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I N T E R N A C I O N A L

EVENTOS

LA CONFERENCIA MUNDIAL DEL GAS

COLOMBIA

RECUPERA SU IMPORTANCIA

ENERGÉTICA BIOCOMBUSTIBLES, ¿UN GIRO NECESARIO?

DIRECCIÓN DE ENVÍO:


Control de nivel de líquidos

®

Presentando la nueva sonda de Eclipse para cámaras externas. La única sonda de asta única para radar de onda guiada que combina las siguientes ventajas en una sola sonda: • Manejo de fluídos viscosos • Las óptimas características de las sondas coaxiales • Medición hasta el tope de la cámara • Manejo de fluídos con dielectricos a partir de 1.4 • Medición de nivel de interfases SIL 2

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a nueva sonda 7xG de radar de onda guiada de una sola asta ha sido diseñada para ser instalada dentro de una cámara externa y combina las óptmas características de las sondas coaxiales junto

con la abilidad de manejar fluídos viscosos de las sondas de una sola asta. Diseñada exclusivamente para el transmisor de nivel Eclipse de Magnetrol, la sonda 7xG se ofrece en tres diferentes diámetros para ser usadas en cámaras externas de 2", 3" y 4". La combinación ofrece un apareamiento óptimo de impedancia a lo largo de toda la sonda para una medición de nivel confiable. La sonda puede ser empleada en fluídos no conductivos a partir de una constante dieléctrica de 1.4 y temperaturas hasta de 200° C además de tener las características de nuestras sondas de sobrellenado permitiendo medir el nivel del fluído hasta el tope de la camara externa. Gracias al apareamiento óptimo de impedancia, la sonda 7xG es ideal para la medición de interfases de líquidos. Para mayores detalles de esta nueva sonda de radar de onda guiada contacte a nuestro representante local o visite nuestra página de Internet www.magnetrol.com.

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Distribuidores: IPAC, S.A. – Argentina Email: ipac-sa@ipac-sa.com.ar Magnetrol Instrumentacao Industrial – Brazil Email: magnetrol@magnetrol.com.br Automatizacion Ltda. – Colombia Email: medellin@automatizacion.com.co Importexa Cia. Ltda. – Ecuador Email: sales@importexa.net • Importexa Cia. Ltda. – Peru Email: sales@importexa.net Controval C.A. – Venezuela Email: fguzman@controval.com • Inova Control SA de CV – Mexico Email: estelar@inovacontrol.com.mx Instrumentacion Basica SA de CV (IBASA) – Mexico Email: flopez_ib@prodigy.net.mx Servicios de Ingenieria, Medicion y Controles, S.A. de C.V. (SIMCO) – Mexico Email: carlos.vaughan@simco.com.mx TechFlow SA de CV – Mexico Email: ventas@techflow.com.mx


contenido

editorial

brasil no para de sorprender 4 I N T E R N A C I O N A L

noticias de la industria

  

Gasoducto Urucu-Coari-Manaus inicia operaciĂłn comercial Perupetro visita empresas asiĂĄticas ABB rediseĂąa sus divisiones de automatizaciĂłn Repsol incrementarĂĄ su producciĂłn en Bolivia Prysmian invertirĂĄ US$180 millones en Brasil BG Group y Petrobras firman acuerdo de asociaciĂłn ExxonMobil recibe premio por su programa de gas natural Pemex busca reducir importaciones de petroquĂ­micos derivados del etano ‘Al agua’ primer buque de PDVSA construido en Brasil 7

  

novedades industriales



        

               

DIRECCIĂ“N DE ENVĂ?O:

Foto Portada: Planta de la Melchorita, PerĂş

Axens moderniza refinerĂ­a de Talara en PerĂş Lanzamiento de la versiĂłn 5 de Seaware Routing Bomba de cavidad progresiva con diseĂąo de garganta abierta BJ Services aplica energĂ­a electromagnĂŠtica para remediar pozos Dresser Masoneilan, proveedor de vĂĄlvulas de control para Korea Hydro and Nuclear Power Baker Hughes alcanza un aislamiento de 24 etapas en Bakken Shale Mezcla de etanol: cĂłmo prevenir el bloqueo por vapor Technip obtiene contrato en el campo de desarrollo The Golliat en Noruega Detectores de gas y llama con protocolo Hart Primer arribo a la terminal Oiltanking Merak Auramarine: nuevo competidor en el mercado de sistemas de tratamiento de agua de lastre 10

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exploraciĂłn y producciĂłn

tecnologĂ­a del gas natural Las innovaciones tecnolĂłgicas en E&P del gas natural permiten satisfacer la creciente demanda, en forma mĂĄs segura. 14

perspectivas de la industria

biocombustibles, Âżun giro necesario? Los biocombustibles tienen un menor efecto ambiental, ademĂĄs de que pueden combinarse directamente con combustibles fĂłsiles en forma parcial, a costos menores, ya que no requieren cambios radicales en la tecnologĂ­a actual. 18

despuĂŠs del presal, Âżel subsal del postsal? El descubrimiento de gigantescas reservas de crudo en la capa llamada presal elevĂł a Brasil al grado de potencia energĂŠtica mundial y popularizĂł un tĂŠrmino nuevo. 20

perspectivas de la industria

colombia recupera su importancia energĂŠtica PolĂ­ticas gubernamentales sensatas han detenido la tendencia decreciente de la industria petrolera, que ya comenzĂł a mostrar incrementos. 22

eventos

la conferencia mundial del gas 26 infraestructura

el mercado del gas natural en el cono sur 31 radiografĂ­as regionales

venezuela 33

PETRĂ“LEO INTERNACIONAL (0093-7851) Impreso en Colombia. Se publica seis veces al aĂąo en febrero, abril, junio, agosto, octubre y diciembre, por B2Bportales, con oficinas en 6505 Blue Lagoon Drive, Suite 430, Miami, Florida 33126, USA. B2Bportales es una empresa del grupo Carvajal. Actualice su direcciĂłn en www.petroleo.com/suscripciones. p p

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Diciembre 2009 / Enero 2010 / PETROLEO Internacional 3


editorial

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Brasil no para de sorprender DURANTE LOS ĂšLTIMOS MESES NO HAN PARADO las informaciones sobre el

potencial de Brasil, que de seguro lo convertirĂĄ en un gran exportador de hidrocarburos. La mĂĄs reciente novedad, al cierre de esta ediciĂłn, es la confirmaciĂłn del potencial de Tupi: Petrobras terminĂł de perforar el cuarto pozo en el ĂĄrea del plan de evaluaciĂłn y el resultado respalda el cĂĄlculo del potencial de 5000 a 8000 millones de barriles de petrĂłleo liviano y gas natural recuperables de los yacimientos del presal en esa regiĂłn, localizada en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Campos. El pozo, llamado 3-BRSA-755A-RJS (RJS-662A), estĂĄ ubicado en lĂĄmina de agua de 2115 metros, a unos 265 kilĂłmetros de la costa del estado de RĂ­o de Janeiro, y 18 kilĂłmetros al noreste del pozo descubridor 1-RJS-628 (1-BRSA-369), conocido como Tupi. AtravesĂł una espesa secciĂłn (unos 250 metros) de reservorios en los que se encontrĂł petrĂłleo liviano de 28 grados API, mostrado por pruebas a partir de los 4900 metros de perforaciĂłn. La otra noticia de peso son los tres campos, costa afuera, de Tupi, Iara y Guara, que tienen 40 bpc de gas recuperable. Estos tres campos se encuentran entre los descubrimientos mĂĄs grandes del mundo, ya que contienen de 9100 a 14.000 millones de barriles equivalentes recuperables de gas y petrĂłleo. La confirmaciĂłn de estas importantes reservas de gas en esos campos, casi cuatro veces mayores que las reservas existentes en Brasil a finales de 2008, y que podrĂĄn usarse en la generaciĂłn de energĂ­a elĂŠctrica para el consumo domĂŠstico, es una ventaja adicional para Brasil, que sufriĂł dos grandes apagones en la ciudad de SĂŁo Paulo. El BG Group y su socio, Petrobras, informaron que estudian el uso de nueva tecnologĂ­a para comercializar las reservas de gas de esos campos, convirtiĂŠndolas en gas natural licuado a bordo de barcos especialmente diseĂąados y construidos. Luego, el GNL serĂ­a suministrado al mercado brasileĂąo o vendido en los mercados mundiales. Estas noticias coinciden con el informe anual de la Agencia Internacional de EnergĂ­a (AIE), segĂşn el cual, gracias al descubrimiento de nuevos yacimientos de petrĂłleo en la capa del presal, Brasil pasarĂĄ a ser el sexto productor mundial de crudo en el aĂąo 2030, con 3,4 millones de barriles diarios (b/d), despuĂŠs de Arabia SaudĂ­, Rusia, Irak, IrĂĄn y CanadĂĄ. De acuerdo con el informe ‘Energy Outlook 2009’ Brasil es, actualmente, el tercer paĂ­s con el mayor aumento porcentual previsto de producciĂłn, de 2,9% al aĂąo, entre los aĂąos 2008 y 2030. Es de esperarse que las novedades no paren ahĂ­, pues el consorcio formado por Petrobras (65% y operadora), BG Group (25%) y la portuguesa Galp (10%), que explotan el bloque BM-S-11, donde estĂĄ el ĂĄrea de Tupi, procederĂĄ con las actividades e inversiones previstas en el plan de evaluaciĂłn aprobado por la Agencia Nacional de PetrĂłleo (ANP), el ente regulador del Brasil. Ese proyecto tiene previsto, ademĂĄs de las pruebas de la formaciĂłn a efectuarse en el pozo, la perforaciĂłn de otros pozos en el ĂĄrea. Seguiremos pendientes de la evoluciĂłn de estas novedades, que no dejan de sorprender.

Eduardo Tovar etovar@petroleo.com

4 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

AĂąo 68 No. 6 Diciembre 2009 - Enero 2010 EDITOR Eduardo Tovar etovar@petroleo.com EDITORA ASISTENTE Ă ngela Andrea Castro CONSULTOR EDITORIAL VĂ­ctor Prieto ASESOR EDITORIAL Jairo Francisco Ruiz Palacio COLABORAN EN ESTE NĂšMERO Mauro Nogarin, HernĂĄn Federico Pacheco, Walter Duer EDITOR EJECUTIVO Terry Beirne EDITOR EJECUTIVO ASOCIADO Sean Noble DISEĂ‘O DE PORTADA Alfonso Cano DISEĂ‘O Typo DiseĂąo GrĂĄfico

PRESIDENTE David Ashe dashe@b2bportales.com GERENTE DIVISIÓN - COMERCIAL Terry Beirne tbeirne@b2bportales.com GERENTE DIVISIÓN - EDITORIAL, CIRCULACIÓN Y MERCADEO Alfredo Domador adomador@b2bportales.com DIRECTOR EDITORIAL Miguel A. Garzón G. mgarzon@b2bportales.com GERENTE DE CIRCULACIÓN Fabio Ríos Monroy frios@b2bportales.com ADMINISTRADORA GU�A DE PROVEEDORES NGELA2OC¤O2ESTREPOsARESTREPO BBPORTALESCOM ADMINISTRADOR DE PRODUCCIÓN Oscar Higuera PRODUCTOR Jairo Galindo F. ADMINISTRADOR DE CIRCULACIÓN Ferney Martínez fmartinez@b2bportales.com Nuestras publicaciones: El Hospital, TV y Video, Artes gråficas, Tecnología del Plåstico, Metalmecånica Internacional, Conversión de Películas, Foil, Papel y Cartón, Reportero Industrial, World Industrial Reporter, Laboratorio y Anålisis, El Empaque, Petróleo Internacional. COPYRIGTH Š B2Bportales, Inc. Queda prohibida la reproducción total o parcial de los materiales aquí publicados. El editor no se hace responsable por daùos o perjuicios en el contenido de anuncios publicitarios incluidos en esta revista. Las opiniones expresadas en los artículos reflejan exclusivamente el punto de vista de sus autores.

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Lo más destacado en Petroleo.com En el último cuatrimestre de 2009, el equipo editorial y de mercadeo de Petróleo Internacional realizó una encuesta de satisfacción del lector entre una muestra representativa de su base de suscriptores. De las 4904 encuestas enviadas, Petróleo Internacional recibió 424 respuestas válidas con una tasa de respuesta de 8.6%. Vea a continuación algunas de las preguntas y respuestas más destacadas en relación con el uso y utilidad de nuestros productos en Internet. ¿cuan valiosos encuentra los boletines de petróleo internacional vía e-mail?

nada valioso 0,5%

CALENDARIO DE EVENTOS ff IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition Feb 02 - 04, 2010 Nueva Orleans, Estados Unidos

ff APPEX London 2010 Mar 02 - 04, 2010 Londres, Reino Unido

muy valioso 45,8%

algo valioso 9,5%

valioso 44,2%

90% de los encuestados piensa que el boletín electrónico es muy valioso o valioso.

ff Conferencia de Tecnologías Costafuera May 03 - 06, 2010 Houston, Estados Unidos

ff Conferencia de la Asociación Internacional para la Economía Energética Jun 06 - 09, 2010 Río de Janeiro, Brasil

¿con qué frecuencia ingresa a www.petroleo.com? nunca visito www.petroleo.com 6%

ff Rio Oil & Gas 2010 una vez a la semana 34%

diariamente 9%

dos veces al mes 23%

Sep 13 - 16, 2010 Rio de Janeiro, Brasil

71% de la muestra visita el portal por lo menos una vez al mes.

una vez al mes 28%

¿cuanto tiempo se conecta en promedio a www.petroleo.com? menos de 15 minutos 10,1% más de una hora 10,6%

entre 15 y 30 minutos 35,5% 6 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

entre 30 minutos y una hora 43,8%

ff IADC Drilling HSE Europe Conference & Exhibition Sep 29 - 30, 2010 Ámsterdam, Holanda

ff Segunda Exposición y Conferencia Internacional de Combustibles Biocombustibles GNC e Hidrógeno Oct 13 - 15, 2010 Buenos Aires, Argentina

54.4% de nuestros usuarios se conecta 30 minutos o más.

ff ISA EXPO 2010 Oct 19 - 21, 2010 Houston, Estados Unidos

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noticias de la industria

CORTESÍA: AGENCIA DE NOTICIAS PETROBRAS

ABB rediseña sus divisiones de automatización

Gasoducto Urucu-Coari-Manaus inicia operación comercial Con la presencia del presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, fue inaugurado el gasoducto UrucuCoari-Manaus. La ceremonia fue realizada en la Refinería Isaac Sabbá (Reman), la primera unidad en recibir el gas natural oriundo de Urucu. El gasoducto tiene capacidad inicial para transportar 4,1 millones de m³/día. Con la instalación de dos estaciones de compresión intermediarias entre Urucu y Coari, llegará a 5,5 millones de m³/día la capacidad total contratada, en septiembre de 2010. De los 5,5 millones de m³/día de gas natural, el volumen para atender al mercado térmico es de 5,0 millones m³/día, y para atender al mercado no térmico (industrial, comercial, residencial y vehicular), es de 0,5 millón m³/día. El gasoducto Urucu-Coari-Manaus permite poner a disposición del mercado el gas natural que se produce en la Cuenca de Solimões, la segunda mayor reserva del país, estimada en 52,8 mil millones de m³, superada sólo por Río de Janeiro (144,8 mil millones de m³). Hasta entonces, se reinyectaba la produc-

ción por falta de infraestructura de transporte. Además de la importancia energética y ambiental, el Urucu-Coari-Manaus también se destaca por las soluciones inéditas de ingeniería adoptadas durante la construcción y que permitirán la conclusión de la obra en el menor plazo posible, con respecto al medio ambiente. Por primera vez, una obra de gasoductos terrestres se ejecutó en parte bajo los ríos, utilizando una metodología similar a la que se adoptó para ductos marítimos. En tramos inundados, barcos transbordadores fueron transformados en zonas de obra flotantes, donde los ductos eran soldados y formaban columnas de mil metros de largo cada una. Sujetadas a boyas y tambores, las columnas eran transportadas por remolcadores hasta otros barcos transbordadores, donde se realizaba el acoplamiento con otra columna de ducto ya posicionada. Enseguida, se deshacían los amarres, uno a uno, para rebajar los ductos en las franjas abiertas en áreas inundadas.

