Abril 2014 - Petroleum 291

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Abril 2014

Escenario

IHS CERAWeek 2014

TECNOLOGÍA

OTC Spotlight on New Technology

Construcción de Pozos HPHT

Contenido

Abril 2014 Año 29, Nº 291

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LaunchPRO™ Wireless Top Drive Cement Head, una tecnología premiada con el Spotligth on New Technology

Portada: La industria naval y offshore de Brasil continúa creciendo como resultado del Programa de Renovación de Flota de Apoyo Marítimo lanzado desde 2008 (Cortesía: Petrobras)

22

Emilio Lozoya, CEO de PEMEX, durante CERAWeek

In Situ

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Jeff Spath entrega el SPE Drilling Engineering Award a Rolv Rommetvelt

Especial

No Convencionales, 12 Yacimientos 22 IHS CERAWeek 2014 Desafíos y Retos para Colombia La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros junto a Ecopetrol organizaron este conversatorio para evaluar iniciativas que permitan incorporar reservas no convencionales

Desayuno-Conferencia Compensación 14 Laboral en el sector Oil&Gas Heys y la Cámara de Comercio Colombo Británica, lanzaron una Guía Salarial de Oil&Gas, contentiva de la tendencia a nivel mundial y local en cuanto a contratación en este sector

E&P

Con el tema, “Energy and the New Global Competition”, se realizó esta reunión anual, que se ha constituido en un escenario de primera magnitud, donde durante cinco días se dieron cita las mujeres y hombres más prominentes del planeta, para debatir sobre el presente y el futuro de la energía: Petróleo, Gas, Electricidad y otras fuentes de energía

Escenario

28 IADC/SPE Drilling Conference

El principal evento de perforación de la industria E&P organizado por la International Association Drilling Contractor y la Society of Petroleum Engineers, se realizó del 4 al 6 de Marzo en Fort Worth, Texas, con el propósito de seguir evaluando el avance de las operaciones de perforación a nivel mundial

Rubiales adelanta proyecto 18 Pacific de exportación de GNL reporta alza 19 Petroamazonas en la producción Tecnología y Comercio Pemex pide luz verde para la 20 adjudicación de áreas de E&P 30 Spotlight On New Tecnology celebra 7 ronda 21delPetrobras Programa de Renovación ma

de Flota de Apoyo Marítimo

SECCIONES

El tradicional programa de premiación para los expositores de la Offshore Technology Conference, OTC, reconoció este año doce tecnologías innovadoras para la exploración y producción costafuera

www.petroleumag.com Petroleumag

@petroleumag

Tecnología

para la Construcción 36 Tecnologías de Pozos de Alta Presión y Alta Temperatura

Se examinan las herramientas, materiales, productos químicos y métodos operativos que ha desarrollado la industria petrolera para lograr operaciones exitosas de construcción, estimulación, producción e inspección de pozos HPHT

Reporte

energías producir 38 ¿Cuáles y utilizar?

Ante la realidad del fin de la energía barata, el presente y el futuro van a depender de las economías energéticas para la producción y el uso de las mismas

Preview

Emergentes No 42 Cuencas Convencionales Latinoamerica 2014 Cartagena, Colombia • 23 - 24 de Abril

Internacional 44 Congreso de Minería y Petróleo Cinmipetrol 2014

Cartagena, Colombia • 14 - 16 de Abril

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Cornisa

LATINVE&P 2014 Jorge Zajia, Editor

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a promoción del negocio de petróleo y gas natural en América Latina tiene el apoyo decidido de los gobiernos de la región, los cuales le están dando un decidido impulso a las inversiones en la exploración y producción del oro negro. Ese es un esfuerzo organizado que busca mostrarle al mundo que las oportunidades de explotar y monetizar los hidrocarburos en la región, son las que ofrecen las mejores oportunidades del globo.

Esta realidad afloró explícitamente durante LATINVE&P 2014, foro y exposición petrolera organizado por ARPEL y PerúPetro, realizado en Lima durante la última semana de Marzo, donde un selecto grupo de cerca de 300 ejecutivos y profesionales, deliberaron durante dos días y medio sobre las potencialidades y desafíos de la industria petrolera de este continente virgen.

En la tierra de los hijos del Sol y la Luna, se dieron cita las mujeres y hombres más influyentes de la industria petrolera latinoamericana para analizar sin complejos, con mucha sinceridad y seriedad la realidad de la explotación de los hidrocarburos en su ámbito de influencia y la principal conclusión que podemos destacar de este encuentro, es que se sembró en buena tierra la semilla de la tan cacareada y deseada integración petrolera de esta tierra de fuego.

En Lima se habló de todo: Exploración, producción, regulaciones, medio ambiente, inversiones y ganancias compartidas, responsabilidad social y respeto a la cultura y derechos de los pueblos ancestrales.

Oscar Villadiego, VP de Desarrollo Sostenible de Ecopetrol y Presidente del Directorio de ARPEL, en su excelente discurso de instalación del evento destacó que esta industria permite el crecimiento de los países donde se desarrolla, enfatizando a la par el reto de lograr tener “no solo una mejor industria sino también mejores países, con mejor calidad de vida”. Por su parte Eleodoro Mayorga, Ministro de Energía y Minas de Perú, resaltó la importancia de LATINVEP 2014 en el marco del impulso que le está dando el Gobierno peruano a su sector hidrocarburos.

Autoridades y ejecutivos de primera línea de las empresas estatales y privadas de E&P y de servicios, que operan en más de quince países de la región, atendieron a la convocatoria a este evento, netamente orientado al mercadeo de prospectos de negocio y análisis de desafíos de inversión en el upstream, un objetivo que se cumplió a cabalidad

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gracias a un programa que ofreció un panorama actualizado de las rondas de licitación, así como de los retos a superar para el desarrollo de negocios, el acceso a fuentes de financiamiento y de los modelos de contratos e incentivos y garantías ofrecidas por los distintos países.

A tono con tales propósitos, el primer día del evento se centró en las ofertas de negocios, rondas, prospectos, y condiciones de inversión en Argentina, Brasil, Uruguay, Chile, Colombia, Ecuador, Bolivia, Perú, Venezuela, Suriname, Jamaica, Panamá, Nicaragua y México. Guyana, que estaba en el programa, no asistió. Este día hubo dos conferencias: “Escenario de Negocios Mundial y Regional”, por Jerry Kepes de IHS CERA; y “Condiciones actuales y Tendencias del Clima de Inversión en la Región”, por Rodolfo Guzmán de Arthur D. Little.

El segundo día se enfocó en la discusión de alternativas y propuestas para encarar los retos en los negocios del upstream, mediante el desarrollo de cuatro sesiones plenarias tituladas como: “Atractivo de Rondas de Licitación – Perspectiva de Empresas”, “Propuesta de Soluciones para un Efectivo Desarrollo de Negocios”, “Explotación de Recursos No Convencionales – Realidades y Mitos” y “Desarrollo de un Portafolio Regional de Inversiones”.

El último día del foro se dedicó por completo a los esfuerzos que viene realizando Perú para sacar adelante rondas petroleras exitosas. El Gobierno peruano está trabajando en un paquete de medidas para modernizar las reglas en el sector e impulsar las inversiones en hidrocarburos y minería, las cuales se han visto retrasadas por trabas burocráticas y por conflictos sociales.

Una de las conclusiones del encuentro es que el futuro energético de Latinoamérica dependerá del clima de confianza. Si bien la región muestra un crecimiento interesante de su industria, no hay uniformidad en los países para atraer las inversiones debido principalmente al riesgo político y estabilidad jurídica. Mientras algunos mejoran sus condiciones comerciales, políticas y económicas, otros precisan generar más confianza.

Dada la importancia y utilidad de este Foro, nos sentimos obligados como un compromiso de sinceros comunicadores a dedicarle esta nota editorial, como una introducción al amplio y completo reportaje que sobre el Foro & Exposición LATINVE&P 2014 publicaremos en nuestra próxima edición de Mayo 2014, Petroleum 292.

EdicióN Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve María Zajia, Redactora mzajia@petroleum.com.ve COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve Producción Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve Circulación Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve ASESORES EDITORIALES Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural OFICINAS CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve CARACAS Esteban R. Zajia / Marketing Manager Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Fabiola Villamizar / Marketing Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. Bogotá Tel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 6905 fvillamizar@petroleum.com.ve USA Ricardo J. Soto / Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898.

Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza.

Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449.

Fax: 244 1624 PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos.

El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180.

Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.

Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela.

Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

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Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Rueda de Contactos de la Industria Petrolera en Yopal Como parte del Proyecto de la Cuenca de los Llanos Orientales, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros realizará una nueva Ronda de Contactos en Yopal, que busca dinamizar los encadenamientos productivos del sector petrolero, tras el éxito de la primera rueda realizada en Julio de 2013 en Villacencio

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ara integrar los esfuerzos de las operadoras, empresas contratistas, proveedores locales y entidades del Estado y otras organizaciones privadas, Campetrol viene accionando su “Proyecto de la Cuenca de los Llanos Orientales”, una estrategia piloto que tiene como objetivo fortalecer los encadenamientos productivos del sector mediante el aprovechamiento de las sinergias que se producen en la cadena de valor: operadora-contratista-proveedor local.

La iniciativa surgió a partir del estudio “Dinámica Regional del Sector de Bienes y Servicios Petroleros en Colombia”, realizado por Campetrol con el apoyo de Fedesarrollo en 2012 que permitió identificar encadenamientos del sector en tres frentes:

Empleo, Demanda de insumos e Impuestos.

En este sentido, Campetrol propone la estructuración de un proyecto en los departamentos del Meta y Casanare, en donde se concentra el 70% de la producción petrolera del país, para dinamizar toda la inversión y crear sinergias entre las empresas con el fin de propiciar oportunidades de negocio, a partir del desarrollo de proveedores locales.

El proyecto es respaldado por diferentes entidades como las gobernaciones, alcaldías, el SENA, universidades e instituciones privadas como ANDI, la Comisión de Competitividad, Cámaras de Comercio, entre otras.

Para dar inicio al proyecto, en una primera fase se busca identificar las empresas proveedoras de la región o contratistas

presentes en la Cuenca, para dimensionar sus potencialidades y brechas.

Un componente estratégico del proyecto es la nueva “Rueda de Contactos de la Industria Petrolera” que organiza Campetrol y a la cual invita a las operadoras, empresas de bienes y servicios petroleros y compañías proveedoras de Casanare, a participar el 29 y 30 de Abril en Yopal, Casanare.

Las empresas del sector interesadas, que cuenten con la capacidad y experiencia, podrán aprovechar esta gran oportunidad y participar en citas previamente programadas por la Cámara, para hacer posible el encuentro entre la demanda y la oferta.

Mayor información: ruedadecontactos@campetrol.org

Indice de Anunciantes www.amesalud.com

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www.anh.gov.co

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www.anteksa.com

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www.cinmipetrol.com

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www.clampon.com

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www.latinshaleenq@thecwcgroup.com

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www.expooilandgascolombia.com

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www.ihs.com

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www.spe.org/events/lacpec

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www.lhramericas.com

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www.lmkr.com/geographix

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www.magnetrol.com

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www.serviciospetrolerosmora.com

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ni.com/monitoreoycontrolembebido

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www.nov.com/rig

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wandab123@comcast.net

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www.saudiaramco.com

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www.gruposugaca.com

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www.unitedmudchemicals.com

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www.winsted.com

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www.jereh-pe.com

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www.packersplus.com

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Acceda a nuestro sitio web

www.panthersmachinery.com

www.slb.com

www.weatherford.com

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www.tradequip.com

www.welltec.com

www.petroleumag.com

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Cuadrante

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aker Hughes, líder mundial en servicios petroleros, y TMK, productor mundial de tuberías para la industria, firmaron una carta de intención para desarrollar de manera conjunta soluciones integradas de completación de pozos para campos en tierra y mar. La gama abarcará soluciones llave en mano para completaciones de pozos basadas en las capacidades técnicas y de fabricación de ambas compañías. Se incluirá la procura de todo el conjunto de equipos de fondo de pozo y tuberías de perforación, así como servicios de instalación y soporte técnico, combinación que puede reducir los costos de desarrollo de campo en general.

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a producción de Pemex se redujo ligeramente en Febrero en comparación al mes anterior, al ubicarse en 2.501 millones de barriles por día (bpd). La producción de crudo disminuyó 0,2% respecto a Enero, cuando la petrolera mexicana produjo 2.506 millones de bpd, su nivel más bajo en siete meses. En tanto, las exportaciones de crudo se incrementaron casi 9% a 1.276 millones de bpd. Pemex es un importante proveedor de Estados Unidos que está buscando elevar la estancada producción de crudo a niveles de alrededor de 3 millones de bpd luego de que en 2004 llegara a máximos de 3,4 millones de bpd y comenzara a declinar. Con la aprobación de la reforma energética el gobierno mexicano busca atraer inversiones privadas a través de contratos para impulsar la producción de hidrocarburos.

