria está empezando a explorar.

Por una mayor participación del Estado

El fortalecimiento de las instituciones públi-cas en las zonas de operación ha sido uno de los principales requerimientos de las empresas del sector de hidrocarburos. Pun-tualmente, las compañías están pidiendo un mayor trabajo por parte de las entida-des estatales para que apoyen los procesos de relacionamiento entre las empresas y las comunidades.

Desde los ministerios de Minas y Energía y del Interior, que tienen responsabilidades directas en este asunto, se ha venido traba-jando en diferentes programas que buscan identificar y desarrollar los puntos clave dentro de los procesos de convivencia de la actividad extractiva y los intereses de las poblaciones locales. Una de las estrategias dentro de este marco de acción del Gobier-no fue la creación de la oficina de asuntos ambientales y sociales del Ministerio de Mi-nas y Energía en febrero de 2012. El objetivo principal de esta dependencia es servir de enlace entre el sector minero-energético y las autoridades ambientales y sociales en el ámbito regional y nacional, además de ha-cerle seguimiento e impulsar el desarrollo de políticas públicas en estos dos ámbitos.

“Por una parte, en el marco del relaciona-miento con las comunidades estamos abor-dando el tema de forma reactiva para apo-yar los procesos de aquellas empresas que han vendido enfrentando situaciones com-plejas. Por otra parte, también contamos con una estrategia preventiva para que en los proyectos se busque acercar a las partes y, sobre todo, informar a las comunidades para evitar futuros inconvenientes”, explicó Eduardo Junguito, jefe de esta oficina.

Como parte del plan de manejo preventi-vo, se firmó un convenio con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para que a través de un representante de esta dependencia en los departamentos más críticos en materia social se puedan evi-tar futuros conflictos. El objetivo de este proyecto se basa en informar a la pobla-ción y líderes de Meta, Casanare, Arauca, Norte de Santander y Putumayo sobre los impactos de las actividades de la industria petrolera en la región, pero, sobre todo, de cuáles son las competencias de cada una de las instituciones del Estado a la hora de buscar acuerdos entre la operadora, las co-munidades y los gobiernos locales.

“El gran reto dentro de este trabajo de acom-pañamiento al sector es la institucionalidad. Existe un profundo desconocimiento por

Eduardo Junguito, jefe de la Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía.

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por las principales ciudades del país. La construcción de una industria incluyente y pujante entre las empresas, las comuni-dades y el Estado pueden ser el eslabón para reducir las brechas de desigualdad interregional. Está en manos de todos los actores la definición de cuáles son las me-jores prácticas y estrategias para asegurar que el crecimiento del sector del petróleo y gas también conduzca al progreso de las regiones ricas en recursos naturales.

En ese propósito se deben aprovechar las fortalezas de las economías locales, promo-ver la educación de la gente de la periferia, construir una cadena de valor incluyente mediante la creación de clusters locales, llevar las instituciones del Estado a zonas apartadas del país, y, sobre todo, entablar un diálogo constructivo entre todos los gru-pos de interés para construir una estrategia de progreso desprovista de asistencialismo y que, en cambio, propugne un desarrollo regional endógeno sostenible en el tiempo.

SOSTENIBILIDAD

parte de los líderes de las poblaciones, los alcaldes y los líderes de juntas comunales, entre otros, sobre cuáles son los alcances de los contratos de E&P, los trabajos que im-plica cada una de las etapas y acuerdos, así como cuáles son las competencias de las diferentes entidades presentes en la región. En cuanto a la formulación de políticas pú-blicas en el sector minero-energético desde la perspectiva social, ya se está trabajando en proyectos en los que se busca la promo-ción y adquisición de bienes y servicios lo-calmente, y de otras medidas que puedan estimular la participación de la gente de las regiones en el sector”, afirmó Junguito.

El Ministerio del Interior, por su parte, además de acompañar el desarrollo de los procesos de consulta previa, ha creado la estrategia “Alianzas Para la Prosperidad”, que busca generar espacios de participa-ción entre los diferentes actores que con-fluyen en una zona en la que va a llevarse a cabo un determinado proyecto. “La idea

es que autoridades locales, comunidades, la empresa y el Gobierno nacional puedan definir hacía dónde debe apuntar la idea de desarrollo en esa región, cómo es la parti-cipación de las comunidades en los benefi-cios de ese proyecto, cuál debe ser el rol de las autoridades locales a la hora de poner orden en algunos aspectos, cuál es el rol de los organismos de control y cuáles son las responsabilidades derivadas de las ac-tividades que emprende el sector privado, entre otros. De esta manera se busca evitar que se generen nuevos conflictos”, explicó Aníbal Fernández de Soto, viceministro para la Participación e Igualdad de Dere-chos del Ministerio del Interior.

A fin de cuentas, en medio de la agitación social se evidencia que el desarrollo de la actividad extractiva puede traducirse en una gran oportunidad para las poblaciones donde esta se lleva a cabo pues, en muchos casos, han estado fuera del alcance del Es-tado y del progreso económico jalonado


Aspectos determinantes para establecer acuerdos laborales son la experiencia personal y el valor de los gastos que impli-cará la vacante. Las empresas deben tener en cuenta estos fac-tores y atender las novedades de la administración moderna.

Cambio generacional y costo de vida, factores para

la remuneración

Juan Sebastián GÓmezConsultor para Colombia y Ecuador, Industria Oil & Gas de Mercer

En el diseño de los beneficios como he-rramienta de atracción, reclutamiento y retención del talento humano las

compañías deben tener en cuenta la trayecto-ría y el momento particular de sus potenciales trabajadores. Estos ítems se deben ponderar para definir la remuneración total, que ade-más del salario básico tiene componentes tales como pagos garantizados (p. ej. medi-cina prepagada) y conceptos variables, por ejemplo atados a la productividad.

De los anteriores, el salario básico es de-terminado por varios factores que Miguel Amaya, autor del texto “Gerencia moderna de salarios e encentivos” menciona: oferta de trabajo, productividad, sindicatos, im-portancia del cargo que se ocupa y el costo de vida. Este último es de vital importan-cia para aquellas compañías que tienen en constante movilidad a sus empleados, ya sea en el ámbito nacional o internacional. El sector minero-energético no es ajeno a esta práctica, pues en muchos casos se pre-senta el traslado de los empleados a otras ciudades del país, incluso acompañados de sus familias. Este traslado o turnos laborales especiales (por ejemplo: 15/15) conllevan a

que las compañías consideren auxilios, bo-nos u otros elementos adicionales al salario básico que servirán para que el empleado pueda cubrir el costo de subsistencia y, en otros casos, compensar el estar fuera de su ciudad de origen o lejos de su familia por pe-riodos relativamente largos.

Una visión estratégica para una industria determinante

Con el fortalecimiento del sector de oil & gas en Colombia es previsible que este con-tinuará como motor de desarrollo en el país

por lo menos durante los próximos años y es por esta razón que las empresas deben es-tar preparadas para participar activamente en obtener el mejor talento del mercado y así ser cada vez más competitivas y optimi-zar su productividad. Según el último estu-dio de Mercer1, los salarios en la industria de los hidrocarburos se encuentran entre un 20%-30% por encima de otros sectores de la economía colombiana.

Sin embargo, el salario no es lo único que hace atractivo trabajar en la industria. Adi-cionalmente, en la región latinoamericana se otorgan, por ejemplo, planes de salud con mayor prevalencia en el sector minero-energético. Además, el porcentaje que se otorga en términos de auxilios de alimen-tación y bonos de desempeño sigue siendo un factor determinante a la hora de atraer talento. Ahora bien, es necesario resaltar que la prevalencia de los beneficios no es lo único que las empresas deben tener en cuenta para diseñar sus planes de retención.

El análisis generacional de la población de trabajadores es una herramienta clave para que las compañías no solamente puedan te-

Los salarios en la indus-tria de los hidrocarburos se encuentran entre un 20% ó 30% por encima de otros sectores de la economía colombiana.

1 Encuesta general de mercado TRS (Total Remuneration Survey), Mercer, 2012.

OPINIÓN

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ner un entendimiento de los planes de carre-ra, sino que adicionalmente puedan ofrecer beneficios acordes a las necesidades de su personal, pues no es lo mismo ofrecerle un plan de pensión complementario a una per-sona de la generación de los Baby Boomers (1946– 1960) que a una persona pertene-ciente a los Millennials (1980 en adelante). A este último segmento posiblemente le va a interesar más un beneficio de ayuda edu-cativa para empezar su especialización o maestría.

Situaciones como estas se pueden soportar en análisis generacionales, como el elabo-rado por Campetrol (Cámara Colombiana de Servicios Petroleros). Este estudio indica que actualmente el 58,25% de los trabaja-dores de la industria petrolera en Colombia está entre los 20 y 34 años, el 33,74% entre los 35 y los 50 años y el 8,02% está por en-cima de los 65 años. Estas cifras indican que en Colombia se está presentando una gran demanda por carreras afines al sector petrolero y que a diferencia de otros países del mundo, donde los ingenieros de petró-leo están entre los 50 y los 80 años, el país presenta un cambio generacional bastante interesante2.

Por otro lado, además del análisis genera-cional que se debe realizar dentro de las organizaciones es importante tener un co-nocimiento del territorio nacional en térmi-nos de costo de vida. Sobre todo en aque-llas regiones en las cuales tanto compañías operadoras como de servicios tienen em-pleados trabajando. Basándose en la meto-dología de los “Estudios de análisis de costo de vida”, Mercer analiza diferentes aspectos en los cuales el trabajador incurre en gastos diarios, tales como hospedaje, transporte, alimentación, servicios y esparcimiento en los cuatro departamentos con mayor in-fluencia en el sector petrolero en Colombia: Casanare, Meta, Santander y Huila. Los cri-terios de elección se basan en los indicados por Campetrol en su documento “Dinámi-

ca Regional del sector de Bienes y Servicios Petroleros en Colombia”3, que hace referen-cia a los departamentos con mayor partici-pación dentro del PIB petrolero nacional y aquellos con abundantes proyectos en etapa de exploración.

Para sustentar los dos criterios anteriores se presentan las siguientes cifras y estadísticas basadas en fuentes tales como Campetrol y la ACP (Asociación Colombiana del Petróleo):

En materia de producción

Al cierre del año 2012, la participación en el total de barriles producidos en Colombia fue la siguiente:

Meta (49%), Casanare (18%), Santander (6%) y Huila (4%)

Y en el primer trimestre del presente año (enero-marzo) la participación en el total de la producción continúa con la tendencia que se observó al cierre del 2012:

Meta (51%), Casanare (17%), Santander (5%) y Huila (3%)

Demanda de mano de obra

Para las necesidades de operación en las diferentes regiones se puede ver la gran in-

fluencia de estos departamentos. Incluso, entre Meta y Casanare generan un 64% de la demanda total de personal para el sector de bienes y servicios petroleros, mientras que Santander y Huila generan el 7%.