BG Group y Petrobras firman acuerdo de asociación Las dos empresas formalizaron la creación de una joint venture para desarrollar el FEED (Front End Engineering and Design) y construir una unidad de licuefacción de gas natural embarcada (GNLE), proyecto inédito en el mundo. La planta operará en el polo presal de la Cuenca de Santos, ubicado a una distancia de 300 km de la costa. La unidad de GNLE es una de las soluciones tecnológicas de transporte para fluir el gas natural que se produce en las capas de presal. La joint venture consolida la asociación entre las dos empresas, actualmente socias en tres bloques en el polo presal de la Cuenca de Santos. Por medio de esta asociación, las compañías unen sus conocimientos internacionalmente reconowww.petroleo.com

cidos: Petrobras, en la explotación y producción de petróleo y gas natural en aguas profundas; y BG Group, en la producción y comercialización de gas natural licuado (GNL). La licitación para la elaboración del FEED de la unidad de GNLE se inició en agosto de este año. Cada empresa competidora formó un consorcio con agentes de la industria petrolífera con experiencia reconocida en la construcción de FPSOs y de plantas de GNL. En 2011, a partir de un análisis de viabilidad técnica y económica de los FEEDs presentados y de otras soluciones, como la instalación de gasoductos submarinos, se decidirá la mejor opción para transportar el gas del polo presal de la Cuenca de Santos.

La empresa está reorganizando sus divisiones de automatización para alinear más de cerca sus actividades con las de los clientes. Estos cambios permitirán a ABB aprovechar las oportunidades de crecimiento en servicios, ampliar su presencia en el sector de fabricación, y responder mejor a la elevada demanda de soluciones de ahorro energético. A partir de enero de 2010, las actuales unidades de negocio en las divisiones de productos de automatización y robótica serán reagrupadas en dos nuevas áreas: automatización discreta y movimiento, y productos de baja potencia. La división de automatización de procesos se mantendrá sin cambios, excepto por la adición del negocio de la instrumentación proveniente de la división de productos de automatización. La nueva división de productos de baja potencia incluye empresas productoras de aparatos eléctricos, principalmente de bajo voltaje que se venden a mayoristas, fabricantes de equipos originales, así como a los integradores de sistemas, y que tiene requisitos de servicio moderado. Por su parte, el área de automatización discreta y movimiento incluye productos y sistemas destinados a aplicaciones de fabricación discreta, como controladores lógicos robóticos y programables, y proporciona productos de movimiento en plantas, como motores y unidades.

Pemex busca reducir importaciones de petroquímicos derivados del etano Petróleos Mexicanos suscribió un acuerdo de entendimiento, a través de su subsidiaria Pemex Gas y Petroquímica Básica, con el consorcio de inversionistas integrado por la empresa brasileña Braskem S.A. y la mexicana Grupo IDESA, S.A. de C.V. Estas empresas resultaron ganadoras de la subasta para la asignación de un contrato por el que Pemex les suministrará 66 mil barriles diarios de etano, que serán utilizados como materia prima en el complejo petroquímico que se construirá en la zona de Coatzacoalcos, Veracruz. Este proyecto, conocido como ´Etileno XXI´, promovido por el gobierno federal y Pemex, pretende que estas empresas construyan, desarrollen y operen un cracker de etileno con una capacidad de producción de aproximadamente un millón de toneladas anuales, así como la construcción y operación de unidades integradas de polimerización para la producción de polietilenos. El inicio de operaciones se prevé hacia 2015. Con ello, además de consolidar los lazos productivos, comerciales y empresariales entre México y Brasil, se reducirán sustancialmente las importaciones de productos petroquímicos derivados del etano, mejorando la balanza comercial de México.

Diciembre 2009 / Enero 2010 / PETROLEO Internacional 7


noticias de la industria

Prysmian invertirá US$180 millones en Brasil Prysmian presentó sus planes de desarrollo para Brasil en el marco de una misión comercial a ese país, organizada por un grupo de entidades del gobierno italiano. La compañía invertirá unos US$180 millones en Brasil durante el período 2009-2010, que sumados con las inversiones realizadas en el periodo 2007-2008, suman un total cercano a los US$270 millones en los últimos años. A raíz de la crisis económica de 2009, el objetivo de la compañía es aumentar las ventas en América del Sur en cerca de 25% durante 2010-2011. Prysmian está anticipando esta recuperación en el mercado pensando en los efectos del plan de crecimiento y aceleración lanzado por el gobierno de Brasil para nuevos desarrollos de infraestructura y en su ingreso al mercado de tubería flexible para extracción costa afuera,

gracias a su asociación con Petrobras. Los sectores estratégicos en los que la empresa se está enfocando en Brasil son cables eléctricos de mediano y alto voltaje, cables para el sector de la construcción, cables de fibra óptica para telecomunicaciones y cables especiales para industrias específicas. Las inversiones de Prysmian en Brasil están destinadas a diversificar y ampliar aún más sus actividades en el mercado de la tecnología y productos para el petróleo, el gas y la industria petroquímica. Después de invertir cerca de US$45 millones en 2007 para la construcción de una nueva planta de cables umbilicales (que conectan pozos costa afuera con plataformas de perforación), el grupo planea empezar a producir tubos flexibles en 2010 gracias a un acuerdo de cuatro años con Petrobras para el diseño y suministro de éstos.

´Al agua´ primer buque de PDVSA construido en Brasil PDVSA efectuó el lanzamiento del buque “Abreu e Lima”, en las instalaciones del astillero EISA, en Isla del Gobernador, Río de Janeiro, Brasil. La construcción de la nave es producto de los acuerdos bilaterales suscritos entre Venezuela y Brasil, los lineamientos del Plan Siembra Petrolera 2009-2030 y la estrategia nacional de integración geopolítica. En el acto de carácter técnico, el director ejecutivo de PDVSA de Brasil, Sergio Tovar, señaló que “esta es la primera de las embarcaciones que se construirán para el transporte de productos limpios de petróleo, con una capacidad de 47 mil toneladas de peso muerto (TPM), equivalente a cerca de 320 mil barriles”.

eventos

Potencial para Latinoamérica en hidrocarburos no convencionales Esta fue una de las conclusiones a las que llegaron los asistentes del Colombia Petroleum Show, evento técnico y académico organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) y Corferias, con el patrocinio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que se realizó del 1 al 4 de diciembre en la capital colombiana. La feria contó con la presencia de 210 empresas expositoras provenientes de países como Alemania, Canadá, China, Corea, Ecuador, Estados Unidos, Filipinas, México, Nigeria, Perú, Puerto Rico, Reino Unido, Suiza, Turquía y Venezuela, de las cuales 48 buscaban establecer contactos comérciales por primera vez en Colombia En cuanto al XVII Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, realizado en el marco del Colombia Petroleum Show, éste contó con la participación de expertos internacionales y representantes del gobierno local quienes, en cada una de sus conferencias e intervenciones destacaron la necesidad de incrementar la inversión tecnológica, atender el impacto social de las exploraciones, prestar atención a las oportunidades que plantean los hidrocarburos no convencionales para Latinoamérica, e invertir aún más en la capacitación del personal. Sobre el tema de hidrocarburos no convencionales, si bien G. Warfield, presidente de Ammonite Resources y uno de los conferencias presentes en el evento, señaló que el mundo no está abandonando los combustibles fósiles, es necesario prestarles especial atención ya que la demanda de combustibles va a ser cada vez mayor, y los hallazgos de pozos petroleros serán cada vez más limitados o de difícil acceso. Ivan Sandrea, de Statoil Hydro, afirmó en el taller sobre este tema que en países como Brasil, Argentina, Colombia, México y Chile el potencial del shale gas es considerable y existe un promedio de 2000 tcf y cerca de 20 pozos de este tipo en la región. Las limitaciones de producción en este caso están relacionadas con la profundidad de las reservas.

Por su parte, Romeo Flores, de la Universidad de Texas, indicó que en cuanto al gas asociado al carbón, Brasil, Colombia, Chile y México son los países con mayores oportunidades en este sector ya que se encuentran trabajando en pruebas o proyectos piloto. Otras posibilidades en la región se encuentran en las arenas bituminosas y los hidratos de gas. Ronda Colombia 2010 Durante el evento, el ministro de Minas y Energía de Colombia, Hernán Martínez, señaló que la producción de petróleo en Colombia apunta a 1 millón de barriles diarios en 2015, expectativa que se sustenta en el ascenso de la actividad petrolera del país en los últimos años y en los 704.000 barriles diarios (bpd) que se registraron en octubre de 2009. Ante este escenario, en el marco del evento se realizó el lanzamiento de la Ronda Colombia 2010

8 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

que incluye 168 bloques que el gobierno presentará en diferentes zonas del país para actividades de exploración. Según Martínez, lo que busca esta ronda es incrementar la exploración del país y pasar de los 42 millones de hectáreas de exploración adjudicadas en la actualidad –que incluyen áreas costa afueraa 90 millones. “Consideraríamos un éxito total si logramos adjudicar al menos 50% de toda la oferta disponible. Esto lo sabremos después de junio de 2010, fecha en la que se realizará la ceremonia de recepción y apertura de ofertas. En la página web www.rodacolombia2010.com, está publicada toda la información referente al proceso de selección así como los Términos de Referencia, en donde se encuentran los requerimientos de habilitación para las compañías interesadas. www.petroleo.com


Perupetro visita empresas asiáticas Una delegación de la estatal de petróleos peruana, encabezada por su presidente, Daniel Saba De Andrea y los gerentes de Contratos, Exploración y Promoción y Relaciones Comunitarias, visitó las ciudades de Hanoi y Manila para sostener reuniones con altos funcionarios de las empresas PertroVietnam Oil & Gas Group y Philipine National Oil Company, con el propósito de promocionar áreas disponibles para la exploración de hidrocarburos

en Perú. PetroVietnam, es la empresa estatal de Vietnam encargada de todos los procesos relacionados con actividades de hidrocarburos, desde la exploración, pasando por el procesamiento hasta la distribución combustibles y derivados. Actualmente PetroVietnam es contratista de los lotes Z-47 y 162 ubicados en el zócalo central y en la selva norte, respectivamente.

Repsol incrementará su producción en Bolivia El presidente de Repsol, Antonio Brufau, y el presidente de Bolivia, Evo Morales, acordaron el desarrollo del bloque Caipipendi, que multiplicará por siete su producción de gas en los próximos cinco años, hasta alcanzar un total de 14 millones de metros cúbicos diarios. El bloque cuenta con unos recursos de 3,7 Tcfs (tres años de consumo de gas en España) para el total del consorcio, recursos que comenzarían a incorporarse a reservas probadas en los próximos meses. Brufau explicó al primer mandatario boliviano el compromiso de Repsol con la ejecución del plan de desarrollo del Bloque Caipipendi que permitirá multiplicar por siete los niveles actuales de producción en 2013 y que contará con una inversión aproximada de 400 millones de euros. El bloque Caipipendi está ubicado en la zona sur de Bolivia, en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Todos los reservorios del área serán desarrollados y explotados por el consorcio integrado por Repsol YPF Bolivia S.A. (37,5%-Operador), BG (37,5%) y PAE E&P Bolivia (25%) en el marco del Contrato de Operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

ExxonMobil recibe premio por su programa de gas natural La compañía recibió el Premio Star a la Excelencia Continua por parte de la Agencia de Protección Medioambiental de Estados Unidos (EPA por sus siglas en inglés), en reconocimiento a su programa de gas natural. Este premio reconoce a las empresas que aplican tecnologías costo-efectivas y prácticas de gestión para mejorar la eficiencia operativa y reducir las emisiones de metano. El Premio a la Excelencia Continua está dirigido a las compañías que anualmente realizan reportes voluntarios a la EPA y que demuestran un alto nivel de rendimiento en la reducción de emisiones, en la implementación de una variedad de tecnologías y prácticas, y apoyando las actividades del programa. ExxonMobil se unió al programa Star de la EPA en 1995. Desde entonces, la empresa ha reducido las emisiones de metano de sus operaciones de producción en Estados Unidos en más de 21 mil millones de pies cúbicos.

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novedades industriales

Bomba de cavidad progresiva con diseño de garganta abierta Moyno Inc. ofrece su bomba de cavidad progresiva Moyno 2000 G2, que presenta un diseño de tolva de garganta abierta para una alimentación positiva cuando se manejan lodos con alto contenido de sólidos o de semisecos. La bomba incorpora la junta universal de engranajes de corona que le permite resistir cargas torsionales y de empuje muy altas. El modelo G2 ofrece ratas de flujo de 400 galones por minuto y presiones de 350 psi. Entre otras características, esta bomba ofrece una mayor resistencia a la abrasión, altas eficiencias mecánicas y volumétricas y diferentes tamaños de tolva.

Los reactores de última tecnología de Shin Kori emplearán válvulas de control de Dresser Masoneilan

Servicio al lector 303

Axens moderniza refinería de Talara en Perú La empresa peruana de petróleo, Petroperú (Petróleos del Perú) y Axens firmaron un primer contrato para la modernización de Talara, la refinería más grande de Petroperú. El principal objetivo es expandir la refinería con nuevas unidades de productos de mejor calidad. Las tecnologías que se proveerán, serán: Hidrotratamiento de nafta –13.300 barriles por día (bpd) Reformador semirregenerativo –9500 bpd

Auramarine: nuevo competidor en el mercado de sistemas de tratamiento de agua de lastre Auramarine Ltda. está aplicando su experiencia en el flujo de líquidos en un nuevo segmento que beneficia el medio ambiente. Ahora compite en el mercado de los sistemas de tratamiento de agua de lastre. En este momento, el proyecto está en una extensa etapa de pruebas y se espera que obtenga todas las certificaciones necesarias y que los productos se empiecen a comercializar formalmente en el segundo semestre de 2010. Con esto, Auromarine entrará en un mercado muy prometedor, ya que se espera que para el año 2019 al menos 50.000 embarcaciones cuenten con este tipo de sistemas de tratamiento de aguas de lastre. El proyecto se enfocó en entender las condiciones del agua de lastre y le apuesta a un sistema flexible que pueda ser ajustado para diferentes tipos de embarcaciones, de acuerdo con el tipo de operaciones.

Dresser Masoneilan, proveedor de válvulas de control para Korea Hydro and Nuclear Power

El agua de lastre está bajo estricta supervisión de la Organización Marítima Internacional (IMO por sus siglas en inglés), preocupada por la cantidad de efectos sobre el medio ambiente que puede tener el agua de lastre de las embarcaciones.