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E lanzó la nueva unidad de negocios Downstream Technology Solutions (DTS) para suministrar equipos y servicios en los segmentos de refinación, petroquímica, industrial y distribución de gas. Con base en Houston, DTS ofrece múltiples tecnologías y servicios aguas abajo, incluyendo turbinas de vapor, ventiladores, soluciones de gas distribuidas, compresores de pistón, bombas, válvulas y sistemas de distribución. La unidad también ofrece servicios de mantenimiento, monitoreo y diagnóstico remoto. “Este nuevo negocio posiciona a GE al centrarse de manera más efectiva en las tendencias clave de la industria aguas abajo y anticiparse mejor a las necesidades de los clientes”, dijo Lorenzo Simonelli , Presidente y CEO de GE Oil&Gas. En Enero de este año, GE acordó comprar la división Reciprocating Compression de Cameron, operación que espera por las aprobaciones de rigor, tras lo cual se unirá a DTS.

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eatherford International y Baker Hughes firmaron un acuerdo para la venta de una unidad de servicios especializados y tuberías a una filial de Baker Hughes por un monto total de US$250 millones (US$241 millones en efectivo y 9 millones en capital de trabajo retenido). La venta es parte del plan anunciado de Weatherford para vender sus negocios no estratégicos. “Esta venta es un importante paso hacia la reorientación de Weatherford en sus negocios principales y convertirse en una empresa más ágil, más eficiente y más fuerte. Estamos muy contentos de haber llegado a un acuerdo sobre la venta de este negocio a Baker Hughes, que complementa sus servicios de tuberías y procesos existentes. Creemos que Baker Hughes está muy bien posicionado para maximizar el potencial de este negocio”, afirmó Bernard J. Duroc-Danner, Presidente y CEO de Weatherford.

E

l proyecto de reconstrucción de la planta de refinación de Puerto la Cruz en Venezuela otorgado por Pdvsa a Hyundai Engineering & Construction hace dos años, se ha detenido debido a la falta de pago de los costos de construcción desde finales del año pasado. La paralización de los trabajos en la planta de US$2.995 millones podrían retrasarse un año o más. Hyundai E & C ganó en Junio de 2012 el proyecto para modernizar las instalaciones de refinación de petróleo en Puerto La Cruz, el primer proyecto de energía de la empresa en Venezuela. La empresa obtuvo el contrato junto con Wison Engineering de China. La cuota de Hyundai E & C asciende a US$1.348 millones.

L

a estadounidense Harvest Natural Resources Inc., registró una pérdida mayor a la anticipada en el cuarto trimestre de 2013 tras asumir dos cargos relacionados con una planeada venta de activos en Venezuela. En lugar de una compra total, Pluspetrol acordó adquirir 32% de la participación de Harvest en Petrodelta S.A., una asociación conjunta con la estatal Pdvsa, por US$400 millones, una decisión que llevaría a la firma estadounidense a salir de Venezuela y que espera la aprobación del gobierno. La pérdida neta atribuible a la compañía subió a US$112,7 millones, ó US$3,02 por acción, en el trimestre que finalizó el 31 de Diciembre, en comparación con US$23,1 millones, ó 59 centavos por título, registrado en el mismo periodo del año previo.

N

MWG, un joint venture entre la división de energía de Neal & Massy Holdings Limited y Wood Group PSN se adjudicó un acuerdo marco de servicios por parte de Atlantic LNG Company of Trinidad and Tobago para el proyecto de construcción del cuarto tren de licuefacción de Atlantic en Point Fortin, en la costa suroeste de Trinidad. “Estamos muy entusiasmados con esta nueva relación con Atlantic LNG. Este contrato multimillonario de dos años expande significativamente nuestro negocio en Trinidad”, dijo Vaughn Martin, Managing Director de NMWG. “Estaremos participando en múltiples facetas de la cadena de suministro de esta construcción en Trinidad, apoyados en nuestros procesos únicos y experiencia en el manejo de proyectos, para entregar servicios de construcción de lo mejor en su clase”.

L

as reservas de petróleo de Estados Unidos aumentaron en 6,6 millones de barriles (1.8%) a finales de Marzo y se ubicaron en los 382,5 millones de barriles, informó el Departamento de Energía. La agencia dijo de que las reservas de crudo se encuentran por encima del promedio para esta época del año, aunque son un 0,9% menores que las de hace un año. En Marzo las importaciones de crudo tuvieron un promedio diario de 7,273 millones de barriles, comparado con la media de 7,535 millones de barriles en el mismo período de 2013, una diferencia del 3.5%.

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Estadísticas

BOLIVIA

Fuente: Boletín Estadístico Gestión Enero – Septiembre 2013. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

10 Abril 2014 / Petroleum 291

In Situ

Yacimientos No Convencionales, Desafíos y Retos para Colombia La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) junto a Ecopetrol organizaron el conversatorio sobre Retos y Desafíos en Hidrocarburos No Convencionales, el 6 de Marzo en el Hotel Estelar de Bogotá

E

l evento denominado “Hidrocarburos No Convencionales, Desafíos y Retos para Colombia”, tuvo como objetivo el visibilizar un tema preponderante que permitirá la incorporación de reservas de hidrocarburos en un futuro próximo para Colombia con el fin de avanzar en términos de regulación.

De esta manera, Campetrol y Ecopetrol dieron espacio a un conversatorio como respuesta a las iniciativas que se apuntalan

12 Abril 2014 / Petroleum 291

a nivel nacional con el ofrecimiento de áreas de Hidrocarburos No Convencionales como parte de la Ronda Co- Edward Tovar: “Los yacimientos no convencionales hacen parte de la estrategia de lombia 2014. En ese sentido Ecopetrol y representan su tercer pilar de crecimiento” se destacó la importancia de tener en cuenta la capacidad de la industria de la EIA (Energy Information Administrapara soportar todo este proceso. tion) que permitió la evaluación de “shales” Edward Tovar, Gerente de Programa de a nivel mundial. Con relación a Suramérica Yacimientos No Convencionales de Ecope- explicó que el estudio ha determinado que trol, condujo la charla centrado en un estudio en Colombia se encuentran tres Cuencas donde es posible producir un gran número de barriles equivalentes recuperables de gas y petróleo: la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, la Cuenca de Los Llanos y la Cuenca de Maracaibo-Catatumbo.

El representante de Ecopetrol explicó que los yacimientos no convencionales hacen parte de la estrategia de la estatal petrolera y representan su tercer pilar de crecimiento; el cual comprende la evaluación del potencial, con la obtención de información por medio de la perforación de pozos; la realización de pruebas piloto con el fin de poner a producir la roca; y la viabilidad comercial al medir el costo de producción y productividad por pozo, lo que concluye en la explotación del recurso, sin descuidar el tema socialambiental y de regulación.

Tovar dijo que también se han llevado a cabo estudios que hacen comparación entre las cuencas de Estados Unidos, Argentina, Francia, Rusia y Colombia, llegando a la conclusión de que la Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM) posee una serie de condiciones como la cadena de abastecimiento, marco regulatorio fiscal, mercadeo, conocimiento del subsuelo, agua, acceso a tierras e infraestructura, que evidencian su potencial en términos de producción y competitividad a nivel mundial.

In Situ Los retos El experto afirmó que actualmente Colombia debe afrontar retos y desafíos para poder explotar este recurso. En tal sentido, explicó seis aspectos básicos en los que se debe empezar a trabajar: Términos Contractuales, Técnicos, Aspectos Medioambientales, Curva de Aprendizaje, Proceso y Estimación de Recursos y Reservas.

En cuanto a los retos Contractuales considera que se debe empezar a armonizar los contratos firmados antes del 2012, generando beneficios e implementando incentivos acordes con las necesidades y actividades exploratorias llevadas a cabo en el país.

A nivel Técnico dijo que es fundamental complementar la regulación existente para hacer mayor énfasis en la integridad de los pozos y nivelar esta regulación con los desarrollos tecnológicos de la industria.

En relación a los Aspectos Ambientales se presenta una oportunidad para que los términos de referencia sean alienados con los existentes que rigen las actividades de exploración convencional.

La Curva de Aprendizaje permite desarrollar conocimiento y soluciones tecnoló-

gicas a la medida de las necesidades colombianas, generando talento humano nacional y atrayendo recurso humano internacional con experiencia en yacimientos no convencionales.

El Proceso debe cambiar el paradigma de la industria petrolera en aspectos de regulación y aplicación, logística Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol, junto al conferencista Edward Tovar, Gerente y modo de abastecimiento. del Programa de Yacimientos No Convencionales de Ecopetrol Dijo que se debe trabajar en la cooperación entre las operadoras para su A nivel de regulación técnica, ambiental involucramiento con la comunidad y en la y contractual, se continúa fortaleciendo la regulación existente, soportada en una gerencia de aspectos claves como el agua.

Finalmente, el aspecto de Estimación de industria petrolera de gran tradición. Sin Recursos y Reservas presenta como reto el embargo, se requiere que esas reglas sean excontinuar adquiriendo datos para establecer pedidas en corto tiempo y que su aplicación producciones iniciales y el adoptar metodo- haga viable el desarrollo de las operaciones.

Por último, Tovar acotó que las compalogías especialmente de Estados Unidos para desarrollar hidrocarburos no convencionales. ñías operadoras deben trabajar en equipo Entre las conclusiones del conversato- con compañías de servicio, con la comurio, se indicó que Colombia tiene potencial nidad y con organismos gubernamentales, atribuido a sus rocas generadoras, lo que para crear las condiciones que le permitan presenta una ventana de oportunidades para a Colombia beneficiarse con el potencial de el futuro próximo en cuanto a la viabilidad de hidrocarburos que hay por desarrollar en los la explotación comercial de sus hidrocarburos. yacimientos no convencionales.

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In Situ

Desayuno-Conferencia

Compensación Laboral en el sector Oil&Gas Heys y la Cámara de Comercio Colombo Británica, hicieron el lanzamiento de la Guía Salarial en Oil&Gas, en donde es posible consultar la tendencia a nivel mundial y local en cuanto a contratación en el sector de hidrocarburos

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rganizada por la consultora británica líder en reclutamiento de talento Heys y la Cámara de Comercio Colombo Británica, esta conferencia sobre Compensación Laboral, sirvió de plataforma para el lanzamiento de la Guía Salarial de Oil&Gas, el 18 de Marzo en el Club El Nogal de Bogotá.

El evento tuvo como objetivo exponer los resultados de una encuesta realizada a nivel mundial, que concluyó con la creación de una guía, la cual ilustra nuevas opciones en el mercado laboral del sector y permite saber cómo está la industria en términos salariales.

Al lanzamiento asistieron representantes de compañías operadoras y de servicios, nacionales e internacionales; así como clientes de la consultora que están en búsqueda de ofertas laborales y que tienen como objetivo realizar un análisis sobre los beneficios que actualmente ofrece el país.

Patricia Tovar, Directora ejecutiva de la Cámara de Comercio Colombo Británica, dio la bienvenida al evento y subrayó la importancia que tiene la cooperación comercial entre ambos países. De esta forma incentivó a los asistentes a tomar en cuenta los nuevos acuerdos comerciales de la Unión Europea con el fin de generar inversión entre el Reino Unido y Colombia.

Gary Ward, Manager Director de Heys, presentó los resultados de la encuesta a nivel mundial e hizo énfasis en tres aspectos: la perspectiva global de la industria, la información salarial y los beneficios de trabajar para el sector.

En cuanto a la perspectiva global de la industria, Gary realizó un recorrido por Norte América, Sur América, Reino Unido y Europa Continental, Rusia y CIS (Commonwealth of Independent States), Medio Oriente, África, Asía y Australia, para explicar que en 2013 la economía a nivel mundial creció lentamente pero que cada

14 Abril 2014 / Petroleum 291

Patricia Tovar, Directora Ejecutiva de la Cámara de Comercio Colombo Británica; Duarte Ramos, Managing Director de Hays Colombia; Diana Ríos, Consultora asociada en Hays; Silvana Vergel, Senior Manager - Oil & Gas and Engineering en Hays; Gary Ward, Director de Operaciones de Oil&Gas en Hays; y Carolina Forero, Marketing & Communications Leader en Hays

región se enfrenta a diferentes situaciones, por lo que actualmente se requieren nuevos conocimientos y altas capacidades según necesidades locales.

En la información salarial se observó que en 2013 los sueldos a nivel mundial decrecieron, siendo Australia, el sureste de Asia, China, Indonesia, Malasia, Medio Oriente, Europa Continental y Brasil, los lugares que se vieron más afectados en comparación a años anteriores.

Como conclusión de la perspectiva global, afirmó que las bonificaciones siguen siendo el mayor beneficio que dan las compañías para sus trabajadores, igualmente los planes de salud han comenzado a cobrar importancia. Se demostró que cada vez son más los beneficios que ofrecen las empresas del sector, entre los que se destacaron las bonificaciones, comisiones, pensión, planes de salud, transporte, vivienda, educación, entre otros. No obstante, el Medio Oriente, Asia y Suramérica son las regiones que menos cantidad de beneficios aportan a sus trabajadores.

Perspectiva Regional Silvana Vergel, Senior Manager de Heys para el sector Oil & Gas de Latinoamérica, presentó la perspectiva regional, al hacer un recorrido por Brasil, Colombia y México, países cuyos resultados de las rondas de licitación han sido positivos y han arrojado nuevas oportunidades de inversión.

En el caso de Colombia, la guía salarial da por sentado que ha disminuido la contratación de expatriados. Sin embargo, destacó que las contrataciones con personas de otros países se realizan en casos extremos donde se requiere experiencia y conocimientos técnicos específicos que no han podido ser localizados nacionalmente.

En ese sentido se suele contratar personas principalmente de Venezuela, Canadá, Estados Unidos y Argentina.

