Servicios intensivos en conocimiento en la industria del petróleo en

Servicios intensivos en conocimiento en la industria del
petróleo en Colombia1
Juan Miguel Gallego y Hernán Jaramillo
Facultad de Economía, Universidad del Rosario
Informe Final
Diciembre 29 de 2014
1
Proyecto BID – KIBS en los recursos naturales en América Latina.
[1]
1.
Introducción
Este estudio de caso de la industria de servicios en hidrocarburos en Colombia está
enmarcado en la agenda general del Proyecto del BID, sobre la innovación en
servicios de conocimiento en el sector explotación de recursos naturales.
Particularmente el trabajo se orienta a entender el tema en el campo del sector de
hidrocarburos que tiene la característica de pertenecer al ámbito de los recursos
naturales no renovables. Esta característica plantea retos diferenciados pero a la vez
comunes con otros sectores de recursos naturales tanto renovables como no
renovables.
El petróleo representa un sector importante para la economía colombiana en cuanto a
su contribución al PIB, en cuanto a la generación de ingresos importantes para la
economía, ya sea derivados de la carga fiscal que representan, así como de las
exportaciones y en la inversión extranjera del país. Igualmente y dentro del contexto
del estudio por la composición de la cadena de valor agregado de la industria
petrolera y como elemento importante el cambio tecnológico y de innovación en los
distintos componentes de la cadena de valor y los procesos de aprendizaje en las
diferentes firmas que confluyen en este sector de la economía.
Un tema reciente ilustrativo de la importancia del sector del petróleo en la economía
colombiana lo constituye la reciente crisis de precios del petróleo a nivel mundial. La
caída de los precios del petróleo tiene un impacto importante en el ajuste de las
finanzas públicas, dado que en el presupuesto general de la nación el valor del
petróleo se había incorporado a US$90 el barril, lo que ha significado un aumento en
el déficit fiscal. Esto ha implicado una desmejora significativa en los ingresos
regionales derivados del ingreso de regalías; y se revierte la revaluación cambiaria
que se daba en el contexto de precios altos del crudo y se acentúa la devaluación del
peso colombiano frente al dólar, lo que favorece en parte las exportaciones y afecta
las importaciones desde la perspectiva de su encarecimiento.
En síntesis la estrecha relación del petróleo está en el ámbito del desarrollo y el
crecimiento, en la política cambiaria, en el déficit fiscal, y en cambios dentro de la
balanza comercial, al tener la probabilidad de incrementarse las exportaciones, por
factor de tipo de cambio, y restringirse las importaciones. Política económica y fiscal;
política de comercio exterior; política industrial, agrícola y de servicios;, política de
exploración petrolera; política de inversión extranjera; política social y política de
ingresos regionales, todas ellas confluyen en la necesidad de ajustarse de manera
consistente y coherente para poder seguir con una senda de crecimiento económico y
social.
[2]
Por lo anterior se amerita estudiar la cadena de valor desde la perspectiva de
exploración ‘botton up’ (de abajo hacia arriba) para comprender sus rasgos micro de
estructura y comportamiento. Este enfoque permite entender la organización
industrial de las empresas que han surgido en función del desarrollo del sector de
petróleo en Colombia, así como las distintas etapas en que se han logrado conformar
y desarrollar la entrada de nuevas firmas al mercado en la medida en que el sector en
su organización va dejando de lado la integración vertical, dando lugar al surgimiento
de su sector importante generador de servicios de alto valor agregado de
conocimiento, en las distintas fases de la cadena de valor: exploración, evaluación y
desarrollo, y desarrollo y producción.
Dentro de esta cadena de valor agregado se encuentran particularidades, desarrollos
desiguales de complejidad en los servicios que se prestan y acumulación de
capacidades tecnológicas. A la vez el tamaño y concentración de las firmas, los
orígenes del capital, el desarrollo de diversos servicios, la innovación y la
investigación presentan un complejo de realidades diferenciadas. En el sector se
tiende en general hacia la separación de funciones, el activo del operador son las
reservas y el activo de las empresas de servicios es la tecnología. A pesar de esta
tendencia se da una relativa integración vertical en la empresa estatal de petróleos que
es Ecopetrol, que ha avanzado y cambiado en el tiempo al ser hoy una empresa, si
bien con mayoría de capital del Estado, se ha abierto a sociedad por acciones y está
en el mercado de valores, realiza actividades de investigación e innovación a través
del Instituto Colombiano del Petróleo – ICP y lleva a cabo algunas de las funciones
de las tres áreas grandes en que se agrupan las fase de la cadena de valor. El papel
que históricamente ha jugado Ecopetrol es muy importante porque tiene bien
caracterizadas las fases del desarrollo tecnológico y de innovación por las que ha
atravesado durante el tiempo de su presencia y el valor en el aprendizaje tecnológico
que ha generado y a la vez que ha “derramado” en el sector petrolero.
Comprender la estructura de mercado de estas nuevas industrias, las operadora y las
de servicios de valor agregado de conocimiento, conduce a entender el aprendizaje
doméstico y el desarrollo de capacidades tecnológicas locales sobre posibles procesos
de internacionalización hacia terceros mercados.
2.
La importancia del sector del petróleo en la economía colombiana
Como se señalara anteriormente, el petróleo representa un sector importante para la
economía colombiana en cuanto a su contribución al PIB, en cuanto a la generación
de ingresos fiscales para el gobierno [ingresos derivados de impuestos y ganancias de
Ecopetrol a través de los dividendos que reparte entre sus socios], y por liquidación
de regalías derivadas del petróleo que hoy en día se reparten tanto en las regiones
petroleras, como en los fondos de compensación para regiones no petroleras y en la
[3]
constitución de porcentaje para fondo pensional, para el fondo de compensación
(distribución de recursos de las regiones más petroleras a regiones no petroleras),
fondo de estabilización, fondo de ciencia y tecnología, entre otros. Así como por los
ingresos derivados de las exportaciones del crudo.
En la Gráfica 1 se presenta la distribución de la importancia del petróleo en la
economía y en los ingresos del Estado. Estos vínculos se expresan de la siguiente
manera: en el 2011 el PIB petrolero representó el 5.0% del PIB del país. Es de anotar
como se muestra en la Gráfica 2, que los ingresos recaudados por la nación por
cuenta del impuesto de renta derivado de la actividad petrolera representan una
participación de cerca del 4,3% con relación a los ingresos totales provenientes del
impuesto de renta total de la economía y en cuanto a las exportaciones de petróleo
estas representan cerca de un 22% sobre la exportaciones totales de la economía.
Ahora bien en la Gráfica 3 se muestra la importancia del sector perolero dentro de las
rentas estatales: los recursos provenientes de regalías, de impuestos, dividendos y
derechos económicos y de aportes al gobierno central. Cabe señalar que los recursos
de las regalías han venido amentando en la medida del crecimiento de los precios del
crudo y de los ingresos ya señalados. El petróleo representa cerca del 80% de las
regalías minero-energéticas del país. En la Gráfica 4 se presenta el estado y evolución
de las regalías causadas y de las regalías giradas.
Gráfica 1
Vínculos del sector petróleo con la economía nacional
Fuente: López, et al (2013), pagina 3.
[4]
Gráfica 2
Importancia del Petróleo en Colombia
Fuente: López, et al (2013), pagina 3.
Gráfica 3
Participación en la Renta Estatal
Billones de Pesos
35.0
33%
25.0
Billones COP
28%
27%
23%
22%
22%
20.0
23%
17%
15.0
14%
10.0
10%
18%
14%
11%
13%
13%
% Aportes sector petrolero
30.0
5.0
0.0
8%
2004
Regalías
2005
2006
2007
2008
2009
Impuestos, dividendos y derechos económicos
[5]
2010
2011
2012
2013e
% Aportes Gobierno Central (sin regalías)
Gráfica 4
Evolución Regalías Causadas y Giradas
12,000
9,818
10,000
Miles de millones $
8,190
8,000
7,183
6,000
4,000
8,575
2,585
2,898
1,695
2,065
2,000
Fuent:Tomad elIEP-AC.NH,IndicaoresdGtiónyEsadític elaIndustri
Fuent:TomadelIEP-AC.NH,IndicaoresGtiónyEsadític elaIndustri
2004
2005
4,266
3,586
2,900
3,741
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,ndicaoresGtónyEadísicelInutra
5,449
4,854
3,805
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,nicadoresGtóyEíicadelInustr
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,nicoresdGtóyEaíiclIndusr
5,490
5,180
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,nicoresdGtóyEaílIndusri
3,697
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,ndicaoresGtóyEadíicselInutr
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,icrseGtónyadílIui
9,399
8,175
Fuent:TomadlIEP-AC.NH,icrsGóyíteandu Fuent:TomadlIEP-AC.NH,icrsGóytíadeInu
0
2006
2007
2008
Acumulado regalías causadas
(Miles de millones)
2009
2010
Fuent:Tomado elIEP-AC.ANH,Indicaoresd GestiónyEstadí icasdelaIndustria
2011
2012
2013e
Acumulado regalías giradas
(Miles de millones)
Fuente: Tomado del IEP-ACP. ANH, Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria
Por otra parte hay que destacar el papel de la inversión extranjera directa, en la que la
participación del sector petrolero en relación a la inversión extranjera directa total de
la economía es de cerca del 30%. Como lo indica el estudio de López et.al. (2013) la
dependencia del capital extranjero se estabiliza o se atenúa un poco debido a
aumentos del capital nacional.