Servicio al lector 311

10 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

Unidad de desulfurización de gasolina FCC –9500 bpd Unidad para el tratamiento de Gas Líquido de Petróleo (GLP) insaturado –8000 bpd La refinería de Talara, ubicada en el departamento de Piura, fue la primera refinería de Perú. Petroperú es dueña de otras tres refinerías en el país: Conchan en Lima, la refinería de Iquitos en Loreto y la refinería El Milagro en el Amazonas.

Dresser Masoneilan ha sido elegida como proveedora de válvulas de control por parte de Korea Hydro and Nuclear Power. Los reactores Shin Kori, actualmente en fabricación, emplearán sus válvulas de control. Cuando estos reactores estén en operación en el 2013 y 2014, producirán 1400 MWe cada uno, convirtiéndose en dos de los más grandes reactores nucleares de plantas modernas del mundo. Dresser Masoneilan proveerá las válvulas de control y soporte operacional a lo largo de los 60 años estimados como vida útil de los reactores. Dresser Masoneilan tiene sus oficinas principales en Houston, Texas. Especialista en aplicaciones de servicios y diagnóstico de instalaciones en la industria de la generación energética y de gas y petróleo, está presente en más de 100 países. Servicio al lector 305

Servicio al Lector 301

Primer arribo a la terminal Oiltanking Merak PT Oiltanking Merak recibió su primer buque y lo descargó de manera satisfactoria en su recién construida terminal ubicada en Merak, provincia de Banten, Indonesia. Con el descargue exitoso del ‘Torn Mathilda’, el primer buque en la historia de la terminal, se dio inicio a las operaciones de manera oficial. Esta terminal está autorizada a recibir buques con bandera internacional y con la ayuda de todas las autoridades relacionadas manejó el primer arribo sin ningún contratiempo. La nueva terminal le ofrece a Jakarta una solución de suministro más económica por tener acceso sin congestiones a la infraestructura de autopistas, que va en constante mejora. La terminal, que dispone de 21 tanques con una capacidad total de 2.825.000 barriles, ofrece una instalación para facilitar la distribución por toda Indonesia. Servicio al lector 310

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Piense globalmente. Actué responsablemente. Los procesos de recuperación y refinación de metales preciosos de Sabin, elevan la protección ambiental a un estado avanzado para la seguridad y el cumplimiento de las regulaciones. Su ventaja: su paz mental asegurada, y nuestra promesa de máximo retorno de valor de sus materiales conteniendo metales preciosos.

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novedades industriales

BJ Services aplica energía electromagnética para remediar pozos más de 60 sistemas de tratamiento eco wave confirman una estimulación libre de químicos en yacimientos subexplotados La empresa de servicios BJ Services Company anunció una nueva tecnología para aumentar la producción en yacimientos subexplotados mediante una combinación de frecuencia de ondas electromagnéticas que afectan el enlace molecular del fondo del pozo. El sistema transmite ondas de radio de alta frecuencia y microondas en el pozo a baja potencia para eliminar e inhibir la deposición orgánica y mejorar la humectación del yacimiento. El sistema EcoWave incluye un generador/amplificador de frecuencia, una fuente de potencia portátil y una antena. La antena se extiende dentro de la tubería a través de la cabeza del pozo. A medida que la energía electromagnética es transmitida en una combinación adecuada de frecuencias de onda, se alteran los ciclos de giro de los protones y los electrones de los depósitos. Estas ondas inhiben la aglomeración de depósitos. Los sistemas permiten ventajas ambientales y de seguridad pues eliminan la necesidad del uso de químicos, aplicaciones de agua y petróleo caliente y frío entre otros.

los probadores de presión de vapor de grabner instruments permiten mediciones en mezclas de gasolina y etanol

Servicio al lector 304

Lanzamiento de la versión 5 de Seaware Routing Seaware AB anunció el lanzamiento de una actualización de su software Seaware Routing, consistente en una optimización de la ruta de navegación de los barcos. El software está diseñado para facilitar la presentación de las condiciones climáticas en la ruta de navegación. La nueva actualización está siendo enviada a todos los clientes del software.

Con esta actualización, enfocada en los tramos cortos, se prevén grandes ahorros en combustible. El programa presenta el costo del combustible, el costo diario del barco y la tripulación y el impacto en costo de no llegar al destino a tiempo, lo cual permite predecir la mejor ruta para un mayor ahorro. Servicio al lector 302

Detectores de gas y llama con protocolo Hart Una oferta completa de detectores de gas y de llama con protocolo Hart se encuentra disponible por parte de General Monitors. Estos instrumentos de seguridad protegen a empleados, equipos e instalaciones del peligro de los gases de hidrocarburos, gases tóxicos, el agotamiento del oxígeno y las llamas. El protocolo Hart es un protocolo de comunicaciones de instrumentación, de fácil uso, que entrega una señal de comunicación uniforme y consistente sin interrumpir la integridad de la señal análoga 4-20 mA. Este protocolo permite acceso a la información de configuración del dispositivo, diagnóstico y registros de alarmas y de mantenimiento. Los comandos básicos de Hart permiten que el sistema se configure de una manera sencilla y facilitan un ajuste en tiempo real para suplir las necesidades específicas de la apli-

cación. Este acceso continuo y en tiempo real de la información mejora el control considerablemente. General Monitors ofrece este protocolo de

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Mezcla de etanol: cómo prevenir el bloqueo por vapor

comunicación en sus detectores de gas, detectores de llama, y detectores de sulfuro de hidrógeno, entre otros. Servicio al lector 309

Imagínese ir conduciendo su carro y que el motor se pare súbitamente. Cuando vuelve a darle arranque al motor este vuelve y se detiene. Luego de llamar al servicio de grúa y llevar el carro al concesionario y cambiar múltiples piezas, encuentra que esa no es la solución a su problema. Cada año les pasa esto a miles de propietarios de vehículos en el mundo y la razón es que se presenta un bloqueo por vapor que obliga al motor a detenerse súbitamente. Entre mayor la temperatura y mayor la altitud, es más probable que los vapores de la gasolina causen un bloqueo por vapor, lo que impide a la línea de combustible enviar combustible al motor. En las especificaciones para el mundo automotor, la temperatura a la cual una relación de 20 (vapor) a 1 (líquido) se alcanza, comúnmente conocida como T(V/L)=20, indica el riesgo de un combustible en particular de causar un bloqueo por vapor. Esta tendencia es mucho mayor en mayores alturas y climas más calientes. A medida que las refinerías le agregan más y más etanol a la gasolina, y a medida que cada día se experimentan climas con temperaturas más elevadas por cuestiones de calentamiento global, se ha tornado muy interesante medir el riesgo de que se presente un bloqueo por vapor. La presión de vapor del etanol es mucho más baja que la presión de vapor de la gasolina. El agregar etanol a la mezcla hace que esas temperaturas en donde se presentan bloqueos por vapor, se alcancen más rápidamente debido a que son menores cada vez a medida que aumenta la relación entre etanol y gasolina en la mezcla. Servicio al lector 307

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Technip obtiene contrato en el campo de desarrollo The Golliat en Noruega Eni Norge As le ha adjudicado un contrato de ingeniería, compras, construcción e instalación a Technip, por un valor aproximado de 200 millones de euros. El contrato será desarrollado en el campo The Golliat. Este campo va a ser el primero en producir petróleo en Noruega al norte del círculo ártico en el mar de Barents. El campo está ubicado aproximadamente a 85 kilómetros al

noroeste de la ciudad de Hammerfest en la costa noruega. El precio global del contrato incluye el suministro y la instalación de los sistemas de tubería dentro del campo, incluidos los elevadores flexibles (2), las líneas de producción de lodos (3) completas con los sistemas de calefacción directos, y líneas de inyección de gas y agua. Golliat es el primer gran contrato adjudicado a

Technip por Eni Norge. El proyecto será ejecutado por el centro de operación, ubicado en Oslo, Noruega. Las fases de instalación del proyecto están planeadas para hacerse en tres fases entre 2011 y 2013. El campo está repartido en 65% para Eni Norge, que ejerce como operador del mismo, y 35% para StatoilHydro. Servicio al lector 308

Baker Hughes alcanza un aislamiento de 24 etapas en Bakken Shale este logro permite reducir los costos de operación y mejora el desempeño en el completamiento de pozos para whiting petroleum

RENGEN PARTICIPA EN EL DESARROLLO DE MÉXICO MEDIANTE LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS SOLUCIONES MÁS EFICACES A LOS PROBLEMAS DE SUMINISTRO ENERGÉTICO.

Este es uno de los mayores casos de aislamiento obtenidos mediante la tecnología de bola/camisa. El sistema de fracturación de múltiples etapas Baker Oil Tools FracPoint EX, usado en el Ogden 11-3H, permitió que se aislara en 24 etapas diferentes con una presión de 8000 psi mientras que se alcanzaron altas ratas de fracturación. La relación entre Baker Hughes y Whiting Petroleum en Dakota del Norte, ha permitido alcanzar mejores tecnologías para trabajos más eficientes y efectivos. El campo de Bakken Shale ha aumentado su actividad debido a las mejoras en las tecnologías de fracturación con sistemas de camisa y empacadores de múltiples etapas. Baker Hughes es un proveedor de servicios en consultoría de yacimientos, perforación, evaluación de yacimientos y elementos de producción para la industria del gas y el petróleo a escala mundial. Servicio al lector 306

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exploración y producción

Tecnología del gas natural LAS INNOVACIONES TECNOLÓGICAS EN E&P DEL GAS NATURAL PERMITEN SATISFACER LA CRECIENTE DEMANDA, EN FORMA MÁS SEGURA Y EN CONDICIONES CADA VEZ MÁS DIFÍCILES. fuente: natural gas supply association

EN LOS ÚLTIMOS 30 AÑOS, LA INDUSTRIA

del petróleo y del gas natural se ha transformado en una de las más avanzadas tecnológicamente en Estados Unidos. Las innovaciones han transformado la industria en líder tecnológico, en todos los segmentos de la misma. Aquí presentaremos el papel de la tecnología en la evolución de la industria del gas natural, con un enfoque

en las tecnologías del sector de exploración y producción (E&P), así como algunas innovaciones que han tenido un profundo efecto sobre el potencial del gas natural. En los últimos tiempos, la demanda de gas natural ha crecido considerablemente. Sin embargo, a medida que la industria en Estados Unidos y otros países se hace más madura, las fuentes disponibles interna-

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mente son más difíciles de encontrar y producir. A medida que se extraen los grandes yacimientos convencionales, el gas natural que queda en el subsuelo se encuentra en depósitos menos convencionales, más difíciles de descubrir y producir de lo que históricamente ha sido el caso. Sin embargo, la industria del gas natural ha podido mantener el paso de la demanda, produciendo www.petroleo.com


mayores volúmenes de gas natural a pesar de su naturaleza menos convencional y elusiva. La capacidad de la industria para aumentar la producción de esta manera es resultado directo de las innovaciones tecnológicas. A continuación describiremos brevemente algunos de los mayores adelantos tecnológicos recientes. Avances en el sector de E&P Las innovaciones tecnológicas en este campo han dotado a la industria de los equipos y prácticas necesarios para mantener el ritmo de la producción de gas natural con el paso de la creciente demanda. Estas tecnologías sirven para hacer que las tareas de exploración y producción sean más eficientes, seguras y respetuosas del medio ambiente. A pesar que los depósitos de gas natural se descubren a profundidades cada vez mayores, en regiones remotas e inhóspitas que presentan un ambiente difícil para la producción del gas natural, la industria de exploración y producción no sólo ha mantenido el paso necesario, sino que ha mejorado la naturaleza general de sus operaciones. Algunos desarrollos tecnológicos destacados en los sectores de exploración y producción incluyen: tan sólo en Estados Unidos 22.000 pozos menos de los necesarios en base anual, para desarrollar la misma cantidad de reservas de petróleo y gas que se desarrollaron en 1985. Si la tecnología hubiese permanecido constante desde 1985, hoy se requerirían dos pozos para producir la misma cantidad de petróleo y gas natural que un pozo en 1985. Sin embargo, gracias a los avances tecnológicos, un pozo de hoy puede producir dos veces más que uno en 1985. Los desechos de la perforación han disminuido sustancialmente debido a la mayor productividad de los pozos y al menor número de pozos necesarios. La huella de perforación que deja el sitio del pozo ha disminuido en hasta 70%, debido a los avances en tecnología de perforación, extremadamente útiles para perforar en áreas sensibles. Mediante el uso de taladros de perforación modulares y con la perforación de pozos angostos, el tamaño y peso de los taladros se pueden reducir hasta en 75% en comparación con los equipos de perforación tradicionales, reduciéndose así el impacto sobre la superficie. Si la tecnología, y por tanto las huellas de perforación, hubiesen permanecido inalteradas a los niveles de 1985, las huewww.petroleo.com

llas de la perforación habrían ocupado en Estados Unidos unas 7000 hectáreas más de terreno. Las nuevas técnicas de exploración sísmica y fuentes de vibración significan menos dependencia de los explosivos, para así reducir el impacto sobre el medio ambiente. Algunas de las principales y recientes innovaciones tecnológicas en exploración y producción incluyen: Sísmica 3-D y 4-D. El desarrollo de imágenes tridimensionales de sísmica ha cambiado substancialmente la naturaleza de la exploración en busca de gas natural. Esta tecnología usa técnicas tradicionales de imágenes sísmicas, combinadas con computadoras y procesadores poderosos para crear un modelo tridimensional de los estratos subsuperficiales. La sísmica 4-D cuatridimensional amplía la técnica agregándole el tiempo como cuarta dimensión, permitiendo al personal de exploración observar cómo las características subsuperficiales cambian con el tiempo. Hoy, los equipos de exploración pueden identificar más fácilmente los prospectos de gas natural, ubicar los pozos con más eficiencia, reducir el número de pozos secos perforados, disminuir los costos de perforación y recortar el tiempo de exploración. Eso aporta beneficios económicos y ambientales. Fracturación con CO2 y arena. Desde la década de 1970 se usan técnicas de fracturación para ayudar a aumentar la tasa de flujo de gas natural y petróleo desde las formaciones productoras subterráneas. La fracturación con CO2 y arena involucra el uso de una mezcla de sustentagrietas compuesta de arena y CO2 líquido para fracturar las formaciones productoras, creando y agrandando las grietas a través de las cua-

les el petróleo y el gas natural pueden fluir más libremente. Luego el CO2 se vaporiza, dejando solamente arena en la formación, que mantiene abiertas las grietas recién ensanchadas. Debido a que en este tipo de fracturación no se usan otras sustancias, no hay “residuos” del proceso de fracturación que deban retirarse. Esto significa que mientras este tipo de fracturación abre en forma efectiva la formación, y permite una mayor recuperación de petróleo y gas natural, no daña el yacimiento, no general residuos subterráneos y protege los mantos de agua subterránea. Tubería flexible. Las tecnologías con tubería enrollada o en carrete reemplazan a la tradicional sarta de perforación rígida con una larga sarta continua de tubería flexible. Esto reduce sustancialmente el costo de la perforación y brinda una huella de perforación mucho menor, requiriendo menos lodo, erección más rápida del equipo de perforación y reducción del tiempo normalmente requerido para efectuar las conexiones de la tubería de perforación. La tubería flexible también puede usarse en combinación con la perforación de pozo angosto (diámetro reducido) para brindar condiciones muy económicas de perforación y menos impacto sobre el medio ambiente. Medición al perforar. Los sistemas de medición al perforar (MWD) permiten recolectar información del fondo del pozo a medida que se perfora. Esto da a los ingenieros y a las cuadrillas de perforación acceso instantáneo a la información sobre la naturaleza exacta de las formaciones rocosas que encuentra la barrena. Así mejora la eficiencia de la perforación y la precisión en el proceso de perforación, permitiendo una mejor evaluación de la

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exploración y producción

formación a medida que la barrena avanza, y se reduce la posibilidad de daños a la formación y reventones del pozo.

campos existentes, y un medio eficiente para extraer más gas natural y petróleo de campos no agotados.