Presencia de empresas operadoras

Según el informe estadístico de la ACP, para el primer trimestre del año 2013 (enero-marzo) los cuatro departamentos referencia-dos presentan las siguientes cifras en cuanto a empresas operadoras y campos petroleros:

• Casanare (24 empresas operadoras – 135 campos petroleros)• Meta (10 empresas operadoras – 54 cam-pos petroleros)• Santander (9 empresas operadoras – 36 campos petroleros)• Huila (3 empresas operadoras – 25 cam-pos petroleros)

Además de tener en cuenta las particulari-dades de la industria en el país, es importante resaltar que los análisis tanto de costo de vida como generacional de los empleados en una organización juegan un papel importante en la administración de salarios, que también tiene como uno de sus factores determinan-tes las tendencias de las remuneraciones en una sociedad. El sector minero-energético, uno de los principales catalizadores de la economía, no puede ser ajeno a las nuevas tendencias en esta materia. Las empresas en las economías emergentes tienden a reflejar el comportamiento de las compañía en los países desarrollados. Y en estos últimos es una práctica generalizada compensar los cargos con salarios equivalentes y justos, teniendo en cuenta consideracions geográ-ficas, las diferencias interempresariales de-pendiendo del sector al que pertenecen las compañías y varlorando los estadios de los procesos personales de los trabajadores.

El 58,25% de los trabajadores de

la industria petrolera en Colombia está entre

los 20 y 34 años.

2 La Nota Económica, edición de julio de 2012.3 “Dinámica regional del sector de bienes y servicios petroleros en Colombia”, Campetrol y Fedesarrollo, 2012.

OPINIÓN


Traen a Colombia equipo para hacer completamientos y workover con coiled tubing

Con una inversión de US$2,5 millo-nes, la compañía de servicios Midland Oil Tools International trajo al país el

primer sistema de tubería en forma de rosca (coiled tubing) de 100K, capaz de hacer com-pletamientos y workover, o reacondiciona-miento, en pozos petroleros. Esta tecnología, que consiste en una cadena continúa de tube-ría que se enrolla y desenrolla en un carre-te, permite llegar hasta el yacimiento sin la ne-cesidad de quebrar varios tramos de tubería. Las facilidades asociadas a este método, ade-más de reducir los tiempos de trabajo, pueden

generar importantes ahorros operativos fren-te a las técnicas tradicionales que emplean los taladros. En Colombia ya existe este tipo de equipos, pero por su menor capacidad no son usados para bajar completamientos. “Con el coiled tubing, la duración de un completamiento puede pasar de ocho días, a tan solo uno. Además de la agilidad, esta técnica tiene otra diferencia y ventaja, pues en este caso, a diferencia del tradicional, la tubería lleva el cable eléctrico por dentro y es usada para la bomba electrosumergible. En este caso, la producción por el anular,

al contar con un mayor diámetro, de por ejemplo 4,62 pulgadas, permite que la ex-tracción del crudo sea mayor, con costos de construcción muy similares”, explicó Fran-cisco Azpúrua, presidente de Midland.

De acuerdo con cálculos de la compañía, en los completamientos se pueden alcanzar aho-rros superiores al 57% frente a la operación con taladro y en el reacondicionamiento de pozos, en un 43,74%, sobre los costos directos de la operación. Para la ejecución de este tra-bajo con taladro de workover, la producción del pozo debe detenerse por aproximadamen-te 15 días dependiendo de la profundidad del mismo, lo que para la compañía operadora del campo significa una reducción en la produc-ción de cerca del 6,7%. Con el coiled tubing, esta operación puede realizarse en un día, lo que incrementaría la producción anual signi-ficativamente. Los primeros completamientos con esta tecno-logía se harán en el Caguán-Putumayo, cuenca en la que el primer cliente de este servicio tiene un campaña de perforación de más de 40 pozos.

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SERVICIOS

Industrial Consulting Group (ICG) certificó su sistema integrado de gestión

ICG obtuvo tres certificaciones de Bureau Veritas para su sis-tema integrado de gestión: ISO 9001 de calidad, ISO 14001 de medio ambiente y OHSAS 18001 de salud ocupacional. De

esta forma, la empresa se afianza en Colombia como una empre-sa socialmente responsable y avalada para el precomisionamien-to, comisionamiento y puesta en marcha de facilidades petroleras, servicios que han prestado desde 2009 a clientes como Ecopetrol y Pacific Rubiales en Campo Rubiales (CPF-1 y CPF-2) y Campo Quifa, ambos campos en el departamento del Meta. En comisiona-miento y puesta en marcha para la producción de gas han trabajado con Mecánicos Asociados S. A. en la planta de tratamiento y procesa-

miento de gas natural en el campo Dina, Huila, con una producción de 10 millones de pies cúbicos por día (MPCD) y el equivalente a 500 barriles de petróleo por día (BPD) de gas natural licuado (GNL).

Eduardo Rivodó, presidente de ICG, atribuye el éxito de la com-pañía a sus colaboradores altamente calificados y expertos en sus diferentes áreas, además a la garantía que ofrece la compañía de brindar arranque temprano y seguro a las instalaciones con un bajo costo. Actualmente, ICG forma parte activa del proyecto orientado a aumentar la producción de gas del campo La Creciente de Pacific Stratus Energy para alcanzar los 110 MPCD.

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Schlumberger inaugura nueva base de operaciones

En octubre, Schlumberger inaugurará su nueva base en el munici-pio de Cota, a las afueras de Bogotá. Esta nueva sede fue diseñada para facilitar la sinergía entre las distintas unidades de negocios de la compañía, mejorar la comunicación interna y optimizar la ope-ración, dando soporte a las distintas bases que tiene la empresa en puntos estratégicos de Colombia. El nuevo centro de operaciones de Cota tiene 122.000 m2 y está equipado con la más avanzada tecnología.

Schlumberger es una de las principales provedoras de servicios para la industria de hidrocaruros colombiana y cuenta con más de 75 años en el mercado local.


Luego de un año de haber anunciado el plan de inversiones para la expan-sión de la planta TuboCaribe de Car-

tagena, Tenaris se prepara para levantar la nave industrial y posteriormente instalar los equipos necesarios para llevar la capa-cidad de producción de estas instalaciones de 163.000 toneladas a 330.000 toneladas al año.

De acuerdo con Ricardo Prosperi, director general para la región Andina de la firma productora de tubos petroleros, a la fecha se ha completado en su mayoría el trabajo de ingeniería de detalle, compra de equipos y preparación del terreno para que a media-dos de octubre arranque la construcción de

esta extensión de la planta, la cual requerirá una inversión de US$240 millones.

“Desde que tomamos la operación de Tubo-Caribe en 2006, hemos inyectado cerca de US$100 millones en adecuaciones y mejora-mientos. Sin embargo, este proyecto significa un salto tecnológico significativo para esta planta, la cual comenzó a operar en los años ochenta. Esta inversión, además de casi doblar nuestra capacidad, ampliará nuestra gama de producción y mejorará sustancialmente la productividad y costos de la operación. Adi-cionalmente lograremos disminuir de forma dramática el uso de energía, pues pasaremos de gastar 200 m3 de gas por tonelada produci-da, a solo 44 m3”, dijo Prosperi.

Las nuevas instalaciones de producción, que además incluyen una planta de tratamiento térmico y la incorporación de nuevas líneas de última tecnología para inspección por ultrasonido, arrancarán en tres etapas, en julio, octubre y diciembre de 2014.

Con esta nueva capacidad, Tenaris se pre-para para un esperado crecimiento en las exportaciones a los mercados de la región Andina, la cual es coordinada desde Co-lombia, y en la demanda de tubería en el país en el corto plazo, luego de que en los últimos dos años las ventas estuvieran por niveles menores a los presupuestados. “Las ventas en Colombia fueron muy importan-tes por años. Sin embargo, en 2012 y lo que

Avanzan obras en la planta TenarisTuboCaribe de Cartagena

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va de 2013, no hemos tenido crecimientos en ventas como en 2011, que fue un muy buen año para la compañía en el país. Con-fiamos en que el sector se recupere y que la demanda vuelva a crecer. Colombia es un mercado muy importante para la compañía y vemos un gran potencial para los próxi-mos años”, explicó el directivo.

Vienen más inversiones

Aunque la expansión de TuboCaribe ape-nas va por mitad de camino, Tenaris está evaluando desde ya nuevas inversiones en la planta a partir de 2015. Según explicó el director general para la región Andina de la empresa, se planean hacer inyeccio-nes de dinero más pequeñas para que en las nuevas instalaciones se pueda fabricar tubería premium.

“Esta es tubería muy sofisticada, compara-da con la tradicional que hoy producimos. La tubería premium está adecuada para atender a los requerimientos de una indus-tria más exigente y compleja. Hoy se están perforando pozos muy complejos en Co-lombia y las empresas están necesitando tubería que sea capaz de soportar condi-ciones tan difíciles como a las que ahora se está enfrentando el sector”, dijo Prosperi. Dentro de un futuro plan de inversiones, Tenaris también está evaluando la posibi-lidad de ampliar su portafolio de produc-ción de accesorios para tuberías, un nicho importante en el mercado local.

Ricardo Prosperi, director general para la región Andina de Tenaris.

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SERVICIOS

La empresa colombiana Surpetroil, con una experiencia de 17 años proveyendo productos y servicios

para toda la cadena de la industria del gas natural del país, cuenta con la representa-ción exclusiva de la compañía argentina Galileo, con la que busca incorporar tec-nologías que permitan el tratamiento y transporte del gas natural licuado (GNL) en Colombia.

Surpetroil ha comenzado los procedimientos necesarios para incorporar el proceso de li-cuefacción en los yacimientos de gas natural para obtener combustible líquido, partiendo desde el delicado proceso de tratamiento del gas natural en cabeza de pozo para su purifi-cación al 98% de metanos, luego su compre-sión, licuefacción, transporte y nuevamente la regasificación para su disposición final.

Yesid Gasca, gerente general de Surpetroil, comenta “aun bajo las condiciones de pre-sión establecidas para la movilización, el gas natural comprimido (GNC) continúa teniendo un radio de transporte limitado. En cambio, el GNL puede trasladarse en distancias mayores y en cantidades supe-riores en el mismo tipo de vehículo, trans-portando la misma equivalencia energéti-ca a el diesel o gasolina”.

El gas natural tiene un aporte estratégico en la canasta energética del país. La propues-ta de Surpetroil está pensada para las pro-ducciones de gas asociado y no asociado al crudo en los campos petroleros, aislados de las redes actuales de gasoductos. El GNL es una alternativa de aprovechamiento del gas que con frecuencia es quemado en los cam-pos petrolíferos y la optimización de su uso depende del acercamiento a los centros de consumo para su combustión o generación eléctrica. Este hidrocarburos es amigable con el medio ambiente, usado, incluso, para convertir las plantas generadoras de energía de los campos petroleros más alejados.