Como lo indica el estudio citado anteriormente, “Las entradas de capital extranjero
bajo la forma de IED están impulsadas principalmente por el comportamiento del
precio internacional y las reglas de juego establecidas en el marco contractual y legal
bajo el que opera el sector privado. El nivel de IED se refleja básicamente en la
dinámica de la actividad exploratoria, que cubre la ejecución de estudios sísmicos y la
perforación de pozos exploratorios (denominados A3). Adicionalmente se reciben
[6]
recursos extranjeros para el montaje de la infraestructura de transporte y de
producción”.
La relación de flujos de inversión extranjera directa e indicadores de la actividad
exploratoria se puede observar en la Grafica 5 siguiente, en la que se muestra el papel
de la inversión extranjera directa, en cuanto a actividades de sísmica, contratos
firmados y perforación de pozos exploratorios tipo (“A3”). Hay que anotar que
muchas de las variables que se están considerando son muy sensibles al
comportamiento de los precios a nivel internacional.
Gráfica 5
Indicadores de la actividad exploratoria y flujos de inversión extranjera directa
3.
Algunas caracteriticas del sector petrolero
La actividad petrolera ha venido teneiendo un desarrollo y crecimento importante en
el país en sus distintos indicadores que reflejan su estado. Este crecimiento ha tenido
en particular un estímulo a través de los preciso internacionales, como se muestra en
la Gráfica 6. El crecimiento de los precios se debe como se ha comentado a nivel
nacional e internacional a varios factores: (a) el crecimiento de China y de la
demnada en India, que trajeron como consecuencia el llamdo ‘Boom´ de los
“commodities”; (b) el crecimiento de la productividad de sectores de servicios
asociados a recursos naturales; (c) el desarrollo de las tecnologías de información. Sin
emabrgo como hoy se sabe ha entrado la crisis de los precios por razones de (a)
menor crecimiento de los paises asiáticos en particular la China; (b) señales de
estancamiento en los paises europeos en especial Alemnaia; (c) el cambio realizado
en Estados Unidos que pasa de ser dependiente de petróleo importado a
autobastecedor del mismo; (d) razones de política y conflicto internacional; (e)
desarrollos tecnológicos y de innovación.
[7]
Gráfica 6
Precio Anual del Petróleo
US$ por Barril
Cushing - WTI Spot Price FOB vs. Europe BRENT Spot Prices FOB v. Precio
promedio exportación Colombia
120.0
USD Corrientes
100.0
80.0
60.0
40.0
Cushing - WTI Spot Price FOB
Europe Brent Spot Price FOB **
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
-
2014(Se…
20.0
Fuente: Tomado del IEP-ACP. WTI y Brent: EIA - Spot Prices for Crude Oil and Petroleum
Products. http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htm
Inflación U.S.: US Inflation Calculator
http://www.usinflationcalculator.com/inflation/consumer-price-index-and-annual-percent-changesfrom-1913-to-2008/
Banco de la República - Balanza de pagos. http://banrep.gov.co/es/balanza-pagos
En este contexto de cambio “abrupto” es importante, a pesar de las dificultades que la
caida tan drástica de los precios del petróleo, mantener los niveles de inversión en
exploración, perforración y desarrollo de campor nuevos y de recuperación. En
alguna medida puede afirmarse que lo que tiene hoy Colomba en su estado de
situación, es una línea de base, que requiere moverse da la situación no muy
favorable que se tiene y menos ahora en contexto de crisis. Todo dependerá de la
política pública y del papel de la mayor enpresa estatal, Ecopetrol en el sentido de no
suspender radicalmente sus inversiones planeadas y del comportamiento
posiblemente diferente que tengan las compañías extranjeras. Para el caso
[8]
colombiano y como bien se muestra en la Gráfica 7 y la Tabla 1 la situación de
reservas es muy precaria dado que la relación reservas sobre producción darían para
6.5 años.
En este contexto se deben resolver varios dilemas por circunstancias propias, de
niveles al limite de la explotación de yacimientos convencionales y de recuperación
primaria, para requerir moverse hacia yacimientos de recobro mayor, a yacimientos
no convencionales y a explorar posibilidades de yaciemientos en platafrmas marinas.
Todo ello requiere mayores inversiones y adopción de nuevas tecnologías e
innovaciones de aplicación al sector petrolero colombiano.
Con respecto a esta situación de disminución dramática de los precios internacionales
hay dos elementos que se han tomado de decisión de política pública en la Empresa
Estatal, Ecopetrol y en Política tributaria: (a) por una parte la Junta Directiva de la
Empresa Estatal Colombiana tomó la decisión frente a los cambios de situación en los
precios internacionales, reducir el Plan de Inversiones para el 2015 en un 25.8%, lo
que significa que las invesrsiones de la empresa estatal serán de 7.860 millones de
dólares frente a las actuales inversiones que fueron de 10.595 millones de dólares. De
las inversiones para el 2015 se ha establecido que 4.145 millones de dólares se
destinarán a producción; 1.800 millones de dólares serán invertidos en refinación y
petroquímica; 503 millones de dólares en eploración y 40 millones de dólares en en
hisdrocarburos asociados a yacimientos no convencionales, entre otros. Es
preocupante esta disminución tan drastica y se esperaría que fuese en este primer año
de la crisis de precios y que la inversión se corrija en años posteriores, dado la
relación tan baja de Colombia entre reservas remannetes de crudo y volúmen y años
de reservas, como se indica en la grpafica 7; y (b) por otra parte y con el objetivo de
estimular la exploración offshore el gobierno colombiano ha establecido estímulos
para las empresas extranjeras que decidan o que ya tengan asignados bloques en este
tipo de área. Es así como en la Ley de reforma tributaria 1739 de 23 de dicembre del
2014, estableció en el artículo 21 que serán sujetos pasivos de la sobre tasa al
impuesto sobre la renta para la equidad CREE, los usuarios calificados y autorizados
para operar en las zonas francas costa afuera”. Así mismo en el Decreto 2682 del 23
de diciembre de 20141 del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, se establece
que “se podrá declarar la existencia de zonas francas permanentes en cualquier parte
del territorio nacional costa afuera dedicadas exclusivamente a las actividades de
evaluación técnica, exploración y producción de hidrocarburos costa afuera, así como
las actividades de logística, comprensión, transformación, licuefacción de gas y
demas actividades directamente relacionadas con el sector de hidrocarburos costa
afuera”. Para dar cumplimiento a lo anterior se establece que “el área solicitada debe
corresponder al área asignada en subasta del la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
[9]
Gráfica 7
Reservas Remanentes de Crudo
Volumen y años de reservas
Relación reservas / producción de crudo
3,500
22
20
3,000
16
2,000
14
1,500
12
10
1,000
8
500
6
Reservas remanentes
2013(p)
2012 (p)
2010
2011(p)
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
4
1984
0
Relación R/P - Años
Tabla 1
Reservas, Nuevos Descubrimientos y Revaluaciones
Crudo
Millones de barriles americanos (MBbl)
Año
Incorporación por
revaluaciones
Nuevos
descubrimientos
Total incorporado
anual
Producción
anual
Reservas
probadas
2008
2009
2010
2011
2012
425
558
317
512
312
98.5
6.8
40.0
22.6
152.0
524
565
357
535
464
215
245
287
334
346
1,668
1,988
2,058
2,259
2,377
Fuente: Tomado del IEP-ACP. ANH (informe de gestión 2013).
Una muestra de la situación actual de explotación se encuentra en la Grafica 8 en la que se
muestra la evolución de la perforación exploratoria.
[10]
Años de reservas
Millones de barriles
18
2,500
Gráfica 8
Evolución Perforación Exploratoria
(No. Pozos A3*)
140
131
126
115
120
100
74
80
60
40
20
Perforados
Productores
2014***
2013**
2011
2012*
0
A3 – Pozo exploratorio que determina los límites del yacimiento
Fuentes: Tomado del IEP-ACP. Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol, ANH y ACP
Así mismo puede observarse en la Grafica 9 la compoisción de los crudos
colombiano en cuanto a su clasificación livianos-medianos y pesados
[11]
Gráfica 9
Composición de Crudos de Colombia
70%
60%
60%
56%
56%
51% 49%
50%
40%
44%
44%
40%
Crudos Pesados y
Extrapesados
30%
Crudos Livianos y
Medianos
20%
10%
0%
2008
2009
2010
2011 Noviembre
Fuente: Tomado del IEP-ACP. CAMPETROL (2012). Colombia’s OIL&GAS Industry. Perspective from the
Petroleum Services Sector. May 28, Calgary Economic Development – Matchmaking Sessión.
4.
El estado actual de la industria de servicios en la producción de Petróleo en
Colombia
4.1. La cadena de valor del sector de hidrocarburos
En esta sección se presenta la cadena de valor del recurso natural a estudiar. Se busca
estudiar la forma organizacional de las firmas y su base industrial. La cadena de valor
expresada en la Gráfica 10 describe de manera amplia los servicios asociados y
derivados del sector de hidrocarburos. En este sector se ha dado desde hace varias
décadas una desintegración vertical y el surgimiento de nuevos servicios como
producto de nuevos avances tecnológicos y nuevas oportunidades del desarrollo local.
Una observación a la Gráfica relacionada permite describir de manera simple la
cadena de valor del sector servicios de hidrocarburos. En una primera fase se pueden
caracterizar las etapas de exploración y de evaluación y desarrollo, que son
actividades de servicios que se realizan para poder identificar la existencia de
yacimientos y que permiten identifica las características del yacimiento y el contenido
del mismo.
[12]
Las características del terreno y por tanto del yacimiento determinan en gran medida
los retos de innovación y de desarrollo tecnológico que se dan en este punto de la
cadena. Nótese que después del yacimiento, el cual pertenece al operador, se generan
servicios en la etapa de desarrollo y producción, los cuales están igualmente
determinados en sus aspectos tecnológicos por las características del yacimiento y del
tipo de crudo que se explota. Una vez obtenido el crudo, el cual pertenece a la
empresa operadora, se encuentra la cadena de transporte, almacenamiento y
comercialización del mismo.