Pozos angostos. La perforación de pozos angostos es exactamente lo que su nombre indica: perforar un pozo de poco diámetro para llegar al depósito de gas natural o petróleo. A fin de considerarse pozo angosto, por lo menos 90% de un pozo debe ser perforado con una barrena de menos de 6 pulgadas de diámetro (en tanto que en los pozos convencionales se usan típicamente barrenas de hasta 12,25 pulgadas de diámetro). La perforación de pozos angostos o de pequeño diámetro puede mejorar sustancialmente la eficiencia de las operaciones de perforación, así como reducir su impacto ambiental. De hecho, los tiempos menores de perforación y las cuadrillas de trabajo más reducidas pueden traducirse en una disminución de 50% de los costos de la perforación de un pozo, con una huella de perforación hasta 75% menor. Por estas razones, la perforación de pozos angostos brinda un método para perforar en forma económica pozos exploratorios en áreas nuevas, perforar pozos más profundos en

Costa afuera. El sector de producción de crudo y gas natural costa afuera a menudo es referido como la “Nasa del Mar”, debido a los monumentales logros de perforación en aguas profundas que se han alcanzado gracias a los avances de la tecnología. Los yacimientos de petróleo y gas natural se están descubriendo en localidades marinas de láminas de agua cada vez más profundas. Las operaciones de perforación costa afuera eran los emprendimientos más riesgosos y peligrosos, pero la nueva tecnología, que incluye barcos y plataformas de perforación mejorados, dispositivos de posicionamiento dinámico y sistemas sofisticados de navegación ahora permiten la perforación marina segura y eficiente en aguas de más de 10.000 pies. Los avances mencionados brindan sólo un vistazo instantáneo a la tecnología cada vez más avanzada que se desarrolla y se pone en práctica en la exploración y producción del gas natural y el petróleo. Continuamente se desarrollan tecnologías y

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aplicaciones nuevas que sirven para mejorar el aspecto económico de la producción de gas natural, permitiendo producir yacimientos que antes se consideraban poco convencionales o antieconómicos para su desarrollo, y asegurando que el suministro de gas natural mantenga el paso de la demanda en crecimiento continuo. Existen suficientes fuentes de gas natural para satisfacer la demanda por un buen tiempo, y la tecnología desarrolla un enorme papel a fin de suministrar métodos ambientalmente sensatos y seguros para extraer esos recursos. Otras dos tecnologías que revolucionan la industria del gas natural incluyen el creciente uso del gas natural licuado (GNL) y las celdas de combustible de gas natural. Gas natural licuado El gas natural enfriado a -260 oF, a presión normal, resulta en la condensación del gas en forma líquida, conocida como gas natural licuado (GNL). El GNL puede ser muy útil, particularmente para el transporte ya que tiene un volumen 600 veces menor que el del gas natural. Aunque el costo de producción del GNL es razonable, los avances www.petroleo.com


de la tecnología están reduciendo los costos asociados con la licuefacción y refrigeración del GNL. Debido a que resulta fácil de transportar, el GNL puede tornar económicamente factibles los yacimientos de gas natural remotos para los cuales no es económico construir un gasoducto. Barcos metaneros. El GNL, cuando se vaporiza a la forma gaseosa, sólo arde en concentraciones de 5% a 15% mezclado con aire. Además, el GNL o los vapores asociados no explotan en un ambiente no confinado. Por eso, en el caso poco probable de un derrame de GNL, el gas natural tiene pocas probabilidades de entrar en ignición o explotar. La licuefacción presenta además la ventaja de retirar oxígeno, dióxido de carbono, azufre y agua del gas natural, resultando en un GNL que es casi metano puro. Típicamente, el GNL se transporta en barcos tanque especializados (metaneros) con depósitos de paredes aisladas y se mantiene en forma líquida a través de la autorrefrigeración, un proceso en el cual el GNL se conserva a su punto de ebullición, de manera que todas las adiciones de calor son contrarrestadas por la pérdida de energía del vapor de GNL que se desfoga del depósito y se usa para propulsar la embarcación. El creciente uso del GNL permite producir y comercializar yacimientos de gas natural que eran económicamente no recuperables. Aunque en la actualidad abarca un porcentaje bajísimo del gas natural utilizado, se espera que las importaciones de GNL suministren una fuente confiable de gas natural en muchas partes del mundo. En Sudamérica ya existen terminales de regasificación del GNL en Chile, Brasil y pronto en Argentina.

tión del combustible ni la adición de calor, que es común en la generación tradicional de electricidad. Cuando se usa hidrógeno puro como combustible y oxígeno puro como oxidante, la reacción que tiene lugar en una celda de combustible produce solamente agua, calor y electricidad. En la práctica, las celdas de combustible resultan en emisión muy baja de contaminantes dañinos, y la generación de electricidad confiable de alta calidad. El uso de celdas de combustible de gas natural tiene varios beneficios, que incluyen: Electricidad limpia. Las celdas de combustible brindan el método más limpio de producir electricidad a partir de combustibles fósiles. Aunque una celda de combustible de hidrógeno y oxígeno puros produce sólo agua, electricidad y calor, en la práctica las celdas de combustible emiten apenas trazas de compuestos de azufre, y niveles muy bajos de dióxido de carbono. Sin embargo, el dióxido de carbono producido por el uso de la celda de combustible puede recapturarse rápidamente a diferencia de ser descargado a la atmósfera. Generación distribuida. Las celdas de combustible pueden ser de tamaños extremadamente compactos, que permiten ubicarlas dondequiera que se necesite electricidad. Esto incluye aplicaciones residenciales, comerciales, industriales e incluso de transporte. Confiabilidad. Las celdas de combustible son unidades completamente encerradas, sin piezas móviles ni maquinarias comple-

jas. Eso redunda en una fuente confiable de electricidad, capaz de funcionar durante miles de horas. Son además fuentes generadoras muy silenciosas y seguras. Las celdas de combustible no producen picos de corriente, por lo que pueden usarse donde se necesite una fuente constante y confiable de electricidad. Eficiencia. Las celdas de combustible convierten en electricidad la energía almacenada en los combustibles fósiles mucho más eficientemente que la generación tradicional de electricidad a través de la combustión. Eso significa que se requiere menos combustible para producir la misma cantidad de electricidad. El National Energy Technology Laboratory calcula que si se usa en combinación con turbinas de gas natural, se pueden producir instalaciones de celdas de combustible que funcionarían en el rango de 1 a 20 megavatios a 70% de eficiencia, un valor mucho más alto que las eficiencias que pueden lograrse con métodos tradicionales de generación en el mismo rango de producción. Tradicionalmente, la generación de electricidad es un proceso ineficiente y muy contaminante. Sin embargo, con la nueva tecnología de celdas de combustible, se espera que la generación eléctrica cambie de manera sustancial en los próximos 10 a 20 años. La investigación en el campo de las celdas de combustible continúa, para asegurar que la tecnología sea refinada a un nivel en el cual resulte efectiva en costo para toda una variedad de requerimientos de generación eléctrica.

Celda de combustible de gas natural Las celdas de combustible accionadas por gas natural son una tecnología sumamente prometedora para la generación limpia y eficiente de electricidad. Las celdas de combustible tienen la habilidad de generar electricidad a través de reacciones electroquímicas, a diferencia de la combustión de combustibles fósiles. Básicamente, una celda de combustible funciona pasando corrientes de combustible (generalmente hidrógeno) y oxidantes sobre electrodos separados por un electrolito. Esto produce una reacción química que genera electricidad sin requerir la combuswww.petroleo.com

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perspectivas de la industria

son esencialmente el etanol y el biodiesel. El etanol se utiliza en motores que utilizan básicamente gasolina, mientras que el biodiesel se usa, como su nombre lo indica, en motores diesel. El primero se obtiene de alcoholes obtenidos del azúcar, provenientes directamente de cultivos como la caña de azúcar, la remolacha o el maíz, entre otros. Según el Departamento de Agricultura de Estados Unidos, del incremento reciente de producción de maíz, 80% se dedica para los combustibles, y solo EL 20% restante para el consumo como alimento. El etanol proviene de la fermentación de componentes de las plantas, especialmente almidones y azúcares. Con nuevas tecnologías se están aprovechando también biomasas de celulosa de árboles y pastos. El grano que se necesita para llenar el depósito de 25 galones de una 4x4 es el mismo que se necesita para alimentar una persona durante 1 año. Suponiendo que se llena el tanque cada dos semanas, durante un año, es el equivalente para alimentar durante el mismo periodo de tiempo a 25 personas. En el caso del biodiesel, se pueden utiliLOS BIOCOMBUSTIBLES TIENEN UN MENOR EFECTO zar biocombustibles obtenidos a partir de AMBIENTAL, ADEMÁS DE QUE PUEDEN COMBINARSE aceites o grasas, provenientes de plantas como la soya, el girasol, la palma, entre las DIRECTAMENTE CON COMBUSTIBLES FÓSILES EN FORMA más conocidas. También de grasas animaPARCIAL, A COSTOS MENORES, YA QUE NO REQUIEREN les o grasas recicladas, ya sea en forma pura CAMBIOS RADICALES EN LA TECNOLOGÍA ACTUAL. o como aditivo del diesel fósil, en un tratapor equipo editorial de petróleo internacional miento de esterificación, que consiste en la mezcla de dos componentes básicos, un BIOCOMBUSTIBLES SON AQUELLOS CARBURANTES que se obtie- aceite vegetal y un alcohol, en presencia de un catalizador, para acelenen de biomasa, organismos vivos (particularmente plantas) o sus rar el proceso químico y eliminar las impurezas. desechos. Biocombustible es un concepto que hace referencia a cualEstos esteres son la base del biodiesel, no tóxico, biodegradable y quier tipo de combustible que derive de la biomasa. renovable, y que pueden ser utilizados directamente como combustiSu uso genera una menor contaminación ambiental y son una ble en motores sin modificación alguna, o mezclado con el diesel conbuena opción para sustituir a los combustibles fósiles tradicionales, vencional fósil. como el carbón y petróleo, que debido a su escasez cada vez más notoDiversos países promueven el desarrollo de la producción de bioria, sufren alzas permanentes en sus precios. combustibles mediante subsidios u otras políticas, o han incorporado Los biocombustibles tienen la ventaja, en relación con otras fuen- en su legislación metas de sustitución de combustibles fósiles por biotes de energía, de un menor efecto ambiental, además de que pueden combustibles. combinarse directamente con combustibles fósiles en forma parcial, La Unión Europea proyecta mezclar todo su gasoil, con un 5.7% de a costos menores, ya que no requieren cambios radicales en la tecno- biodiesel en el año 2010. Estados Unidos planea reemplazar el 20% de logía actual. su consumo de petróleo en diez años, utilizando etanol. Brasil fue un El petróleo es energía proveniente de la fotosíntesis realizada hace pionero en la utilización de biocombustible, ya que hace treinta años millones de años; los biocombustibles, al utilizarse son el resultado de implementó un plan para reducir la dependencia del petróleo. Ahora fotosíntesis reciente, que origina una menor cantidad de dióxido de tiene excedentes de etanol, producido a partir de la caña de azúcar. carbono enviado a la atmósfera. Además, su naturaleza renovable le Argentina emitió una ley de biocombustibles, que tiene programado da ventajas adicionales sobre otras fuentes de energía. el corte obligatorio del 5% en gasolina y gasoil para el 2010. Colombia Los biocombustibles líquidos proporcionan actualmente aproxi- inicio el uso obligatorio de gasolina con etanol al 10%. madamente la energía equivalente a 20 millones de toneladas de De acuerdo con un estudio del Fondo de las Naciones Unidas para petróleo (lo que equivale al 1% del combustible utilizado mundial- la Agricultura y la Alimentación (FAO) y la Comisión Económica para mente para transporte por carretera, según el Comité de Seguridad América Latina y el Caribe (CEPAL), los países de Latinoamérica que Alimentaria Mundial 2007). Los biocombustibles más utilizados poseen mayor potencial para producir biocombustibles son Brasil,

Biocombustibles, ¿un giro necesario?

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costa afuera

Los paĂ­ses latinoamericanos que poseen mayor potencial para producir biocombustibles son Brasil, Argentina, PerĂş, Colombia, Bolivia, Paraguay y Uruguay.

Argentina, PerĂş, Colombia, Bolivia, Paraguay y Uruguay. Dentro de los mismos, los que tienen mayores condiciones para desarrollar etanol son Brasil, Argentina, Bolivia, Colombia, Paraguay y Uruguay. Con respecto al biodiesel, Brasil, Argentina, PerĂş, Colombia y Bolivia son los paĂ­ses con mayor potencial por sus cultivos de soya, o palma oleaginosa. En el caso de los paĂ­ses centroamericanos, tienen menor potencial debido a que su dieta es a base de maĂ­z, y en los del Caribe, por falta de disponibilidad de tierra para cultivos que sirvan para producir biocombustibles Adicionalmente, se estĂĄn desarrollando los llamados biocombustibles de segunda y tercera generaciĂłn, entre ellos los derivados de algas. Estas algas se consideran como productoras de alto rendimiento de biocarburantes, con la consecuente baja utilizaciĂłn de materia prima. Experimentos de laboratorio indican que las algas producen 30 veces mĂĄs energĂ­a por acre que los cultivos de vegetales en tierra. Las algas son relativamente fĂĄciles de desarrollar, pero su extracciĂłn de aceite es todavĂ­a muy difĂ­cil de lograr. Las algas marinas tambiĂŠn se consideran como de muy alto potencial en la producciĂłn de bioetanol o biogas. Otra fuente de biocarburantes de tercera generaciĂłn es la heliocultura, que es una nueva tecnologĂ­a para remover diĂłxido de carbono de la atmĂłsfera y que involucra la conversiĂłn directa del mismo en combustible utilizando la energĂ­a solar, desarrollando derivados de productos quĂ­micos sin la utilizaciĂłn de agua fresca o productos agrĂ­colas. Los de segunda generaciĂłn se consideran aquellos que provienen de cosechas vegetales, no utilizadas, como alimenticias.

No puede comprar un carrete mejor. %%'&0$%0!"(%&0 0"'%00#!(&' 

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Glosario BioenergĂ­a es el tĂŠrmino genĂŠrico dado a la energĂ­a derivada de materiales biolĂłgicos, incluidas las que se utilizan directamente como combustibles, que no se utilizan a gran escala; o las que se procesan para convertirlas en biocombustibles.

obtiene de la fermentaciĂłn de excrementos animales o humanos, o residuos de cosechas vegetales. Su uso estĂĄ restringido como combustible para funcionamiento de dispositivos domĂŠsticos o maquinaria menor que genera electricidad.

Biocombustibles. EstĂĄn definidos como los lĂ­quidos y gases utilizados como combustibles en reemplazo de la gasolina o el diesel y que se obtienen a partir de materia prima biolĂłgica.

