8 de February de 2012 00:03

‘Los contratos petroleros se renegociarán en cinco años’

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 El ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástor, explicó el funcionamiento de los contratos para recuperar los campos antiguos de Petroecuador.

En un inicio, la política del Gobierno en materia petrolera privilegiaba a las empresas estatales. Ahora hay mayor apertura a las empresas privadas. ¿No hay un cambio de la visión original?

No. La idea de implementar técnicas de recuperación mejorada en los campos petroleros maduros (de más de 30 años en producción, NDLR) parte del 2007. En ese año Petroecuador hizo un concurso para recuperar el campo Auca. Pero las bases estaban tan mal hechas que luego de dos años se declaró desierto. Fue un fracaso. El presidente (Correa) se molestó y en el 2009 la Marina (administradora de Petroecuador, NDLR) relanzó el concurso en dos ocasiones y volvió a fallar.

¿Cómo abordó el tema cuando llegó al Ministerio?

Llamé a las mejores compañías en el mundo que dan esos servicios: Schlumberger, Halliburton, Baker y Weatherford y no pusimos las bases de los concursos sino que les dije: ‘Ustedes nos van a decir qué es lo mejor que se puede hacer en los campos’.

Hubo tres ofertas para el campo Auca; dos para Shushufindi; dos para Libertador y en Lago Agrio no hubo ofertas. Nos asesoramos del Instituto
Francés de Petróleo y el Instituto de Investigaciones de Noruega del Petróleo y nos demoramos ocho meses estudiando las mejores técnicas a emplear. Hay dos fases en el contrato: la primera es optimizar la producción petrolera con técnicas convencionales como perforación de pozos y mejoramiento de facilidades. Y la segunda es implementar proyectos pilotos de recuperación mejorada como la inyección de agua y CO2 a riesgo de la empresa.


Si fue una política inicial del Gobierno ¿por qué no se hizo lo mismo en Sacha?

El caso de Sacha es igual. Río Napo (Petroecuador y Pdvsa) invertirá USD 140 millones en recuperación mejorada.

Pero en Sacha tuvieron malos resultados...

El contrato estaba mal hecho. La curva base era irreal. Hubo además problemas operacionales con las torres. Ahora tienen cuatro torres y entran a recuperación mejorada en dos años.

En Shushufindi y Libertador ya se firmaron los contratos. ¿Qué pasó en los campos Auca y Cuyabeno?

En ambos campos estamos negociando con Halliburton. La empresa presentó una oferta pero no hemos llegado a un acuerdo. Si no concretamos con ella negociaremos con Weatherford.

¿Cómo es que Petroecuador sigue a operando los campos si las firmas privadas están a cargo de los pozos?

No llamamos a eso operación. Se trata de ver si la tecnología para levantar la producción da buenos resultados. Si ello ocurre se generaliza a todo el campo y entra a operar Petroecuador.

¿Qué va a pasar con el personal de Petroecuador que trabajaba en los pozos?

Todo el personal de Petroecuador se mantiene. Para coordinar el trabajo hay un comité operativo en el campo formado por la compañías -Schlumberger, por ejemplo-, y Petroecuador. Si Schlumberger da una opinión, la decisión final la toma Petroecuador.

¿Qué pasa si cae el precio del petróleo por debajo de la tarifa de USD 30?

Se acumula una de deuda hasta que suba el precio del Petróleo.

La inversión de USD 1 678 millones en Shushufindi y Libertador es para cinco años. ¿Qué pasa con los 10 años restantes del contrato?

El grueso de la inversión está en los primeros cinco años. Luego de este tiempo, si las técnicas de recuperación mejorada dan buenos resultados, el contrato será renegociado. Ello para determinar una nueva tarifa exclusivamente para el levantamiento de producción por recuperación mejorada.

Hay tres tipos de tarifas en el contrato. Una primera tarifa para técnicas convencionales que permanece fija durante todo el contrato. Una segunda tarifa será para recuperación mejorada y una tarifa para la exploración de petróleo en el Precretásico.

¿Qué pasó con la adjudicación de campos marginales?

Hoy (ayer) nos reunimos en el Comité para adjudicar los contratos. El consorcio Montex-Gosanti operará el campo Armadillo. El grupo Pecs-Integral operará el campo Ocano-Peña Blanca. La firma Digoil operará Singue. Y el consorcio Pecs-Integral y Futura operarán Eno-Ron. Se espera una producción de esos campos por 15 000 barriles y una inversión de USD 300 millones. Esperamos firmar los contratos este mes o máximo en marzo.

¿POR QUÉ ESTÁ AQUÍ?

Su experiencia.  Es egresado de Ingeniero Petrolero y tiene un posgrado de Economía en Francia. Trabajó además en CEPE, Petroecuador y  empresas privadas.   

Su punto de vista. La intervención en los campos maduros de Petroecuador fue una idea concebida a inicios del Gobierno.

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