En la etapa final de la cadena de valor se presentan los servicios de refinamiento y
petroquímicas. Más allá de la cadena de valor existen servicios que no hacen parte
exclusiva de la cadena de valor del hidrocarburo y se clasifican en aquellos que
prestan bienes y servicios transversales.
En total se identificó un mercado de 60 servicios ofrecidos en la industria de servicios
de hidrocarburos colombianos. La distribución de estos servicios depende de las
etapas a que pertenezcan.
En las etapas de descubrimiento y manejo de yacimientos se identificaron 37
servicios de los cuales la etapa de exploración está compuesta de 9 líneas de
negocios; la etapa de evaluación y desarrollo representa 18 líneas de negocios, de las
cuales el grupo de perforación agrupa 7 servicios y las líneas de servicios
complementarios de servicios agrupan 5 servicios; la etapa de desarrollo y producción
presenta 7 tipos de servicios. Por el lado del manejo del crudo se tiene que la etapa de
transporte maneja tres grupos diferentes que son oleoductos (con 4 servicios),
gaseoductos (con 4 servicios) y poliductos (con 5 servicios) que componen 13 tipos
de servicios. En el almacenamiento del crudo se generan 5 servicios: Finalmente en
refinación y petroquímicas 8 servicios.
Existe una línea externa de negocios que complementa toda la cadena de valor y es
aquella de bienes y servicios transversales. Las diferencias por retos tecnológicos y de
innovación son bastante variadas en cada etapa y al interior de cada etapa también sus
líneas de servicios son diferentes en los requerimientos de conocimiento e
innovación. Estas diferencias pueden determinar de manera significativa el número de
empresas que entran al sector y establecer unas características especiales de las
mismas basadas en su experiencia y “know-how” que pueden limitar la entrada a las
empresas que satisfagan dichos requerimientos.
[13]
Gráfica 10
CADENA DE VALOR DE LOS SERVICIOS EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS
Exploración
Levantamiento
Artificial
Construcción de
Campamentos
Estimulación de Pozos
Workover y
mantenimiento
Construcción de Líneas
de Flujo
Servicios de
perforación
Servicios generados
en la etapa de
Desarrollo y
Producción del
Yacimiento
Petroquímica
Comercializac
ión
Transporte
Hidrocarburos
Servicios generados en la etapa de
Exploración, Evaluación y
Desarrollo
YACIMIENTO
Topografía
Gravimetría
Magnetometría
Geoquímica
Sismografía
(Re) Procesamiento de Datos
Perforación Estratigráfica y
Corazonamiento
Construcción y Mantenimiento de
Facilidades (Onshore)
Construcción y Mantenimiento de
Facilidades (Offshore)
Servicios generados en la
cadena de valor en el
manejo del hidrocarburo
Evaluación y desarrollo
Socialización de Proyectos
Transporte de Equipos (Taladro y
tubería)
Estudios (Evaluaciones)
Ambientales
Servicios profesionales
Especializados
Obras civiles
Pruebas de pozos
Servicios de Perforación:
Herramientas Perforación y
Completamiento; Perforación
Direccional; Sartas de
revestimientos / producción
válvulas; Cementación; Registros
Eléctricos y Cañoneo; Fluidos de
Perforación / tratamiento y
Disposición.
Servicios complementarios
Construcción y
Mantenimiento de
Facilidades (Onshore)
Construcción y
Mantenimiento de
Facilidades
(Offshore)
Almacenamie
nto
Refinación
Fuente: Elaboración de los autores basado en información de la Cámara Colombiana de Bienes y
CAMPETROL - Directorio 2014.
[14]
B&S
Transversales
Servicios Petroleros,
Ahora bien, la estructura de operación de las firmas extranjeras tanto en su función de
operadoras como de servicios se muestra en la gráfica 11, al asociarse, como lo indica
López, et al (2012) en el flujo de inversiones y reembolsos de las empresas petroleras
del régimen cambiario especial en Colombia en Colombia. En general las firmas
extranjera de este sector crean una sucursal en el país para el desarrollo de su
actividad, estableciendo operaciones entre la casa matriz y la sucursal en Colombia.
El flujo entre cada matriz y sucursal está definido tanto para la constitución de la
empresa, como para la etapa de exploración como para la etapa de producción y
explotación. Como se deduce del estudio citado, cuyo objetivo es explicar el flujo de
recursos de régimen cambiario especial, en cada fase de operación hay múltiples
modalidades de trabajo y relacionamiento en cuanto a que la matriz puede contratar
en el exterior servicios técnicos especializados [caso de exploración], pero también lo
puede contratar con firmas de servicios de valor agregado de conocimiento
extranjeras establecidas en Colombia, o firmas nacionales que tengan ese valor
agregado; puede la casa matriz enviar equipos especializados, que en la nueva
legislación reciente, particularmente en la que se asigna el carácter de zona franca
cuando la actividad se vaya a realizar ‘offshore’ puede importarse libre de
gravámenes y de rentas. Las otras variedades establecidas en el estudio de López et.
Al. (2012), están ya circunscritas a la forma de realizar traslado de divisas y
reembolsos para gagos nacionales, como es el caso de mano de obra y servicios
contratados en el país.
Gráfica 11
Fuente: López, Enrique, et al. (2012)
[15]
Desde la perspectiva de largo plazo, la Unidad de Planeación Minero Energética en
ejercicio realizado en el 2012, sobre Escenarios de oferta y demanda de hidrocarburos
en Colombia, realizó un análisis de construcción de escenarios determinando
variables y factores críticos para desarrollar políticas públicas al respecto. El estudio
tomó cinco fuentes de recursos para la realización de proyecciones de “incorporación
de reservas y desarrollo de perfiles de producción: (a) reservas probadas en
producción de yacimientos convencionales; (b) reservas para adicionar de
recuperación mejorada; (c) reservas no desarrolladas; (d) incorporación de otros
recursos convencionales potenciales: gas ‘offshore’ y crudos pesados no descubiertos;
y (e) recursos no convencionales. Los factores de éxito y las variables críticas
actuales y futuras se presentan en el Recuadro 1, que lleva a orientar hacia dónde se
debe concentrar la política pública y algunos de sus instrumentos.
Recuadro 1
Matriz de Impacto e Incertidumbre para escenarios
Fuente: UPME (2012)
[16]
Se estima que Colombia tiene perspectivas interesantes para incorporar y desarrollar
nuevos crudos en el mediano y largo plazo en una cantidad superior cercana a los 9
mil millones de barriles. Como se analiza más adelante este escenario potencial
dependerá en gran parte por la orientación y prioridad de la política pública, que
dadas las circunstancias actuales el primer ajuste está orientado a restringir
inversiones en exploración.
4.2. Estadísticas generales de las empresas que participan en el sector
En esta cadena de valor se identificaron 181 empresas inscritas como empresas
potencialmente prestadoras de servicios para alguno o más de los servicios
identificados, y las cuales se encuentran registradas en la Cámara de Comercio de
Hidrocarburos - Campetrol. No obstante, de estas 22 no fueron identificadas como
prestadoras de algún servicio y por tanto se pudieron ubicar 159 que prestaban al
menos un servicio en el sector. Por esto en este trabajo nos concentramos en
caracterizar estas 159 empresas.
La Tabla 2 presenta las estadísticas generales de dichas empresas. El 57% de dichas
empresas reportaron un origen de capital nacional contra un 43% extranjero, donde la
mayor parte son empresas con operación en Colombia pero subsidiarias de una
multinacional internacional que opera en el mercado local. Es importante anotar que
las 22 empresas no identificadas la mayor parte de estas estaban relacionadas con
servicios de aseguramiento, servicios legales y de servicios profesionales de aduanas
todos contenidos en la fase de bienes y servicios transversales.
De igual forma dicha Tabla discrimina las empresas por tres dimensiones que son
importantes para entender mejor la estructura de la industria en Colombia.
[17]
Tabla 2
Caracteristicas generales de las empresas proveedoras de servicios en la
cadena de valor de hidrocarburos
Capital
Capital
Extranjero Nacional
%
%
43%
57%
43%
57%
#
181
159
Empresas inscritas
Proveedoras
Años Experiencia
0a5
6 a 10
11 a 20
21 a 30
31 a 40
41 a 50
50 +
#
25
16
36
28
16
10
28
% del total
16%
10%
23%
18%
10%
6%
18%
40%
50%
14%
43%
37%
50%
77%
60%
50%
86%
57%
63%
50%
23%
Tamaño por empleados
1: 5 o menos
2: 11 a 50
3: 51 a 200
4: mayor 200
13
46
37
63
8%
29%
23%
40%
38%
35%
38%
52%
62%
65%
62%
48%
Numero de clientes
1: 5 o menos
85
53%
2: 6 a 10
48
30%
3: 11 a 20
23
14%
4: mas de 20
3
2%
Fuente: Directorio campetrol. Calculo autores
42%
48%
35%
33%
58%
52%
65%
67%
La primera dimensión se refiere a los años de operación de la empresa (aquí se debe
anotar que la mayor parte de años de operación reportados hacen referencia a la
experiencia de la multinacional y no de la subsidiaria en Colombia, lo cual tiene
sentido dada la acumulación de conocimiento y tecnología. El segundo aspecto de
discriminación es el tamaño de la empresa, incluyendo en algunos casos aquellas el
personal de empresas subsidiarias, pero en menor medida, el cual se divide, a manera
de resumen, en cuatro categorías que se referencian a microempresas (menores de 10
empleados), pequeñas (entre 11 y 50 empleados), medianas (entre 51 y 200
empleados) y grandes (mayores a 200 empleados). Una tercera forma de
discriminación se obtiene cuando se logra identificar información sobre el número de
clientes que reportan las empresas.