Bioetanol. Procede de materiales vegetales como tubĂŠrculos, caĂąa de azĂşcar, cereales etc. El material es triturado, fermentado y destilado para obtener el alcohol del etano (etanol), para ser mezclado o sustituir completamente a la gasolina en los motores.

Biomasa. Es la masa resultante de materiales biolĂłgicos, bĂĄsicamente plantas, destinada a reemplazar los combustibles fĂłsiles en electricidad y, o calor. BiogĂĄs. Un gas rico en metano que se

             

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Biodiesel. Es el carburante obtenido de plantas oleaginosas mediante procesos quĂ­micos de esterificaciĂłn, en presencia de un alcohol y un catalizador.

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exploración y producción

Después del presal, ¿el subsal del postsal? EL DESCUBRIMIENTO DE GIGANTESCAS RESERVAS DE CRUDO EN LA CAPA LLAMADA PRESAL ELEVÓ A BRASIL AL GRADO DE POTENCIA ENERGÉTICA MUNDIAL Y POPULARIZÓ UN TÉRMINO NUEVO. DESDE EL DESCUBRIMIENTO DE LAS gigan-

tescas reservas de hidrocarburos del llamado presal brasileño hace dos años, la palabra dejó de ser una ilustre desconocida para transformarse en parte del vocabulario básico en periódicos, revistas y sitios de internet de todo el mundo. Sin embargo, no todos conocen la existencia de otra palabra en el universo petrolero, casi desconocida en Brasil: el subsal.

El presal es la capa geológica formada antes de una extensa capa de sal, que puede sobrepasar los dos mil metros de espesor. Esta sería llamada capa madre de sal, o sea la faja original de acumulación de sal en el océano. Y la capa formada geológicamente después de la de sal se denomina postsal. Eso significa que la arena, la materia orgánica y otros detritos se acumularon en un período posterior a la capa original de sal.

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El subsal Esta forma de clasificación (presal versus postsal) considera la edad de formación de las diferentes rocas donde hay potencial para la generación y acumulación de hidrocarburos. El término subsal es ya otra manera de observar las camadas del océano, que sólo considera su ubicación en relación con una capa de sal, ya sea la capa madre o cualquier faja de sal. En este caso podemos hablar del subsal (debajo de la sal) o del sobresal (encima de la sal), independientemente del período geológico en el cual se formó tal camada. www.petroleo.com


En general, la mayor parte de las áreas del subsal son presal, o sea que se formaron en un período anterior al de la capa de sal. Pero, debido a movimientos tectónicos, la sal puede escurrirse de la capa madre por alguna fractura geológica, formando una segunda capa o faja de sal. Así se crea una nueva cavidad y dentro de esta área puede haber generación de petróleo –explica el geólogo Ivan Simões, integrante del Comité de Exploración y Producción del Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP). Ese sería el petróleo en el subsal, pero en el área del postsal. O sea, está debajo de una capa de sal, pero en un área que geológicamente se formó después de la capa de sal. Para explicar cómo es posible la formación de una segunda capa de sal, Simões hace una analogía entre la sal y la pasta de moldear (plastilina). La sal tiene la capacidad de deformarse bajo presión y escurrirse por las fisuras. La sal que se escurre, formando la segunda capa de sal, puede mantenerse ligada a la capa madre o desligarse completamente, dice el geólogo. En Brasil ya se verificó la existencia del subsal en el presal, en el área donde están las nuevas reservas de petróleo. Sobre la existencia de petróleo en el subsal en la capa del postsal, el geólogo dice que hay señales de reservas en esta área, pero todavía no están confirmadas ni exploradas. Para Ivan Simões, la Cuenca de Santos es la que tiene más probabilidades de contener petróleo en el subsal del postsal. Según dice, como el espesor de la capa madre de sal en esta región es mayor –más de 2000 metros– resulta también mayor la probabilidad de movimientos geológicos. Subsal en el postsal del golfo de México Simões destaca que existe amplia exploración de petróleo en el subsal del postsal en la región del golfo de México, de Estados Unidos. Más aún, se cree que también contenga reservas de crudo en esa área en el oeste de África. Las empresas activas en el golfo de México explotan desde hace muchos años petróleo en el subsal del postsal, o sea, en el área que se formó después de la capa madre de sal. “Ya he visto estudios sísmicos que indican la existencia de petróleo en el subsal y el postsal de Brasil”, afirma. Recalca, sin embargo, no haber sido informado de cuáles serían esas áreas.

Tecnologías semejantes de exploración Pese a la diferente ubicación del presal, Simões explica que no hay diferencias entre la tecnología usada para explorar en busca de petróleo en el subsal del postsal o en el presal. “La dificultad tecnológica de exploración resulta semejante, pero no es posible predecir si el costo va a ser más alto o más bajo”, agrega Ivan Simões. No obstante, para Rafael Schechtman, profesor de la Universidad de Río de Janeiro y miembro del Centro Brasileiro de Infraestrutura, el costo tiende a ser más bajo ya que las capas secundarias de sal son generalmente más delgadas que la capa madre. Otros factores siguen influyendo en el costo, por ejemplo, la distancia de la costa. Si consideramos que otras condiciones se mantienen igual, las capas secundarias de sal generalmente tienen un espesor menor y eso tiende a significar un costo menor de exploración. Es necesario ver otros factores como la distancia de la costa y la profundidad de las reservas. Cuanto más lejos, más cara será la exploración debido a los costos mayores de transporte, explica Schechtman. El presal duplica las reservas de Brasil Según Petrobras, las pruebas preliminares realizadas en cuatro áreas del presal (tres en la Cuenca de Santos y una en la de Campos) indican volúmenes recuperables de 10.600 a 16.000 millones de barriles equivalentes (crudo y gas). En caso de que este volumen sea confirmado, tras la evaluación de los descubrimientos, las reservas brasileñas de hidrocarburos se duplicarían. Actualmente esas reservas alcanzan la cifra de 14.000 millones de barriles de petróleo equivalente. El campo de Tupi, ya en producción, tiene el mayor volumen de reservas recuperables, de 5000 a 8000 millones de barriles, seguido por el campo Iara, también en la Cuenca de Santos (entre 3000 y 4000 millones de barriles), Guará con 1100 a 2000 millones de barriles, y Parque das Baleias (en la Cuenca de Campos, frente a las costas de Espirito Santo) con 1500 a 2000 millones de barriles.

en www.petroleo.com Encuentre información relacionada. Lea: ¿Qué pasará con el presal brasileño? ››digite: 71718 Servicio al Lector: 7

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perspectivas de la industria

Colombia recupera su importancia energética mar caribe santa marta barranquilla cartagena

coveñas

panamá

cúcuta

venezuela

turbo medellín océano pacífico bogotá ibagué

buenaventura cali

tumaco mitú

pasto

ecuador

TRAS UN PERÍODO DE DECLINACIÓN continua, en años recientes Colombia ha visto un aumento de su producción petrolera. El gobierno colombiano ha llevado la privatización parcial de la estatal Ecopetrol en un intento por revivir su industria petrolera upstream. Además, ha efectuado una serie de reformas regulatorias para hacer al sector más atractivo para la inversión privada. Históricamente, el sector petrolero ha sido blanco de los ataques de grupos insurgentes, pero la situación ha mejorado en años recientes con una reducción sustancial del número de ataques contra la infraestructura de energía colombiana. Aunque la situación de seguridad ha mejorado, el antiguo conflicto civil de Colombia ha afectado negativamente al sector energético del país, y los oleoductos y líneas eléctricas todavía sufren sabotajes ocasionales de los grupos insurgentes. En 2006, Colombia consumió un total de energía de 1,3 trillones de BTU. El petróleo constituyó la mayor parte de ese consumo, seguido por la hidroelectricidad. Colombia es también un importante productor de car-

consumo total de energía en colombia por tipo, 2006 perú

brasil leticia

POLÍTICAS GUBERNAMENTALES SENSATAS HAN DETENIDO LA TENDENCIA DECRECIENTE DE LA INDUSTRIA PETROLERA, QUE YA COMENZÓ A MOSTRAR INCREMENTOS. LAS RESERVAS DE GAS Y CARBÓN CUBREN AMPLIAMENTE EL CONSUMO INTERNO Y LA EXPORTACIÓN. fuente: energy information administration, u.s. department of energy.

otras renovables < %

1

energía hidroeléctrica

30%

carbón %

8

gas natural

18%

petróleo %

43

fuente: iea international energy annual 2006

22 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

www.petroleo.com


producción y consumo de petróleo de colombia

los cinco mayores productores de petróleo de sudamérica, 2008

900

2.643

800

768

millones de toneladas cortas

miles de barriles diarios

2.420

600

504

700

producción

600 500 400

consumo

300 200 100

venezuela

brasil

argentina

colombia

ecuador

0 1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

año fuente: eia short term energy outlook

fuente: eia country energy profiles; short term energy outlook

bón de alta calidad. Debido a que el país depende de la generación hidroeléctrica para el grueso de sus necesidades de electricidad, puede exportar casi toda su producción de carbón y se ha tornado en uno de los mayores exportadores de carbón del mundo.

dad en Colombia también ha contribuido significativamente a ese renovado interés por parte de las empresas petroleras internacionales. Como resultado de estas mejoras, Colombia comenzó a detener la caída de su producción petrolera e incluso a experimentar cierto crecimiento. No obstante, el país todavía se enfrenta a muchos retos en su sector petrolero, que incluyen la falta de reservas probadas y tasas altas de declinación de sus campos más grandes. Además, es posible que el aumento de producción visto en 2008 haya sido influenciado en gran parte por los precios más altos del crudo en el mercado mundial, que proporcionaron incentivos adicionales para invertir en campos marginales. Finalmente, no está claro si los recientes flujos de inversión pueden mantenerse a corto plazo, debido a la debilidad de la economía mundial. Como resultado, la Energy Information Administration pronostica que la producción petrolera de Colombia decaerá a un promedio de 4% anual en el corto plazo, llegando a 590.000 b/d en 2009 y a 550.000 b/d en 2010.

Petróleo Según una acreditada publicación de la industria, Colombia tenía en 2009 reservas probadas equivalentes a 1360 millones de barriles, las quintas más grandes de Sudamérica. El país produjo 600.000 barriles diarios (b/d) en 2008, más de los 540.00 b/d producidos en 2007. Antes de ese aumento de producción en 2008, el volumen de crudo producido por Colombia había permanecido casi constante, después de un período de decrementos continuos: en 1999, Colombia alcanzó su producción máxima de 830.000 b/d. La principal causa de la caída de producción fue la declinación natural de sus campos y la falta de nuevos descubrimientos de consideración. Sin embargo, una combinación de cambios del marco regulatorio y una mejor situación de seguridad contribuyeron a aumentar la inversión en el país. Con un consumo calculado en 267.000 b/d en 2007, Colombia exporta algo más de la mitad de su producción. El grueso de las exportaciones (155.000 b/d) fue a Estados Unidos en 2007. Mucho del crudo colombiano es más liviano y más dulce que el de los otros grandes productores de América Latina, con sus tres principales crudos de exportación (Cusiana, Cupiagua y Orito) con densidades entre 28° y 36° API. Desde 1999, el gobierno colombiano ha tomado medidas con el fin de hacer que el clima de inversiones sea más atractivo para las compañías petroleras internacionales. Las iniciativas en el sector básico de la industria (upstream) incluyen permitir que las petroleras extranjeras posean 100% de las acciones en los emprendimientos petroleros; establecimiento de una escala menor y decreciente de regalías petroleras; licencias de exploración más largas, y obligar a Ecopetrol, la empresa nacional petrolera, a competir con las empresas operadoras privadas. El gobierno ha emitido acciones de Ecopetrol en la Bolsa de Nueva York, aunque retiene una participación mayoritaria en la compañía. Estas reformas han despertado un interés renovado en el sector de exploración y producción, con niveles récord de perforación exploratoria y de desarrollo. La mejora de la situación de seguriwww.petroleo.com

Exploración y producción El grueso de la producción de crudo de Colombia tiene lugar en las estribaciones de los Andes (piedemonte) y en la selva amazónica del oriente. El campo más grande del país es el complejo de Cusiana/Cupiagua operado por BP. Este complejo representa la mayor parte de la caída nacional de producción de Colombia, habiendo declinado más de 50% desde 1999. El segundo campo más grande de Colombia es Caño Limón, operado por Occidental, que también ha registrado caídas significativas de producción. Otros proyectos petroleros importantes de Colombia incluyen el campo Suroriente, operado por un consorcio liderado por Petrotesting Colombia; el campo Guando, a cargo de Petrobras; el campo Rubiales manejado por Meta Petroleum, y el bloque Orito, operado por Petrobank Energy and Resources de Canadá. Colombia tiene numerosos campos pequeños distribuidos por las regiones petroleras del país. También existen vastas áreas inexploradas potencialmente ricas en hidrocarburos. Colombia comparte muchas de las mismas características geológicas de su vecino Venezuela, rico en petróleo. En septiembre de 2008, Colombia otorgó licencias a nueve compañías para explorar la Diciembre 2009 / Enero 2010 / PETROLEO Internacional 23


perspectivas de la industria

Oleoductos Colombia tiene cinco oleoductos principales, cuatro de los cuales conectan campos productivos con el terminal de exportación de Coveñas, sobre el mar Caribe. Estos incluyen el oleoducto Ocensa, de 800 kilómetros, que transporta 615.000 b/d de los campos de Cusiana y Cupiagua; el oleoducto Caño Limón, de 740 kilómetros, y los oleoductos más pequeños de Alto Magdalena y Colombia Oil. El quinto oleoducto, el TransAndino, lleva crudo del campo Orito en la Cuenca del Putumayo al puerto colombiano de Tumaco sobre el Pacífico. El oleoducto TransAndino también lleva crudo producido en Ecuador. En 2008, Ecopetrol otorgó una licitación para la construcción de un nuevo oleoducto de 24 pulgadas que conectará el campo de Rubiales. El oleoducto de los Llanos Orientales también ayudaría a mantener la inversión en nueva producción en la región. ‘Downstream’ En 2008, Colombia tenía una capacidad de refinación de 285.850 b/d de crudo. El país tiene cinco refinerías principales, todas propiedades de Ecopetrol. La más grande es la de Barrancabermeja-Santander, con capacidad de 205.000 b/d. En 2006, la firma suiza Glencore International y Ecopetrol lanzaron un programa de ampliación de US$800 millones en la refinería de Cartagena. El proyecto, programado para completarse en 2010, aumentará la producción de la planta de 75.000 a 140.000 b/d y la modernizará para entregar productos refinados que cumplen especificaciones más altas. Aunque Colombia es un exportador neto de petróleo, debe importar algunos productos refinados a medida que la demanda interna supera la capacidad de producción. En 2008, Ecopetrol otorgó a Foster Wheeler el contrato para modernizar la refinería de Barrancabermeja, mejorar su aptitud para procesar crudos pesados, aumentar su producción de combustibles limpios y ampliar su capacidad de destilación a 300.000 b/d Biocombustibles. Según un grupo colombiano de la industria, Colombia produjo 5800 b/d de etanol durante la primera mitad de 2008. Además, un grupo comercial colombiano calcula que ese año el país produjo 17.000 b/d de biodiésel. En Colombia se han anunciado varios nuevos proyectos de biodiésel en los últimos años. En 2006, un consorcio de empresas colombianas anunció que construiría tres plantas de etanol en el país, con una capacidad total de producción de 5600 b/d. Las plantas servirán principalmente al mercado de exportación, pero también venderán algo de su producción localmente. En 2007, Ecopetrol formó un emprendimiento conjunto con productores locales de aceite de palmera para construir una planta de biodiésel en Barrancabermeja, con capacidad de 2000 b/d. Ecopetrol tiene como objetivo mezclar la mayor parte de la producción de la planta con combustible diésel convencional producido en su refinería de esa localidad. La ley colombiana requiere que la gasolina contenga una mezcla de etanol de 10%, en tanto que el diésel debe contener una mezcla de biodiésel de 5%. Gas natural Informes de expertos indican que en 2009 Colombia tiene reservas de gas natural de 3,7 billones (millones de millones) de pies 24 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

producción y consumo de petróleo de colombia 80

producción

70 millones de toneladas cortas

Cuenca de los Llanos, cerca de la frontera con Venezuela, un área que ha recibido poca atención y que podría contener grandes cantidades de crudo pesado.