En contraposición, se evidenció que cada vez es menor el número de trabajadores colombianos que deciden irse a trabajar fuera del país pero sigue siendo una variable importante a la hora de aplicar para una vacante. La encuesta mostró que

In Situ los colombianos que salen del país suelen ser contratados en la mayoría de los casos en Estados Unidos, Canadá, Emiratos Árabes, Nigeria y Argentina.

Escala salarial Finalmente se presentó la escala salarial de Colombia, dividida en dos categorías: Empresas de Servicios y Empresas Operadoras, medida en años de experiencia. Esta arrojó como resultado que las áreas que emplean personas con experiencia de 0 a 4 años, ingresan con salarios que van entre 3 y 7 millones de pesos; de 5 a 9 años la escala salarial oscila entre 7 a 13 millones de pesos; personas de 10 a 15 años experiencia, tienen sueldos de 13 a 22 millones de pesos y los trabajadores con más de 15 años de experiencia suele tener salarios de más de 23 millones de pesos.

Como conclusión, se mencionó que actualmente en Colombia la brecha entre salarios para trabajadores nacionales e internacionales es más alta. Igualmente se hizo explícito que las compañías nacionales e internacionales que ofrecen contratacio-

16 Abril 2014 / Petroleum 291

Fuente: Hays Recruiting

nes en el país, brindan beneficios para sus empleados que van desde planes de salud prepagada, bonos anuales, alimentación transporte y opciones de capacitación.

Finalmente, el evento cerró con la activa participación del público, donde se hizo énfasis en casos específicos de contratación. Los

asistentes mostraron varias perspectivas desde la postura de sus compañías y los objetivos en común que mantienen. En efecto se buscó mostrar nuevos puntos estratégicos para la efectiva contratación de personal, donde se debe tener en cuenta aspectos motivacionales que anteriormente no cobraban importancia.

E&P

Pacific Rubiales adelanta proyecto de exportación de GNL El proyecto consiste en la construcción y desarrollo de una embarcación de licuefacción y regasificación, un buque de pequeña escala para la entrega de GNL a los consumidores industriales, y el tendido de un gasoducto desde el campo de gas La Creciente, en Colombia

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acific Rubiales EnerLNG Supplier for Central America & Caribbean gy anunció el avance de un nuevo proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL), en el noroeste de Colombia, que involucra el diseño, construcción y puesta en operación de facilidades requeridas para transportar el gas natural producido en el campo La Creciente y otros campos en la zona, hasta una Unidad Flotante de licuefacción y almacenamiento Fuente: Pacific Rubiales (FLSU) con fines de exportación hacia los llevado mediante Barcos Transportadores de mercados internacionales.

GNL (LNG Carriers) a los destinos finales.

La empresa dio detalles sobre las faciliLa naviera belga EXMAR Marine NV dades requeridas para transportar y procesar actualmente se encuentra desarrollando el gas natural. La primera consiste en un ga- la FLRSU. soducto La Creciente-Golfo de Morrosquillo Cuando Pacific Rubiales dio a conocer (Tolú) que permitirá transportar gas natural, por primera vez este proyecto en 2011, hasta 100 MMpcd a 1200 psig con un diá- anunció que el objetivo era suministrar metro de 18” y 84 Km de longitud (un tramo GNL a los crecientes mercados de exportaen tierra de 80 Km y un tramo submarino de ción de Centroamérica y el Caribe para sus4 Km desde la costa hasta la FLSU). tituir otros combustibles líquidos costosos.

Asimismo el proyecto contempla un Actualmente las reservas de gas natural terminal marítimo, ubicado en el Golfo de de la compañía están contenidas en los camMorrosquillo (Tolú, Sucre). La facilidad pos La Creciente, Guama y otros bloques estará conformada por una estructura de en Colombia, así como en el campo Piedra acero y concreto que servirá como platafor- Redonda en el bloque Z-1, en Perú. ma para el recibo y operación del gasoducto; El año pasado logró perforar un total un juego de pilotes que funcionarán de guía, 34 pozos exploratorios (incluyendo pozos atraque y amarre de la barcaza (FLRSU) de evaluación y estratigráficos), de los y otro juego de pilotes para el atraque y cuales 23 resultaron en nuevos descubriamarre de los buques de almacenamiento y mientos, para una tasa de éxito del 68% transporte del GNL. en el año. Esta campaña de perforación El proyecto también incluirá facilidades exploratoria arrojó nuevos descubrimarítimas de Gas Natural Licuado, tales como mientos en los bloques CPE-6, Río Ariari, una Unidad Flotante de Licuefacción y Alma- Quifa, Arrendajo, Cravoviejo, Cachicamo, cenamiento (FLSU) que recibirá el gas natural Casanare Este, Casimena, Cubiro, Yama, para su procesamiento. Posteriormente el GNL La Creciente y Guama, en Colombia, en será almacenado en una Unidad Flotante de el bloque 131 en Perú y en los bloques Almacenamiento (FSU) para finalmente ser Karoon en Brasil.

18 Abril 2014 / Petroleum 291

E&P

Petroamazonas reporta alza en la producción La empresa estatal de petróleo ecuatoriana Petroamazonas EP reportó a finales de Marzo su pico más alto de producción en lo que va de año con 366.410 barriles de petróleo

L

a compañía que opera en 19 bloques del país, la mayor parte de ellos en la Amazonía, explicó que el incremento que rebasa los 360.000 barriles es el resultado de las labores exitosas en los pozos Palo Azul Norte 51, Shushufindi 169, Coca K-25 y en Apaika, en el bloque 31.

Con estos nuevos resultados, la producción ecuatoriana llegó el 25 de Marzo a 562.973 barriles diarios de petróleo, mientras la empresa ecuatoriano-venezolana Río Napo, que opera el campo Sacha, reportó 73.025 barriles de petróleo.

“La empresa trabaja permanentemente en la incorporación de nuevas técnicas que permitan lograr una producción sostenida, buscando siempre que la tecnología se adapte a las condiciones del ecosistema donde operamos”, comentó Oswaldo Madrid, Gerente de la empresa. Recientemente la estatal introdujo en el país el sistema de perforación horizontal, el cual permite ingresar al reservorio y extraer el crudo de tres pozos al mismo tiempo.

En 2013 la renta petrolera de Petroamazonas alcanzó US$9.101 millones, debido a la incorporación de 206 nuevos pozos petroleros y el incremento de las reservas de petróleo del oriente ecuatoriano.

Petroamazonas trabaja en un total 19 bloques petroleros, 85 campos y 1.208 pozos. En la actualidad emplea unos 6.000 trabajadores y realizó inversiones en 2013 por US$2.942 millones en 12 proyectos.

La meta de producción de la empresa en 2014 es de 327.585 barriles diarios, con un presupuesto de inversión de US$3.383 millones.

Para incrementar la producción y las reservas se ha fijado varios ejes estratégicos.

El primero es mantener un plan de perfora-

ción para los próximos años que involucre al menos unos 200 pozos por año. Segundo, un plan exploratorio mediante sísmica 3D en todos los bloques que actualmente opera.

Tercero, el desarrollo de proyectos de recu-

peración mejorada, mediante contratos de servicios integrados; y por último, adelanta gestiones para las áreas pre-asignadas en los bloques de cuenca suroriental, 28 y 86, para su exploración y producción.

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E&P

Pemex pide luz verde para la adjudicación de áreas de E&P La petrolera presentó ante Sener el listado de los yacimientos que desea conservar ante la implementación de la reforma energética que abre el sector a la iniciativa privada. Estaría evaluando posibles asociaciones con las privadas para desarrollar áreas en el Cinturón Plegado Perdido, en aguas ultraprofundas del Golfo de México, si las autoridades se las asignan en la llamada Ronda Cero

L

a petrolera mexicana consignó ante la Secretaría de Energía, Sener, un portafolio diversificado de campos de producción y áreas de exploración que quiere mantener bajo exploración y producción de cara a la apertura de sector de los hidrocarburos, tras la histórica reforma energética promulgada en Diciembre.

La acción responde al plazo de 90 días -establecido en el artículo sexto transitorio del Decreto de reforma-, para que Pemex presentara ante la Secretaría las áreas de su interés para realizar actividades de exploración y producción.

En la documentación consignada, Pemex detalló las capacidades técnicas, financieras y de ejecución necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos de forma eficiente y competitiva.

Asimismo presentó un plan de desarrollo de las áreas y campos requeridos, el cual incluye descripciones de los trabajos e inversiones a realizar.

La Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, ha emprendido las evaluaciones correspondientes, con plazo de pronunciarse sobre los campos que Pemex conservará hasta 17 de Septiembre.

Las áreas Sener, develó algunos detalles de la llamada ronda cero. “Esta es la solicitud que Pemex nos ha hecho, eso no quiere decir que esto es lo que la Secretaría de Energía le va a dar a Pemex. Evidentemente ellos quieren quedarse con lo más posible y tienen una visión a largo plazo con un enfoque más empresarial”, comentó Lourdes Melgar, Subsecretaria de Hidrocarburos.

La propuesta de Pemex sugiere que en materia de exploración buscará quedarse con el 95% de áreas terrestres, 59% de ya-

20 Abril 2014 / Petroleum 291

cimientos en aguas someras, 29% en México - Distribución de los recursos prospectivos aguas profundas y 15% en campos de gas de esquisto.

Todas estas zonas propuestas suman apenas el 31% de áreas a explorar en México, por lo que en el 69% restante estarían los campos donde la iniciativa privada tendría una importante oportuGráfico: Dinero en imagen nidad para incursionar en el mercado energético mexicano. Pemex pidió todas las áreas en producción Sener aseguró que las compañías privadas así como zonas exploratorias, donde ha hedel sector han mostrado interés en los yaci- cho descubrimientos comerciales, incluyenmientos de aguas profundas –principalmente do aguas profundas y cuencas del sureste. En en el Cinturón Plegado Perdido (ubicado al tanto, liberó áreas del proyecto Chicontepec norte del Golfo de México, en la frontera a particulares para que puedan participar con las aguas de Estados Unidos) y en los en rondas posteriores, además de solicitar campos con gas de esquisto al norte del país una fracción de los recursos prospectivos de shale (lutitas). que representan la sexta reserva del mundo.

La petrolera pidió en total el 83% de Emilio Lozoya, Director General de Pemex, explicó que la estrategia es desarrollar la las reservas 2P (probables y posibles), así parte de Perdido que ha sido solicitada junto a como el 31% de los recursos prospectivos.

“Pemex está dejando esta cantidad muy inversionistas en consorcio. “No hemos solicitado una parte de Perdido en la que creemos importante de reservas 2P y de recursos es más prudente que sea desarrollada de forma prospectivos en el mercado porque creemos que la forma más transparente y la forma más acelerada por la industria”, dijo.

“Hemos dejado en Perdido áreas de una más eficiente de desarrollar estos proyectos gran materialidad porque simplemente al es compitiendo por ellos en asociación, país le conviene monetizar las reservas de con los socios adecuados para cada tipo de forma más acelerada y Pemex solamente yacimiento”, dijo Lozoya.

Hacia el futuro –dijo Lozoya- la puede monetizar una parte de estos proyecempresa trabajará con socios en campos tos en el corto y mediano plazo”, agregó.

Lozoya agregó que la petrolera podría maduros, de shale y en aguas profundas y ir tras otros campos o áreas en la ronda posiblemente en aguas someras de crudos uno, que algunos avizoran podría ser lan- extrapesados; mientras que podría hacerlo en solitario en los yacimientos de aguas zada a mediados de 2015.

Como lo establece la reforma energética, someras, de crudos ligeros.

E&P

Petrobras celebra 7ma ronda del Programa de Renovación de Flota de Apoyo Marítimo Las propuestas para la licitación de la 7ma y última ronda deben ser enviadas a Petrobras antes del 27 de Junio. La firma de los contratos está prevista para el 30 de Octubre

P

etrobras dio inicio a la 7ma ronda del Programa de Renovación de la Flota de Apoyo Marítimo (Prorefam), convocada por su Presidenta Maria das Graças Silva Foster y el Director de Exploración y Producción José Formigli.

Los funcionarios de la empresa brasileña subrayaron la importancia de este programa tanto para la industria petrolera del país como para la compañía al reforzar los planes prioritarios de aumentar la producción de petróleo, conforme a lo previsto en el Plan de Negocios y Gestión 2014-2018.

En un momento de grandes expectativas, Foster destacó la importancia de que la industria naval y offshore siga creciendo con empuje y ante todo sea respetada. “Petrobras no puede esperar. No hay absolutamente nada sobre la mesa que justifique atrasar nuestra curva de aumento de la producción de petróleo. No es una prioridad para nosotros ninguna contratación que ponga eso en riesgo”, afirmó.

Por su parte, Formigli explicó que las propuestas para la licitación de la 7ma y última ronda deben ser enviadas a Petrobras antes del 27 de Junio. La firma de los contratos está prevista para el 30 de Octubre.

Al hablar de la expectativa de Petrobras para la 7ma ronda, el Director reforzó la importancia de que la industria brasileña adopte precios competitivos. “La expectativa es que podamos hacer esas contrataciones siempre con bases competitivas y eso es muy importante. Estamos siempre comparando las tasas de Brasil con las del exterior y, definitivamente, no estamos dispuestos a hacer contrataciones si hay una variación significativa”.