En lo que respecta a la experiencia de la empresa se puede que de las empresas
existentes al 2014, el 26% de estas tienen menos de 10 años de experiencia en la
industria de hidrocarburos, la cual puede ser adquirida a nivel local o internacional.
Esta estadística puede ser incluso mayor, pero no puede observarse, dado que algunas
multinacionales con mayor experiencia internacional pudieron entrar recientemente al
[18]
mercado. Así, que más que un indicador del dinamismo de la industria (el cual puede
deducirse de manera implícita) es una medida del nivel de experiencia del sector.
Entre 11 y 20 años de experiencia se tiene casi el 23%. En este sentido uno puede
aventurarse a decir que el sector de hidrocarburos en Colombia está caracterizado por
empresas con amplia experiencia en el sector, aunque se puede observar la creación
de un cuarto de las empresas existentes en los últimos 10 años.
Cuando se mira la estadística de experiencia por distribución del capital, las empresas
con menor experiencia tienen un capital nacional del 55%, el cual es menor al
promedio del mercado, dando a entender que existió una llegada más amplia de
empresas de capital extranjero en los últimos años. Máximo cuando se observa que
las empresas con experiencia entre 10 y 40 años son predominantemente nacionales y
solo aquellas con una trayectoria superior a los 50 años son altamente extranjeras, lo
cual está relacionado con la existencia de las grandes multinacionales del sector que
fueron creadas varias décadas atrás.
Con respecto al tamaño, las empresas que participan en el mercado son
predominantemente grandes lo cual representa el 40% de la industria de servicios y
entre medianas y grandes se da cuenta por cerca del 63%. Solo el 37% son empresas
pequeñas. Cuando se observa tamaño de empresa y capital extranjero, se observa que
el capital extranjero existe principalmente en las empresas grandes y el nacional en
las empresas pequeñas o medianas.
Hasta este momento tenemos una industria que tiene un porcentaje de participación
extranjera significativa, con empresas de amplia trayectoria en esta industria tanto a
nivel nacional como internacional y de gran tamaño. Con algunas creaciones de
empresas recientes las cuales tienen una entrada de capital extranjero levemente
superior al promedio de la industria.
Además de lo anterior también se puede observar la distribución de las empresas por
número de clientes con los cuales tienen negocios. Las empresas reportaron tener en
promedio 5.7 clientes, con una desviación estándar de 5.4. Dado que existen
diferencias importantes en el número de clientes entre estas empresas, las
clasificamos en cuatro grupos. Con 5 clientes o menos, aquellas entre 6 y 10 clientes,
de 11 a 20 clientes y más de 20 clientes. Es importante anotar que el tipo de clientes
pueden ser aquellos operadores del recurso natural (dueños de yacimiento y crudo),
empresas de servicios del sector, y otros clientes de industrias afines al sector, o en el
caso de catering y de energía diversos tiempo de industria. Este indicador puede
presentar algunos problemas dado que en el momento no se cuenta con la posibilidad
de identificar si el cliente es del sector, pero de igual forma da una idea de la red de
servicios de la empresa. El 53% de las empresas están concentradas en el promedio
del número de clientes, cerca de 5 o menos. El 30% entre 6 y 10, el 14% entre 11 y 20
[19]
y solo unas pocas empresas 2% tienen más de 20 clientes, no existen diferencias
importantes en la distribución del origen del capital de la empresa cuando se observa
por número de clientes.
4.3. Distribución de las empresas por la cadena de valor
Es importante poder entender cómo se distribuyen esas empresas a lo largo de la
cadena de valor. Existen varias observaciones que se desprenden del análisis de los
datos de Campetrol. Para la cadena de valor se identificaron cerca de 60 servicios que
son posibles de prestar por las empresas y que un porcentaje importante de las
empresas participa en más de un servicio. Esta dimensión nos permite identificar las
estadísticas del grado de diversificación de las empresas. De las 159 empresas de
servicios sobre las cuales se tiene información que participaron en al menos uno de
los 60 tipos de servicios identificados se observa que en promedio una empresa puede
participar en 16.3 tipos de servicios. Cuando observamos los promedios pero
dividiendo la muestra para aquellas empresas que son de capital extranjero y de
capital nacional se encuentran pocas diferencias sobre el número de servicios
ofrecidos, siendo esta estadística de 12.4 para las extranjeras y 12.3 para las
nacionales. Sin embargo, lo que se observa es una mayor varianza en el número de
servicios ofrecidos por estos tipos de empresas, aquellas de capital extranjero son más
disimiles en el número de servicios ofrecidos en comparación a sus contrapartes
nacionales.
Tabla 3
Tabla sobre medidas de diversificación de las empresas en la cadena de valor
Promedio Variación
servicios (Desviación
ofrecidos Estandar)
Extranjera
Nacional
12.4
15.5
12.3
13.5
Total
16.3
17.7
Fuente: Directorio campetrol. Calculo autores
Porcentaje de empresas que ofrecen servicios en cada fase de la cadena de valor
30%
23%
Evaluación y
Desarrollo
76%
68%
Desarrollo y
Producción
76%
62%
26%
71%
68%
Exploración
Transporte y
Refinación y
almacenamiento petro quimicas
38%
33%
32%
24%
35%
28%
Cómo se observa en la Tabla 3 la distribución de las empresas participando en la
cadena de valor es bastante disímil. Para el total de la industria se observa que el 71%
de las empresas ofrecen algún servicio en la fase de evaluación y desarrollo y el 68%
participan en algún servicio en la fase de desarrollo y producción. Es importante
anotar que en términos de necesidades existen 18 tipos de servicios que se presentan
en la fase de evaluación y desarrollo y solo 8 en la fase de desarrollo y producción.
Para la fase de exploración se tienen 9 tipos de servicios y solo el 26% de las
empresas prestan algún servicio en esta etapa de la cadena de valor. Transporte y
[20]
almacenamiento del crudo genera 16 servicios y estos son satisfechos solo por el 35%
de las empresas. Para el caso de refinación y petróleo el 28% de las empresas ofrecen
alguno de los 8 servicios que allí se requieren.
Estas estadísticas muestran diferencias importantes o características que hacen que las
empresas entren de manera diferente en la cadena de valor, lo cual parece estar
relacionado con los retos tecnológicos que allí se presentan, donde existen retos
significativos en la etapa de exploración, refinación y petroquímicos. Cuando se
observa por diferencias en capital se observa que las empresas extranjeras buscan
participar más activamente en todas las fases de la cadena, dado que el porcentaje de
empresas ofreciendo algún nivel de servicios se diferencia significativamente por
capital extranjero que aquellos de capital nacional. Uno puede pensar que las
empresas extranjeras en promedio tienen más años de experiencia, son más amplias y
tratan de diversificarse más a lo largo de la cadena de valor. Es importante anotar las
diferencias significativas en exploración, transporte, almacenamiento y refinación
entre empresas nacionales y extranjeras, donde estas últimas participan de manera
más significativa en alguno de estos servicios.
Es importante poder ver estas estadísticas por experiencia de la empresa para poder
entender mejor en cuales áreas se está dando la entrada de empresas de menor
experiencia (como una proxy de si son empresas nuevas), lo cual puede dar luces
sobre el dinamismo reciente del sector. La Tabla 4 plantea las mismas estadísticas
descriptivas por dos grupos de empresas que determinamos empresas jóvenes y
aquellas empresas consolidadas. Las empresas jóvenes nominamos a aquellas que
cuentan con 10 años de experiencia o menos en la provisión de servicios de
hidrocarburos, que para Colombia dan cuenta de 41 empresas. Las empresas
consolidadas son aquellas con experiencia superior a 10 años y dan cuenta de 118
empresas consolidadas. El objetivo es entender si la entrada de empresas jóvenes esta
discriminada por tipo o fase en la cadena de valor del sector servicios. Las empresas
Jóvenes son menos diversificadas que las empresas consolidadas, es decir ofrecen
menos servicios y además son más homogéneas entre ellas, la variabilidad entre las
que ofrecen pocos servicios con aquellas que ofrecen más servicios es menor que la
presentada en el total de la industria y en el grupo de referencia de las empresas
consolidadas. También es importante observar que las empresas jóvenes participan en
menor medida en la fase de exploración, transporte y almacenamiento y en la
refinación y petroquímicas con valores de 20% o menos de las empresas jóvenes que
ofrecen servicios. Por el contrario, estas firmas se concentran de manera significativa
a ofrecer servicios en la fase de evaluación y desarrollo con un valor cercano al 80%.
En desarrollo y producción también ofrecen servicios cerca del 66%. Por el contrario
las firmas consolidadas participan de manera considerable y casi el doble en valores
[21]
relativos en aquellos tipos de servicios que son menos ocupados por las empresas
jóvenes.