Actualmente, el sector está la espera de la re-gulación técnica del GNL en el país, que va a determinar los estándares de manejo que debe tener el gas natural en su estado líquido. En todo caso, varios parámetros del GNC aplican para el GNL porque se trata del mismo com-puesto químico, pero en diferente forma. Por eso Gasca es optimista sobre la posibilidad de tener GNL en el corto plazo. “Estimo que en un año ya tendremos la posibilidad de aplicar el GNL para el transporte pesado en el país, también para apoyar a la industria de genera-ción térmica cuando sea necesario y para la generación eléctrica en los diferentes campos petrolíferos”, afirma Gasca.

Surpetroil traerá tecnología para el uso de GNL en Colombia

Para aprovechar el potencial de Colombia en la producción de gas natural asociado a la extracción de petróleo, la empresa colombiana Surpetroil decidió apostarle a la importa-ción de tecnología para el uso del gas natural en su estado líquido.

Yesid Gasca, gerente general de Surpetroil.

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“La producción de gas natural está atomizada por todo el

país. Los campos que producen 3 millones de pies

cúbicos son ideales para instalar nuestra tecnología

de licuefacción”, Yesid Gasca, gerente general de Surpetroil.

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La compañía china Shandong Kerui Group encon-tró en Colombia el mercado ideal para plantear alternativas tecnológicas que sirvan para la optimi-

zación de las operaciones nacionales. Bob Duan, gerente general de Kerui en Colombia, conversó con Colombia Energía para explicar la tecnología que han implemen-tado en el país.

Tecnología de Oriente para el desarrollo de la industria

¿Hace cuánto llegó Kerui a Co-lombia y por qué resultó intere-sante este mercado?

Kerui llegó a Colombia en el año 2007 y co-menzamos a trabajar con compañías como Ecopetrol, Hocol, Pacific Rubiales, Petrobras y Mansarovar, entre otras. Colombia desper-tó nuestro interés porque vimos el gran po-tencial que tenía por delante. Contamos con expertos que han trabajado en la industria durante más de 40 años, ellos exploraron el mercado y se dieron cuenta de que Kerui te-nía soluciones eficientes para todas las partes del negocio y que seríamos los primeros en traer este tipo de tecnologías.

¿Cuáles son las expectativas de Kerui en Colombia?

Colombia es un país muy importante para Kerui porque es el mercado más interesan-te de la región. También hemos extendido nuestros servicios a Perú, Bolivia, Cuba, Ve-nezuela, Ecuador y Brasil. Pero aquí es don-de hemos encontrado mejores perspectivas de negocio, que se han reafirmado con los proyectos que hemos venido ganando du-rante los últimos años. El crecimiento de Colombia en el ámbito de los hidrocarbu-ros es llamativo porque tenemos tecnología desarrollada exclusivamente por Kerui que puede potenciar el ritmo de crecimiento. Ya lo hemos experimentado con nuestros clientes más antiguos y sabemos que el país está listo para continuar con ese ritmo de desarrollo.

Recientemente, Pacific Rubiales confió a Kerui la construcción de la nueva infraestructura de transporte de hidrocarburos, que se converti-rá en una nueva alternativa para la exporta-ción de crudo en Colombia. El Oleoducto del Caribe (Olecar) comunicará la terminal de Coveñas con Puerto Bahía y Reficar, y tendrá una extensión de 157 kilómetros.

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Bob Duan, gerente general de Kerui en Colombia.

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Bajo la figura de un contrato EPC (Engenee-ring, Procurement and Construction), Kerui diseñará una solución completa para la cons-trucción de este oleoducto, el cual incluirá el estudio de las características geológicas del sitio, el diseño de los equipos de ingeniería particulares para este oleoducto y la cons-trucción del mismo.

¿Cuáles son las proyecciones de Kerui a corto, mediano y largo plazo en Colombia?

Nos interesa continuar perteneciendo al por-tafolio de productos y servicios de Colombia porque consideramos que la industria sigue creciendo rápidamente y tenemos la capaci-dad y la experiencia para brindar tecnología de punta que ayudará a mantener ese nivel de desarrollo.

Vamos a continuar ofreciendo los servicios a nuestros clientes antiguos y también estamos dispuestos a asumir nuevos desafíos como el que plantea Olecar. Los proyectos grandes son el foco central. Nuestra meta es brindar soluciones integrales de ingeniería a nues-tros clientes tanto en petróleo como en gas.

¿Qué tipo de tecnología ha apli-cado Kerui en Colombia?

Además de ofrecer todo tipo de equipos para la industria del petróleo, brindamos servicios de recuperación térmica de crudos pesados, inyección de nitrógeno, tubería flexible y producción EOR (Enhanced Oil Recovery), que incrementa la cantidad de crudo que puede ser extraída de un yacimiento. Para ofrecer este último servicio, elaboramos un estudio juicioso de las condiciones geográ-ficas y del tipo de crudo para determinar el mejor sistema de EOR que se debe aplicar. Hace un año comenzamos con este sistema

en Mansarovar. Y hoy tenemos instalados cuatro sistemas de inyección en diferentes campos.

¿En qué consiste la tecnología de inyección de Kerui?

Tenemos distintas opciones, en Mansarovar, por ejemplo, aplicamos el sistema de inyec-ción cíclica de vapor (steam soak). Este es un proceso en el que se dosifican diariamente un aproximado de 1.000 barriles de agua en forma de vapor a un pozo de crudos pesados, durante tres semanas. Después de un perio-do de cierre, comienza una producción más eficiente. Todo esto se hace luego de haber realizado diferentes estudios que determinan las temperaturas y presiones exactas que se deben manejar en un pozo particular. El re-sultado de este sistema es la optimización de la extracción en términos de tiempo y renta-bilidad, en comparación con otros sistemas térmicos que hay en el país.

Por otra parte, ofrecemos el servicio de inyec-ción de nitrógeno, que se aplica principal-mente a la perforación en las formaciones de baja presión, ósmosis baja, propensión a fugas y sensibilidad al agua. Esto puede in-crementar entre cuatro y seis veces la velo-cidad de la perforación, causa menos daño a la capa de crudo y diferencia fácilmente el gas del crudo, entre otras ventajas.

En Colombia, la mayoría de los campos extraen crudo con un 80% de contenido de agua y luego deben hacer el proceso de se-paración. El sistema de inyección de Kerui, por el contrario, lleva a cabo este proceso desde la extracción misma.

Los sistemas de inyección de Kerui son por-tátiles, prácticos y eficientes. Adicionalmen-te, el sistema de inyección que manejamos reduce el contenido de agua en el crudo, lo cual optimiza la producción.

¿Cuáles son las principales oportu-nidades para Kerui en Colombia?

Sabemos que algunas veces el mercado co-lombiano va a un ritmo menos acelerado que el chino. No obstante, la normatividad favorece la ejecución de los contratos y siem-pre es posible avanzar. Esta situación no se presenta necesariamente en los otros países latinoamericanos donde tenemos presencia.

Curiosamente, el mayor obstáculo que he-mos encontrado como empresa extranjera ha sido la consecución de las visas de tra-bajo para todo el recurso humano que que-remos traer desde China. Acomodarnos a la normatividad laboral nos ha generado cierto esfuerzo, pero hemos ido superando esta situación a medida que hemos venido ganando experiencia en el país.

Pacific Rubiales confió a Kerui la construcción de la nueva in-fraestructura de transporte de hidrocarburos, que se convertirá en una nueva alternativa para la exportación de crudo en Colombia. El Oleoducto del Caribe comunicará la terminal de Coveñas con Puerto Bahía y Reficar, y tendrá una extensión de 157 km.

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¿Cuál es la experiencia de For-jas Bolívar en el mercado mine-ro-energético?

A.G.: Somos una empresa con 40 años de experiencia y específicamente en el sector minero-energético estamos participado desde hace una década, aproximadamente. Esta es una industria con grandes opor-tunidades de negocio y hoy representa el 20% de nuestros ingresos.

¿Cuáles han sido los principales proyectos en los que han partici-pado?

A.G.: El más importante de los últimos tres años es, sin duda, la ampliación de la Refi-nería de Cartagena (Reficar), a través de la firma Chicago Bridge and Iron (CB&I). Para nosotros es muy importante figurar como proveedores de piezas de hierro para maqui-naria pesada de una de las obras de infraes-tructura más ambiciosas del país y cuya in-versión alcanza los US$3.892 millones. A la fecha, hemos entregado productos por el orden de US$5 millones entre tornillos y pernos de anclaje, entre otros. Estos supe-ran las 60.000 unidades o 400.000 tonela-

Con una inversión superior a los US$2 millones, la empresa de metalmecánica Forjas Bolívar busca avanzar en el fortalecimiento y tecnificación de

su producción para así aumentar su capacidad de en-trega y fortalecer la oferta para el sector minero-energé-tico. Augusto Gómez (A.G.), gerente general, y Miguel Muñoz (M.M.), gerente de planta de Forjas Bolívar, res-pectivamente, hablan sobre las oportunidades que ve la empresa en esta industria.

Las oportunidades de negocio potencian cuantiosas inversiones de proveedores locales

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Miguel Muñoz, gerente de planta de Forjas Bolívar; Augusto Gómez Mesa, gerente general.


de ultrasonido para poder validar que cum-pla con todas las especificaciones.

¿Qué oportunidades ve Forjas Bo-lívar en el segmento de hidrocar-buros para los próximos años?

A.G.: Tenemos una muy buena perspectiva sobre las oportunidades futuras asociadas a esta industria. El crecimiento del sector los últimos años ha sido significativo y espe-ramos que su dinamismo se mantenga por un largo periodo. En este orden de ideas, seguiremos trabajando por ser una empresa más competitiva que entregue soluciones completas a nuestros clientes. Además de fortalecernos para atender al mercado lo-cal, queremos llevar nuestras soluciones en la materia a países como Ecuador, Bolivia, México, y El Salvador.

das. Además de Reficar, suministramos las cadenas para anclajes de las boyas de los terminales costa afuera de Ecopetrol–Co-veñas, participamos en la ampliación del oleoducto Caño Limón-Coveñas con la fir-ma Oleoducto Central S.A (Ocensa) y en el aumento en la capacidad a 560.000 barriles diarios de esta línea.

¿Tienen previstas inversiones para poder atender mejor a este mercado?

M.M.: Para el 2013, tenemos un presu-puesto superior a los US$2 millones para la adquisición de maquinaria nueva, como un brazo robótico para soldadura y un tor-no de control numérico por computadora (CNC) de alta presión y gran capacidad que nos permitirá hacer ejes hasta de 5 metros de longitud y de 1,6 metros de diá-metro, tubería petrolera de hasta 10 pulga-das de diámetro, rodillos para laminación y bridas forjadas de altos diámetros, entre otros. Parte de este presupuesto será inver-tido en la ampliación de nuestra planta de tratamientos térmicos, lo que nos permi-tirá duplicar la capacidad de productos en aceros tratados térmicamente.

¿Cómo está Forjas Bolívar en el sector?

A.G.: Nuestra capacidad técnica, soporte y el servicio posventa nos convierten en una de las mejores empresas metalmecánicas del país. Además, somos muy rigurosos con nuestros proveedores y la materia prima que llega a nuestras plantas. Gracias a nuestros procesos de certificación y chequeos mecánicos, nos aseguramos de que nuestros clientes reciban un producto de alta calidad.

