En apenas unos meses, la situación de la petrolera Canacol Energy cambió radicalmente. De ser candidata a ser comprada por otros inversionistas, la firma varió su estrategia y ahora les apuesta a los hidrocarburos no convencionales, especialmente en petróleo, en asocio con las grandes firmas mundiales.

El presidente de la compañía, Charle Gamba, asegura que el interés de ExxonMobil, Shell y ConocoPhillips no es casualidad, sino una prueba del buen potencial de estos recursos para el país, con los cuales se puede revertir la tendencia de declinación de las reservas, similar a lo que ha ocurrido en EE. UU.

¿Qué hay detrás de las alianzas con grandes como ExxonMobil, Shell y ConocoPhillips?

Hay unos recursos no convencionales que necesitan un alto nivel de tecnología para extraerse en buenas condiciones económicas. No son fáciles de probar y desarrollar. Necesitan mucha tecnología y mucho capital. En Estados Unidos es muy importante ahora, porque la producción de crudo y gas convencional estaba bajando de una manera muy dramática, en los últimos 30 años, pero en los últimos 15 la tecnología ha aumentado y los costos están bajando.

¿Qué buscan estas firmas?

Las grandes empresas como ExxonMobil o ConocoPhillips, que han desarrollado estos recursos, están buscando otros lugares para aplicar estas tecnologías. El primero ha sido en Argentina, en la cuenca de Neuquén, en donde está funcionando hace tres años. El segundo lugar ha sido Colombia, con las cuencas media y superior del Magdalena. Hay dos intervalos de shale, llamados La Luna y el Tablazo. Todo el crudo que produce Colombia y Venezuela está generado por estas rocas. Son lutitas muy ricas en Petróleo. ExxonMobil y Shell llegaron a estas áreas hace dos o tres años y afortunadamente tenemos cinco bloques: tres en el Magdalena Medio y dos en el Magdalena Superior.

¿Cómo ha sido la estrategia?

Es muy fácil. Tenemos más o menos 250.000 acres netos en estos recursos, en cinco bloques. Canacol no tiene ni la tecnología ni el capital para desarrollarlos y probarlos. Por esta razón estamos haciendo estas transacciones. Primero con Shell en el bloque VMM 3, luego con ExxonMobil en el VMM 2 y ahora con ConocoPhillips en el bloque Santa Isabel. Estamos dando un porcentaje de nuestro interés y ellos van a invertir todo el capital y a aplicar la tecnología que tienen para probar y desarrollar este tipo de recurso.

¿Cómo analiza este interés y cuánto potencial puede haber de estos recursos?

Las reservas convencionales están bajando y hay metas para subir la producción. El escenario es parecido al de EE. UU. No hay una base de reservas infinita. Es muy importante probar este recurso, y si es posible desarrollarlo comercialmente. Estos recursos pueden reversar la declinación de reservas en Colombia. Cuando entran empresas como estas, es muy obvio que el potencial es bastante grande y por eso las petroleras mayores están regresando al país. Nuevas grandes están regresando y van a estar otras también, por este tipo de recursos.

¿Esto incluye “shale gas”?

Hay mucho potencial, pero en este momento hay más que suficiente gas convencional, que no está en producción. Esto es mucho más barato ahora, pero el potencial de shale gas será muy importante en el futuro. A corto y largo plazo, las reservas de crudo no convencional son más importantes.

¿Se puede pensar que los recursos pueden ser tan grandes como en Rubiales o en Caño Limón?

Tienen el potencial para ser más grandes. Por eso las empresas están regresando a Colombia con mucho interés. Las reservas de shale oil y shale gas en EE. UU. son gigantes, y este recurso en Colombia puede ser muy similar. Pero hay mucho temor por la afectación de acuíferos y posibles temblores… Antes, en 1998 y 1999 había ese riesgo. Pero ahora la tecnología se ha desarrollado para usar solo agua, con arena y pocos químicos. Ya es más seguro por temas ambientales y ese el tipo de tecnología que van a utilizar aquí. En segundo lugar, en Colombia las lutitas están muy profundas. Con ExxonMobil, el shale está ubicado a 10.000 pies por debajo de la superficie y cuando vayan a aplicar esta fracturación es muy improbable que pase algo raro como temblores y la salida de fluidos por los acuíferos superficiales.

¿Con los resultados del pozo Mono Araña 1, qué expectativas hay del potencial?

Con ExxonMobil y Vetra perforamos hasta 10.000 pies. Encontramos dos reservorios: uno en el terciario, en donde encontramos 85 pies de crudo convencional en la formación Lisama, con 1.200 barriles diarios. Estamos probando por tres meses para mirar el desempeño. Luego vamos a volver a entrar y vamos a hacer pruebas en la formación La Luna, donde encontramos 230 pies de crudo, alrededor de tres veces más que arriba, y vamos a probar el potencial sin fracturamiento. En el segundo semestre, ExxonMobil va a perforar el pozo El Cejudo, para la formación La Luna, que irá hasta 15.000 pies, diseñado para hacer fracturación hidráulica en el 2014.

¿Es más valioso para Canacol lo que está pasando ahora que las ofertas que recibieron el año pasado por la compañía?

Es mucho más valioso. Estas empresas van a invertir más de 140 millones de dólares, que es la mitad de nuestra valorización de mercado. Esta inversión no aparece en el precio de nuestras acciones, pero hace parte de nuestra actividad.