Tabla 4
Participación de las empresas por experiencia en la cadena de valor
Promedio Variación
Porcentaje de empresas que ofrecen servicios en cada fase de la cadena de valor
Experiencia
servicios (Desviación
Evaluación y
Desarrollo y
Transporte y
Refinación y
Exploración
ofrecidos Estandar)
Desarrollo
Producción almacenamiento petro quimicas
Jovenes 10 años o menos
12.2
12.4
20%
80%
66%
17%
20%
Consolidadas (mas de 10 años)
16.2
16.3
29%
69%
69%
41%
31%
Fuente: Directorio campetrol. Calculo autores
La Tabla 5 presenta las estadísticas anteriores para cada uno de las líneas de servicios
de la fase de exploración, en la cual el 26% de los 159 empresas del sector ofrecen al
menos un servicio y donde existe una participación significativa de empresas
consolidadas y de capital extranjero. Lo primero que se debe observar es que existen
9 líneas de servicios identificadas en esta etapa de la cadena de valor, de las cuales las
líneas con mayor participación son perforación estratigráfica, construcción y
mantenimiento de facilidades Onshore y Offshore, y procesamiento de datos, y las de
menor participación son Gravimetría y Magnetometría. De las 42 empresas
identificadas en esta fase existen 21 empresas de capital nacional, las cuales ofrecen
servicios en mayor porcentaje en perforación estratégica y en topografía, en este
último servicio las empresas nacionales son más representativas que sus contrapartes
extranjeras. En Sismografía existen también un número mayor de firmas nacionales
ofreciendo servicios.
Cuando se observa estas mismas estadísticas por experiencia de la empresa se nota
que de las 34 empresas consolidadas que participan en exploración lo hacen de
manera relativa en mayor medida, que sus contrapartes jóvenes, en todos los servicios
excepto en Topografía, en perforación y en construcción Offshore y Onshore. De este
modo uno puedo entender que la fase de exploración es dominada por empresas
extranjeras consolidadas y estas se concentran en servicios como Gravimetría,
Magnetometría, Geoquímica y Sismografía.
[22]
Tabla 5
Distribución por línea de servicios de las empresas según capital y experiencia en la fase de exploración (42 empresas identificadas
Capital Nacional
#
% del total
Exploracion
Topografía
7
Gravimetría
Capital Extranjero
#
% del total
Exploracion
#
% del total
Exploracion
17%
5
24%
2
1
2%
0
0%
Magnetometría
2
5%
0
Geoquímica
5
12%
Sismografía
7
(Re) Procesamiento de Datos
Jovenes
Consolidadas
#
% del total
Exploracion
#
% del total
Exploracion
10%
2
25%
5
15%
1
5%
0
0%
1
3%
0%
2
10%
0
0%
2
6%
1
5%
4
19%
0
0%
5
15%
17%
4
19%
3
14%
0
0%
7
21%
13
31%
6
29%
7
33%
1
13%
12
35%
Perforación Estratigráfica y
Corazonamiento
19
45%
8
38%
11
52%
5
63%
14
41%
Construcción y Mantenimiento
de Facilidades (Onshore)
19
45%
7
33%
10
48%
5
63%
12
35%
Construcción y Mantenimiento
de Facilidades (Offshore)
12
29%
3
14%
8
38%
2
25%
9
26%
Fuente: Directorio campetrol. Calculo autores
[23]
Tabla 5 (Continuación)
Distribución por línea de servicios de las empresas según capital y experiencia en la fase de evaluación y desarrollo 114 empresas identificadas
Capital Nacional
#
% del total
Exploracion
Socialización de Proyectos
15
Transporte de Equipos (Taladro y tubería)
#
% del total
Exploracion
13%
9
19
17%
Estudios (Evaluaciones) Ambientales
14
Servicios profesionales Especializados
Capital Extranjero
#
% del total
Exploracion
15%
6
19
31%
12%
14
12
11%
Obras civiles
29
Pruebas de pozos
21
Jovenes
Consolidadas
#
% del total
Exploracion
#
% del total
Exploracion
12%
3
9%
12
15%
19
37%
7
21%
12
15%
23%
14
27%
4
12%
10
12%
12
19%
12
23%
1
3%
11
14%
25%
29
47%
29
56%
6
18%
23
28%
18%
21
34%
21
40%
7
21%
14
17%
Servicios de Perforación
Servicios de Perforación
41
36%
41
66%
41
79%
13
39%
28
35%
Herramientas Perforación y
Completamiento
46
40%
46
74%
46
88%
18
55%
28
35%
Perforación Direccional
23
20%
23
37%
23
44%
8
24%
15
19%
Sartas de revestimientos / producción
válvulas
25
22%
25
40%
25
48%
10
30%
15
19%
Cementación
24
21%
24
39%
24
46%
12
36%
12
15%
Registros Eléctricos y Cañoneo
17
15%
17
27%
17
33%
4
12%
13
16%
Fluidos de Perforación / tratamiento y
Disposición
26
23%
26
42%
26
50%
7
21%
19
23%
Servicios Complementarios
Combustible
6
5%
6
10%
6
12%
4
12%
2
2%
Catering
16
14%
16
26%
16
31%
8
24%
8
10%
Generación de Energía
18
16%
18
29%
18
35%
8
24%
10
12%
34
30%
34
55%
34
65%
8
24%
26
32%
18
16%
18
29%
18
35%
4
12%
14
17%
Construcción y Mantenimiento de
Facilidades (Onshore)
Construcción y Mantenimiento de
Facilidades (Offshore)
El desarrollo de la cadena de valor está determinado por características particulares
del sector petróleo donde existe una generalización mundial a un desarrollo
importante de empresas de servicios con alto nivel tecnológico. Esto se ha visto en la
tendencia en Colombia (y mundial) de que la innovación y el cambio tecnológico
están migrando de las empresas operadores hacia las empresas proveedoras del
servicio. Sin embargo, en Colombia aún existe un porcentaje importante de
innovación y de investigación en servicios a manos del estado, bien sea a través de su
operador estatal o de institutos formados a través de alianzas público privadas.
La entrada y formación de las empresas del sector puede estar asociada por un
desarrollo natural de la industria, el cual pudo generar una decisión autónoma de las
empresas que entran al mercado, o por firmas impulsadas por los dueños del RN (los
operadores) con esquemas de promoción para su creación como son “garantía de
contratos” a mediano y largo plazo.
[24]
Ambos tipos de empresas tienen características a resaltar como ser portadoras de
tecnología (cercanas a la frontera tecnológica internacional, no necesariamente en su
desarrollo, sino porque tienen capacidades tecnológicas, porque tienen capacidad para
transferir tecnología, dominio tecnológico, desarrollo relativo y capacidad de
apropiación)
5.
Caso de Ecopetrol: desarrollo de fases de la innovación, y producción de bienes
públicos.
El caso de Ecopetrol, como empresa y hoy grupo empresarial es importante por su
“path dependence”, que ha venido acumulando capacidades en los ámbitos
organizacionales y empresariales, en el fortalecimiento de recursos humanos de muy
alto nivel, en la generación de investigación y desarrollo tecnológico, innovación y
transferencia de tecnología y modernizándose organizacionalmente. Ecopetrol nace
como empresa industrial y comercial del Estado en 1951, como producto de la
reversión al Estado Colombiano de la Concesión de Mares. En 1961 asume la
Refinería de Barrancabermeja y en 1974 compra la Refinería de Cartagena; en 1970
adopta su primer estatuto orgánico y se ratifica como empresa comercial e industrial
del Estado Colombiano vinculada al Ministerio de Minas y Energía. La naturaleza de
Ecopetrol es el de una sociedad mercantil dedicada a la industria del petróleo y áreas
afines y aunque su naturaleza es de empresa estatal es regida por el derecho privado a
excepción de normas específicas establecidas en la ley. En 1983 se da el
descubrimiento del campo Caño Limón Coveñas, de gran magnitud e importancia
[1.100 millones de Barriles] y es descubierto por la estatal petrolera en asocio con la
petrolera Oxxi. Este descubrimiento tiene impacto importante en la modernización de
Ecopetrol, iniciando como se indica en los anales de la Empresa “una nueva era en su
desarrollo”, y en 1986 Colombia nuevamente se convierte en exportador de petróleo.
En los noventa, con el descubrimiento por parte de la British Petroleum Company del
campo de Cusiana, primero, y luego del campo de Cupiagua, el país prolonga en el
tiempo su condición de autosuficiencia de petróleo. En el 2003 el gobierno, mediante
el decreto 1760 del 26 de junio del 2003 realiza la gran transformación de la empresa.
Desde sus inicios hasta este año del decreto Ecopetrol reunía las funciones de
regulador, definidor de política petrolera y de operador, explorador con campos
propios y ya no como se venía haciendo en que las compañías ya no tienen la
obligación de asociarse con Ecopetrol para explorar y explotar los recursos de
hidrocarburos y de gas. Se reemplaza mediante este decreto la figura de contratos de
conexión y se migra hacia contratos de asociación. Se establece la responsabilidad de
la Política Pública en el ámbito del Ministerio de Minas y Energía y se sustituye la
función de regulador por la creada Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), como
ente regulador de las áreas y los recursos de petróleo y gas, y responsable de las
[25]
subastas y asignación de bloques para exploración y explotación, a la vez la ANH es
la responsable por la administrador de recursos de las regalías.
Es la gran reforma modernizante que libera a Ecopetrol de sus funciones
fundacionales que en tiempos modernos la volvían ineficiente y con gran deterioro de
las capacidades construidas tanto en recurso humano como en conocimiento, para
convertirla en una empresa que debe competir en el mercado con las otras empresas
petroleras y de servicios y que hoy en día está dentro de las cinco empresas más
grandes de Colombia. Como se expresa en el libro Ecopetrol, Energía limpia para el
futuro. 60 Años de Villegas Editores, bajo la dirección como editor de Juan
Benavides, “La creación de la ANH y las nuevas responsabilidades de Ecopetrol, con
mayor autonomía administrativa, presupuestal y laboral, permitieron consolidar el
crecimiento de una empresa que hoy se ha convertido en un grupo empresarial con
presencia internacional, con participación en nuevos negocios y con un plan
estratégico diseñado con una visión de largo plazo”. En el 2006 se inicia una segunda
reforma, que se consolida en el 2007, que consistió en realizar una capitalización de
la empresa en un porcentaje que la convirtiera en sociedad de economía mixta, y es
así como mediante la ley 1118 del 2006 se autoriza una capitalización mediante
emisión de acciones de hasta un 20% de su propiedad. En el 2007 se tiene un impacto
en el mercado bursátil y en lo que se ha denominado la democratización accionaria.