El trabajo con nuestros proveedores es muy importante, ya que somos muy minuciosos en la selección de los mismos, solo son reci-bidos aquellos que cuenten con la experiencia certificada. Adicionalmente, cuando llega la materia prima a nuestras instalaciones es so-metida a una serie de chequeos mecánicos y

Para el 2013, tenemos un presupuesto superior a los US$2 mi-llones para la adquisición de maquinaria nueva, como un bra-zo robótico para soldadura y un torno de control numérico por computadora (CNC) de alta presión y gran capacidad.

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La perforación en Colombia, hacia la madurez del mercado La actividad petrolera ha convertido a Colombia en un mercado atracti-vo para la inversión y la llegada de destacados proveedores de servicios. Aunque también se ha registrado una caída en la contratación de ta-ladros y se redujeron las expectativas frente a la perforación de pozos ex-ploratorios en lo que queda del año, esto podría interpretarse como una depuración del mercado.

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La perforación de pozos enfrenta los de-safíos propios de un negocio en madu-ración. Distintas empresas coinciden

en que para mantenerse se requiere de un mayor esfuerzo en la actualidad que en años anteriores. Y son tres factores los que marcan esta situación: la alta competitividad con nue-vos jugadores y mayores avances tecnológicos, el condicionamiento de los proyectos a la en-trega de las licencias ambientales y la carencia de una infraestructura para el transporte de equipos en la difícil geografía nacional.

De acuerdo con Marcel Beaumel, country manager de Saxon Energy Services Colom-bia, al comparar el desempeño de la empre-sa entre el año pasado y el actual, se ve un descenso significativo en las actividades. “Para la mitad de junio del 2012 tuvimos un promedio de 60 procesos de licitación en los que participamos y este año no tenemos más de 27. Vemos con preocupación que el boom petrolero esté frenando por temas gubernamentales como la entrega oportuna de licencias ambientales”, afirmó el directivo. Esta percepción coincide con la del presiden-te de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Alejandro Martínez Villegas, quien afirma que al comparar el número de equipos contratados por las petroleras durante la pri-mera mitad del 2013 con el mismo periodo del año pasado se registra una caída del 8%.

Sobre las causas del descenso, Warren Levy, gerente general de Estrella International Ener-gy Services, expresó su preocupación por la imposibilidad de establecer una planeación concreta cuando se desconoce cuánto tarda-rá en entregarse la licencia. “Los cambios en la estructura normativa de un país que está desarrollando una industria son entendibles, principalmente si procuran aumentar la cali-dad de los procesos. Sin embargo, establecer con claridad el tiempo exacto que se demora cada licencia es fundamental. Solo así, tanto operadoras como prestadoras de servicios podrán planear con tranquilidad su futu-ro”, dijo Levy. En todo caso, a medida que los entes de control hacen los ajustes para im-plementar un marco regulatorio en materia ambiental que sirva para la protección de los recursos naturales del país, las operadoras se han visto obligadas a adecuar los tiempos de arriendo de los equipos para no incurrir en sobrecostos.

Los principales desafíos

La industria nacional pasa en la actualidad por una transición, en lo que respecta a los proce-dimiento para otorgar licencias ambientales. Esto implica que mientras el sector madura en su integridad, los proveedores de taladros deben tomar las medidas al respecto. En este contexto el Gobierno ha expresado su interés en mejorar los tiempos de respuesta. Luz He-lena Sarmiento, actual ministra de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, anunció en el 9° Congreso Internacional de Minería y Petróleo, cuando todavía era directora de la Autoridad Nacional de Licencias Am-bientales (Anla), que esta última entidad se está concentrando en mejorar la calidad de la

información, obtener términos de referencia adecuados para los yacimientos no conven-cionales y en consolidar el proceso evolutivo de los cambios estructurales de las licencias ambientales.

Según ha dado a conocer la Anla, esta insti-tución está trabajando para agilizar el trámite de los procesos, disminuir la discrecionalidad, promover la transparencia entre los actores involucrados y definir lineamientos para que el debate en torno al desarrollo sostenible del sector minero-energético se dé en un ámbi-to técnico. Helena Sarmiento ha dicho que para lograr dichos objetivos es fundamen-tal “la articulación interinstitucional entre el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio

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de Transporte y el Ministerio del Medio Am-biente, para trabajar en conjunto, con un cla-ro cronograma de metas”. En todo caso, por ahora, la evolución del trámite de las licencias y sus tiempos de entrega continúa siendo una preocupación para la industria.

A pesar de la problemática alrededor de las licencias ambientales y que las expectativas en materia de exploración se han modera-do, la confianza en el futuro sigue presente. Para este año la ANH tiene previsto que se perforarán 135 pozos; es decir, 14 más de lo que inicialmente se tenía presupuestado. Sin embargo, para el 2014, se tiene previsto que la actividad se mantendrá estable, en lugar de registrar un incremento, conforme a los cál-culos de 173 pozos explorados para el próxi-mo año. Con este trasfondo, los movimien-

tos, fusiones y adquisiciones reacomodan el panorama. Ejemplo de esto es la reciente adquisición de la empresa San Antonio por parte de Estrella, hecho que convierte a esta última en la compañía de taladros en la más grande del país. Este movimiento demuestra la confianza en el mercado colombiano en el largo plazo y las adaptaciones propias de un mercado en proceso de consolidación.

“Colombia va a mantener su crecimiento. Las reservas convencionales continúan siendo in-teresantes y, en un futuro, los crudos pesados, así como la costa afuera se convertirán en un potencial más amplio que el de hace 15 años. Resulta significativo que haya diferentes op-ciones porque así todos pueden participar, las empresas grandes en pozos grandes y com-plejos, como los que están pegados a la cordi-llera, y las compañías pequeñas en proyectos más pequeños”, dijo Levy, gerente general de Estrella.

Más competencia en un estadio de mayor desarrollo

La expansión del negocio petrolero en Co-lombia, la cual comenzó con más fuerza en el 2007, atrajo a múltiples empresas de servicios. Varias multinacionales especiali-zadas en perforación entraron al país y, al mismo tiempo, se formaron como empre-sas pequeñas y medianas, que cuentan con 1 ó 2 taladros. Esta tendencia correspondió con la creciente demanda que presentaba la industria para ese entonces. Sin embargo, a medida que la demanda se ha estabilizado y las operadoras optimizan el manejo de sus recursos, algunas empresas de perfora-ción han salido del mercado. Actualmente, la competencia es elevada, los márgenes se han reducido y la diferenciación por con-sideraciones tecnológicas o por la calidad de la asesoría es cada vez más relevante. Las empresas que quedan y han efectuado los ajustes de cara al futuro se alistan para atender un sector que ha venido en cre-cimiento y que mantendrá una tendencia positiva a medida que se siga ampliando la frontera en materia de reservas.

Según Germán Arce Zapata, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH),

“El presupuesto de inver-sión para exploración este año es de $313.820 millo-nes de pesos y en el 2014 será de $284.000 millones de pesos”, Germán Arce Zapata, presidente de la

ANH.

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Pozos exploratorios

PerforadosProductores

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2040

6080

100

120

140Ficha técnica:Del año 2007 a 2012: Indicadores de gestión y estadísticas de la industria ANH.

Año 2013: Cifras preliminares Acuerdo Gobierno-Industria.

Se presenta el números de pozos A3 hasta 2009.

Para el período 2010 - 2012 se presentan los pozos exploratorios A2 y A3.

* Información en revisión.** Información en revisión. La meta para 2013 en cuanto a pozos perforados es 135.

51 pozos perforados: se han perforado 51 pozos exploratorios a mayo, que equivale al 38 por ciento de la meta de perforacón de pozos (135) para este año.

Fuente: Minminas, Ecopetrol, ANH y ACP.


en el segundo semestre de 2013 debería au-mentar el ritmo de producción de crudo y advierte que no se debe perder la perspecti-va. “Todas las decisiones que se toman están proyectadas a una década y lo que se está haciendo hoy no va a cambiar el balance del 2013. Hay que tener consistencia en el lar-go plazo”. Esa es la respuesta de Arce, al ser interrogado sobre las cifras de producción y reservas. Para Arce, también se debe tener en cuenta que los ciclos de inversión son largos y los rendimientos se ven años más adelan-te. “Probablemente, lo que puede pasar en algunas empresas es que cuando hay ven-tanas de inversión muy largas, los mayores niveles bajan las utilidades porque se invier-te en cosas que se van a recuperar en 5 ó 10 años. Estos niveles de inversión consumen el capital, pero tendrán un retorno”, expresó el presidente de la ANH.

Por ahora, las compañías de perforación están a la expectativa del comportamien-to del mercado en el segundo semestre del año para cumplir con sus metas para el 2013. Al parecer, para estas empresas pres-tadoras de servicio, la situación actual no es un problema de fondo, sino de organi-zación y consolidación de la industria, que esperan sea resuelto en el mediano plazo, a medida que los diferentes actores ven la necesidad de dar respuestas a los proble-mas que aquejan a la industria.

Para Jose Monroy, gerente de operaciones de Tuscany International Drilling, empresa que cuenta 14 taladros en total y 12 en ope-ración, el negocio va a tener continuidad y no debería verse afectado por ajustes transi-torios. Según Monroy: “Todo tiende a me-jorar. Al parecer las licencias, las cuales son las que tienen un poco trancado el negocio, están empezando a fluir y habrá un mayor impulso a final de año”.

Al respecto, Marcel Beaumel, country ma-nager de Saxon Energy Services Colombia, expresó: “Esta es una industria de ciclos, hay periodos de bonanza y de desaceleración. Era apenas natural que con el boom muchas compañías perforadoras grandes y pequeñas comenzaran a proliferar. En este momento, las empresas de mayor envergadura y trayec-toria tenemos una visión optimista y estamos esperando que la coyuntura actual se resuelva para retomar la totalidad de las operaciones”.

Nuevos horizontes y estrategias en tiempos de ajustesA pesar de los retos en materia social y los cambios para garantizar un desarrollo sos-tenible cuidadoso con el medio ambiente, Colombia sigue siendo atractivo para los inversionistas en términos fiscales, econó-

micos y por su estabilidad legal. Sin embar-go, en el contexto regional, el país compite con países como Argentina, Perú y México, que son jurisdicciones en las que empresas de perforación asentadas en Colombia tam-bién están empezando a interesarse.

Discovery Energy Services es una compa-ñía cuyo mercado principal se encuentra en Colombia, donde tiene sus 10 taladros.

Marcel Beaumel, gerente de operaciones de Saxon Colombia.

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Jose Monroy, gerente de operaciones de Tus-cany International Drilling.

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*Actualizado a mayo 31 de 2013

0<150 150-350 370-650 725-900

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1000-1500 1700-3000

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Mantenimiento Contrato Libre

Estado de taladros en el país (marzo de 2013)

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Y la compañía mantiene su confianza en el país, aunque sus perspectivas de crecimien-to también se sustentan en otros rumbos. “Discovery comenzó hace 5 años con pro-yecciones de crecimiento importantes. Ese ritmo se había mantenido hasta el año pa-sado, pero ahora que el mercado está más estático queremos mantener la tasa de cre-cimiento instalando 2 taladros nuevos fuera del país en 2 años. Pero no queremos arries-garnos e irnos del todo para otros merca-dos, sabiendo que en Colombia hay todavía cosas por hacer”, expresó Jairo Peralta, ge-rente general de Discovery.