El alcance de este programa lanzado en 2008, prevé la contratación de un total de 146 embarcaciones distribuidas en siete rondas, entre 2008 y 2014. El contenido mínimo local de construcción varía entre

el 50% y el 60% de acuerdo con el tipo de embarcación y llega al 70% en la fase de operación offshore.

Al presente, del total de 146 embarcaciones Petrobras ha logrado contratar 87, de las cuales 61 están en construcción y 26 en operación. También destacó la importancia del cumplimiento de plazos. “Estamos actualmente trabajando fuerte en las empresas para que, en los casos en que haya eventuales atrasos, estos sean recuperados y se puedan dar soluciones definitivas”.

La empresa ya firmó los contratos referentes a ocho embarcaciones licitadas en la 5ta ronda con las empresas Bram Offshore Transportes Maritimos Ltda, Norskan Offshore Ltda y Starnav Serviços Marítimos Ltda.

Contratos a la fecha

A la fecha, se han contratada 13 embarcaciones en la primera ronda, 27 en la segunda, 16 en la tercera, 23 en la cuarta y 8 en la última. Del total contratado, 76 embarcaciones corresponden a las clases PSV (Plataforma Supply Vessel), específicas para suministrar cargas líquidas y sólidas a las plataformas, y OSRV (Oil Spill Response Vessel), especializadas en la recolección de crudo en alta mar. Otras once son del tipo AHTS (Anchor Handling Tug Supply), específicas para las operaciones de manejo de anclas, remolque y suministro.

53% de flota de embarcaciones de apoyo marítimo en contrato con Petrobras, es de bandera brasileña. Comúnmente, el plazo para la construcción de las tipo PSV y OSRV es de tres años a partir de la firma de los contratos y de cuatro años para las AHTS. El contenido local mínimo de construcción es del 60% para las PSV y OSRV y del 50% para las AHTS. Para la operación de las embarcaciones, el contenido local mínimo fue estipulado en 70%.

Abril 2014 / Petroleum 291 21

Escenario

Marzo 3-7 • The Hilton Americas, Houston

Una Nueva Competencia Global Con el tema, “Energy and the New Global Competition”, centrado en los cambios dramáticos en la industria de la energía y en las poderosas fuerzas competitivas que se han desatado, se realizó esta “reunión” anual, que se ha constituido en un escenario de primera magnitud, donde durante 5 días se dieron cita las mujeres y hombres más prominentes del planeta, para debatir sobre el presente y el futuro de la energía: Petróleo, Gas, Electricidad y otras fuentes de energía La agenda de actividades fue extremadamente intensa y cada jornada se inició al despuntar el día con los desayunos de los “Diálogos Estratégicos”; seguido de las “Conferencias de Apertura”, las “Conferencias Magistrales”, las Plenarias Globales”, los “Almuerzos Conferencias” y al caer la noche con una cena de gala donde intervinieron sendos conferencista de postín. La ANH tuvo una participación estelar con el lanzamiento de la “Ronda Colombia 2014”

E

l objetivo de IHS CERAWeek es ofrecer una visión integrada del futuro de la energía. Este año hubo más de 250 ponentes, junto a más de 2.500 participantes de más de 50 países, que se reunieron una semana para discutir y debatir los retos actuales y las oportunidades para el futuro de la energía.

La revolución de los no convencionales y un gran incremento en la producción de petróleo y gas, ha generado una nueva era de rivalidades entre los combustibles, las tecnologías para la generación y el transporte, la inversión y el cambio de las relaciones entre las naciones productoras y consumidoras de

energía. Este panorama emergente crea oportunidades, pero también pone de relieve el riesgo esencial de energía.

Sobre esa base del pensamiento, Daniel Yergin, Chairman de IHS CERAWeek y Vice Chairman de IHS; y James Rosenfield, CoChairman de IHS CERAWeek y Senior Vice President de IHS, iniciaron las deliberaciones y de entrada presentaron lo más notable de lo que se iba a discutir durante los 5 días de IHS CERAWeek 2014. La Conferencia este año contó con innovaciones y adiciones muy emocionantes que incluyen: Strategic Dialogues ampliados, durante toda la semana en los que se ofrecieron análisis oportuno de las

estrategias de mercado. El Leadership Circle, para proporcionar una oportunidad para el diálogo a nivel de pares. De interés particular fue la Cena de Gala del miércoles que ofreció un debate relajado y de intercambio de ideas con los participantes de CERAWeek y los líderes de opinión. La conferencia culminó con el cuarto programa especial anual sobre “Energía: La Visión a Largo Plazo”, que brindó una visión de “la hoja de ruta hacia el futuro.”

Yergin y Rosenfield expresaron sentirse “honrados de tener a Ben Bernake, Presidente de la Reserva Federal de EE.UU. (2006-2014), como orador principal de cierre el viernes, 7 de Marzo.”

Apertura Scott Key, Presidente y CEO de IHS, tuvo a su cargo las palabras de bienvenida el lunes 3 de Marzo. Seguidamente invitó a Lisa Murkowsky, Senadora por Alaska y Miembro del Comité de Energía del Senado, quien pronunció una Conferencia Magistral que versó sobre La Política Energética de Estados Unidos.

Murkowski destacó la importancia de actuar rápidamente para tomar ventaja de activos de energía recién descubiertos en los Estados Unidos y conseguir el apoyo del público por mantener a los consumidores informados sobre el tema.

Lisa y Scott seguidamente participaron de un diálogo para responder las preguntas de los asistentes

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Lisa Murkowsky, Senadora por Alaska y Miembro del Comité de Energía del Senado, junto a Scott Key, Presidente y CEO de IHS

Escenario

IHS: Visión Global

Zbyszko Tabernacki, VP, Economics and Country Risk, IHS; Richard Haass, Presidente, Council of Foreign Relations; y Narinam Behravesh, Chief Economist, IHS

Narinam Behravesh, Chief Economist, IHS; Richard Haass, Presidente, Council of Foreign Relations; y Zbyszko Tabernacki, (Moderador), VP, Economics and Country Risk, IHS, versaron su discusión sobre Las Perspectivas Económicas y Geopolíticas, donde expusieron sus ideas progresistas sobre el panorama cambiante de la economía y la geopolítica. En esta sesión se preparó el escenario de CERAWeek para colocar las fuerzas claves para reconfigurar el sistema energético mundial

IHS: Visión Energética

Atul Arya, Jim Burkhard, Bob MacKnight, Meeyoung Toh, Shankari Srinivasan, Jone-Lin Wang y James Stevenson

Esta sesión constó de dos paneles, donde expertos de IHS discutieron sobre los mercados de energía en transición y las regiones en las cuales la geopolítica afectará estos mercados. La pregunta de rigor fue “Cuáles serán las sorpresas en el 2014…. Y más allá?

• Mercados en Transición: La Perspectiva Energética Global de IHS Atul Arya, Senior VP, Energy Insight, IHS, fue el moderador de este panel donde participaron: Jim Burkhard: “Perspectivas del Mercado Petrolero: ¿Presiones hacia la Baja?”

Bob MacKnight: “El Suministro de Petróleo y Gas: El Ritmo del Crecimiento

Meeyoung Toh: “Refinación: Acelerando la Demanda y los Márgenes” Shankari Srinivasan: “El Mapa Cambiante Global del Gas” Jone-Lin Wang: “Norte América y la Potencia Global: Riesgos Emergentes” James Stevenson: “Futuro del Carbón: Nuevas Realidades” Abril 2014 / Petroleum 291 23

Escenario • Mareas Cambiantes: La Energía y la Geopolítica Atul Arya repitió como moderador de este panel, donde participaron los expertos de IHS: Raad Alkadiri, Medio Oriente Stanislas Drochon, África Matthew Sagers, Rusia y Caspio Xizhou Zhou, China

Opening Dinner Emilio Lozoya, CEO de PEMEX, tuvo el honor de ser el orador de orden en la cena de gala de apertura de IHS CERAWeek 2014, donde aprovechó la oportunidad de oro de contar con un auditorio de primera magnitud, para exponer –en un inglés impecable, claro y limpio- la nueva política petrolera mexicana a raíz de la recién aprobada reforma energética, que abre al mundo la posibilidad de participar con tecnologías e inversiones en la explotación y producción de la fabulosa riqueza petrolera de la nación azteca.

Culminada su exposición, acompañado del legendario Daniel Yergin como moderador, se abrió un intenso debate de preguntas y respuestas por parte de un público -tigres del pe-

El principal impacto de la reforma sería aumentar sustancialmente la inversión aguas arriba en el transcurso de la próxima década”

Emilio Lozoya, CEO de PEMEX

tróleo- ávido de conocer hasta el último detalle las posibilidades de hacer negocios en México.

Lozoya destacó el potencial de la apertura del sector petrolero de México a lo largo de toda la cadena de valor. Se refirió a los principales elementos de la liberalización del sector energético, entre ellos, la

disminución de la producción de petróleo y los altos costos de la electricidad como principales catalizadores. Señaló que el principal impacto de la reforma sería aumentar sustancialmente la inversión aguas arriba en el transcurso de la próxima década. También hizo hincapié en las nuevas oportunidades para que los inversionistas acumulen la mitad del chorro del país y la infraestructura aguas abajo.

América Latina Aguas Arriba: ¿Está preparada para el Cambio?

Esta sesión estuvo inserta dentro de uno de los tantos “Strategic Dialogues” que se realizaron bien temprano en la mañana del martes, miércoles y jueves.

El martes en este espacio, se establecieron una serie de premisas sobre Latinoamérica. En esta región, la factura de las importaciones de energía sigue en aumento, ya que sus economías siguen creciendo, en promedio, por encima del 3% anual, mientras que la producción disminuye en más de un 10%. Lo anterior implica una disminución de los gastos gubernamentales para los programas socioeconómicos, aumentado la tensión entre la población.

Se concluyó que si bien la región tiene el potencial para aliviar parte de este déficit de energía, se necesitan algunos cambios.

Algunos de los más recientes sugiere que se está escuchando el mensaje. México ha puesto en marcha un plan para permitir las asociaciones petroleras aguas arriba; Bo-

24 Abril 2014 / Petroleum 291

livia y Venezuela han vuelto a insistir en las inversiones para mejorar la producción de gas y de los crudos pesados, respectivamente. Argentina está tratando de finiquitar los asuntos legales pendientes con Repsol y el aumento de precios de los productos. Brasil ha reiniciado sus rondas de licitación después de cuatros años.

Bob Fryklund, Chief Upstream Strategic de IHS, fue el moderador de esta sesión donde intervinieron en calidad de panelistas: Ricardo Bedregal, Director LA Research IHS; Gustavo Hernández García, Director E&P Pemex; Steven Crowell, CEO & President Pluspetrol; y Carlos Lau, Chairman Americas Petrogas.

Ricardo Bedregal, Director LA Research IHS; Gustavo Hernández García, Director E&P Pemex; Steven Crowell, CEO & President Pluspetrol; Carlos Lau, Chairman Americas Petrogas; y Bob Fryklund, Chief Upstream Strategic de IHS

Escenario John Watson, Chairman y CEO de Chevron, discurre con Daniel Yergin, luego de su discurso durante la bienvenida al Keynote Address, el martes 4 de Marzo. El ejecutivo de Chevron habló sobre el desafío que impone el aumento de los costos laborales a las compañías petroleras, incluso en una era de precios del petróleo en torno a los 100 dólares en barril. Aseguró que los costos laborales y de capital humano se han elevado en más del doble en los últimos diez años, realidad que ha obligado a buscar formas de reducir otros gastos con el fin de impulsar la rentabilidad de los proyectos, principalmente en el offshore.

Andrew Mackenzie, CEO de BHP Billition, durante su intervención la mañana del martes 4 de Marzo, en el Keynote Address sobre Energía, Commodities y la Economía Global. Mackenzie afirmó que los combustibles fósiles seguirán abasteciendo la gran mayoría de la matriz energética del mundo, pero también señaló que la industria debería aumentar sus esfuerzos para reducir las emisiones de carbono. Él abogó por la creación de un sistema de fijación de precios del carbono que permita al mercado identificar los métodos más rentables para reducir las emisiones.

Diezani Alison-Madueke, Ministra de Recursos Petroleros de Nigeria y Presidenta Alterna de la OPEP, también ocupó un lugar privilegiado en el programa, donde expuso abiertamente algunos de los problemas que enfrenta la industria del petróleo en las economías en desarrollo y la necesidad de cooperación internacional para resolver problemas como el robo y la piratería.

Hizo hincapié en la importancia de permitir que los recursos naturales beneficie a la economía local y mejore el nivel de vida de toda la población.