En el 2008 Ecopetrol hace presencia en la Bolsa de Valores de Colombia y se
extiende a la Bolsa de New York. Se consolidad una gran reforma organizacional y
una cultura de empresa internacional privada, tanto en sus divisiones y formas de
gobierno, como en nivel competitivo de recursos humanos calificados.
Todo este tiempo, desde su fundación la Empresa ha acumulado experiencia,
desarrollos tecnológicos, y de innovación y dominio tecnológico internacional. En
noviembre de 1985 se crea el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) como un
Centro de Investigación, desarrollo e innovación. Hace parte integrante de Ecopetrol
para todo lo relacionado con la investigación el desarrollo, la innovación, la ciencia y
la tecnología. Cuenta con 20 laboratorios y 33 plantas piloto, con los que brinda
soporte tecnológico a Ecopetrol y a proyectos conjuntos con asociados de la Empresa.
El ICP trabaja en ocho áreas que son: (1) reducción de riesgo exploratorio; (2)
reducción de costos de desarrollo en el piedemonte, (3) optimización en campos de
producción; (4) optimización de transporte de hidrocarburos; (5) optimización de
refinación y petroquímica; (6) automatización y control de procesos; (7) optimización
de la integridad de la infraestructura y (8) desarrollo y aplicación de tecnologías
limpias. El ICP cuenta con un recurso humano calificado: 19 PhD, 63 Magísteres, 21
profesionales y 14 técnicos. Los desarrollos tecnológicos realizados en el ICP han
generado en los últimos 8 años 144 nuevas solicitudes de patentes en Colombia y en
el exterior y tiene 56 patentes vigentes. En el 2013 se le otorgaron a Ecopetrol 12
[26]
patentes, 7 en Colombia, 2 en México, 1 en China y 2 en estados Unidos. Cuenta el
ICP- Ecopetrol con 178 productos tecnológicos, 125 registros de derechos de autor y
33 marcas comerciales. Entre el 2011, 2012 y 2013 se han ejecutado en proyectos de
investigación recursos por 178, 88 millones de dólares.
En los Anexos 1, 2, 3 y 4 se encuentra una descripción de las principales patentes
otorgadas a Ecopetrol- ICP, de los productos tecnológicos más representativos, del
software con registro y ordenamiento de bases de datos y de marcas registradas. A
nivel Internacional se trabaja en red con las universidades de Calgary y Ontario,
Stanford, Oklahoma, Texas y Tulsa e institutos como el Cenpes de Petrobras. Con
estas instituciones se trabaja en proyectos conjuntos en sísmica 3D, yacimientos
fracturados, geomecánica, corrosión y materiales. Así mismo trabajan en red con
investigadores de diferentes universidades del país. En el trabajo de Forero y Dávila
(2011), se agrupa la periodización de la historia del aprendizaje tecnológico y la
innovación en Ecopetrol, como se observa en la gráfica 12.
Gráfica 12
Fuente Forero y Dávila (2011)
[27]
6.
Marco regulatorio un dinamizador del mercado y su impacto sobre la cadena de
valor, la innovación y los requerimientos ambientales
6.1 Consideraciones Teóricas
Los efectos de la regulación (económica, institucional y social) sobre los procesos de
innovación en la economía pueden ser tanto positivos como negativos.
Evidentemente, en el diseño de mecanismos regulatorios, uno de los criterios más
significativos para la concepción de la regulación ha sido el de incrementar los
efectos de esta sobre los procesos de innovación tanto en el ámbito productivo como
social. En este sentido, la pertinencia en el diseño de los mecanismos regulatorios
hace indispensable reconocer la relación costo/beneficio de la regulación sobre la
dinámica productiva, tecnológica y social; así como el rol del cambio tecnológico
inducido por los procesos de innovación en la racionalidad y diseño de la regulación.
De esta forma se plantea una relación bidireccional y dinámica entre regulación e
innovación que ha generado un marcado interés por la literatura económica e
institucional. Desde la literatura económica, la aproximación de crecimiento
endógeno de Carlin y Soskice (2006), aplicada por Crafts (2006), en la cual la tasa de
progreso tecnológico está determinada endógenamente, es el marco de análisis más
reciente para medir los efectos de la regulación en el proceso de innovación. En este
escenario, los efectos negativos de los costos de cumplimiento de la regulación deben
compararse con los beneficios de los efectos dinámicos de la regulación en cuanto a
los incentivos para acelerar el progreso tecnológico.
Por su parte, desde la perspectiva institucional, la OECD (1997), en su esfuerzo por
mejorar los efectos positivos de la regulación multidimensional sobre los procesos de
innovación, recomendó en su momento que los procesos de reforma institucional y
regulatoria de sus países miembros tuvieran en cuenta los siguientes criterios: i)
estudiar a profundidad los vínculos entre regulación y tecnología, ii) promover la
competencia, iii) diseñar esquemas regulatorios focalizados que eviten cargas
innecesarias a los sujetos regulados, iv) emplear enfoques regulatorios
descentralizados y compatibles con el avance tecnológico, y v) facilitar la
consolidación de estándares regulatorios en el ámbito internacional.
Así, la relación entre regulación, innovación y competitividad ha sido abordada
durante las últimas décadas sin que se produzcan avances significativos para explicar
el efecto de la regulación sobre la capacidad de innovación del sector productivo. Sin
embargo, tal y como lo plantea Blind y colaboradores (2004) los diseñadores de
política en materia de innovación si han mostrado un marcado interés para emplear el
marco regulatorio de la actividad productiva como un instrumento de política pública.
En efecto, dadas las restricciones presupuestales de la actividad pública, destinar un
[28]
monto creciente de recursos financieros para promover la innovación no es una
alternativa factible en el mediano plazo. Es por esto que las autoridades de política,
cada vez más están interesadas en el rol “facilitador” o “promotor” de la innovación
que pueda tener el contexto regulatorio del sector productivo.
Más particularmente, en el caso de la cadena productiva de extracción de petróleo y
gas, una innovación radical en el proceso de explotación de recursos no
convencionales, tales como el gas de litito (shale gas, por su denominación en inglés)
ha generado un importante debate de política pública en la medida que se hace
necesario redefinir el esquema de regulación y supervisión ambiental sobre esta
tecnología de forma tal que pueda ser aprovechada con una relación beneficio costo
óptima.
De hecho, según Wang y colaboradores (2014) Estados Unidos, líder en la adopción
de las innovadoras técnicas de perforación horizontal y de inyección hidráulica para
facilitar la explotación de recursos no convencionales, ha pasado de ser uno de los
importadores más importantes de gas natural a ser autosuficiente en menos de una
década. La producción doméstica de gas natural se multiplicó por 12 entre 2000 y
2010, lo cual facilitó que en 2012 el precio de este recurso alcanzara por primera vez
su valor más bajo en 10 años de USD 2 por millón de BTU, comparado con el precio
del petróleo Brent de USD 80-100 por barril, equivalente a USD 14-17 por millón de
BTU. No obstante, este método de extracción ha sido sujeto de fuertes debates en el
ámbito ambiental y la salud humana por la incertidumbre que generan sus impactos
en el mediano y largo plazo de las técnicas asociadas.
Esta dicotomía, hace trascendental reflexionar sobre el rol del contexto regulatorio en
la industria extractiva de petróleo y gas pues están en juego importantes recursos para
la economía global, a partir de evidencias preliminares y no contundentes de los
efectos ambientales nocivos de la técnica de inyección hidráulica. De hecho, según
Werner y colaboradores (2015) señalan que la evidencia disponible sobre los posibles
efectos nocivos para el ambiente y la salud de los métodos no convencionales de
extracción de gas natural carece de rigor metodológico. Sin embargo, a la fecha, no
existe evidencia que descarte los efectos nocivos sobre la salud pública de las técnicas
bajo análisis. En este escenario, el rol de la regulación para la eliminación de
asimetrías de información y para incentivar la investigación en este campo resulta
trascendental para tomar una decisión social acertada sobre la viabilidad de esta
metodología extractiva hacia futuro.
Bajo el entendido que la relación entre regulación e innovación es compleja y no se
han identificado canales concretos a partir de la literatura empírica, la incertidumbre
relativa sobre los impactos nocivos de salud y ambiente de la innovaciones más
recientes en la extracción de petróleo y gas, se hace necesario compatibilidad dos
[29]
elementos fundamentales, descritos previamente: i) el contexto regulatorio como
herramienta de política para facilitar la innovación; y ii) la regulación como
mecanismo para disminuir la incertidumbre e información asimétrica prevaleciente en
cuanto a los impactos ambientales y de salud pública de nos nuevos métodos
extractivos.
Más específicamente, es fundamental que la discusión sobre la pertinencia de la
regulación en cuanto el despliegue de innovaciones en la industria de petróleo y gas
no se centre en una visión categórica de aceptación o rechazo de la misma, lo cual es
el objeto del debate social del momento. Por el contrario, se debe enfatizar en el rol
facilitador de innovaciones del contexto regulatorio, para promover escenarios en el
que los procesos de investigación avancen significativamente en la definición de
técnicas de identificación y mitigación de los impactos sociales y ambientales.