En tiempos de relativa quietud, las empre-sas de perforación grandes mantienen su crecimiento y rentabilidad a partir de la puesta en funcionamiento de varios equi-pos en el territorio nacional y con la bús-queda de oportunidades en el exterior. A su vez, las empresas pequeñas, que tienen 1 ó 2 taladros, buscan mantenerse activas con precios competitivos. Este fenómeno, según Beaumel, cuya compañía tiene 12 taladros (de los cuales 9 están en opera-ción), funciona así: “El promedio de ocu-pación de los equipos está bajando mes a mes en casi un 12%. Existe en este momen-to una guerra de precios para sobrevivir en el mercado y esto ha generado que algunas compañías que trajeron nuevas tecnolo-gías al país tengan que competir con los precios de los equipos estándar”.

Por su parte, Warren Levy (Estrella Inter-national Energy Services), cuya compañía

cuenta con 37 taladros, de los cuales 19 están en operación, cree que una manera de mejo-rar la competitividad del mercado de perfo-ración en Colombia sería elevando los están-dares de los equipos existentes en el país para establecer un filtro en términos tecnológicos. “Colombia necesita modernizarse. Han llega-do al país varios equipos nuevos, pero toda-vía hay muchos equipos antiguos. Para que los campos marginales sean rentables no se justifica traer taladros nuevos porque hay una sobreoferta importante. Se justifica invertir en mejorar el equipo existente sin necesidad de ampliar el parque de taladros”, afirma Levy.

Mejorar la infraestructura y la sensibilización social, tareas pendientes

Uno de los factores estructurales que afec-tan el crecimiento de la perforación es el

alto costo del transporte de equipos hasta los pozos. En Colombia, llevar un taladro de un punto a otro implica entre 70 y 150 tractomulas. Contrario a lo que ocurre en otros países, con el taladro es necesario llevar el campamento y elementos reque-ridos que no se encuentran en el área de perforación.

El costo del transporte es considerable en el negocio de la perforación y en la industria petrolera en general, sobre todo si se tiene en cuenta el estado de la infraestructura vial. Según Fernando Escorcia, superintendente de operaciones de Tuscany: “En algunos casos, la infraestructura no está en buenas condiciones para el transporte de camiones pesados, en otros casos es inexistente para los campos más apartados e, incluso, debido a las condiciones de seguridad, es preciso hacer uso del transporte en helicóptero, que es más costoso. Cuando este tipo de situa-ciones se presentan, la retroactividad del negocio se ve afectada”.

Otro de los puntos cruciales en la actuali-dad es la receptividad de las comunidades a la actividad petrolera. Por un lado está el caso de las poblaciones que han sido pe-troleras durante décadas y por lo tanto son más receptivas y organizadas para acoger estos proyectos. Por otro lado, está el caso de las poblaciones donde las actividades vinculadas con la explotación de hidrocar-buros se están abriendo paso y las vías de comunicación están en construcción.

La industria nacional pasa en la actualidad por una transición, en lo que respecta

a los procedimiento para otorgar licencias

ambientales.

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*Actualizado a mayo 31 de 2013

Capacidad (caballos de fuerza)

Libre Contrato Mantenimiento Total

<150 2 2 0 4

150 - 350 21 21 4 46

370 - 650 24 59 0 83

725 - 900 16 23 1 40

1000 - 1150 19 55 0 74

1700 - 3000 8 11 1 20

Utilización de taladros en diferentesniveles de capacidad


“Poblaciones como la de Yopal, que ha sido petrolera por más de 50 años, tienen esta-blecidas metodologías de trabajo, canales de comunicación y procesos de concer-tación en caso de conflicto, entre muchas otras herramientas que son indispensables para trabajar en una comunidad. Ahora estamos empezando a trabajar en nuevos frentes en el país y la interacción social re-quiere un esfuerzo mayor porque aún no están establecidos los canales de comuni-cación necesarios. A mi juicio, no se ha hecho un buen trabajo para buscar reglas que podrían ser implementadas en todo el país, sino que estamos enfrentando las crisis una a una, como si fueran temas ais-lados”, dijo Levy.

El fortalecimiento de los sindicatos en los últimos años es otro fenómeno con el que las empresas del sector están aprendiendo a convivir. Sin embargo, la principal preo-cupación son los paros y bloques utilizados como mecanismos de presión. “En muchas ocasiones las comunidades bloquean las vías para reclamar por el estado de las carreteras, del acueducto y del sistema de alcantarilla-do, entre otros temas que no tienen que ver directamente con la empresa, sino con la gestión estatal. Anteriormente, era un deli-to bloquear una vía, hoy no es así y por eso

muchos lo hacen. La industria necesita un mayor apoyo por parte del Gobierno para temas de seguridad e interacción con las co-munidades para garantizar una gestión más fluida”, dijo Wilder Calderón, superinten-dente de operaciones de Tuscany.

Las empresas perforadoras, como las ope-radoras, ya entienden la importancia de trabajar con la gente donde desarrollan sus actividades y coinciden en considerar a las comunidades como una parte fundamental en la durabilidad de los acuerdos que tienen que ver con la industria. Y, a medida que se consolidan los lazos con las comunidades, será más fácil penetrar en departamentos

de vital importancia, como Putumayo y Caquetá. Para Warren Levy, gerente general de Estrella: “Las regiones donde los grupos armados están más concentrados son las zo-nas menos desarrolladas del país, por lo tan-to los acuerdos deben venir acompañados de oportunidades en educación, infraestructu-ra, salud y empleo para que estas personas elijan la opción civil. De ello depende en gran medida la durabilidad de los acuerdos y es algo que la industria en general está dispues-ta a apoyar. Para lograr un relacionamiento justo entre comunidad y empresa es necesa-rio coordinar procesos industriales”.

Colombia está en el proceso de consolidar el mercado de perforación, en el que se obser-va una depuración a medida que se afianzan los jugadores que prevalecen en un marco de mayor competencia. La industria no se debe-ría amilanar por las demoras transitorias que se presentan a medida que el Gobierno efec-túa los ajustes para que el emprendimiento petrolero vaya de la mano con el cuidado del medio ambiente. En cambio los diferentes actores deben trabajar mancomunadamente para superar los desafíos estructurales, como la infraestructura deficiente, mejorar la sen-sibilización social de los proyectos minero-energéticos y la superación de los problemas de seguridad.

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“Para lograr un relacio-namiento justo entre

comunidad y empresa es necesario coordinar procesos industriales”, Warren Levy, gerente

general de Estrella.

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Primavera cuenta con 2 motores de alta eficiencia, ubicados en las llan-tas traseras y alimentados por un set de baterías que tiene unas espe-cificaciones reguladas por la organización del World Solar Challenge. La batería es recargada por un panel solar que no puede superar los 6 metros cuadrados. Un vehículo solar competitivo aprovecha al máxi-mo su área superficial para el panel y cuenta con la mejor aerodiná-mica y el menor peso posible sin comprometer la seguridad.

"Lo que buscamos es tener esa ecuación lo más eficientemente posible para que logremos tener la máxima capacidad de absorción de ener-gía con los paneles, suficiente para que el carro ruede a velocidades promedio de 60 kilómetros por hora y que parte de la energía vaya a la batería para lograr la autonomía que nos garantice poder reco-rrer los 500 ó 600 kilómetros diarios. Y así completar la carrera en los 6 días y estar entre los primeros equipos", dijo Jorge Ignacio Vélez Pérez, investigador de EPM. Primavera forma parte de la estrategia de movilidad sostenible de la compañía antioqueña, que incluye los vehículos eléctricos, la conversión de automóviles de gasolina a gas y las estaciones de servicio de gas natural vehicular.

Primavera, el primer vehículo solar colombiano está listo para concursar en el World Solar Challenge 2013, la carrera más re-presentativa en su categoría en el mundo, que este año cuenta

con la participación de 47 equipos, provenientes de 26 países. El desa-rrollo de este vehículo requirió una inversión de $1.870 millones y fue posible gracias al trabajo de un grupo de ingenieros e investigadores de la Universidad Eafit y Empresas Públicas de Medellín (EPM).

Este automóvil comenzó a construirse en octubre de 2012 y a finales de agosto partió rumbo a Australia en donde se enfrentará a otros proyectos desarrollados por las universidades de Stanford (carro Lu-minos), Michigan (Generation), Tokai (Challenger) y Cambridge (TBC), entre otras reconocidas instituciones académicas, científicas y tecnológicas que participarán en la famosa competencia de 3.000 km, la cual se extiende desde la ciudad de Darwin hasta Adelaida en 6 días, en un recorrido de norte a sur por todo el país austral. A la competencia viajará un equipo de 12 investigadores, 2 representantes y 8 estudiantes, quienes estarán a cargo de la conducción del vehículo, la verificación de las condiciones ambientales y de la ruta, así como de las labores logísticas.

SOSTENIBILIDAD

Primer vehículo solar colombiano listo para competencia mundial en Australia

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Sostenibilidad

SOSTENIBILIDAD

Energía limpia para las Zonas No Interconectadas de Córdoba y Sucre

El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (Ipse) y la Universidad de Córdoba lograron identificar 29

proyectos energéticos en fuentes no-convencionales para las Zonas No Interconectadas (ZNI) de los departamentos de Córdoba y Sucre. En los términos de un contrato interadmi-nistrativo entre ambas entidades, se llevaron a cabo visitas técnicas en el área insular de Córdoba y Sucre, el complejo hi-drológico La Mojana y el alto Sinú-San Jorge, para consolidar la base de datos y seleccionar los proyectos que se trabajarán en la siguiente etapa.

De los proyectos identificados se priorizaron 21 para la fase de estructuración, con los cuales se beneficiarán 17.583 usua-

rios y cerca de 70.000 habitantes de la región, a través de so-luciones de energía solar fotovoltaica e inclusión al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Para hacer esta selección se tuvieron en cuenta el Índice de Necesidades Básicas Insatisfe-chas (NBI), número de usuarios, tipo de solución energética y acceso a la zona.

La fase de estructuración tiene un costo total aproximado de $587 millones y se desarrollará entre los meses de agosto y diciembre de 2013. Una vez finalizada esta etapa, los proyectos serán presentados a los fondos de financiación del Estado o de cooperación internacional con el fin de conseguir los recursos para su ejecución.


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Nueva certificación socioambiental para la industria de hidrocarburos, con el apoyo de

Marca Colombia

Equitable Origin (EO), la primera certificadora social y ambiental independiente para la industria de petróleo y gas en el mundo, formalizó una alianza con Marca Colombia para promover la

certificación de la producción de petróleo y gas del país bajo el estándar EO100. Este sistema, creado a través de una colaboración entre pro-ductores de petróleo y gas, ONGs sociales y ambientales, comunidades indígenas, académicos y gobiernos nacionales, busca asegurar prácticas de producción más responsables, reducir significativamente el daño a los ecosistemas y crear una experiencia positiva para las comunidades locales en las actividades de desarrollo de petróleo y gas.