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Escenario Plenaria: “Diálogo Político: El Futuro del Petróleo Mundial”. Daniel Yergin, Moderador; con la participación de Orlando Cabrales, Vice Ministro de Energía de Colombia; Jim-Yong Cai, VP & CEO de International Finance Corp.; Irene Mulloni, Ministra de Energías y Minerales de Uganda; y Carlos Pascual, Departamento de Estado, EE.UU. Los panelistas hablaron sobre el desafío de mantener la competitividad frente a la dinámica cambiante de los precios y la creación de un marco regulatorio transparente para atraer inversiones. Además analizaron cómo los Estados Unidos y organismos financieros multilaterales, están trabajando en cooperación con productores de hidrocarburos emergentes como Colombia y Uganda para asegurar el desarrollo sostenible de los recursos

Plenaria Upstream: ¿Oportunidades para Ricos o Pobres? Estado global de la actividad aguas arriba. Moderada por Peter Jackson, VP Upstream Research IHS; con la participación de Russ Girling, President & CEO de TranCanada; Doug Lawler, President & CEO de Chesapeake Energy; y Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol. Los panelistas coincidieron en que la industria aguas arriba está haciendo frente a una enorme cantidad de oportunidades, con la tecnología y el aumento de la eficiencia como dos de las principales claves del reciente crecimiento en la producción. Asimismo destacó algunos de los retos de la industria, enfocando las presiones recientes que se han mantenido hasta la construcción del gasoducto, así como exploración y producción

La ANH aprovechó esta oportunidad de lujo para presentar ante tan selecto auditorio todo el cronograma de trabajo relacionado con el proceso competitivo Ronda Colombia 2014.

En el podio estuvieron presentes Orlando Cabrales, Vice Ministro de Energía de Colombia; Nicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas; Javier Betancourt, Presidente de la ANH; Luis Ernesto Ardila y Sergio López

Una densa agenda Por supuesto que la agenda desarrollada durante IHS CERAWeek 2014 fue mucho mas densa que la presentada en esta breve reseña; donde registramos apenas algunas de las intervenciones de mayor interés para nuestra audiencia, constituida por los ejecutivos, profesionales y técnicos de la industria petrolera de América Latina.

Realmente fue una jornada intensa de cinco días, donde bien vale la pena participar, por ser un escenario privilegiado que anualmente se reúnen las mujeres y hombres que mueven la industria de la energía a nivel global para dar a conocer sus nuevas ideas y alimentar debates sobre los grandes temas estratégicos entorno a la energía, a través de conferencias, sesiones plenarias, diálogos ministeriales, sesiones sobre estrategias, desayunos y reuniones de expertos. Todas las deliberaciones son posible de acceder en el sitio: www.ceraweek/2014

26 Abril 2014 / Petroleum 291

Escenario

Marzo, 4 – 6 , Forth Worth, Texas

El principal evento de perforación de la industria E&P organizado por dos asociaciones de gran reputación como la International Association Drilling Contractor y la Society of Petroleum Engineers, se realizó del 4 al 6 de Marzo en Fort Worth, Texas, con el propósito de seguir evaluando el avance de las operaciones de perforación a nivel mundial

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rofesionales en representación de En el marco de la apertura de la Confeoperadoras, contratistas y compañías rencia, Jeff Spath, Presidente de SPE y actual de servicios petroleros participaron de un Vicepresidente de Asuntos de la Industria programa técnico y de sesiones plenarias de Schlumberger, aprovechó para hacer que les permitió revisar gran parte de los entrega del Premio SPE Drilling Engineedesafíos, sin precedentes, que la industria ring Award a Rolv Rommetvelt, Director de E&P enfrenta actualmente, con la fina- de eDrilling Solutions, en reconocimiento lidad de apuntar soluciones a problemas a sus contribuciones excepcionales en pro comunes que a su vez contribuyan a me- del avance de ingeniería de petróleo en el jorar la eficiencia y la rentabilidad de las área de perforación. labores de perforación.

Durante la sesión de apertura Kevin Neveu, Chairman de la Conferencia y Presidente de Precision Drilling, subrayó el auge del desarrollo de petróleo y gas no convencional en América del Norte, hecho que –dijo- ha sido el responsable del aumento más grande de la producción en las últimas décadas en la región. Es precisamente Forth Worth, la ciudad que alberga el Barnett, donde se inició la revolución del shale.

Jay Minmier, Chairman IADC 2014, por su parte, hizo notar algunos de los avances que ha experimentado la industria en materia de seguridad, tema que consideró ha sido permanentemente parte de una cultura de innovación y de Jeff Spath, Presidente de SPE y Rolv Rommetvelt, Director de eDrilling Solutions mejoramiento continuo.

28 Abril 2014 / Petroleum 291

La sesión plenaria se centró en el tema de la rápida evolución de los desarrollos no convencionales y las correspondientes demandas asociadas a los proyectos a gran escala. Algunas de las demandas mencionadas fueron la planificación y desarrollo en torno al capital, talento, tecnologías y riesgos, así como otras demandas externas relacionadas con el ambiente y la responsabilidad social.

Programa Técnico La conferencia incluyó un total de 18 sesiones técnicas durante tres días, que abarcaron presentaciones en las siguientes categorías: Fluidos e Hidráulica; Dinámica de Perforación; Contratos y Gestión de Perforación; Perforación con Manejo de la Presión y Bajo Balance; Integridad de Riser y Casing; Tecnología Innovadora en Mechas; Soluciones en Taladros; Tubulares; Localización del Hoyo; Automatización de la Perforación; Cementación, Aislamiento zonal y Completaciones; Perforación en Aguas Profundas; Perforación Direccional; Reforzamiento del Hoyo; Factores Humanos y Seguridad de los Procesos; Excelencia en el Desempeño; Estudios de Caso; y Tecnología de Perforación.

Escenario

La Exhibición El área comercial del evento fue ocupada por más de 180 stand de exhibición, cada uno de los cuales se constituyó en una completa vitrina de las tecnologías más recientes que han sido desarrolladas para proporcionar servicios de alto desempeño durante la perforación de pozos.

1. Schlumberger: Ann Graham, Sophie Jones, y Ashley Horwitz 2. National Oilwell: Stuart Slott, Meredith Wilson, Ron Taylor y R.D. Morrison 3. Weatherford: Alex Goodwin, Moji Karami, Luis Godoy y Constance Shook 4. Saudi Aramco: Jaclyn Dublin y Cynthia B. Harrall 5. Welltec: Gary Murrill, Brian Sidle, Susan Keegan Elleskov y Matt Peroples

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Tecnología y Comercio

OTC Spotlight on New Technology 2014 Este año el programa de premiación para los expositores de la Offshore Technology Conference, OTC, reconoció doce tecnologías innovadoras para la exploración y producción costafuera

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a Offshore Technology Conference (OTC), que se realiza del 5 al 8 de Mayo en Houston, dio a conocer las doce tecnologías que recibirán el Spotlight on New Technology Award este año.

Este reconocido programa para los expositores de la OTC muestra las últimas y más avanzadas tecnologías de hardware y software que están liderando la industria en adelante.

“Los ganadores de los Premios Spotlight abrazan la misión de la OTC de avanzar en el conocimiento técnico de las operaciones en alta mar y los asuntos ambientales”, comentó el Presidente del Comité de Spotlight Award, Moe Plaisance . “Gracias a su espíritu pionero, la exploración y producción mar adentro seguirá desempeñando un papel clave en el suministro de energía al mundo de una manera sostenible”, agregó.

Nuevamente las tecnologías ganadoras fueron seleccionadas en base a cinco criterios principales:

• Novedad, menor a dos años • Innovación, originalidad y capacidad de revolucionar la industria de EyP en alta mar • Probadas mediante aplicaciones a gran escala o ensayos de prototipo exitosos • Interés amplio, de gran atractivo para la industria • Impacto significativo, al proporcionar beneficios más allá de las tecnologías existentes Al felicitar a los galardonados de este año, Ed Stokes, Presidente de OTC 2014 reconoció el impacto de estas tecnología en la industria al reducir el riesgo y aumentar la productividad en condiciones cada vez más extremas. “Tecnologías de vanguardia como estas son siempre un punto culminante de OTC , ya que demuestran el ingenio y la visión de futuro que lleva a la industria a nuevos niveles de seguridad, productividad y eficiencia”.

LaunchPRO™ Wireless Top Drive Cement Head

Iso™ Pump

Este cabezal de cementación con top drive inalámbrico es un sistema de activación remoto para aplicaciones en aguas profundas que lanza bolas, tapones o dardos de forma inalámbrica durante la cementación de sartas submarinas largas y extremadamente pesadas y liners largos y pesados. Su operación de control remoto inalámbrico reduce el riesgo HSE al disminuir la intervención manual y el tiempo de equipo, al tiempo que optimiza la confiabilidad.

Operación de LaunchPRO es impulsada por el aire del taladro a través de una sola manguera neumática que puede ser unida a la línea de cementación para reducir el riesgo de daños durante las operaciones de cementación. Un transductor de presión inalámbrico proporciona datos en tiempo real al operador de la cementación para permitir ajustes durante el proceso.

FMC Technologies Schilling Robotics logró desarrollar esta bomba aislada que permite la intervención secundaria para BOP de acuerdo con la norma API 53. La bomba Iso™ está estrechamente integrado al Vehículo de Operación Remota (ROV) UHD III de FMC y satisface de forma exclusiva los 45 segundos requeridos para el cierre total del BOP. La bomba Iso ™ consta de pistones independientes sincronizados con control de software.

La configuración flexible permite la optimización para una variedad de demandas y puede proporcionar simultáneamente hasta 50gpm a 5000 psi.

En comparación con las soluciones existentes de la industria, este sistema es profundamente insensible y puede ahorrar hasta US$4 millones por equipo.

30 Abril 2014 / Petroleum 291

Tecnología y Comercio

Offshore Loading Arm Footless Este brazo de carga costa afuera footless (OLAF) ha sido desarrollado específicamente para la transferencia de GNL (gas natural licuado) entre transportadores FLNG y GNL convencional, mediante el amarre de uno al lado del otro, localizados lejos de la costa, en condiciones de alta mar.

El diseño del OLAF es capaz de adaptarse a elevaciones grandes y diferentes entre la cubierta de un FLNG, donde tiene su base, y la conexión de la tubería del transportador de GNL en el nivel inferior, sin sobrecargas.

Este cubre el 100% de la operatividad en ambos lados en condiciones ambientales adversas, gracias a su concepto, su sistema de apuntamiento para asistir la conexión y el Sistema de Monitoreo y Posicionamiento Constante SIL3, puede gestionar la desconexión de emergencia.

GE Oil & Gas – Zenith GFI™ Ground Fault Immune ESP Monitoring System En promedio, el 15% de los sistemas de monitoreo de pozos ESP falla al proporcionar los datos luego de presentarse fugas a tierra en el cable ESP, siendo un tema sin resolver desde 1970. A pesar que el ESP sigue funcionando, la interferencia hace que sea imposible conseguir las lecturas del indicador.

Los operadores se enfrentan a los motores de reacondicionamiento o de corridas a tasas más bajas, y con una cabezal más grande de fluido para proteger el apagado de bomba. El sistema de monitoreo Zenith GFI ofrece una solución que no puede ser perturbada por fallas a tierra, empoderando a los operadores con capacidad de mantener el monitoreo del pozo necesario para la optimización de la producción y la protección de la bomba, a pesar de las condiciones de falla.

FLAG Fluid Loss and Gain Detection Service GE Oil & Gas – SeaLytics™ Esta solución permite a los contratistas de perforación supervisar el rendimiento y el mantenimiento del plan de preventores de reventones (BOPs) utilizando el análisis predictivo basado en los datos reales sobre el rendimiento de los componentes.

SeaLytics puede mejorar el tiempo de actividad del sistema BOP, reducir el mantenimiento innecesario y conducir a un mejor pronóstico de todos los costos, lo cual proporciona ventajas de rendimiento significativas para el usuario.

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Este innovador servicio de detección de ganancia y pérdida de fluido permite superar algunos crecientes desafíos en los cada vez más complejos programas de perforación de aguas profundas, mediante un sistema de advertencia temprana altamente sensitivo a las fluctuaciones, pero suficientemente inteligente para ayudar a prevenir las falsas alarmas.

Con un tiempo de respuesta sin igual, en comparación a los sistemas anteriores, FLAG proporciona monitoreo exacto de los fluidos y medición precisa de flujo por efecto coriolis, con algún fluidos de perforación o taladro, y en condiciones operacionales, incluyendo perforación, tripping, circulación y cementación.

Tecnología y Comercio

Drill Bits and Services TDReam™ Tool En un tradicional ensanchamiento durante la perforación, el reamer del BHA se coloca ​​ por encima de las herramientas RSS y LWD, para obtener un hoyo de ratón más largo lo que requiere un viaje extra para agrandar el hoyo a la profundidad total (TD). Ante el reto de diseñar una herramienta para aumentar la eficiencia, Halliburton cuenta con una solución que trae beneficios como óptima direccionalidad y flujo de fluidos, además de reducir la longitud de la herramienta basada en la confiabilidad probada de la tecnología de reamer NBR®.

De esta manera, herramienta TDReam™ constituye la más reciente innovación de fondo de pozo de Halliburton diseñada para reducir significativamente la longitud del ratón y alcanzar la TD en un solo viaje.

Very High Pressure Fluid Swivel En base al know -how de SBM Offshore y su experiencia sobre el estado-de-arteen diseño giratorio de fluidos, esta nueva tecnología aumenta el rango de operación de giros a alta presión mediante una técnica patentada para hacer caer en forma de cascada la presión a través de múltiples sellos. El prototipo de giro toroidal de 12” ha sido totalmente calificado para 830 bar (12.000 psi), incluyendo corridas de pruebas de resistencia a largo plazo, y tiene el potencial de funcionar a más de 1.000 bar (14.500 psi). Este giro es dirigido específicamente para la inyección de gas y agua desde una FPSO hacia yacimientos de ultra-alta presión, como los campos del Terciario Inferior de la parte estadounidense del Golfo de México.