60 50 40 30 20

consumo

10 0 1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

año fuente: eia international energy annual

cúbicos. En 2006, el país produjo y consumió 255 mil millones de pies3, ambas cifras significativamente mayores que en 2005. Las reservas de gas natural de Colombia están distribuidas en 18 cuencas, siete de las cuales tienen producción activa. El mayor volumen de reservas de gas natural de Colombia está ubicado en la cuenca de los Llanos, aunque de la cuenca de La Guajira sale la mayor parte de la actual producción. Según un grupo colombiano ligado al gas natural, el país tiene suficiente producción y reservas de gas natural para suplir su demanda interna hasta por lo menos 2018. Gasoductos En Colombia hay unos 3200 kilómetros de gasoductos troncales. Los tres principales incluyen el de Ballena-Barrancabermeja, que une el campo Ballena, de Chevron, en la costa noreste, con Barrancabermeja, en el centro de Colombia; la línea BarrancabermejaNeiva-Bogotá, que integra la capital colombiana a la red de transmisión, y la línea Mariquita-Cali a través de las estribaciones occidentales de los Andes. Hay otros tramos menores de gasoductos operados por empresas privadas. En 2008, la distribuidora de gas natural Transoriente anunció que construiría un nuevo gasoducto para conectar el campo Gibraltar y la red nacional, con capacidad para transportar 30 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) Líneas de exportación. A comienzos de 2008 entró en marcha el gasoducto Antonio Ricaurte, que enlaza Colombia y Venezuela. Inicialmente la línea llevará gas natural colombiano de exportación del área de Punta Ballenas al occidente de Venezuela, con volúmenes contratados de 80 a 150 MMpcd. Sin embargo, los planes son revertir el flujo de la línea en 2012 para que Venezuela exporte 140 MMpcd de gas natural a Colombia. Carbón En 2006, Colombia tenía 7670 millones de toneladas cortas de reservas de carbón recuperable, que consisten principalmente de carbón bituminoso y una porción menor de carbón metalúrgico. El país tiene las segundas reservas más grandes de carbón de Sudamérica, ligeramente detrás de Brasil, la mayor parte concentrada www.petroleo.com


principales exportadores mundiales de carbón, 2007

millones de toneladas cortas

282

130

australia

indonesia

86

80

70

rusia

sudáfrica

colombia

fuente: eia international energy annual

en la península de La Guajira, en el norte, y en las estribaciones de los Andes. El carbón colombiano es de quema relativamente limpia, con un contenido de azufre inferior a 1%. Durante la década pasada, la producción se ha más que duplicado, llegando a 70,2 millones de toneladas cortas en 2006. Es muy probable que la producción de carbón de Colombia siga en aumento en los próximos años, a medida que continúan los desarrollos rentables a través del norte y el interior del país. El consumo de carbón de Colombia fue de 4,4 millones de toneladas cortas en 2006, quedando la mayor parte de la producción disponible para la exportación. Organización del sector. Colombia completó la privatización de su sector del carbón en 2004 con el cierre de Minercol, la antigua empresa estatal del carbón. El mayor productor de carbón del país es el consorcio Carbones del Cerrejón, compuesto por AngloAmerican, BHP Billiton y Glencore. El consorcio opera el proyecto Cerrejón Zona Norte (CZN), la mina de carbón más grande de Latinoamérica y la mayor mina de carbón a cielo abierto del mundo. El proyecto, que consta de un complejo integrado de mina, ferrocarril y terminal de exportación costero, produce unos 30 millones de toneladas anuales. Drummond opera la segunda mina de carbón más grande de Colombia, La Loma, un proyecto igualmente integrado de mina, ferrocarril y puerto, que produce 25 millones de toneladas al año. En 2008, Drummond recibió permiso para comenzar operaciones en la mina El Descanso, cerca de La Loma, que se espera comience a producir en 2010. Glencore opera las minas de carbón de Jagua y Prodeco, con una capacidad total de producción de 8 millones de toneladas por año.

país y 70% del carbón importado por Estados Unidos. Se cree que la planeada ampliación del canal de Panamá permitirá a Colombia exportar carbón a nuevos mercados en Asia. Algunas minas de carbón no integradas de Colombia exportan su producción por los puertos venezolanos de La Ceiba y Maracaibo. A fin de sostener el aumento de las exportaciones de carbón, Colombia necesitará invertir en infraestructura de transporte a fin de eliminar embotellamientos potenciales de producción. En mayo de 2006, el presidente Álvaro Uribe anunció planes para construir un terminal de exportación cerca de Santa Marta. La instalación tendrá características especiales para reducir la propagación del polvo de carbón en el área circundante, un popular destino turístico. Informes de la industria indican que el gobierno colombiano aprobó en 2008 el inicio de la construcción el puerto, que tendrá una capacidad de exportación de 35 millones de toneladas por año. Gas metano de carbón El gas metano de carbón (GMC) es un hidrocarburo gaseoso que aparece junto a las reservas de carbón. Es similar al gas natural y puede inyectarse a los gasoductos sin un tratamiento especial. En 2008 se informó que Drummond realizó el descubrimiento de 2,3 billones de pies3 de GMC en sus minas de Colombia. El GMC tiene el potencial de incrementar las reservas probadas de gas natural de Colombia, facilitar una mayor producción y permitir exportaciones adicionales a países vecinos.

Exportaciones Actualmente, la mayor parte de las exportaciones colombianas de carbón se dirigen a Europa, Norteamérica y América Latina, pues la vasta mayoría de la infraestructura de producción y exportación de carbón está ubicada en la costa del Caribe. En 2006, Estados Unidos importó 25,3 millones de toneladas de carbón de Colombia, cerca de la mitad de la capacidad total de exportación del Servicio al Lector: 8 www.petroleo.com

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eventos

ESPECIALISTAS DEL SECTOR ENERGÉTICO DEL MUNDO ENTERO DESEMBARCARON EN BUENOS AIRES PARA DISCUTIR EL FUTURO DE LA INDUSTRIA DEL GAS, MÁS DE 3200 DELEGADOS EN REPRESENTACIÓN DE 81 PAÍSES Y 270 COMPAÑÍAS PARTICIPANTES.

Conferencia Mundial del Gas LA CONFERENCIA MUNDIAL del Gas es uno de esos eventos que rompen las suposiciones, donde se presentan los avances e innovaciones que realiza la industria durante tres años y se intercambian conocimientos e ideas. Por esto, especialistas del sector energético del mundo entero desembarcaron en Buenos Aires para discutir el futuro

de la industria del gas, más de 3200 delegados en representación de 81 países y 270 compañías participantes. Un nutrido programa incluyó más de 300 exposiciones técnicas que se enfocaron en exploración, desarrollo y producción, reservas, temas de gas natural, HSE (health, safety y environment), seguridad, recursos humanos,

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desafíos sociales y temas relacionados con el project managment integrado. Realizada por primera vez en un país de América Latina, la conferencia, que se lleva a cabo desde 1931, estuvo basada en tres pautas estratégicas: el desafío energético global con vistas a 2030; la contribución de la industria del gas natural en función de garantía del suministro, seguridad y medio ambiente, y la integración regional de los mercados de gas como factor clave del impulso para el crecimiento económico sustentable. Una de las conclusiones principales, nodal, es que el gas natural mantendrá su rol primordial, abasteciendo la demanda de energía mundial durante muchas décadas. La demanda en segmentos tradicionales (generación eléctrica, calefacción/ refrigeración, materia prima, etc.) aumentará, contribuyendo a mejorar el medio ambiente a través de sus eficiencias y menores emisiones de carbono. Así mismo, el gas natural ocupará nuevos roles como combustible complementario a las fuentes renovables de energía, permitiendo la instalación y el desarrollo de las mismas, que son de generación intermitente. Inversiones. Las dudas que existen sobre las reservas y la falta de inversiones en general, en todos los países, imponen el desafío de desarrollar conocimientos para que el gas cumpla su papel presente y futuro en el mundo. En todo caso, primó el optimismo del lado de las oil majors. “El proyecto Gorgon, que costará US$37 mil millones, producirá suficiente gas natural para impulsar una ciudad de 1 millón de personas durante 800 años”, dijo George Kirkland, vicepresidente de Chevron. “Este es un motor de crecimiento a largo plazo con un acceso principal al mercado www.petroleo.com


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Surgimiento del ‘floating LNG’ y expansión de las turbinas de ciclo combinado de gas “Atrás quedó lo peor de la crisis”, diagnosticó el presidente del grupo español Repsol, Antonio Brufau. Agregó el vaticinio de “buenas perspectivas para la industria del GNL a escala mundial por la creciente demanda de este combustible limpio para su uso en la generación de electricidad, en reemplazo del carbón y de los combustibles líquidos, como el fuel oil”. Dio a entender que el futuro del gas está en los desarrollos no convencionales, como el que proviene de arenas compactas tight y de reservorios caracterizados como shale . “Los productores estadounidenses aumentaron la producción después que las formaciones shale de gas entraran en línea, desviando o cancelando las cargas de GNL que habían sido destinadas a Estados Unidos”, sostuvo Brufau. Esos envíos de GNL probablemente desembarquen en Europa o en la cuenca del Pacífico, dijo. El GNL es vital para países de fuerte consumo aislados de los centros de producción, como China. Brufau consideró que el equilibrio de los precios de este producto dependerá de los costos de la explotación del gas no convencional: tight, shale y coalbed mathane, que hace 20 años en Estados Unidos tiene un enorme potencial. Brufau dijo que el desarrollo de estas fuentes gasíferas tiene, además, dependencia de la demanda que exista y de los precios que

principales factores que influyen el desarrollo del mercado mundial del gas

variables mecroeconómicas y sociodemográficas

geopolítica disponibilidad y ubicación de los recursos de gas

demanda de gas normas y regulaciones gubernamentales

disponibilidad de capital de inversión

precios de la energía

participación del gas en el mercado energético primario

n ció uc as od e g pr d

Avances en las tecnologías de extracción de fuentes no convencionales Los avances en la tecnología para extraer gas del shale y coal bed methane (metano de la capa de carbón) se aceleraron radicalmente y cambiaron el equilibrio de energía global más rápido de lo previsto. Thomas Skains, presidente de American Gas Association, señaló que las empresas de investigación independiente difundieron reportes que “ratifican que el potencial para los recursos de gas no convencional es verdaderamente enorme”. El jefe ejecutivo de BP, Tony Hayward, afirmó que las reservas de gas natural probadas en todo el mundo se elevaron a 1,2 trillones de barriles de petróleo equivalente, suficiente para el suministro de 60 años, y tal vez más. “Hubo una revolución en los campos de gas en Norteamérica. Las estimaciones de las reservas son positivas y la tecnología abre el acceso a recursos no convencionales”, dijo. El gas no convencional actualmente en desarrollo aumentará las estimaciones de reservas globales de BP en 60%. Hayward, quien estudió geología en la Universidad de Birmingham, Inglaterra, sostuvo que el descubrimiento de nuevas reservas de estos gases en Estados Unidos es resultado de la aplicación de tecnologías de punta que puede “ser emplazada en otros lugares del mundo”. “Un campo donde estas técnicas fueron promovidas –Barnett Shale, cerca de Ft.Worth en Texas– casi sin ayuda de nadie modificó la producción de gas natural en Estados Unidos (…) La tecnología también

condujo a otros nuevos descubrimientos principales, no sólo en estados petroleros tradicionales como Texas y Louisiana, sino también en Pennsylvania, Ohio y en el interior de Nueva York. Como consecuencia de esto, las cifras del gas natural en Estados Unidos se transformaron en un muy corto período de tiempo”, matizó Hayward. Daniel Yergin, de IHS CERA, que moderó algunos paneles, precisó que las reservas de gas no convencional en la franja inferior de Estados Unidos llegan a 4000 trillones de metros cúbicos, mientras que en la superior son de 16.000 trillones de metros cúbicos, lo que calificó como “un enorme potencial”. Hayward no escondió el hecho de que los precios de comercialización del gas no convencional son bajos, dato que podría retrasar las decisiones de inversión en este sector. Sin embargo, aseguró que “lo sorprendente es que, a pesar de los precios, el gas no convencional es mucho más interesante que el gas convencional” para las empresas. “Habrá enormes volúmenes disponibles a precios moderados”, soslayó. Además, a lo largo de las exposiciones técnicas se resaltaron las probabilidades de hallar nuevas fuentes de gas no convencional en áreas como Europa central, Oriente Medio y el sudeste asiático, sitios donde hay grandes bases sedimentarias, aunque en el consenso se descartó ver el desarrollo de grandes proyecto offshore por los altos costos de inversión.

definición del precio del gas

in fr ae de str ga uc s tu ra

de Asia-Pacífico –dijo–. Tengo confianza en la capacidad de Chevron para seguir invirtiendo a largo plazo”. Otro de los temas claves desarrollados en varias de las conferencias fue cómo la importancia de un petróleo indexado puede comenzar a disminuir donde la competencia gas-on-gas y el desarrollo de los mercados negociados y los contratos existentes presentan oportunidades para el cambio, según afirma el Natural Gas Industry Study to 2030, realizado por International Gas Union. “El cambio del sector energético en el escenario mundial exige investigaciones y metas de largo plazo para que haya certeza de que no faltará gas. Esa seguridad sólo es posible mediante investigaciones y desarrollo de tecnologías, de forma constante y permanente”, reza el estudio.