El sistema está basado en 6 principios universales que consolidan y alinean regulaciones, elementos de sistemas de gestión reconocidos mundialmente, así como sus programas de desempeño y reporte. El objetivo es que las empresas de petróleo y gas se certifiquen bajo el estándar EO100 por auditores independientes acreditados, quienes

usan un sistema de calificación multiatributo que fomenta la exce-lencia y la mejora continua. Los territorios que cumplan con cier-to nivel de desempeño recibirán certificados, los cuales pueden ser comercializados a fabricantes, minoristas y otros compradores a través del EO Exchange. Aquellas empresas que adquieran estos certificados podrán utilizar la ecoetiqueta (EO) en sus productos para demostrar su compromiso con las fuentes responsables de petróleo y gas.

“Al promover un mecanismo basado en el mercado, EO incentiva y premia las mejores prácticas en la industria de petróleo y gas. Con esta alianza Colombia liderará la próxima frontera de la responsabi-lidad en este sector”, dijo David Poritz, fundador y copresidente de Equitable Origin. Poritz ha pasado más de una década viviendo en las comunidades indígenas y relacionándose con ONGs y empresas de petróleo y gas a lo largo de América Latina.

SOSTENIBILIDAD

SOSTENIBILIDAD

Los beneficios de los biocombustibles llegaron a la industria aeronáutica nacional, luego de que el pasado 21 de agosto LAN Colombia, en alianza con Terpel, inaugurara el primer

vuelo comercial con biocombustible de segunda generación en el país. El vuelo operó en un avión Airbus A320 entre Bogotá y Cali, utilizando una mezcla de 33% de biocombustible, obtenido de una planta llamada Camelina, y 67% Jet A1, combustible utilizado tra-dicionalmente en los vuelos comerciales. Esta iniciativa, además de apuntarle a una operación más limpia y sostenible, significa también un impulso para una industria en crecimiento y desarro-llo, como es la de los biocombustibles.

“Este hito representa nuestra segunda iniciativa en esta materia. Como LAN, apuntamos al desarrollo de biocombustibles soste-nibles para la aviación comercial que tengan un alto potencial de producción en Sudamérica y esto constituye, sin duda, otra señal clave hacia el futuro de la industria. Estas fuentes de energía reno-

Primer vuelo comercial con biocombustible en Colombia

vable juegan un rol relevante en la aviación mundial y marcarán, cada vez más, la toma de decisiones del sector y de nuestra com-pañía”, dijo Ignacio Cueto, CEO de LAN Airlines.

LAN había hecho el primer vuelo de este tipo en Suramérica en marzo de 2012, al cubrir la ruta Santiago-Concepción (Chile), y escogió a Colombia como el segundo mercado en aplicar este cambio gracias al potencial para la producción de biocombustibles con el que cuenta el país y a un marco normativo que estimula su producción y comercialización.

Según Sylvia Escovar, presidenta de Terpel, el vuelo constituye una apuesta importante que no solo aportaría al desarrollo de la indus-tria aeronáutica del país y la región, sino que además tendría un impacto positivo para dinamizar la industria agrícola y un impor-tante avance para la apuesta exportadora de Colombia.


Si bien la mayoría de los ciudadanos asocia a las montañas de residuos con malos olores, plagas y desorden, hoy

día existe una fuerte tendencia mundial hacia valorización energética de la basura, que va más allá de la tradicional captación de metano en rellenos ordinarios, a partir de la degradación de residuos orgánicos. Esta línea de pensamiento se ocupa del aprovechamiento de la energía asociada a los enlaces químicos de la materia con la implementación de nuevas tecnologías. En este orden de ideas, resulta conveniente apreciar el enorme potencial energético de una montaña de residuos.

Quizás la técnica de vanguardia al respecto es la gasificación por arco de plasma. Este método básicamente se sustenta en la ac-ción de una gran diferencia de potencial o voltaje sobre la materia para generar energía calórica y eléctrica aprovechables, además de material vítreo con múltiples aplicaciones. En principio, esta tecnología es apta para cualquier tipología de resi-duos, si bien esto conlleva consecuencias a considerar.

El aprovechamiento mediante una educación ambientalPodemos afirmar que las principales tipologías de residuos son: reciclables, ordinarios y peli-grosos. Brevemente, se pueden describir así:

• Residuos reciclables: son aquellos suscep-tibles de reincorporarse en un nuevo proceso productivo, de los cuales son representativos el vidrio, el plástico, el papel y el cartón.

• Residuos ordinarios: son aquellos que por técnicas convencionales no tienen una reu-tilización probable Aquí están los residuos

orgánicos, los cuales pueden convertirse en compost para generar enmiendas ecológicas.

• Residuos peligrosos: son aquellos que, por sus propiedades físicas o químicas, tienen el potencial de deteriorar el ambiente o la salud de los organismos.

Estos conceptos se introducen para plantear una cadena de gestión óptima de residuos, que considera el balance energético global asociado y el potencial de energía útil que se puede generar, dependiendo del tipo de deshecho. Por ejemplo, los residuos orgáni-cos, que son los restos de alimentos, pueden convertirse en compost, para obtener abonos ecológicos. Este tipo de residuos presentan un manejo relativamente sencillo, a diferen-cia de lo que ocurre con los peligrosos.

En este contexto, se debe tener presente que toda actividad antropológica genera residuos. Y el modelo planteado comprende como base de éxito la educación ambiental de los gene-radores, es decir de la comunidad en general. Con esta pauta además de lograr conciencia ambiental se puede conseguir la correcta ge-neración a partir de los residuos de acuerdo a sus tipologías, conforme a un proceso integral que debe asumir la sociedad en su conjunto.

La gasificación por arco de plasma es un método

que con una gran di-ferencia de potencial o voltaje sobre la materia

genera energía calórica y eléctrica aprovechables.

En Colombia los grandes botaderos de basura a cielo abierto son prueba de las malas prácticas de desarrollo, las cuales evidencian nuestro desconocimiento sobre el potencial ener-gético de nuestros desechos.

El potencial energético de los residuos, un

horizonte inexplorado

Andrés ArdilaGerente de investigaciÓn, desarrollo e innovaciÓn de ASEI

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OPINIÓN


De igual forma, los residuos peligrosos de-ben ser tratados en plantas diseñadas para cada subcategoría. Una de las subcategorías de los residuos peligrosos son los residuos biosanitarios, que son todos aquellos ele-mentos que entraron en contacto con bio-fluidos (sangre, orina, sudor, semen, espu-to, heces fecales o vómito). Estos residuos

no pueden ser tratados por otras alternati-vas tecnológicas. Ahora, básicamente, por intereses económicos privados se están ge-nerando peligrosos pasivos ambientales al enterrar residuos peligrosos indiscrimina-damente. En consecuencia, estos rellenos de seguridad se están convirtiendo prácti-camente en bombas de tiempo.

Finalmente, el resto de residuos, los ordina-rios, de gran generación en las urbes, po-drían ser sometidos a técnicas como la gasi-ficación por arco de plasma. En ese orden de idea, nuestra sociedad aprovecharía de una u otra forma todos los residuos generados mitigando el impacto ambiental nocivo. Con este modelo, que requeriría del esfuerzo de todos y el compromiso político de nuestros dirigentes, pasaríamos del deshecho sistemá-tico y el desprecio por los residuos, a un ma-nejo lógico y estructurado de las basuras, así como a su valoración energética en un marco de respeto por el medio ambiente.

Las empresas que prestan

el servicio de aseo domiciliario deberían incluir en su modelo

al recuperador ambiental.

Un procedimiento para cada tipo de residuoDespués de la segregación de las basuras en las organizaciones generadoras, los residuos deberían ser transportados a los centros de tratamiento. De esta manera los residuos reciclables pueden, en efecto, ser introdu-cidos en nuevos ciclos productivos. Sea dicho de paso, en Colombia, actualmente, las empresas que prestan el servicio de aseo domiciliario deberían incluir en su modelo de negocio al recuperador ambiental, deno-minado “reciclador”. Este grupo de la eco-nomía informal, muy organizado en mode-los de cooperativismo, tendría un impacto positivo al recibir segregados los residuos que en este caso se transmutan en materias primas de proceso.

deben ser tratados mediante desactivación de alta eficiencia, que es un proceso de este-rilización mediante autoclave. Incluso estos residuos, cuando ya son esterilizados, son susceptibles de ser valorizados energéti-camente, pues ya han sido liberados de su riesgo biológico al eliminar la carga micro-biana. Otras subcategorías de los residuos peligrosos que no contienen cloro o metales pesados pueden ser incinerados en hornos que cumplan con el marco regulatorio, principalmente en lo referente a emisiones.

Es importante anotar que en Colombia se presenta una tendencia inadecuada a botar casi cualquier tipología de residuo peligro-so en los denominados rellenos de segu-ridad. Y estos sitios deben ser utilizados única y exclusivamente para residuos que

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OPINIÓN


VIDA ENERGÉTICA

Vida energética

Casa Vieja, para vivir la tradición

Casa Vieja, punto de encuentro para quienes buscan lo me-jor de la comida colombiana, ha consolidado su prestigio y reconocimiento durante cincuenta años. El primer res-

taurante de esta cadena aún ofrece sus servicio en el tradicional barrio la Candelaria, en el centro de la capital.

Con platos representativos de nuestro país, como la sobrebarriga al horno, el ajiaco, las carimañolas y la arepa con chorizo, y postres como brevas con arequipe y cuajadas, Casa Vieja sigue siendo el restaurante por excelencia de la gastronomía colombiana del más alto nivel.

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Una nueva propuesta en hoteles llega a Bogotá con el Hotel Bioxury, un espacio inspirado en la vida y ele-

gancia, en el que cada detalle de sus diseños evoca a lo natural. Sus interiores mantienen un estilo vanguardista sin olvidar lo clásico, pensado para todos los gustos.

El hotel es un espacio para el arte Bio. Esto se evidencia en sus muros, que se prestan para la exposición de obras de arte, como pinturas y tejidos a mano hechos por ta-lento colombiano. Ubicado en el sector del Chicó (Calle 83 N.o 9-48), uno de los secto-res más exclusivos de Bogotá, el hotel Bio-xury ofrece un ambiente sobrio que inspira tranquilidad y descanso.

Hotel Bioxury, una experiencia novedosa y vanguardista

VIDA ENERGÉTICA

El artista Carlos Alarcón, maestro en Artes Visuales de la Uni-versidad Javeriana y especializado en Arquitectura Efímera de la Universidad Politécnica de Cataluña, recientemente presentó

su obra "Angustias". Alarcón ha trabajado en producción audiovisual, como docente y en proyectos plásticos desde hace más de una década. Este innovador ha descubierto en la pintura un punto de encuentro para plasmar imágenes difíciles de olvidar que confrontan situaciones artísticas, culturales, sociales y políticas.