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Tecnología y Comercio

Seismic Guided Drilling Pore- Pressure Prediction Ahead of the Bit El servicio Seismic Guided Drilling (SGD) de Schlumberger predice las presiones de la formación cientos de metros por delante de la mecha durante la perforación. Utiliza tanto la sísmica de superficie como datos LWD (logging-while-drilling) para proporcionar un modelo de velocidad 3D con visión delantera y con menor incertidumbre. Este modelo conduce a una mejor descripción geológica y geomecánica facilitando la toma de decisiones proactivas sobre la perforación, particularmente en la exploración en aguas profundas. Las velocidades que van delante de la mecha son calculadas nuevamente en base a las reflexiones sísmicas, mediante el uso de velocidades LWD detrás de la mecha como una coacción. En comparación con las predicciones previas a la perforación, SGD proporciona resultados mucho más precisos, que se pueden utilizar en transformaciones de velocidad a presión para obtener presiones de formación más confiables.

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CasingLink ™ El sistema de antena CasingLink ™ EM hace frente a la atenuación de la señal encontrada durante la perforación en aguas más profundas con un sistema de telemetría EM. El método emplea un cable aislado que es conectado externamente a una sarta de revestimiento estándar, un receptor de pozo normalmente localizado en el fondo de pozo conectado al casing, y un transceptor de superficie. El receptor recoge la señal EM en el terminal de conexión del casing y la transmite a través del cable de señal externa al transceptor en superficie, que decodifica la señal EM. El cable sale del casing cerca de la superficie y pasa a través de un cabezal de pozo modificado para aceptar el paso del cable. Surge una atenuación de la señal insignificante dentro del cable de transmisión, lo que aumenta la profundidad de telemetría.

Tecnología y Comercio

West Production Technology AS SwarfPak Technology

SwarfPak es una tecnología superior en taponamiento y abandonamiento (P&A) y recuperación de ranura con tiempo de taladro y huella ambiental reducido significativamente.

La característica más revolucionaria de SwarfPak es que todas las partículas de virutas de taladro serán depositadas y dejadas en el fondo del pozo, evitando el uso de equipos de manejo de virutas en la superficie, que es un gran desafío logístico y ambiental.

Otro de los beneficios es que la velocidad de molienda es mucho mayor. La velocidad típica de molienda con SwarfPak es entre 3 y 6 veces más rápida que la tecnología de molienda convencional.

IsoMetrix Marine Isometric Seismic Technology

La tecnología marina de sísmica isométrica WesternGecoIsoMetrix hace posible la primera medición real 3D de campos de ondas sísmicas utilizando streamers remolcados. Ofrece datos sísmicos punto receptores de alta fidelidad, a la vez que supera los compromisos de ancho de banda espaciales que limitan todos los métodos anteriores de remolque de streamer.

Con un diseño único y nuevo de streamer que incluye la medición de la gradiente vertical y crossline del campo de onda sísmica, permite la reconstrucción sin alias de la presión del campo de onda entre los streamers. El muestreo isométrica fino resultante en ambas direcciones (crossline y en línea) proporciona imágenes más precisas del subsuelo siempre registradas, haciendo que los datos sean adecuados para muchas aplicaciones tales como la interpretación y el modelado de yacimientos en la exploración y desarrollo de campos.

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Tecnología

Tecnologías para la Construcción de Pozos de Alta Presión y Alta Temperatura Edmundo E. Ramírez, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum

Se examinan las herramientas, materiales, productos químicos y métodos operativos que ha desarrollado la industria petrolera para lograr operaciones exitosas de construcción, estimulación, producción e inspección de pozos HPHT Consideraciones generales A pesar del notable avance en la tecnología de energías renovables que ha tenido lugar en los últimos 20 años, es aceptado por la comunidad científica y técnica mundial, el hecho de que, en las próximas décadas, las necesidades energéticas del planeta seguirán siendo satisfechas principalmente por los combustibles fósiles. Están en desarrollo agresivas campañas de exploración y producción, para satisfacer la demanda venidera de estos combustibles, que incluyen la construcción, cada vez mayor, de pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés), que a menudo requiere que los productores de petróleo y gas se enfrenten con condiciones de fondo de pozo hostiles.

Si bien los pozos HPHT en esencia son construidos, estimulados, producidos y monitoreados en forma similar a los pozos con condiciones menos exigentes, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estos yacimientos.

Definiciones Se llaman pozos HPHT a aquellos cuya temperatura de fondo (BHT) alcanza 300°F o más o su presión de fondo (BHP) asciende a 10,000 lppc. El fundamento de estos valores umbrales tiene que ver con el comportamiento de los sellos elastoméricos estándar.

Es importante destacar también que el esquema de clasificación HPHT no se limita a pozos que satisfacen simultáneamente los criterios de temperatura y presión. Por consiguiente, un proyecto de inyección de vapor somero y de baja presión, para extraer petróleo pesado, corresponde a la región HPHT debido a la temperatura elevada del vapor.

Por el contrario, los yacimientos asociados con

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las zonas salinas de baja temperatura y alta presión del Golfo de México, se ajustan a una clasificación HPHT debido a la alta presión.

Un parámetro vital de los pozos HPHT es el tiempo durante el cual las herramientas, materiales y productos químicos deben tolerar el ambiente agresivo. Por ejemplo, las herramientas de obtención de registros y pruebas, los lodos de perforación y los fluidos de estimulación están expuestos a ambientes HPHT un tiempo limitado; sin embargo, las empacaduras filtros de arena, equipos de monitoreo de yacimientos y sistemas de cementación deben sobrevivir muchos años; incluso más allá de la vida productiva del pozo. Por ende, este factor de tiempo posee un impacto considerable sobre la forma en que los científicos e ingenieros abordan el desarrollo de productos para los pozos HPHT. Este artículo examina las herramientas, materiales, productos químicos y métodos operativos que se han desarrollado para lograr operaciones exitosas de construcción, estimulación, producción e inspección de pozos HPHT.

Verificación y calificación de las tecnologías HPHT Las condiciones HPHT amplifican los riesgos que existen en los pozos convencionales. En los pozos HPHT, el margen de error se reduce considerablemente y las consecuencias de las fallas pueden ser más costosas y de mayor envergadura. Por consiguiente, antes de la aplicación en el campo, los nuevos productos y servicios diseñados para ambientes hostiles deben ser rigurosamente probados y calificados para tolerar las condiciones de fondo de pozo más adversas.

Las evaluaciones de laboratorio corresponden a tres categorías principales: fluidos,

dispositivos mecánicos y componentes electrónicos. Las pruebas que se efectúan bajo condiciones de fondo de pozo simuladas, para los fluidos de perforación ,deben responden a dos preguntas básicas. ¿Puede prepararse y colocarse correctamente el fluido en el pozo? ¿Será suficientemente estable el fluido como para ejecutar sus funciones previstas? El protocolo de pruebas es a menudo complejo e implica evaluaciones de la reología, la filtración y, la corrosión. En cuanto a los dispositivos mecánicos que incluyen sellos, filtros y empacaduras, además de piezas rotativas y alternativas, tales como ejes, pistones, válvulas y bombas, aparte de la exposición a condiciones HPHT, la prueba de calificación incluye el contacto con peligros tales como los impactos mecánicos y la presencia de ácido sulfhídrico [H2S], dióxido de carbono [CO2] y fluidos erosivos cargados de partículas.

Los componentes electrónicos y los sensores, el tercer elemento, son particularmente vulnerables a las altas temperaturas.

El desafío clave es la estabilidad de los materiales plásticos o compuestos que proveen a los componentes electrónicos modernos integridad estructural y aislamiento. Se debe determinar el límite del tiempo operacional de los componentes electrónicos existentes, bajo condiciones de fondo de pozo simuladas.

Fluidos de perforación En la perforación de pozos HPHT, encuentran frecuentemente formaciones sobrepresurizadas, otras de baja presión y lutitas reactivas. Además, los pozos son a menudo de diámetro reducido y altamente desviados. Para mantener el control del

Tecnología pozo, la presión hidrostática del fluido de perforación debe ser suficientemente alta como para resistir la presión de poro de la formación, pero suficientemente baja como para evitar el fracturamiento de la formación y la pérdida de circulación.

En consecuencia, el rango aceptado de densidad del fluido suele ser pequeño, requiriendo un control cuidadoso de la circulación del fluido con el fin de evitar que se excedan las presiones de fractura de la formación. Para prevenir el daño de la formación o el colapso del pozo, los fluidos de perforación deben inhibir el hinchamiento de las arcillas, debe ser además químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones HPHT. En la última década, los fluidos de perforación a base de sales de formiato han desplazado a los fluidos convencionales a base de haluros en los pozos HPHT. Los fluidos que contienen haluros son altamente corrosivos para el acero a temperaturas elevadas y generan peligros ambientales.

Las tasas de corrosión asociadas con las soluciones de formiatos son bajas, siempre que el pH del fluido permanezca en el rango alcalino. A diferencia de los haluros, los formiatos se biodegradan fácilmente y pueden utilizarse con confianza en zonas ambientalmente sensibles.

Los formiatos son extremadamente solubles en agua y pueden utilizarse para crear emulsiones inversas o salmueras sin sólidos, cuyas densidades alcanzan hasta 19.7 libras libras/gal reduciendo la necesidad de utilizar agentes espesantes. Las concentraciones de sólidos más bajas a menudo mejoran la velocidad de penetración de la mecha barrena de perforación y permiten un mejor control de las propiedades reológicas. Las salmueras a base de formiatos poseen además baja actividad de agua; en consecuencia, a través de los efectos osmóticos, reducen la hidratación de las arcillas de formación y contribuyen a la estabilidad del pozo.

Por todas esas virtudes expuestas, se han reportado actividades exitosas con fluidos a base de formiatos durante la perforación de pozos HPHT en el Mar del Norte, de alto ángulo de desviación, con secuencias largas de lutitas reactivas, y presiones de yacimiento de 11,700 lppc y temperaturas de hasta 311°F. El bajo nivel

de concentración de sólidos, permitió al operador reciclar y reutilizar el fluido de perforación en forma rutinaria.

Evaluación de Formaciones Las condiciones HPHT plantean abundantes desafíos para los científicos e ingenieros que diseñan y operan herramientas de evaluación de formaciones. Como se mencionó precedentemente, los componentes más vulnerables de las herramientas son los sellos y los componentes electrónicos. La física de las mediciones dictamina la exposición directa de la mayoría de los sensores de las herramientas de adquisición de registros a las condiciones de pozo; en consecuencia, se encuentran incorporados en una sonda. La mayoría de las secciones de la sonda se llenan con aceite hidráulico e incluyen un pistón de compensación que equilibra las presiones interna y externa para mantener la integridad estructural e impedir la implosión de la herramienta.

Los componentes electrónicos están separados y protegidos dentro de una sección del cartucho especialmente diseñada con una aleación de titanio Además, se han instalado, estratégicamente, a lo largo de la sarta de herramientas, anillos de sello de sección circular para proteger las conexiones y los compartimentos internos, compuestos de elastómetro fluropolimétricos, capaces de soportar temperaturas de hasta 400 ° F .También ,por lo reducido del hoyo de producción de pozos HPHT, se han empaquetado herramientas de 3” y probadas satisfactoriamente

Cementación y aislamiento zonal

Equipos y software para las operaciones de muestreo y adquisición de registros con herramientas operadas con cable en pozos HPHT de alto ángulo de tan solo 3-7⁄8”

La provisión de aislamiento por zonas en los pozos profundos de petróleo y gas, requiere el empleo de sistemas de cementación que sean estables en los ambientes HPHT. Los cementos térmicamente estables también son necesarios en los pozos que producen por inyección de vapor y en los pozos geotérmicos. El comportamiento físico-químico de los cementos para pozos cambia significativamente a temperaturas y presiones elevadas. Sin un diseño de lechada adecuado, la integridad del cemento fraguado puede deteriorarse, conduciendo potencialmente a la pérdida del aislamiento zonal.

Este deterioro puede minimizarse o incluso evitarse mediante el agregado de al menos 35% de sílice por peso del cemento.

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Reporte

¿Cuáles energías producir y utilizar? *Por Diego J. González Cruz

Ante la realidad del fin de la energía barata, el presente y el futuro van a depender de las economías energéticas para la producción y el uso de las mismas. La metodología EROI será importante para hacer las respectivas evaluaciones, y decidir sobre las posibles políticas en materias de energía Introducción La energía es lo que mueve al mundo y a la economía. Hay una perfecta correlación entre el consumo de energía y la prosperidad de un país. Una ilustración sencilla de cómo la energía es lo que produce prosperidad se encuentra en la presentación de ExxonMobil sobre sus perspectivas energéticas al 2040 o en los Escenarios Shell a 2060 (ver referencias), entre otros pronosticadores.

Recordando siempre que la energía por sí sola no produce riqueza, es el uso de la energía lo que la produce (Robert Bryce, 2010). Bryce también señala que la decisión de producir o usar una u otra energía, va a depender de cuatro variables: 1) Densidad energética, que es la cantidad de energía que puede estar contenida en una unidad de volumen, área o masa; 2) Densidad de potencia, que es la potencia (por ejemplo caballos de vapor) que puede ser aprovechada en una unidad de volumen, área o masa; 3) Costo de producción y uso; y 4) Escala, o cantidad de la que se puede disponer a “precios razonables”.