6.2 Políticas Públicas, Regulación, cadena de valor, innovación, requerimientos
ambientales
En Colombia el marco regulatorio, que se ha venido modernizando desde la
perspectiva tanto del mercado, como de bienes públicos, de organización industrial e
institucional se constituye en un elemento esencial de reglas de juego estables que
crean condiciones favorables para la inversión extranjera y la participación de firmas
nacionales en el sector petrolero. Así mismo un elemento complementario e
importante está en las políticas públicas que pueden favorecer o desfavorecer las
condiciones para la permanencia estable y de largo plazo de la actividad del sector de
hidrocarburos. Tanto el marco regulatorio como el marco del diseño de políticas e
instrumentos de políticas públicas son los factores que permiten una interrelación
entre la innovación tecnológica y la sostenibilidad ambiental, como se observa en la
gráfica 13. El cambio tecnológico y los avances en la innovación por lo general son
más avanzados que el marco regulatoria, de allí que una buena regulación sea aquella
que permite de manera avanzada estar acompañada de los cambios en el contexto y el
entorno y que sea la que logre convertirse en eje articulador para resolver
acertadamente y sin extremos arbitrajes, “trade-offs”, entre los desarrollos
tecnológicos y de innovación y los requerimientos ambientales. Lograr una buena
práctica de políticas públicas en este ámbito es de extrema y fundamental
importancia. Como también es de importancia esencial que las políticas públicas, de
tipo fiscal e impositivo, de los fundamentales de la macroeconomía, así como
estímulos y suministro de bienes públicos de investigación y desarrollo, innovación y
transferencia de tecnología, sean estables y de mediano y largo plazo.
La anterior consideración es aún más relevante cuando la actividad pasa de ciclos de
crecimiento y precios favorables, a ciclos de crisis de precios internacionales, como
los que hoy prevalecen en el mercado mundial petrolero. La rentabilidad en épocas
[30]
de expansión es favorable para las firmas, tanto nacionales, como internacionales, lo
cual cambia drásticamente en los ciclos de recesión de la actividad por disminución
en los precios. En este último contexto, la sobrevivencia de firmas pequeñas y
medianas de base tecnológica con valor agregado de conocimiento, es más difícil y
requeriría formas organizacionales nuevas de asociatividad promovida y liderada por
gremios y en concertación para poder permanecer en la actividad, dado que la
estructura de costos cambia desfavorablemente para ellas. Por otra parte y dado que
la actividad petrolera en Colombia, si bien es importante y ha cambiado
favorablemente a través del tiempo, sigue aun siendo de menor nivel que en otros
países de la región o a nivel mundial, que puede llevar a que las firmas extranjeras
mantengan sus compromisos pero no asuman nuevas búsquedas y migren hacia otros
países con mucha mayor actividad y mejores condiciones.
Como se anotara inicialmente en el texto, la empresa estatal colombiana que aún
cuenta con cierto grado de integración de operación y servicios entre la cadena de
valor agregado, debería ser contracíclica frente a la situación actual de crisis de
precios del crudo en cuanto que debería en el mediano plazo mantener y aumentar
como objetivo de política pública, la exploración para poder obtener logros en cuanto
a nuevos hallazgos de hidrocarburos, dados cinco elementos importantes que agregan
dificultades: (a) escasez de yacimientos convencionales, que van a hacer más difícil el
tema de la exploración; (b) Estudios técnicos y exploración ‘offshore’ que conlleva
costos mucho mayores que la exploración tradicional de crudos livianos; (c) menor
posibilidades y probabilidades de recuperación primaria y mayores esfuerzos en
recuperación secundaria y terciaria, que significa también mayores costos; (d)
exploración de crudos pesados, con tecnologías nuevas y de mayor costo y con
“trade-off” frente al tema ambiental y (e) exploración y explotación de yacimientos
no convencionales con el apoyo de tecnologías más costosas y con tensiones frente a
la normatividad y la operatividad ambiental.
Los cinco elementos antes mencionados tienen validez desde luego no solamente para
la empresa estatal sino debe ser objeto de políticas públicas porque también afectan la
rentabilidad actual de las empresas extranjeras situadas en el país. Como se mencionó
el gobierno ha tomado dos decisiones en esta vía en cuanto a normatividad e
incentivos: incentivos fiscales y establecimiento de Zonas Francas Costa Afuera. El
reto de la política pública por la complejidad y dificultad mayor enunciada con
relación a nueva realidad de búsqueda de hidrocarburos en condiciones diferentes a
las tradicionales del país, es prever nuevas condiciones y necesidad de nuevas
decisiones de política: contracíclica en períodos de crisis, manejo acertado de los
fundamentales de la macroeconomía, incentivos a la investigación, desarrollo,
innovación y transferencia de tecnología; procesos de reglas de juego clara en los
temas ambientales, en cuanto a los tiempo y requerimientos de las licencias
[31]
ambientales, que permitan compaginar el desarrollo sostenible y la innovación
tecnológica en el nuevo contexto de condiciones de la exploración y explotación
petrolera.
En síntesis, además de los retos anteriormente indicados, hay que resolver el falso
dilema de Enfermedad Holandesa - Maldición del Petróleo [precios altos del petróleo
que llevan a generar ingresos adicionales importantes en la economía] con
cuestionamiento de las economías basadas en recursos naturales en momentos de
crisis de precios, u otro tipo de crisis derivada de aspectos políticos o seguridad de
abastecimiento. Una buena práctica de política macro en sus fundamentales es el retos
de poder manejar los ciclos altos y los contraciclos de precios bajos, a través de,
fondos de estabilización, eficiencia en el uso de rentas estatales derivadas de los
ingresos petroleros, combinación eficiente en términos de regulación de la demanda y
hacer equilibro fiscal [momento actual], con seguir haciendo inversión para nuevos
hallazgos que minimicen el riesgo de reservas petroleras muy bajas y a muy corto
tiempo, como es el caso de Colombia que tiene sus reservas para 6 años y medio.
[32]
Gráfica 13
Retos tecnológicos, innovación, medio ambiente, Políticas
Públicas y regulación en el sector de hidrocarburos
Características del Yacimiento
•
•
Convencionales
No convencionales
•
•
Onshore
Offshore
Recuperación
•
•
•
Primaria (<30%)
Secundaria (30-40%)
Terciaria (40 – 60%)
Crudos Pesados
Crudos Livianos
Regulación como eje articulador para resolver
arbitrajes “trade-offs” entre los desarrollos
tecnológicos y de innovación y los
requerimientos ambientales
[33]
Retos para el medio ambiente
Investigación, desarrollo
tecnológico e innovación
Tipos de exploración y desarrollo
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“Por medio de la Cual se Modifica el Estatuto Tributario, la Ley 1607 de 2012, se crean
Mecanismos de Lucha contra la Evasión, y se Dictan Otras Disposiciones”.
República de Colombia, Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, Decreto Número
2682, de 23 de diciembre de 2014, “Por el cual se establecen condiciones y requisitos para
la declaratoria de existencia de Zonas Francas Permanentes Costa Afuera”.
República de Colombia, Ministerio de Minas y Energía, Resolución Número 90341 de 27
de marzo de 2014, “Por el cual se establecen requerimientos técnicos y procedimientos para
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[35]
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de hidrocarburos en Colombia”. Ministerio de Minas y Energía, Bogotá, Colombia,
diciembre.
Wang, Q., Chen, X., Jha, A.N., Rogers, H. (2014). “Natural gas from shale formation - The
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and Sustainable Energy Reviews 30(2014), 1–28.
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unconventional natural gas development: A review of the current strength of evidence”.
Science of the Total Environment, Volumme 505, 1 February 1127–1141.
[36]
Anexo 1
Principales Patentes otorgadas de titularidad de Ecopetrol
TITULO DE LA PATENTE
Proceso para la biodegradación natural estimulada de lodos aceitosos
Herramienta desarenadora de pozos.
Método para la detoxificación de soluciones que contienen níquel,
vanadio y bario, utilizando un biosorbente de origen fúngico.
Proceso natural para la remoción de metales y desalación en sistemas
acuosos.
Filtro biológico de flujo laminar para remoción de contaminantes de
efluentes industriales.
Method of produce low viscosity stable crude oil emulsion (eca)
On-line and/or batch process for production of fuel mixtures
consisting of coal/asphaltenes, fuel oil/heavy crude oil, surfactant and
water (ccta), and the obtained products.
Vanadium traps for catalyst for catalytic craking
Interceptor de vanádio para catalizadores de ruptura catalítica.
Proceso para la biodegradación natural estimulada de lodos aceitosos
Proceso semi-continuo para la biodegradación intensiva de lodos
aceitosos en sitio.
Proceso trifásico para la biodegradación intensiva de lodos aceitosos
en sitio.
Proceso de lavado emulsionante para la biodegradación
intensiva de lodos aceitosos.
Herramienta magnética deshidratadora.
Proceso de lavado emulsionado trifásico para la recuperación de
lodos aceitosos.
Proceso trifásico para la biodegradación intensiva de lodos aceitosos
en sitio
Herramienta desarenadora de pozos
Herramienta para el retiro seguro de válvulas instaladas en tuberías de
fluidos.
Equipo dosificador y procedimiento para el taponamiento de
derivaciones en ductos de transporte de fluidos basado en dicho
equipo.
Aditivos anti-gomas, antiensuciante y dispersantes de asfalto y
procedimiento para su obtención.
Trampa de vanadio para el proceso de ruptura catalítica y su
preparación.
[37]
País de
Radicación
Estado
Colombia
Colombia
Colombia
Vigente
Vigente
Vigente
Colombia
Vigente
Colombia
Vigente
USA
USA
Vigente
Vigente
USA
Brasil
Ecuador
Ecuador
Vigente
Vigente
Vigente
Vigente
Ecuador
Vigente
Ecuador
Vigente
Ecuador
Venezuela
Vigente
Vigente
Venezuela
Vigente
Venezuela
Venezuela
Vigente
Vigente
Nigeria
Vigente
Colombia
Vigente
Colombia
Vigente
Anexo 2
Productos Tecnológicos más representativos
PRODUCTO
Ecobiol: producto biotecnológico para
el tratamiento de residuos con
hidrocarburos.