cambio climático y preocupaciones ambientales

desarrollo tecnológico

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eventos

pozos de gas en estados unidos mowry

niobrara

gammon bakken excello/mulky

horton bluff antrim 35-76 tcf

green river

utica new albany 86-160 tcf marcellus

baxter mancos cane creek

huron monterrey chattanooga fayetteville

mcclure

floyd and conasagua/neal haynesville/bossier

hovenweep lewis and mancos 97 tcf pierre barnett and woodford palo duro barnett 25-252 tcf

recursos totales potencial de 500-100 tcf

el mercado pueda llegar a pagar. “La caída abrupta del consumo, particularmente en Europa, se compensará en tres años”, dijo Bernhard Reutersberg, director general de la alemana E.ON Ruhrgas. “La crisis financiera global y la desaceleración económica probablemente van a resultar en una contracción del consumo del gas natural este año, el primer declive en 50 años”, dijo el ejecutivo de la petrolera estatal malaya Petronas, Hassan Marican, durante su exposición. Al mismo tiempo subrayó que los cortes en la inversión por parte de las compañías de gas natural y petróleo podrán atrasar los proyectos de más de 30 millones de metros cúbicos de gas. “Las preocupaciones ambientales y la escasez de crédito resultaron en la eliminación de muchos proyectos”, afirmó. Petronas, que emitió un bono global en agosto, obtuvo más capital de lo planificado y la compañía no tiene ningún proyecto más para emitir deuda, dijo Marican. El gigante estatal malayo no contempla ninguna adquisición en este momento. Marican, miembro del directorio del Banco Central de Malasia, citó tecnologías como el floating LNG y las turbinas de ciclo combinado de gas (CCGT, por sus siglas en inglés) como forma de mejorar el atractivo del gas natural. También advirtió contra los recursos gubernamentales “a medidas

caney and woodford woodford pearsall

populistas” en reacción a presiones sociales y políticas, citando el peligro a la limitación de las exportaciones de gas o el establecimiento de precios límites domésticos y llamó “a acercamientos de colaboración en todas las regiones” que forjen la integración y funcionamiento de mercado del gas. Marican remarcó que sus comentarios son concordantes con el informe realizado por IGU para el panel estratégico: “Natural Gas and the Sustainability Question: How Many Answers Can We Provide?”, presentado por Trude Sundset, vicepresidenta de medioambiente y clima para StatoilHydro, quien postuló el dilema actual por las necesidades encontradas de asegurar una provisión de energía económica, y la reducción de los efectos sobre el cambio climático, sabiendo que casi 70% de las emisiones de CO2 están relacionadas con la generación de energía. El propósito del informe es el de explicar cómo el gas natural –aun siendo un combustible del grupo de los hidrocarburos– se ha transformado también en una parte importante para la solución del problema del cambio climático, al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, reemplazando en el mercado a otros combustibles con mayores emisiones de CO2, y a través del uso de tecnologías mucho más eficientes (como turbinas de gas o celdas

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de combustible). Dependiendo de la calidad del combustible, la combustión del gas natural puede emitir hasta 25-30% menos de CO2 que el petróleo y por lo menos hasta 40-50% menos que el carbón. En la actualidad, 41% de las emisiones se deben a la generación eléctrica. Sundset explicó que el cambio de las centrales eléctricas de carbón por CCGT cortaría las emisiones de CO2 globales en 20%, y citó también la potencial combinación del gas natural con las renovables como el biometano y el hidrógeno, como la experiencia en Europa de NaturalHy y el rol de liderazgo de la industria en el desarrollo de la tecnología de captura y almacenaje de carbono. Históricamente, el carbón ha sido una opción de las utilities. En Estados Unidos representa 50% de la generación eléctrica, pero es responsable por 80% de las emisiones. Y Hayward repitió en la conferencia que la tecnología de captura y almacenaje de CO2 será comercialmente viable “en al menos 10 años y será cara”. Hayward dijo que la industria está en medio de una evolución, no una revolución, en el aseguramiento del futuro mix energético. Hayward también mostró argumentos en referencia a que podamos pasar a una economía baja en emisiones de carbono de forma rápida, y señaló que “pese al rápido incremento del uso de las energías solares y eólicas, así www.petroleo.com


como de los biocombustibles, estas fuentes de energía aún no alcanzan el 2% del total de la producción energética global, por lo que continuaremos dependiendo durante un largo período de tiempo del carbón y los combustibles fósiles que están en rápido crecimiento”. El gas tiene también el mérito de depender de tecnología probada, dijo. Las alternativas desempeñarán un rol, pero resta ser definido este. “Tenemos que dar forma a esa evolución, construir un road map para la diversificación del suministro –dijo–, este programa varía por país y por sector (...) El mundo necesitará un suministro más diverso para la seguridad de energía y dirigir las políticas de cambio climático”. Mientras, para Coby van der Linde, catedrática y directora del Clingendael International Energy Programme, “habrá un crecimiento en el uso del gas a medida que los países actualicen sus agendas respecto al cambio climático”. Gazprom, entre geopolítica y profits Aleksei Miller, director de Gazprom, la mayor empresa productora de gas del mundo, fue enfático al afirmar que el desarrollo de la economía sólo es posible gracias a los hidrocarburos, una fuente a su criterio insustituible de momento, mientras aseguró que el gas es la energía más barata y la única que puede garantizar el suministro en momentos de demanda pico. “Para 2020, la población mundial va a llegar a 8500 millones de habitantes, con un aumento del consumo de gas per cápita

aportado principalmente por China, India, Brasil e Indonesia”, afirmó el máximo responsable de Gazprom, que provee 70% del gas que consume Europa. “China e India están en un impetuoso proceso de industrialización, urbanización y otras movilizaciones (...) la demanda de energía crecerá, pero habrá contribuciones limitadas de petróleo y energía nuclear, mientras las energías alternativas serán insignificantes”, dijo Miller en su discurso. Unos días antes, Brufau señaló que “el ingreso per cápita de los países emergentes, que hoy representan dos tercios de la economía mundial, y el hecho de que hay 1500 millones de personas que aún no tienen acceso a la energía eléctrica, permiten asegurar una creciente demanda de gas natural a largo plazo”. En cuanto a los precios del GNL, más costoso que el gas que circula por ductos, Brufau afirmó que “las reglas serán más complejas de lo que fueron hasta ahora, ya que los contratos no estarán tan ligados al precio del crudo y sí más en relación con la generación de electricidad”. Los temas políticos y geopolíticos pueden amenazar la continuidad del desarrollo económico óptimo de la industria de gas. Los acuerdos y las soluciones internacionales son necesarios para asegurar que las inversiones requeridas en lugares clave de la cadena de gas no sean retrasadas o impedidas. En el caso de Gazprom destaca el hecho que, tal como la industria petrolera, la geopolítica también desempeña un papel significativo en los mercados de gas

proyección del crecimiento de la población (tasas anuales de crecimiento).

3.0

1.980 - 06 2.007 - 08

2.5

porcentaje

2.0

1.5

1.0

0.5

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américa del norte

américa latina

europa

áfrica

medio oriente

países cis cis

asia

asia pacífico

total mundo

fuente: eia international energy annual

www.petroleo.com

natural. Una disputa entre Rusia y Ucrania vio intermitentes cortes en el suministro de gas natural a los países europeos en los últimos años. Procurando aliviar algunos de aquellos miedos, Miller dijo que Gazprom está comprometida a realizar sus obligaciones de largo plazo “y que es necesario” disipar los prejuicios ideológicos y políticos. Agregó que Gazprom es la empresa del sector con mayor cantidad de contratos de provisión a largo plazo en el mundo, por un total comprometido de 3 trillones de metros cúbicos hasta 2035. El directivo sostuvo que estos contratos son instrumentos que permiten financiar proyectos de capital en el sector para dar confianza a consumidores y transportadores de gas. “Las inversiones tienen que ser suficientes para garantizar el suministro a largo plazo”, afirmó Miller, al precisar que Gazprom invirtió US$25.000 millones. El directivo comentó que el gigante ruso tiene en marcha un proyecto para poner en funcionamiento en 2011 un gasoducto tendido por debajo del mar Báltico, que conectará Rusia con el norte de Europa y otro que llevará a partir de 2015 gas al sur de Europa a través de Bulgaria, Hungría, Grecia y Serbia. Precisó que, además, la compañía trabaja en desarrollar sistemas de almacenaje de gas en el subsuelo para garantizar la provisión en momentos de alta demanda. Así mismo, dijo que Gazprom realiza labores de exploración en la península de Yamal (norte de Rusia) y en el yacimiento de Stockman (cerca del mar de Barents, en el círculo polar ártico). “En términos de intereses mutuos y la necesidad financiamiento para ciclos de inversión duraderos, las disposiciones de largo plazo pueden ofrecer una ventaja competitiva traducida en estabilidad (...) Hoy, la cooperación en el sector de energía entre Gazprom y los países consumidores de hidrocarburos está basada en el equilibrio de interés y riesgos de mercados compartidos entre productores y prominentes importadores al por mayor. Tal cooperación es factible debido al sistema existente de contratos a largo plazo”, concluyó Miller. La seguridad de suministro es uno de los tres pilares en los que se basa la nueva política energética de la Unión Europea, junto con la competitividad y la eficiencia. Las recientes crisis de gas producidas por cortes en el suministro procedente de Rusia han venido a reforzar la importancia de este objetivo. “La mejora

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eventos

de la seguridad de suministro en Europa pasa por la necesidad de diversificar tanto rutas como suministradores de gas”, afirman off the record desde la compañía española Gas Natural. Pero la mayoría de los proyectos de nuevos corredores de gas para Europa implican sólo la diversificación de rutas alternativas respecto de los actuales países de tránsito de gas procedente de Rusia, ignorando otros proyectos que, además de abrir nuevas rutas, permitirían que gas distinto al ruso llegue hasta el centro de Europa. “Este es el caso del corredor de gas que, atravesando la península Ibérica, permitiría que gas procedente del norte de África y el que llega a través de las plantas de GNL, pudiera alcanzar el centro de Europa”, indican las mismas fuentes de Gas Natural. Por ahora, el mundo no será capaz de vivir sin combustibles fósiles, y el gas natural es el más environmentally-friendly, dijo el CEO de Gazprom. El recurso base de la compañía está en un continuo desarrollo. “Realizamos satisfactoriamente la exploración geológica durante los últimos cuatro años, agregando reservas de gas”, dijo Miller. Proveedores y consumidores ante la depresión de los precios del gas natural Faisal Al-Suwaidi, presidente ejecutivo de Qatargas, expuso que el retraso de los proyectos planificados de GNL generará una escasez de suministros para 2015. Al Suwaidi, durante la presentación titulada “International LNG Markets: A Global Perspective”, estaba escéptico de que los productores recorten producción debido a la demanda decreciente. “Como los mercados se hacen apretados, Qatar seguirá entregando GNL donde sea más necesario. Qatar usará los barcos Q-Flex y Q-Max para entregar GNL a todos los mercados globales, ayudando a equilibrar la volátil demanda regional por gas natural”, dijo. “Los mercados tradicionales ven una caída en la demanda, pero los nuevos mercados, como China e India, generan el equilibrio –dijo Al-Suwaidi–. Mi opinión es que este es un negocio de largo plazo. Los precios bajarán, los precios subirán. Tenemos que aceptar que durante los próximos 30 a 40 años los precios fluctuarán”. Los precios al contado del gas súper enfriado el verano boreal pasado se desplomaron en Asia desde máximos de más de US$22 por millón de BTU a alrededor de US$5 por

millón de BTU, puesto que la recesión económica erosionó la demanda. Al Suwaidi también llamó la atención sobre la reducción de la cantidad de profesionales de la industria del GNL para proveer de personal a los futuros requerimientos que seguirán a la inminente recuperación de la economía mundial. Notó que en la industria hay mucha gente talentosa y experimentada que se acerca a la edad de jubilación, mientras, al mismo tiempo, las empresas buscan formas de reducir costos y los capital projects están siendo aplazados. La demanda europea de gas “es enorme” y no debería, por consiguiente, suscitar temores por parte de los países proveedores más importantes, dijo el ministro de Energía argelino Chakib Khelil, al margen de las exposiciones de la conferencia. “El potencial de la demanda de gas en Europa es inmenso, hay mercados para todo el mundo”, indicó Khelil. Las exportaciones argelinas de gas –unos 62 mil millones de m³/año– deberán alcanzar 89 mil millones de m³ en el curso de los próximos tres años. Del lado de los compradores de gas natural, Norio Ichino, presidente de la Japan Gas Association, sostuvo que quieren más flexibilidad en los contratos de largo plazo para suministro de GNL. “Hay una carga excesiva sobre los compradores (...) es necesario construir un sistema comercial más flexible”. Japón, uno de los principales importadores de GNL, compra más de 20% de todo el GNL negociado internacionalmente. “Los contratos de largo plazo seguirán siendo básicos para el comercio de GNL en el futuro (…) Mayor flexibilidad en los contratos de GNL ayudará a asegurar que toda la industria siga creciendo y permanezca competitiva en función de precios”, dijo Ichino. ¿Gas del presal brasileño para la integración energética regional? En relación con los nuevos descubrimientos en las cuencas del presal de gas en Brasil, la directora de gas y energía de Petrobras, Maria das Graças Foster, explicó en el panel “Natural Gas Trade as a Catalyst for Regional Market Integration”, que primeramente este será distribuido en el mercado interno brasileño, aunque también afirmó que tienen planeado exportarlo y que para eso se está instalando la infraestructura necesaria. “Una solución no convencional, como una unidad flotante de gas natural licuado, puede ser la solución necesaria para transportar el gas de cam-

30 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

pos presal a la costa (…); estimamos contar con cuatro unidades flotantes de GNL operando en los campos productores”. “El pre-sal representa una oportunidad para reforzar la integración de energía en Sudamérica (...) dependiendo de los volúmenes de gas que podamos exportar”. El nuevo modelo de integración planteado para América Latina es el GNL, que podría utilizar la costa de Brasil (en el norte tiene plantas de licuefacción y construye otras en el sur) y las terminales ubicadas en Argentina y Chile. Petrobras todavía no puede estimar cuánto gas contiene el área presal, dijo Foster. Los campos pueden tener 100 mil millones de barriles de petróleo equivalente, relevaron fuentes de Petrobras en los pasillos de la exposición. La producción de gas natural de Brasil ascenderá a más del triple el próximo año, pasando de 16 millones de metros cúbicos a 55 millones, dijo Foster. La demanda del país casi se triplicará en 168 millones de metros cúbicos para 2020, de los 58 millones del año pasado. “Hoy tenemos gas que podemos exportar, pero vamos a usar ese excedente para mejorar la producción de fertilizantes, para garantizar las necesidades de Brasil”, dijo Graças Foster. Brasil depende mucho actualmente de las importaciones. La estatal brasileña prevé anunciar en diciembre los planes para la construcción de la tercera fábrica de fertilizantes nitrogenados en Brasil, aprovechando el excedente de oferta de gas natural. La unidad va a producir 1 millón de toneladas por año, prácticamente duplicando la capacidad de producción de fertilizantes de Petrobras. La compañía trabaja en otro frente para colaborar con la reducción de la dependencia de las importaciones de fertilizantes: la transformación de residuos de la producción de pizarra bituminosa, en Paraná, en un “catalizador” para la producción agrícola. Fruto de la asociación con Embrapa y el Instituto A gronômico do P a r a ná (Ia pa r) la tecnología puede reducir en 40% la necesidad de uso de abonos en el cultivo. Por último, “Brasil no tiene planes de suspender las importaciones de gas natural de Bolivia”, sentenció Foster. En el inicio del año, Brasil redujo sus importaciones de gas boliviano por una caída de la demanda y un aumento de la producción local de gas natural. “No estamos considerando parar las importaciones de gas boliviano. El gas es importante para Brasil”, dijo. www.petroleo.com


infraestructura

SI BIEN EN ESTOS ÚLTIMOS años el mer-

Mapa de los principales gasoductos en América Latina y el Caribe.