El análisis y la interpretación de estas cuatro variables es lo que va a ayudar a definir el desarrollo futuro de las energías alternativas a las fósiles, porque hasta ahora son las segundas las que cubren con creces estas cuatro condiciones de Bryce.

Hay otros dos conceptos sobre la energía relacionados con lo anterior que aparecen en la literatura: 1) La EMERGY, que se refiere a la calidad de la energía que se produce, y 2) La EXERGY, que se refiere a la alícuota de la energía que realmente realiza el trabajo.

Estos estudios indican que la prosperidad de los hoy países industrializados se ha basado mayormente en el uso de una energía barata. Ante la realidad de una energía cada vez más cara, hay dos variables a seguir para estimar el desarrollo futuro de los países: 1) El ritmo de suministro de la energía y 2) El rendimiento neto del recurso energético a utilizarse, esto último es lo que se conoce como EROI (“Energy Return on Investment”), el cual se define en forma general como el cociente o la relación entre la cantidad de energía que se obtiene a partir de un proceso de producción de esa energía en comparación con la cantidad de energía (o su equivalente en algún otro origen) que es necesaria utilizar para extraer la energía en cuestión, que se explicará en detalle más adelante.

no Renovables, en especial las fósiles como el carbón, el petróleo, el gas natural y la energía nuclear (por ser su fuente de origen mineral); y 2) Las Energías Renovables, como la hidroeléctrica, la solar, la eólica, la biomásica, la geotérmica, la mareomotriz (por el movimiento de las olas), la del gradiente maremotérmica (corrientes de los océanos); y más recientemente la “energía azul” (ocurre por osmosis entre el agua salada y la dulce).

En la Figura 1 se muestran esquemáticamente los usos típicos de la energía.

Del uso o no de estas energías para que un país pueda hablar de seguridad energética y de desarrollo sustentable, va a depender de su capacidad para producirla o comprarla, y/o cuanto pueda invertir para generar cada una económicamente.

En Venezuela se dispone ampliamente de las fósiles petróleo y gas natural, que se podrían considerar para su pleno desarrollo y garantizar la seguridad energética en el país. También se dispone de las renovables, en especial la hidráulica, que aunque su crecimiento es limitado, también va a contribuir a garantizar la seguridad energética. Todo va a depender de las economías energéticas para la producción y el uso de las mismas, de allí que la metodología EROI será importante para hacer las respectivas evaluaciones, y decidir sobre las posibles políticas en materias de energía.

Antes de entrar en el tema del EROI hay que tratar el concepto de la “Economía Biofísica”, que a diferencia de la “Economía Convencional” que enfatiza el dinero, ésta enfatiza la energía propiamente dicha, la demografía, el ambiente y otros recursos, sin ponerle solo precios a las mismas como tal.

La Economía Biofísica enfatiza en dos aspectos: 1) El análisis de la huella ecológica, o la cantidad de tierra requerida y su deterioro para soportar las actividades económicas y 2) El análisis de la energía requerida para las diferentes actividades económicas. Es

Figura 1 Fuentes de energía Primaria y Secundaria

Energías disponibles Las energías disponibles se dividen en dos grandes grupos: 1) En primer lugar las Energías Primarias, que son las que existen sin la participación del hombre. Son aquellas suministradas por la naturaleza de forma directa; y 2) Las Energías Secundarias, que son las primarias transformadas por la intervención del hombre con la tecnología, principalmente para la generación de electricidad y la producción de combustibles, mediante procesos de manufactura.

Las energías primarias a su vez se dividen en: 1) Las Energías

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Fuente: DJGC (BID, 2010)

Reporte decir, que debe manejarse un enfoque más amplio que considere lo económico, la energía como tal y el ambiente, integrando las ciencias biofísicas y las sociales. Con esto se quiere decir que no todo es solamente precio o mercado, porque se puede tener el dinero para adquirir una energía, pero la realidad dice que no se puede obtener. Este concepto es muy bien tratado en el libro de Hall y Klitgaard (2012): Energy & the wealth of nations.

Figura 2 Modelo Conceptual del EROI para un proyecto de explotación

El EROI El término EROI (“Energy Return on Investment”), se conoce desde 1970 (Howard Odum), aunque la primera publicación donde aparece la palabra EROI data de 1982. Su formula general es: EROI = Energía producida/Energía requerida para obtener esa energía.

Tanto el numerador como el denominador de la ecuación deben estar en las mismas unidades, ya sean joules (J), kilocalorías (kcal) o barriles (b). El numerador es fácil de establecer, la dificultad está en el denominador, que va a estar influido por el lugar donde se va a utilizar la energía finalmente, ya que el cálculo más sencillo ocurre cuando se calcula el EROI a “boca de pozo” o “boca de mina” o en la fuente originaria si se trata de una energía no fósil.

En la Figura 2 se muestra un caso para un proceso de explotación.

Charles E.S. Hall, uno de los autores más prolíficos sobre el tema, tiene el argumento que mucho de los cambios contemporáneos en la economía americana y de otros países industrializados están directamente relacionados con el cambio en el EROI, a medida que los combustibles más utilizados se agotan aceleradamente,

Fuente: Cleveland & O’Connor (2010)

léase los hidrocarburos baratos. Está a favor del EROI el hecho que es el más elemental y útil elemento de análisis para examinar y quizás para determinar el futuro de la energía de cualquier país.

Sin embargo, Hall aclara que no debe ser el único criterio a utilizar para usar uno u otro combustible, y en cualquier caso se necesitan combustibles con EROI muy positivos, no simplemente positivos.

Estimar el EROI de la energía que se importa es importante para saber cuan vulnerable es un país importador.

Hall y Klitgaard proponen inclusive un “EROI societal” (EROIsoc), es decir, un EROI para producir la energía necesaria para toda una nación o sociedad, cálculo que por lo demás nunca se ha efectuado, cuya fórmula sería:

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Reporte EROIsoc = ∑de la energía contenida en el energético producido

∑de todos los costos de la energía para producir esos combustibles También existe un EROI para determinar la energía necesaria por la sociedad para utilizar una unidad de energía, Hall y Klitgaard la denominan EROI extendido o EROIext y se calcula como: EROIext = ∑de la energía devuelta a la sociedad

∑ Energía necesaria para obtenerla, entregarla y usarla Vaclav Smil, para el cálculo del denominador del EROI petrolero, en su libro “Oil (2008)” presenta buenos indicadores para las fases de transporte y refinación del petróleo para producir los combustibles, que al final es de lo que se trata al producir petróleo. Smil señala que la energía que se consume en el transporte de petróleo por un tanquero, el medio más usado, que viaje 3.800 km desde Valdez (Alaska) hasta Long Beach (California) es apenas el 0,5% del petróleo que transporta; y el caso más crítico un tanquero gigantesco de 300.000 toneladas muertas (dwt) que viaje más de 15.000 km desde Ras Tanura (Arabia Saudita-Golfo Pérsico) hasta la costa este de los Estados Unidos consume cerca del 1% de su carga. En el caso del gas natural se estima que 25% de su energía se pierde en moverlo a través de los gasoductos.

Igualmente, Smil señala que la energía que se consume en la refinación de petróleo es la más alta de toda la cadena del petróleo. El promedio en los Estados Unidos, el país con más actividad de refinación, indica que energéticamente se consume aproximadamente 11% del petróleo a ser procesado. Si se descuentan los productos no combustibles producidos, como el asfalto y los lubricantes, la energía neta producida en las refinerías es cerca del 85-88% de la energía contenida en el crudo que se procesa, es decir que se consume entre 12 y 15% del petróleo que se refina.

Los autores arriba mencionados creen que es muy posible que la declinación del EROI domine el futuro de la economía y de la calidad de vida de los Estado Unidos y de los países hoy más industrializados, y ni hablar de los no industrializados.

El EROI tiene muchas ventajas: 1. Sus resultados produce soluciones numéricas que pueden ser comparadas fácilmente con cálculos similares 2. Es una medida útil de la calidad del recurso. Recursos con alto EROI se consideran más útiles que recursos con EROI menores 3. Las mediciones del EROI de un recurso en especial, cuando se presentan en conjunto con las referenciales de otros recursos energéticos, aportan información adicional sobre los diferentes recursos con los que se cuenta 4. La medición continua del EROI de un recurso produce información sobre cómo este está cambiando en el tiempo. En general declina en el tiempo. Por ejemplo en los Estados Unidos el EROI de la producción petrolera se redujo de aproximadamente 24:1 en 1954 a 11:1 en 2007. Con el tiempo más energía se utilizará para encontrar y producir la misma cantidad o menos de petróleo 5. En general un buen análisis EROI puede ahorrar de invertir grandes sumas en combustibles alternativos, que contribuyen poco o nada en materia de seguridad energética.

La literatura indica que el análisis utilizando el sistema EROI se maneja bajo cuatro aspectos: 1. El sistema de límites, tanto para el numerador como para el denominador de la ecuación 2. Correcciones en la calidad de la energía que se calcula 3. Las conversiones energía-economía que se utilicen 4. Estadísticas alternativas al EROI. El análisis del EROI consta de siete (7) pasos (www.mdpi.com/20711050/3/10/1888): 1. Formulación de objetivos para su cálculo 2. Crear un diagrama de flujo e identificar los límites del sistema

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Reporte 3. Identificar y describir todas las entradas y salidas dentro del sistema de limites 4. Unificar toda los datos necesarios para realizar los cálculos 5. Elegir el método de ajuste de la calidad de las energías a utilizarse 6. Identificar y convertir los flujos financieros a unidades de energía 7. Calcular el EROI.

Figura 4 EROI para la electricidad distribuida para varias fuentes de generación

Conclusiones 1. Ante la realidad del fin de la energía barata, el presente y el futuro van a depender de las economías energéticas para la producción y el uso de las mismas, de allí que ya no es suficiente solo el análisis financiero o “Economía Convencional” que enfatiza solo el dinero, ahora hay que considerar la “Economía Biofísica”, que a diferencia de la “Convencional”, enfatiza la energía como recurso físico, la demografía, el ambiente y otros recursos, sin ponerle solo precios a las mismas como tal; por eso la metodología EROI será importante para hacer las respectivas evaluaciones, y decidir sobre las posibles políticas en materias de energía 2. Los valores referenciales de EROI que se presentan en la literatura van a depender de la fecha de la data, de la metodología y alcance del mismo (nivel de cálculo, sea extracción, manufactura, distribución final), de allí la recomendación de seguir cuidadosamente la literatura.

3. Una primera conclusión sobre lo que muestran los EROI del petróleo convencional y las nuevas fuentes no convencionales (las shales) se muestran en la Figura 3. Se observa como el EROI en los petróleos convencionales se ha reducido con el tiempo, sin embargo sigue siendo mayor que el de los petróleos de las shales (oil shales o kerogeno. Tomar en cuenta que el EROI.

Figura 3 EROI de las Oil Shale vs. Petróleo Convencional

Fuente: Cleveland & O’Connor (2010)

4. Un reciente ejercicio de EROI para la electricidad distribuida muestra que los mejores valores son para la generación nuclear (75:1), seguida de la generación hidroeléctrica (50:1), Carbón (30:1) y gas natural (28:1). Las menos favorecidas son la generación solarfotovoltaica y la biomásica. Más detalles en la figura 4.

Fuente: Southon And Krumdieck (2013)

Recomendación Será un importante ejercicio para Venezuela hacer el cálculo del EROI para: a. Las áreas tradicionales para producir el petróleo y el gas natural, en especial las reservas no desarrolladas b. Mejorar los factores de recobro en las áreas tradicionales c. Desarrollar los prospectos exploratorios en tierra d. Producir el petróleo y el gas natural de la Faja del Orinoco e. Producir y comercializar la Orimulsión® f. Desarrollar los recursos de gas natural costa afuera.

Referencias 1. Cleveland, C.J. & O’Connor, P. (2010), An Assessment of the Energy Return on Investment (EROI) of Oil Shale 2. David J. LePoire (2014), Review of Potential Characterization Techniques in Approaching Energy and Sustainability 3. ExxonMobil Outlook @ 2040 4. Guilford, Hall, O’Connor and Cleveland, A New Long Term Assessment of Energy Return on Investment (EROI) for U.S. Oil and Gas Discovery and Production 5. Hall, C.A.S. & Klitgaard, K. (2012), Energy & the wealth of nations 6. Hall, C.A.S. (Oct. 7, 2011), Introduction to Special Issue on New Studies in EROI 7. Hall & Klitgaard (2006), The need for a new, biophysical-based paradigm in economics for the second half of the age of oil 8. Murphy, Hall, Dale & Cleveland (Oct. 17, 2011), Order from Chaos: A Preliminary Protocol for Determining the EROI of Fuels 9. Robert Bryce (2010), Power Hungry (“tiene detractores”) 10. Shell Scenarios @ 2060 11. Southon, M. And Krumdieck, S. (2013), EROI de la energía eléctrica distribuida (*)Senior Associate E&P and Natural Gas GBC Global Business Consultants (www.gbc-laa.com) gonzalezdw@gmail.com Abril 2014 / Petroleum 291 41

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23 - 24 de Abril • Cartagena, Colombia

Con la finalidad de proporcionar a empresas de E&P e inversores globales de petróleo y gas un análisis exhaustivo sobre la cantidad de reservorios económicamente productivos, costos potenciales de explotación y el retorno de la inversión previsible en cada caso, se realiza una nueva edición de este evento con un programa centrado en el conocimiento de los recursos no convencionales en la región

E

l Congreso Internacional Cuencas Emergentes No Convencionales Latinoamérica, se realizará el 23 y 24 de Abril en Cartagena, Colombia, con el objetivo de proveer una plataforma global exclusiva para intercambiar los últimos hallazgos, así como los factores clave para evaluar la productividad de dichas explotaciones y determinar la realidad de las oportunidades geológicas con las que cuenta cada territorio.