Carlos Alarcón arma sus obras a partir de la experiencia, conjugando en tres colores el juego de esta sociedad que se desbarata entre las trincheras del absurdo, la desaparición y el olvido.

Su propuesta "Angustias" abre un pasadizo profundo hacia la reali-dad social, cuestionándonos por el papel que cumplimos al ponernos cualquier clase de uniforme o de careta.

De la serie “Angustias” de Carlos Alarcón

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AGENDA

IX Congreso del Mercado de Energía MayoristaSe trata de un evento en el que los asistentes podrán analizar el futuro del sector eléc-trico, junto con expertos reconocidos que tendrán la oportunidad de compartir sus experiencias y exponer sus conocimientos para aportar al mejor entendimiento de los temas en torno a la revisión de las políticas trazadas para el desarrollo de este sector desde diferentes puntos de vista.Informes y registro: [email protected], [email protected], [email protected].

30 de oct. al 01de nov. Hotel Hilton, Cartagena

V Foro Internacional del Gas y Energía 2013El International Gas & Energy Forum (IGEF) reúne a expertos de la academia y la inves-tigación, así como al sector público y privado, para el análisis, interacción y generación de propuestas para la mejora continua de las políticas energéticas. Este evento es el punto de encuentro para la búsqueda de las mejores prácticas y el desarrollo de negocios en la industria de los hidrocarburos y la energía. Este foro tendrá lugar el próximo mes de noviembre en la ciudad de Tarija, Bolivia. Informes y registro: www.gasenergyforum.com, [email protected]

13 al 15 denoviembreTarija, Bolivia

Cartagena será el escenario para que los empresarios del sector de hidrocarburos junto con los reguladores y los inversionistas mundiales puedan discutir sobre el fu-turo de los permisos en Colombia asociados a los recursos no-convencionales. Luego del éxito del congreso realizado en Argentina sobre estos yacimientos, el American Business Conferences ha querido replicar este evento, que examina el shale gas y shale oil en nuestro país.Informes y registro: http://www.american-business-conferences.com

Shale Colombia 201323 al 24de octubreHotel Hilton, Cartagena

20 al 22 denoviembre

XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2013Hoy en día este evento es considerado uno de los más importantes del sector petrolero en Colombia. En este congreso, Acipet continúa cumpliendo una actividad trascendental en el ámbito académico y tecnológico para la proyección nacional del desarrollo y buen aprove-chamiento de los recursos no renovables. Bogotá será punto de encuentro para este evento, en el que se reunirán expertos nacionales e internacionales, que tratarán temas trascenden-tes para el desarrollo económico del país. Informes y registro: www.acipet.com

Corferias.Bogotá

FISE 2013Medellín será el escenario de la quinta edición de la Feria Internacional del Sector Eléc-trico (FISE), que desde el 2006 viene consolidándose como un encuentro comercial y aca-démico de alto nivel para expositores y visitantes. Este espacio enmarca las tendencias y desafíos de la industria eléctrica forjando las condiciones propias para que los miembros del sector busquen nuevas opciones empresariales y de negocios, ampliando su partici-pación en mercados nacionales e internacionales.Informes y registro: www.feriasectorelectrico.com.co

27 al 29 de noviembreCentro de Convenciones y Exposiciones Plaza Mayor, Medellín


Cursos Petroskills

Del 02 al 06de diciembre

Bogotá, ColombiaGeofísica básica - (BGP)

Del 18 al 22noviembre

Bogotá, Colombia

Análisis de structural traps y extensional settings - (ESS)

Del 28 de octubre al 01 de noviembre

Bogotá, Colombia

Análisis de riesgos y decisiones de petróleo - (PRD)

Del 23 al 27 de septiembre

Bogotá, Colombia

Recursos no-convencionales y estimulación de terminación - (URCS)

Más información: [email protected] | Carolina Buitrago Ossa+57 (1)325 8181 | www.petroskills.com

AGENDA

Cursos ABS Consulting

27 de noviembre Bogotá, Colombia

Método de análisis de causa de incidentes (ICAM), investigador básico

Del 28 al 29 de noviembre

Barranquilla, Colombia

Método de análisis de causa de incidentes (ICAM), investigador líder

Del 21 al 22de noviembre

Bogotá, Colombia

Sistema de gerenciamiento de emergencias (SME 100/200)


Bogotá, Colombia

Integridad mecánica para la industria de procesos


Bogotá, ColombiaAnálisis de trabajo seguro


Más información: Yaneth Murillo, asistente desarrollo profesional: [email protected] PBX: 641 1944, ext. 114.

Cursos Acipet

Nivel avanzado: seminario de ingeniería de petróleos para no petrolerosLugar: Carrera 11 A N.° 94 A-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 5:00 p.m.

diciembre 10, 11, 12 y 13

Seminario de legislación petroleraLugar: Carrera 11 A N.° 94 A-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

octubre 30 y 31

Nivel básico: seminario de ingeniería de petróleos para no petrolerosLugar: Carrera 11 A N.° 94 A-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

octubre 22, 23, 24 y 25diciembre 3, 4, 5 y 6

PansystemLugar: Carrera 11 A N.° 94 A-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

octubre 28, 29, 30, 31noviembre 01

AGENDA

Cursos NExT

Más información: Celia Rivera: +57 (1) 219-5118, [email protected] Miguel Ángel Pedroza: +57 (1)219-5025; [email protected] | www.nexttraining.net

28 de octubre Bogotá, ColombiaRegistros básicos de producción

07 de octubre Bogotá, ColombiaGeoestadísdica aplicada


Luis Herrera, Mauricio Amorocho, Ernesto Páez y Freddy Ortiz.

Nelson Tovar, Yadira Cardona y Álex Reyna.

Adriana Sánchez y Camilo Fang.

Hermes Aguirre, Ricardo Pérez, Ricardo Mendieta y Ariel Patiño.

Joaquín Santamaría, Juan Pablo Madero, Milton Porras, Jorge Vélez, Simón Flores, Ciro Ayala y Arturo Santamaría.

Ginna Narvaez y Ricardo Correa. Lina Aristizabal y Carlos Alberto Arenas.

GENTE

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campe-trol) llevó a cabo el 2 de agosto su tradicional torneo de golf en el Club Guaymaral, al cual asistieron alrededor de 160 jugadores re-presentantes de las principales compañías operadoras y de servicios de la industria de petróleo y gas de Colombia.

Este emblemático torneo se ha caracterizado durante muchos años por ser uno de los de mayor acogida en la industria, pues de tiempo atrás fomenta el espíritu deportivo entre los ejecutivos petroleros.

Torneo de Golf Campetrol 2013


GENTE

Andrés Oliveros y Juan Guillermo Zuloaga.

Álix Rodríguez, Lesly Alvarado, Ricardo Ruiz, Santiago Giraldo, Karloc Contreras y Carlos Quiroga. Yesid Castellanos y Édgar Rincón.

César Bejarano, Lisandro Junco y Jesús Junco.

Sandra Díaz, Luisa María Soleibe, Ruth Lema, Claudia Cantor, Claudia Aparicio y Alba Mariángel.

Un selecto grupo de personas del gremio asegurador colombiano, figuras del ámbito deportivo y ju-gadores profesionales de golf se dieron cita en la sexta edición del tradicional Torneo de Golf Colpa-tria Seguros y ARL, celebrado en el Club El Rincón de Cajicá el 22 de agosto.

Sexto Torneo de Golf Colpatria


Mario Profeta (Argentina).

Zhou Tong. Patricia Díaz. Juan Miranda.

Miguel Zabala.

ciones en Perú, así como las empresas proveedoras de servicios e insumos para la exploración en el sector de petróleo conocieron de primera mano cómo se estudian casos de sísmica y no-sísmica en todo tipo de campos petroleros y gasíferos de Asia, América del Norte, Oceanía, América Latina y Europa.

El pasado 24 de julio se llevó a cabo en la ciudad de Lima (Perú) el International Workshop on Seismic and Non-Seismic Technology for Oil & Gas que organiza el (IGEF) International Gas and Ener-gy Forum, donde expertos expusieron los avances tecnológicos empleados en la exploración sísmica de áreas hidrocarburíferas.En este espacio, las compañías del sector que cuentan con opera-

International Workshop on Seismic and Non-seismic Technology for Oil and Gas

GENTE


GENTE

Luis Miguel Fernández, Alberto Berbesí, Fernando Montallona. Manuel Lequerica, Gabriel Rodríguez, J.M. George Castellanos y Gonzalo Granda Sánchez.

Hermes Aguirre y Nelson Navarrete. Alberto Navarro, Jaime Morán y David Rincón.

Jorge Ramírez, Rogelio Macias y Carolina Arciniegas. Miguel Monrroy, Ariel Suaza y Mauricio Puentes.

Ejecutivos del sector minero-energético colombiano se reunieron a finales de julio para celebrar el club de petroleros patrocinado por Ciel Limitada, compañía que cumple 30 años dedicada al sector petrolero en el país. Ciel Limitada cuenta con una amplia experiencia en el control y manejo de fluidos, así como en sistemas de evacuación. En el evento, Hermes Aguirre y Nelson Navarrete, miembros de la junta directiva de la fundación Amigos Petroleros, tomaron la palabra para referirse al trabajo que adelanta la organización en el fomento y fortalecimiento de las relaciones entre los partícipes del sector de hidrocarburos y las comunidades en las que trabajan.

Club de petroleros, unidos por una noble causa


PROFESIONAL EN:

PERITO MECÁNICODiploma Mecánico. En el sector mecánico, Oil & Gas, coordinador y supervisor de las actividades de manutenciones mecánicas, gestor de proyectos, administración y órde-nes de compra, técnico de la administración, análisis de proyectos y documentos P&ID, May Spils, manuales de mantenimiento, los manuales de operaciones y hojas de datos. Idiomas: italiano, español e inglés. CLAUDIo VELLAMI [email protected] | [email protected]

TÉCNICO SUPERIOR UNIVERSITARIO EN ELECTRICIDADEspecialista de Campo en bombeo electrosu-mergible (ESP), arranque, control y repara-ción de variadores de velocidad en aplicacio-nes ESP (BES) de varias marcas, además en instalación y desarmado del equipo (ESP), análisis de datos de sensores y redacción de informes técnicos.LUIS MELÉ[email protected]

TÉCNICO MECÁNICO Mecánico soldador y montador, ampliación y automatización planta.ARNULFo FALLA R [email protected]

INGENIERO ELECTRÓNICO Dirección de obras en el área de administra-ción, incluyendo contratos, costos, jefatura. Idiomas: español, inglés e italiano.BIANCHINI LUIS [email protected]

CONTADOR, AUDITOR EN SISTEMAS Y GESTIÓN FINANCIERAAdministración empresarial, mercadeo, ser-vicio al cliente, personal, seguros y adminis-tración de recursos físicos.CARLoS DANIEL CERÓ[email protected]

ticar y resolver problemas. Alta capacidad para la realización de planes, programas, presupuestos, estrategias, métodos y proce-dimientos de trabajo para garantizar la utili-zación racional de los recursos humanos, fi-nancieros y materiales disponibles. Riesgos en la cadena de suministro, auditoría en los sistemas de calidad, medio ambiente, salud ocupacional, BASC, e ISO 28000 e informes gerenciales.ADRIANA MILENA CUESTA [email protected]