WF

El mercado del gas natural en el Cono Sur SI BIEN EN ESTOS ÚLTIMOS AÑOS EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN AMÉRICA LATINA HA TENIDO UN RITMO DE DEMANDA-OFERTA BASTANTE DINÁMICO, EN LOS PAÍSES DEL CONO SUR NO SE PUEDE DECIR QUE LA SITUACIÓN SE ENCUENTRE EN PERFECTO EQUILIBRIO ENTRE PRODUCCIÓN, CONSUMO E INTEGRIDAD INFRAESTRUCTURAL. por mauro nogarin www.petroleo.com

cado del gas natural en América Latina ha tenido un ritmo de demanda-oferta bastante dinámico, en los países del Cono Sur no se puede decir que la situación se encuentre en perfecto equilibrio entre producción, consumo e integridad infraestructural, aunque esta región de América Latina ha apostado fuertemente al gas natural. A 2006, su matriz primaria se basaba en 31,4% en este combustible. Para poder crear una red de gasoductos y potenciar aquellos existentes es necesario que los precios del gas natural sean más altos, a fin de justificar los costos de inversión, incluida también la construcción de plantas de regasificación y de almacenaje de LNG, como en más de una oportunidad se ha reclamado durante la conferencia mundial del gas natural de Buenos Aires. Sin duda alguna, la crisis financiera mundial –si bien en forma más leve–, también ha afectado a América Latina, sobre todo a los países más industrializados como Brasil, Argentina y Chile, donde el sector industrial, cuya matriz energética depende en cierta medida del gas natural, recién se está recuperando, muchos analistas confirman que sólo en la segunda mitad de 2010 se recuperará de forma aceptable. La tasa de crecimiento económico en América Latina hasta 2006 fue de 5,5% (FMI), para bajar a 4,3% en 2008 cuando empezó la crisis, y para 2009 está entre 1 y 1,5%. A este ritmo de crecimiento Brasil justifica la inversión, y por eso también en Chile, a partir de 2010, empezarán a funcionar dos plantas de regasificación, en Brasil otro tanto y en Argentina para poder responder a la demanda que exige su mercado interno. Por otro lado, si bien la economía boliviana ha sido afectada de manera marginal por la crisis, no tiene suficientes recursos financieros para adelantar la construcción de otros gasoductos y la exploración de otros campos de gas, aunque el reciente préstamo de US$1000 millones otorgado por TGN a YPFB debería impulsar la industria de hidrocarburos. Según una reciente entrevista al presidente ejecutivo de YPFB Transporte, Cyro Fernando Camacho Chávez, el actual ducto hacia Argentina, de 24 pulgadas, que

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infraestructura

está transportando el día de hoy 7,5 MMMCD, con una inversión aproximada de US$35 millones, va a poder alcanzar los 15 MMMCD de forma gradual hasta 2014. El proyecto de construir el gasoducto Urpabol (Uruguay, Paraguay y Bolivia) en estos últimos tiempos ha sido reactivado con la firma de un memorando de entendimiento entre los tres países, tardará muchos años hasta ver la construcción de 1000 kilómetros de gasoductos de 32 pulgadas y un costo estimado de US$3000 millones, lo cual es sin duda un desafío muy grande para esos países.

gasoducto

país exp.

país imp.

inicio oper.

long. km

cap. mmcf/d

Yabog-YPF

Bolivia

Argentina

1972

435

230

Gasbol

Bolivia

Brasil

1999

3219

1000

Paraná/ Uruguayana

Argentina

Brasil

2000

451

100

Gasoducto del Litoral

Argentina

Uruguay

1998

19

4.9

Cruz del Sur

Argentina

Uruguay

2002

402

180

Tierra del Fuego

Argentina

Chile

1996

84

71

Gas Andes

Argentina

Chile

1997

467

310

Gas Atacama

Argentina

Chile

1999

933

300

NorAndino

Argentina

Chile

1999

781

250

Gasoducto del Pacífico

Argentina

Chile

1999

531

340

Argentina

Chile

1999

10

71

Argentina

Chile

1999

32

99

Las reservas El Cóndor Posesión Las reservas de gas natural probadas en esta región, con base en los datos Patagónico de EIA a 2006, son 38 bcf para Argentina –disminuyeron 2 bcf respecto al año anterior–, 43 bcf para Bolivia –se mantiene estable–, 22 bcf para Brasil –con un ligero incremento de 1 bcf– y los constantes 2 bcf para Chile. En total, las reservas de gas natural en el Cono Sur son de 110 bcf, es decir, una cantidad que puede satisfacer enteramente la demanda generada en el Cono Sur, a pesar de que no hay equilibrio entre el consumo y la producción de gas natural entre los diversos países. La producción actual de gas natural en Bolivia sigue con 42 MMMCD, mientras que la demanda de su mercado interno no alcanza más de 7 MMMCD, que sumada con los contratos de Brasil, de 25 MMMCD para el GSA y de 2 MMMCD para Cuiaba, y por último 7,7 MMMCD para Argentina, no puede responder a ningún otro requerimiento. De hecho, la tendencia que se observa en países como Chile y Brasil desde hace varios años, es que están trabajando para diversificar su matriz energética, considerando que la producción y las reservas en el Cono Sur no están acordes con la demanda generada. Con base en datos oficiales para 2006 del IEA, 63% de la producción y consumo se concentran en Argentina y que como se mencionaba, desde hace varios años se encuentra en déficit a causa de su creciente consumo, situación completamente diferente de Bolivia, donde su producción en el contexto del mercado del Cono Sur representa 20%, con un consumo interno de gas natural de apenas 3,4%. El consumo La distribución del consumo del gas natural elaborada por la International Energy con datos de 2005, se puede resumir de la siguiente manera: En Argentina el sector de electricidad utiliza 43% del gas natural, Bolivia 69,6%, Brasil 42,5%, Chile 47% y Uruguay sólo 5,8%. El sector industrial en Argentina consume 17,9%, Bolivia 22,9%, Brasil mucho más con 40,9% y sorpresivamente Uruguay utiliza 68,4%. En transporte, solamente tres países han desarrollado una red de distribución para la industria automotriz: Argentina utiliza 10,5%, Bolivia sólo 6,4% y Brasil 9,7%. 32 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

En fin, Argentina una vez más es el país que ha desarrollado una red muy eficiente para alimentar el sector doméstico, demanda generada, sobre todo, por la calefacción, donde el porcentaje llega a 28,6%, seguido por Uruguay con 25,8%, Brasil con 6,9%, Chile con 6,7% y Bolivia con 1,1%. Los gasoductos A 2003, el total de gasoductos construidos en el Cono Sur alcanzaba 7363 kilómetros, una longitud insuficiente para distribuir el gas natural en una zona tan amplia que abarca más de 13 millones de kilómetros cuadrados y una población de 60 millones de personas. El profesor Ariel A. Casarin, de la Business Economic de la IAE School, durante la Conferencia Mundial del Gas de Buenos Aires, afirmó que el mercado del gas natural en el Cono Sur puede ser disfrutado de una forma mejor en una integración regional. “Esta región tiene dos elementos importantes: por un lado, amplias reservas y un potencial mercado doméstico necesarios para justificar mayores inversiones, desarrollar más reservas y construir una infraestructura de mayor capacidad a través de una red de gasoductos. Probablemente –continúa el profesor–, el principal límite para realizar esta integración del mercado del gas ha sido el alto nivel de aislamiento entre los diversos países. La falta de una política de desarrollo económico entre los países ha obstaculizado este proceso de integración”. en www.petroleo.com Encuentre información relacionada. Lea: GNEA: el gasoducto bilateral boliviano-argentino ››digite: 59439 Gasoducto Carrasco-Cochabamba ››digite: 67244 Gasificación del tramo sur del gasoducto Bolivia-Brasil ››digite: 34328 www.petroleo.com


radiografías regionales

Venezuela VENEZUELA, UNA DE LAS PRINCIPALES potencias petroleras del mundo, ocupa el puesto número 9 en el escalafón mundial de países productores. Es miembro fundador de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) junto con Irak, Irán, Kuwait y Arabia Saudí. El negocio se estatizó en 1975, aunque el actual presidente Hugo Chávez reforzó esa política (la participación de las petroleras privadas creció bastante durante los años noventa) a partir de 2001. Hoy, Petróleos de Venezuela, la compañía perteneciente al Estado, controla casi la totalidad del negocio. Además, las empresas extranjeras que decidan invertir en el país tienen que firmar acuerdos en los cuales se comprometen a manejar sólo una parte minoritaria de las operaciones en las que intervengan. No obstante las condiciones desfavorables, el potencial petrolero venezolano hace que muchas compañías todavía muestren interés por participar del negocio.

▶ 1918. Decreto Reglamentario del Carbón, Petróleo y Sustancias Similares. Fija una regalía de entre 8% y 15% y establece que una vez finalizada la concesión, las minas vuelven a la nación, con toda la inversión edilicia realizada, sin pago alguno por parte del gobierno.

Datos estadísticos actuales

Ferrand. Caduca un año después por incumplimiento.

▶ 1922. Nueva ley que reduce tributos y regalías, redactada por la presión de las empresas del sector.

▶ inicio de la producción comercial: 1878, a través de la Compañía Minera Petrolia del Táchira, creada luego del descubrimiento de petróleo en la hacienda La Alquitrana (empieza a comercializar en 1883).

▶ 1938. Reforma que autoriza al Estado a desarrollar directamente actividades petroleras mediante la creación de empresas o institutos. Vuelven a aumentar las regalías.

exportaciones de petróleo: US$77.860 millones anuales. reservas de petróleo crudo probadas: 172.320 millones de barriles. reservas de gas natural probadas: 4.983.000 millones de metros cúbicos. producción de petróleo crudo: 3.118.000 b/d. capacidad de refinería: 1.749.000 b/d. exportación de petróleo crudo: 1.770.000 b/d. exportación de productos refinados: 912.300 b/d. (Fuente: OPEC, Organization of the Petroleum Exporting Countries).

meta de producción establecida para 2012: 5.800.000 b/d (Fuente: Petróleos de Venezuela).

ranking de producción mundial: 9º puesto. ranking de exportación mundial: 10º puesto. ranking de reservas probadas: 7º puesto. (Fuente: CIA World Fact Book 2009)

▶ inicio de la explotación a gran escala: primera década del siglo XX, de la mano de Royal Dutch Shell (controladora de Caribbean Petroleum) y Standard Oil. ▶ certificación del potencial petrolero venezolano: diciembre de 1922, con el hallazgo del pozo Barroso, en Zulia, que arrojó durante 9 días 100.000 barriles diarios (b/d), contra los 6.000 promedio que se producían en el país.

▶ 1943. Definición de un régimen único y uniforme para todas las concesiones, incluso las otorgadas con anterioridad y se estableció el vencimiento para todas (inclusive las que estaban próximas a caducar) en 1983. Incrementó las regalías a un mínimo de 16,66% (venían de un máximo de 15%).

▶ 1991. Dictamen de la Corte Suprema de Justicia por la Apertura Petrolera, que promueve el regreso de la actividad privada al país. ▶ 2001. El gobierno de Chávez enuncia la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que asegura que los contratos asumidos se van a respetar, pero que serán revisados “en defensa de los intereses de la Nación”. Las regalías se fijan en 20% para el gas y en 30% para hidrocarburos líquidos. (Fuente: Petróleos de Venezuela y Ministerio de Energía y Petróleo).

Estado del negocio Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), creada en 1975 por decreto, tras la nacionalización. Controla 95% del negocio venezolano de hidrocarburos. Las empresas privadas firmaron recientemente acuerdos por los cuales controlan una parte minoritaria de su negocio (40%), dejando el resto al gobierno venezolano. En este régimen están, por ejemplo, Petrobras, Repsol y Shell. (Fuente: datos de las empresas)

información industrial

▶ liderazgo en exportación: entre 1928 (producción de 290.000 b/d) y 1970 (pico máximo de producción: 3.780.000 b/d), fue el primer país exportador de petróleo del mundo. ▶ Un sabotaje a las instalaciones de PDVSA en 2002 hizo caer la producción a sólo 25.000 b/d, el piso histórico del país desde principios del siglo XX. (Fuente: Petróleos de Venezuela)

Datos históricos

Evolución del marco legal

▶ primera concesión para explotación: 24 de agosto de 1865, otorgada por el presidente del estado de Zulia, Jorge Sutherland, al ciudadano norteamericano Camilo

▶ 1905. Ley de Minas. Permite el traspaso de concesiones y derechos a la explotación del petróleo por lapsos de 50 años con pago de impuestos fijos por hectárea.

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▶ 1920. Ley de Hidrocarburos. Fija regalía mínima en 15% y establece la figura de las reservas nacionales, es decir, una vez finalizado el período inicial de exploración, la mitad de la superficie explorada revertía a la nación y al gobierno y debía negociar esas reservas en condiciones más ventajosas para el país.

▶ 1971. Ley de Reversión de Concesiones. Busca revisar los contratos de 1943 para hacer efectivo el regreso al Estado una vez cumplidos los plazos; deriva en la estatización de 1974.

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Diciembre 2009 / Enero 2010 / PETROLEO Internacional 33


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34 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010

HEADQUARTERS UNITED STATES & CANADA B2BPORTALES 6505 Blue Lagoon Drive, Suite 430 Miami, Florida 33126 Tel: +1 (305) 448 - 6875 Toll Free: +1 (800) 622 - 6657 Fax: +1 (305) 448 - 9942 Terry Beirne, VP-Group Publisher Tel: +1 (305) 448 – 6875 x47311 Toll Free: +1 (800) 622 - 6657 x47311 E-mail: tbeirne@b2bportales.com Sean Noble, Associated Publisher /National Sales Director Tel: +1 (713) 660 - 7810 Fax: +1 (713) 660 - 9310 E-mail: snoble@petroleo.com Patricia Belledonne, Marketing Coordinator Tel: +1 (305) 448 – 6875 x47310 Toll Free: +1 (800) 622 - 6657 x47310 E-mail: pbelledonne@b2bportales.com Guillermo Fernández, Sales Coordinator Tel: +1 (305) 448 – 6875 x47307 Toll Free: +1 (800) 622 - 6657 x47307 E-mail: gfernandez@b2bportales.com

SALES REPRESENTATIVES LATIN AMERICA BRASIL Christian Banas Worldmedia Marketing R. Dr. Sodre 232 – Apto 125 04535-110 São Paulo Sp Brazil Tel: +55 (11) 3842-1910 E-mail: cmbanas@wmmi.com.br CENTRAL AND SOUTH AMERICA (Except México, Argentina & Brasil) PUBLICAR S.A. Sandra Lombana Avenida Eldorado No. 90-10, Bogotá, Colombia Tel: +57 (1) 410 - 6355 Fax: +57 (1) 294 - 0834 E-mail: slombana@b2bportales.com MEXICO René Rodríguez Juan Sarabia 204 Col. Nueva Santa María México D.F. 02800 México Tel: 52 (55) 5355 - 5729 Fax: 52 (55) 5355 - 5729 E-mail: rjrodriguez@axtel.net ARGENTINA Gaston Salip Estados Unidos 1789 , Piso 9 Dpto. 52 (1101) Buenos Aires, Argentina Tel: +54 (11) 4384 - 7250 E-mail: gsalip@b2bportales.com EUROPE EUROPEAN HEADQUARTERS Carel Letschert Schutterweg 29, 1033 XV Amsterdam, The Netherlands Tel: +31 (20) 633 - 4277 Fax: +31 (20) 631 - 2669 E-mail: cletschert@b2bportales.com FRANCE, ITALY, SPAIN, UNITED KINGDOM Eric Jund 2264 Chemin St. Colombe, 06140 Vence, Francia Tel: +33 (493) 587 - 743 Fax: +33 (493) 240 - 072 E-mail: ejund@b2bportales.com

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