Modelo geomecánico de estabilidad de
pozos durante la perforación. Software:
Análisis Geomecánico de Estabilidad de
Pozos (AGE).
Aditivos anticoque y antiensuciante.
Método de limpieza interior de tanques
de almacenamiento de hidrocarburos.
Zonación palinobiostratigráfica del
Paleoceno,
Oligoceno,
MiocenoNeógeno del norte de Suramérica.
Herramienta desarenadora de pozos.
Asistencia computarizada para planes de
contingencia por derrames o escapes de
hidrocarburos (Acoplan).
Método
para
la
detección,
caracterización y mapeo de anomalías
de hidrocarburos livianos en superficie
mediante técnicas cromatograficas y
estadísticas.
Metodología de integridad de mecánica
de pozos y su modelo de evaluación de
riesgo (SMIP 1.0)
Metodología experimental para la
evaluación, selección y optimización de
DESCRIPCIÓN
Células soportadas acompañadas de un activador
para aplicar en procesos de biorremediación de
hidrocarburos en aguas y suelos.
Herramienta de diseño de pozo que permite
determinar las condiciones de las variables que
intervienen en un proyecto de perforación.
Aditivos
antipolimerizantes
y
dispersantes
sintetizados para el control de la conversión en
plantas de viscorreducción y coquizadoras.
Metodología para limpieza de tanques de destilados
y de crudos livianos que consiste: en la
caracterización de los lodos a tratar, clasificación de
los lodos, definición de esquemas operacionales de
limpieza del tanque, manejo de productos hasta
disposición final y caracterización final de los
productos del tratamiento.
Permite tomar decisiones confiables y acertadas
operativamente sobre cambios de broca, puntos de
casing y dirección de desviación de los pozos, en el
momento de la exploración.
Diseñada para retirar arena, arcilla, lodo y otros
sedimentos que se depositan en el fondo del pozo y
en ocasiones obstruyen los intervalos productores o
inyectores, reduciendo sensiblemente la producción
o la eficiencia de la inyección de agua.
Software desarrollado para los encargados de
administrar y operar los planes de contingencia. Es
una herramienta de soporte para la toma de
decisiones al atender contingencias por derrames o
escapes de hidrocarburos.
Este método permite el mapeo de anomalías de
hidrocarburos livianos en superficie a partir de
muestras de suelo ( on shore ) o muestras de
sedimentos (off shore) . Las ventajas del método
incluyen su bajo costo y alta impacto en áreas
donde existe poca información geológica o
ecológicamente sensibles en donde se requiere un
menor impacto ambiental y una mejor relación
costo beneficio.
Herramienta para la valoración del riesgo de pozos
en producción basados en el cálculo de probabilidad
de falla y Valoración de la consecuencia.
La metodología planteada sirve en la evaluación,
selección y optimización por medio de diferentes
[38]
PRODUCTO
DESCRIPCIÓN
fluidos de fractura para el incremento de pruebas de laboratorio, del fluido de fractura
la producción en campos
apropiado para los trabajos de fracturamiento que se
aplican en los campos de petróleo
Material compuesto orgánico (MCO) Mezcla de una resina y una fibra orgánica. La fibra
para refuerzo de tuberías de conducción se utiliza para dar sostenibilidad al sistema y
de fluidos.
aumentar la resistencia general. Se emplea, según su
contextura, como aislante térmico o eléctrico y de
sustancias corrosivas en facilidades y líneas de
conducción de hidrocarburos.
Método de correlación crudo - roca y Método de correlación crudo - roca y crudo-crudo,
crudo-crudo para crudos severamente para crudos severamente biodegradados se basa en
biodegradados
la caracterización de biomarcadores ocluidos en la
malla de asfaltenos.
Determinación
de
biomarcadores El producto “Metodología para la determinación de
diamantoides en crudo
Biomarcadores Diamantoides en crudos” consta de
las siguientes componentes: Método de Preparación
de la muestra, procedimiento técnico de ensayo,
preparación de muestra para análisis de
biomarcadores
diamantoides,
método
cromatográfico de análisis y procedimiento técnico
de ensayo Biomarcadores diamantoides.
[39]
Anexo 3
Software con registro de autor y bases de datos diseñadas
TÍTULO DE LA OBRA
Área tecnológica
Sistema de información de planes de contingencia para
instalaciones petroleras. (ACOPLAN)
Modelo UNIBON
EcoElas2D V-2,0 - Software para la simulación de la
propagación de ondas elásticas en dos dimensiones utilizando el
método de diferencias finitas.
Modelo de simulación de la Planta DEMEX.
Modelo UNIBON 4.0
Sistema de Control de Pruebas de Laboratorio SCCPL.
Atlas de propiedades de rocas sello del norte de Colombia V-1.
AGE V. 3.0 Análisis Geomecánico de Estabilidad.
ASIA 2005 - Advanced System for Injection Analysis.
Simulador de pruebas de presión numéricas (PPN V. 1.0)
PVT+, Software para el manejo de fluidos de yacimiento de
petróleo y gas
ECO-EMI: Herramienta para estimación de emisiones
atmosféricas en línea, en unidades cracking y plantas de azufre.
Software Silab WEB - Sistema para laboratorios
FurSim – simulador de hornos de refinería
Modelo de Hidrotratamiento de DIESEL
SVEAR - Software para el análisis económico y de riesgo e
incremento en proyectos de inyección de vapor.
EORS- Software para la realización de analogías entre campos
con procesos de recobro mejorado de hidrocarburos.
STEAM Software para cálculos asociados a procesos de
inyección de vapor
HEGA- Software para el gerenciamiento de alarmas
Ambiental
Número
del
registro
13-1-80
Refinación
Exploración
13-13-217
13-14-326
Refinación
Refinación
Gestión
Exploración
Producción
Producción
Producción
Producción
13-15-447
13-16-3
13-16-434
13-18-131
13-18-176
13-18-179
Ambiental
13-26-400
Transversal
Refinación
Refinación
Producción
13-27-79
13-27-435
13-28-143
13-28-401
Producción
13-28-400
Producción
13-28-399
Transversal
13-28-390
[40]
13-24-383
Anexo 4
Marcas Registradas
MARCA
Clasificación
Internacional
TIPOS
Ccta
1y4
Nominativa
Acoplan
9
Mixta
Acoplan
42
Mixta
Hdp
Eca
7
1y4
Nominativa
Nominativa
1
Nominativa
Ecomaxbact
Mco-strong
42
Nominativa
Ecoflot
42
Nominativa
Ecokek plus
1
Nominativa
[41]
DESCRIPCIÓN DEL PRODUCTO
Productos químicos destinados a la industria,
principalmente
emulsión
carbón/tensoactivo/agua.
Soportes de registros magnéticos para planes de
contingencia por derrames o escapes de
hidrocarburos.
Asistencia computarizada para planes de
contingencia por derrames o escapes de
hidrocarburos.
Máquina, herramienta desarenadora de pozos
Emulsión
carbón/tensoactivo/agua.
Principalmente productos químicos destinados
a la industria.
Células soportadas acompañadas de un
activador para aplicar en procesos de
biorremediación de hidrocarburos en aguas y
suelos.
Material que consiste de una mezcla de una
resina epóxica con un catalizador, de bajo
contenido de solventes y una fibra orgánica. La
fibra se utiliza para dar sostenibilidad al sistema
y aumentar la resistencia general. Se emplea,
según su contextura como aislante térmico o
eléctrico y de sustancias corrosivas.
Proceso basado en la inyección de aire
atmosférico utilizando agua como fluido
motriz. En este proceso, el contacto aire-agua
se realiza mediante boquillas inyectoras. El
funcionamiento del sistema consiste en
recircular parte del agua por tratar en la
piscina. Se debe utilizar un sistema de bombeo
para enviar el fluido a un vénturi abierto a la
atmósfera. Al producirse el cambio de
velocidad dentro del vénturi, se produce un
vacío que induce aire hacia la salida del mismo,
mezclándolo con el agua en forma de
microburbujas, esta corriente puede entonces ser
distribuida por un arreglo de tubería dentro de la
piscina para producir la flotación.
Aditivo soluble en hidrocarburo, formulados
para reducir el ensuciamiento y formación de
coque
en
las
superficies
de
los
equipos intercambiadores de calor, ocasionada
por la deposición de asfaltenos y residuos
carbonosos en los trenes de precalentamiento de
plantas de destilación atmosférica, de vacío y
viscoreductoras de crudos. Los componentes
activos de dicho aditivo son obtenidos mediante
aminoalquilación y sulfonación de corrientes de
MARCA
Clasificación
Internacional
TIPOS
Biocetano
4 y 42
Nominativa
Eco-aleshia
6
Nominativa
[42]
DESCRIPCIÓN DEL PRODUCTO
bajo valor
Es un proceso para la obtención de combustibles
para el transporte por hidrotratamiento de
aceites de origen vegetal utilizando tiempos de
residencia bajos con lo cual el tamaño del
reactor se disminuye notablemente con respecto
a tamaños convencionales lo cual hace que los
costos de inversiones se reduzcan a menos de la
mitad del costo de una planta convencional para
una misma capacidad.
Sistema utilizado para separación de emulsiones
hidrocarburo agua en los campos de
producción usando únicamente como energía
de separación la fuerza de la gravedad y los
fenómenos naturales de coagulación y
coalescencia de fluidos suspendidos.