ESPECIALISTA EN GERENCIABilingüe, negocios internacionales, expe-riencia en el área financiera con énfasis en inversión, minería y fondos mutuos. Alta orientación al resultado, gran habilidad para la toma de decisiones especialmente bajo si-tuaciones de presión y facilidad para traba-jar en equipo.RAFAEL REY GÓ[email protected]

FINANZAS Y RELACIONES INTERNACIONALES Experto en análisis e ingeniería financie-ra, finanzas corporativas y administración financiera. Manejo de proyectos y áreas, manejo de recursos financieros, humanos y técnicos, análisis de cifras y situaciones, presentaciones a la alta gerencia, creación de planes estratégicos, implementación de indi-cadores y medición de áreas y productos.JUAN CARLoS GoDoY [email protected]

GERENTE COMERCIALProfesional en área comercial y mercadeo, experiencia en ventas, manejo de clientes, dirección de grupos de vendedores y distri-buidores, manejo de planta de producción, distribución y logística, planeación y desa-rrollo de nuevos proyectos, incremento de volúmenes y márgenes de ventas mediante planeación estratégica. oLIVIA PATRICIA LEMA [email protected]

CLASIFICADOSCOMUNICADOR SOCIALPeriodista con maestria en dirección de marketing digital, comunicación organiza-cional, asistente de prensa, web-site, idio-mas: español e inglés.FRANCISCo [email protected]

ADMINISTRADOR DE EMPRESAS Formulación de estrategias para el posicio-namiento según los objetivos de la empresa a corto, mediano y largo plazo, administración general, mercadeo, servicio al cliente y ventas en empresas comerciales. Idiomas: español e inglés.JoSÉ ALEJANDRo [email protected]

INGENIERA FINANCIERAExperiencia en administración y recursos humanos, dirección, control y ejecución proyectos estratégicos con alto impacto. Idiomas: español e inglés.PAoLA SALAZAR [email protected]

TÉCNICO EN COMPUTACIÓN Bilingüe con experiencia en gerencia en las áreas de mercadeo, ventas, administrativa y financiera, en la industria petrolera, seguri-dad, financiera y de alimentos. Conocimien-tos en sistemas, organización de congresos y simposios internacionales. Capacidad de adaptación a diferentes situaciones que re-quieren toma de decisiones, capacidad de trabajar en equipo, capacidad de liderazgo e influencia, alta orientación a resultados, ex-celente manejo de relaciones interpersonales. EDNA ADRIANA GÓMEZ [email protected]

RELACIONES INTERNACIONALES MBA Administración de proyectos y riesgos, va-lores éticos, liderazgo, visión global, analíti-ca con capacidad de síntesis para diagnos-


TÉCNICO OPERADOR DE PLANTAS REFINADORASConocimiento personal técnico en manejo distribución y estrategias del manejo de gas, coordinación con diferentes entidades en la organización, planificación y ejecución de cronogramas de mantenimiento y garantía del buen uso de los recursos, supervisor de campo. JoSÉ APoNTE [email protected]

INGENIERO INDUSTRIALExperiencia en redes xDSL, PSTN, SDH y mediciones de calidad de servicio en redes de IPTV, trayectoria en gestión de instala-ciones y expansión de red, mantenimiento preventivo y correctivo. Alta orientación al logro, liderazgo y capacidad técnica.ERNESTo LÓPEZ GoNZÁ[email protected]

INGENIERA ELÉCTRICAEspecialista en gas natural y energía con una perspectiva internacional en los sectores de gas y electricidad en Latinoamérica y Europa, investigación análisis, planeación, comuni-cación y habilidades organizacionales, total comprensión del sector energía, mercado de gas natural y de consultoría. ANA MARĺA [email protected]

INGENIERO QUÍMICO Asesorar a la Gerencia del Proyecto en la parte técnico económica para la visualiza-ción de tecnologías del proceso en el mer-cado para la factibilidad técnica, elabora-ción del alcance del proyecto, estimado de costo clase V, el plan de ejecución clase V y la evaluación económica para completar soporte decisión.ALEJANDRo MÉNDEZ [email protected]

INGENIERA ELECTROMECÁNICAMaster en Recursos de energía renovable, eficiencia de energía, modelación y simu-lación de conversión de sistemas integrados en estaciones de energía. Idiomas: inglés y francés.VIoLETA DANIELA [email protected]

INGENIERO DE PETRÓLEOExperiencia en la industria petrolera, espe-cialista en Ingeniería de Campo, servicios de pozo, monitoreo, rehabilitación y reno-vación, descripción y modelos de desarrollo de campos petroleros. Idioma: inglés. LUIS EDUARDo GÓMES [email protected]

INGENIERA DE PETRÓLEOExperiencia en aseguramiento de la calidad, control de calidad, manejo e interpretación de las normas ISO 9000-COVENIN, reali-zación de manuales de normas y procedi-mientos. MARÍA ELENA VÁZQUEZ PÉ[email protected]

INGENIERO DE SISTEMASGerencia de Proyectos, PMP, Planeación, Programación y Control, aseguramiento y control de calidad, contratos, finanzas, lea-sing, seguros, gestión tecnológica, liderazgo, factor humano, negocios internacionales, análisis de riesgos, experiencia en desarrollo de Project Charters, Project Scope Statement, WBS’s, programas, líneas base, OBS’s, RAM’s, RBS’s, planes de comunicación, registros y respuestas al riesgo, planes de procura y contratos, y PMB’s. Uso de herramientas de control, reportes de estado, progreso y Earned Value.JAIME ALFONSO LÓPEZ [email protected]

INGENIERA AMBIENTAL Y SANITARIAVisión integral, capaz de identificar, com-prender y proponer alternativas nuevas para solucionar problemas medioambientales, conocimientos científicos y tecnológicos, optimizando procesos y minimizando cos-to desde una perspectiva concertada entre la protección del ambiente y la rentabili-dad económica de las organizaciones.KARENT RUEDA [email protected]

INGENIERA INDUSTRIALÉnfasis en sistemas de calidad y producti-vidad, logística nacional e internacional y procesos de certificación. ANA MARÍA QUIROGA GÓ[email protected]

CONTADORRevisoría fiscal, auditoria, implementación de sistemas de contables. Dirección del área contable, dirección de recursos humanos, di-rección de inventarios. Excelentes relaciones con clientes. MARCo TULIo GUAJE GoNZÁ[email protected]

PROFESIONAL EN RELACIONES INTERNACIONALES Y ESTUDIOS POLÍTICOSIdentifica las principales variables que inci-den en el crecimiento económico de Colom-bia y del mundo, conoce las instituciones y organizaciones fundamentales de la política nacional e internacional, establece y formula políticas, proyectos en el sector público o pri-vado relacionadas con los campo políticos, económicos e internacional, asesora, intervie-ne y dirige la toma de decisiones en el sector público o privado. Gerencia en comercio in-ternacional, manejo de cartera de proyectos inmobiliarios y de cartera proyectada y es-tados de cuenta, manejo de comunicaciones prejurídicas, análisis financiero, entre otros.CHRIS ALEJANDRA GÓMEZ RoJAS [email protected]

ADMINISTRADORA DE EMPRESAS Conocimientos y competencias en talento humano, mercadeo y comercial. Habilida-des gerenciales. Idiomas: español e inglés. JASPLEIDY CARVAJAL RoDRĺ[email protected]

COMUNICADORA SOCIALMaster en ciencia política, especialista en comunicación organizacional. Experiencia para diseñar, producir y administrar los diferentes procesos con enfoque al área de responsabilidad social, periodística y do-cente, análisis y presentación de informa-ción coyuntural para toma de decisiones con proyección al sector de hidrocarburos, planeación y dirección de propuestas edi-toriales, asesorar y gestionar el desarrollo logístico de eventos, desarrollo de proyec-tos de capacitación y formación. Manejo de indicadores de gestión.DIANA PEÑA CASTAÑ[email protected]


Índice de compañías y organizaciones

Acon Investments 43ACP 61, 74Amerisur 13, 32

Anadarko 44

ANH 17, 20, 23, 39, 40, 43, 44, 51, 58, 75, 76Anla 74Ampet 56, 57ASEI 84, 85Bancolombia 50BVC 25, 45, 48Campetrol 61, 92Canacol 12, 13, 16, 20, 49Casa de Bolsa 48Cenit 42CNPC 44CB&I 70Ciel Limitada 95Cipef 43Colgas 46, 47Colpatria 93ConocoPhillips 12, 50

Convivencia y Seguridad Ciudadana 56Creg 35

Deloitte 50

Discovery Energy Services 76, 77

Dow Jones 57

Ecopetrol 12, 29, 44, 45, 48, 49,

51, 56, 58, 68, 70EPM 47, 80Equión 58

Equitable origin 82

Estrella International Energy Services 74, 75, 77, 78ExxonMobil 44, 50

Federación Nacional de Bio-combustibles 46

Forjas Bolívar 70Geopark 22, 23Gran Tierra 2, 49

Hocol 16, 18, 19, 68

Industrial Consulting Group

(ICG) 63

ISA 24

IPSE 81

Isagen 46

Kerui 68, 69

LAN 83

Mansarovar 68, 69

Marca Colombia 82

Mecánicos Asociados S. A. 63

Mercer 60, 61

Midland oil Tools 62

Ministerio del Interior 58, 59

Ministerio del Medio Ambiente 74

Ministerio de Transporte 74

Minminas 16, 46, 47, 58, 74

Norton Rose Fulbright 36, 37

occidental (oXY) 29, 31, 34

ocensa 70

Pacific Rubiales 16, 17, 18, 44, 49, 56, 57, 63, 66, 68, 69Parex 49Pemex 44Perenco 41Petroamerica 13Petrobras 41, 68Petroecuador 42Petrominerales 12, 42, 49Petronova 13Promigas 66Reficar 70Repsol 44Saxon Energy Services 74, 76Schlumberger 63Shell 50Surpetroil 66, 67Tenaris 64, 65Terpel 83Tuscany International Drilling 76, 77, 78Universidad Eafit 80Universidad Nacional de Colombia 38Vetra 32, 43XM 24, 25, 26

ÍNDICE

Aveva 43

Bancolombia 9

CB&I 11

Chevron 100

Confipetrol 45

Corpac 23

Global Business Reports (GBR) 81Geopark 17Fise 23FocQus 59Fotosintesis 83

HMV Ingenieros 47

ICG 41Kerui Group 7Mercedes Benz 2NAS Colombia 67NExT 39Petroguia 99Power Group 25ocensa 19oDC 19Saxon 21Securitas 79Surpetroil 65Univeridad Sergio Arboleda 37Upstream 91Uno Colombia 53UPME 24,25,26,64,65,72,80,81Yavegas 32

COMPAÑÍAS MENCIONADAS LISTA DE ANUNCIANTES

colombia energía ed 6

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