El evento organizado por American Business Conferences acogerá a ponentes expertos, quienes compartirán sus conocimientos sobre el estado en que se encuentran cada país en cuanto a su entorno regulatorio, los desarrollos de políticas más recientes en relación al reglamento del petróleo y gas no convencional y la viabilidad comercial internacional.

Latinoamérica cuenta con algunos de los reservorios de recursos no convencionales más extensos y abundantes del mundo, con nuevos registros de shale siendo descubiertos cada día, lo que rápidamente está revolucionando el panorama energético de la región. Sin embargo, el conocimiento global sobre la mayoría de estos reservorios es limitado y el marco regulatorio específico para la mayoría de los países latinoamericanos aún está siendo definido.

Sobre la base de esta realidad y a partir de datos recientes, la agenda diseñada busca evaluar el siguiente paso a seguir y cómo explotar algunos de los reservorios con mayor potencial para los no convencionales. Entre los temas a tratar se incluyen Caracterización Geológica, Técnicas de Exploración, Perforación y Diseño de Terminaciones, Logística del Desarrollo Shale, Datos de Pozo, Coste de Explotación y Técnicas de Exploración.

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Examinando los últimos datos geoquímicos, mineralógicos, petrofísicos y geomecánicos de las Cuencas Emergentes Latinoamericanas más candentes para evaluar el potencial económico de un plan viable de perforación” Día 1: Colombia, Argentina, Perú y Bolivia El primer día del Congreso examinará las últimas técnicas de exploración disponibles, así como las características petrofísicas de mineralogía, madurez térmica y geoquímica de rocas madre en las cuencas no convencionales más relevantes de Colombia, Argentina, Perú y Bolivia para determinar cómo estimular y fracturar estos recursos.

La primera presentación se enfocará en los factores geológicos que explican la productividad de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, Argentina, estableciendo parámetros de referencia para su comparación con otras cuencas latinoamericanas. Asimismo, está prevista

una sesión a cargo de representantes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH, incluyendo la presentación de los nuevos bloques abiertos a licitación en el país y los avances en materia de nueva legislación para evaluar el beneficio de la inversión comercial en el desarrollo de los no convencionales en Colombia.

El desarrollo de este día proseguirá con las sesiones informativas correspondientes a Argentina (cuencas Austral, Golfo San Jorge, Cuyana y Noroeste), Perú (cuencas de Marañón, Talara y Madre De Dios) y Bolivia (cuencas del Chaco y Madre de Dios).

Día 2: Brasil, México, Ecuador, Chile, Uruguay y Paraguay La segunda jornada abarcará cómo aplicar la caracterización geológica para optimizar el diseño de perforación y terminación de los pozos, cómo implementar planes de infraestructura y desarrollo de la cadena de abastecimiento para recursos no convencionales y cómo evaluar el potencial geológico de las cuencas emergentes más candentes de Brasil, México, Ecuador, Chile, Uruguay y Paraguay, aspectos que se profundizarán en las sesiones informativas específicas por país.

Cabe mencionar que el caso de México se tratará por primera vez en el congreso, mostrando un análisis de las cuencas del país tales como Burgos, Tampico-Misantla, Maltrata y Sabinas.

Para ampliar detalles del programa visite: www.espanol.emerging-shale-plays-latinamerica.com

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14 - 16 de Abril • Cartagena, Colombia

La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), la Cámara Colombiana de Minería y la Asociación Nacional de Comercio Exterior (Analdex), unen nuevamente esfuerzos en la organización del Congreso Internacional de Minería y Petróleo, que este año arriba a su décima edición

C

onsolidado como el más importante escenario de la minería y los hidrocarburos en Colombia, Cinmipetrol reunirá del 14 al 16 de Mayo en Cartagena a autoridades y representantes de ambos sectores en el marco de una agenda académica especial que cuenta con el respaldo institucional del Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la Agencia Nacional de Minería, la Unidad de Planeación Minero

Energética (UPME), Ecopetrol, el Organismo Latinoamericano de Minería y el Colegio de Abogados de Minas y Petróleo.

El congreso contará con la asistencia de representantes del gobierno nacional, delegados de entidades internacionales, dirigentes gremiales, ejecutivos de empresas nacionales y multinacionales, voceros académicos y profesionales de diferentes disciplinas, cuya participación nutrirá la agenda de esta edición

especial en cuya apertura serán presentadas las perspectivas de los sectores de minas e hidrocarburos 2014 -2018.

La renta minera y petrolera como factor del desarrollo económico será tema de debate, cubriendo aspectos como el mercado petrolero internacional y sus implicaciones para Colombia, geopolítica del petróleo pesado en América Latina (Visión Estratégica y Perspectivas: Brasil, México y Colombia) y la apertura de México - Posibilidad de crecimiento, y la situación actual y el futuro del sector extractivo.

El panel titulado “La industria extractiva como fuente de crecimiento económico” examinará los retos y oportunidades en el periodo 2014 – 2018 y el aporte macroeconómico de la industria y los retos de reservas en hidrocarburos para la entrada de nuevos proyectos mineros.

Asimismo, el Panel “Potencial de crecimiento y retos para el sector minero 20142018 (perspectiva empresarial)”, analizará los retos y oportunidades de las empresas mineras desde la perspectiva de la empresa privada.

Otras sesiones tratarán temas como el “Potencial de crecimiento y retos para el sector de hidrocarburos”,“Sistema general de regalías como dinamizador del desarrollo Regional” y “Retos y oportunidades de la industria extractiva frente al postconflicto”, este último centrado en los roles, oportunidades y retos para la empresa privada y el sector público.

El Modulo “Seguridad y negociaciones de paz” explorará los logros y retos en este ámbito, así como las implicaciones para la industria extractiva de las negociaciones de paz. www.cinmipetrol.com

44 Abril 2014 / Petroleum 291

Gente

National Oilwell Varco National Oilwell Varco anunció la designación de Clay C. Williams en la posición Presidente y CEO de la compañía.

Recordó que Merrill A. “Pete” Miller, Jr. dejará el cargo de Chairman y CEO una vez culmine el anunciado plan para separar su Negocio de Distribución como una compañía independiente, que cotice en bolsa. Miller decidió renunciar pronto al cargo de CEO, pero permanecerá como Executive Chairman, posición que dejará de manera simultánea al finalizar el proceso de escisión, para convertirse en Executive Chairman de la compañía de Distribución.

Williams ha sido miembro la Junta Directiva de NOV desde Noviembre de 2013 y Presidente y Chief Operating Officer desde Diciembre de 2012.

Anteriormente se desempeñó como Vicepresidente Ejecutivo y Director Financiero.

“Elegí retirarme temprano como CEO con el fin de suavizar la transición. Estoy seguro de que NOV tiene la dirección correcta para el futuro y sentí que era importante dejar que Clay y su equipo comenzaran tan pronto como fuera posible. Espero trabajar con Clay y el equipo gerencial desde la posición de Executive Chairman”, comentó Pete Miller.

“Pete ha construido una organización increíble en NOV, que ha beneficiado a nuestros clientes, proveedores, empleados y accionistas. Ha sido un líder inspirador para nuestro equipo, y espero poder construir sobre las prácticas de diligencia y la excelencia que han sido creadas aquí”, dijo Clay Williams.

Williams fue Presidente de Ameron International Corporation desde Octubre de 2011. Se desempeñó como Chief Financial Officer de NOV desde Marzo de 2005 hasta Diciembre de 2012, y su Vicepresidente Ejecutivo desde Febrero de 2009 hasta Diciembre de 2012. Tiene una licenciatura en Ingeniería Civil / Geológica de la Universidad de Princeton y un MBA de la Universidad de Texas en Austin.

Saudi Aramco Abdallah Al Saadan fue nombrado como Vicepresidente Senior de Finanzas, Estrategia y Desarrollo de la petrolera estatal Saudi Aramco. Se trata de una organización de reciente creación que busca consolidar la planificación y finanzas corporativas de la compañía.

Anteriormente se desempeñaba como Vicepresidente de Planificación Corporativa.

Al Saadan tiene 34 años de experiencia con Saudi Aramco, empresa a la que ingresó en 1980 como Ingeniero IV en Cartografía.

Actualmente es Presidente de Saudi Petroleum International, Inc. (SPII), también Secretario del Comité de Gestión de Saudi Aramco y del Comité del Centro Corporativo. Además es Presidente del Comité Asesor Ejecutivo y miembro del Comité Nacional de Mecanismo de Desarrollo Limpio (NCCDM). Él es Director de Fujian Refining y Petrochemical Company Ltd. (FREP), Sinopec Senmei (Fujian) Petroleum Co. Limited (SSPC), Saudi Aramco Asia Co. (SAAC) y Saudi Aramco Energy Ventures (SAEV). Fue Presidente de Saudi Aramco Mobil Refinería Co. (Samref).

Tiene una licenciatura en Ingeniería Aplicada de la Universidad de Petróleo y Minerales Rey Fahd y una maestría en Ingeniería Química de la Universidad de Louisiana (1991).

Abril 2014 / Petroleum 291 45

Warehouse

Nuevas instalaciones de PENTAIR en México Su división Actuation & Controls inauguró facilidades en Guadalajara para atender el Mercado local de Latinoamérica La nueva facilidad en Guadalajara se suma a la apertura de otras instalaciones similares de la empresa en Australia, Brasil, China y EE. UU.

P

entair Actuation & Controls, líder en productos de válvulas y controles, anunció la apertura de un nuevo y avanzado Centro de Configuración en Guadalajara, México.

La nueva facilidad brindará a sus clientes en Latinoamérica la serie de actuadores eléctricos Biffi ICON 2000, mediante el ensamblaje local y servicios de configuración, además de reducción en los tiempos de entrega.

La firma aseguró que el nuevo centro es parte de su compromiso de suministrar soluciones globales con experiencia local.

El centro ofrece ciclos de entrega agilizados y máxima flexibilidad para los clientes de

Latinoamérica que requieran sus innovadores actuadores electrónicos. Dispone de las mismas instalaciones que la base de Biffi en Europa y cuenta con personal local capacitado para suministrar soluciones personalizadas en la región.

Desde allí se ofrecerá la puesta en servicio, mantenimiento, reparación y revisión, además de montaje, configuración y pruebas en sitio. Los tiempos de entrega serán reducidos a cuatro o seis semanas lo que permitirá acortar los paros por averías en las instalaciones existentes y evitar retrasos en la construcción de nuevas plantas.

El centro se dispondrá de una variedad

en modelos y características de rendimiento, que permitirá a Pentair Actuation & Controls adecuar sus actuadores a cada caso en particular, además de cumplir con los requisitos de seguridad del mercado latinoamericano.

“Nuestro nuevo Centro de Configuración en Guadalajara, es un gran activo para nuestras operaciones actuales en Latinoamérica. Todo cuanto hacemos está destinado a mejorar la experiencia de nuestros clientes, para lo cual es esencial el suministro local de ventas y servicios de mantenimiento, reparación y revisión”, comentó Paolo Macchi, Vicepresidente de Actuation & Controls.

PowerDrive Orbit El nuevo servicio consituye la última adición al portafolio de tecnología RSS PowerDrive, que ha perforado más de 135 millones de pies a nivel mundial desde la introducción de la primera herramienta hace 16 años RSS que aumenta la eficiencia en condiciones de perforación desafiantes

E

n el marco de la IADC/SPE Drilling Conference realizada en Fort Worth, Schlumberger hizo el lanzamiento de su innovador sistema rotatorio direccional (RSS) PowerDrive Orbit, que incorpora tecnología de punta para extender la vida del sistema y proporcionar un control direccional preciso que permita incrementar la eficiencia de la perforación.

“La tecnología PowerDrive Orbit mejora el control de la trayectoria para suministrar un posicionamiento preciso y una mejor calidad del hoyo”, explicó Steve

46 Abril 2014 / Petroleum 291

Kaufmann, Presidente de Drilling & Measurements de Schlumberger. “Esto permite a los clientes perforar más y con mayor rapidez en menos viajes, aumentando así la eficiencia de la perforación y la reducción de los costos globales”.

Su sistema de accionamiento en patín, combinado con mediciones de choque y vibración de tres ejes en tiempo real, permite al PowerDrive Orbit soportar las condiciones de perforación más difíciles y operar a velocidades de rotación más altas que los sistemas con-

vencionales . Las capacidades de rayos gamma azimutales y inclinación continua multiaxial reduce la incertidumbre del posicionamiento del pozo, y favorece la auto-dirección para entregar un hoyo más suave.

Este sistema RSS fue probado en más de 500 corridas durante dos años bajo condiciones de perforación desafiantes tanto en tierra como mar adentro en las regiones del Medio Oriente, Golfo de México, Colombia, México, China, Venezuela y el Mar del Norte. www.slb.com/PowerDriveOrbit

Warehouse

Bomba de fracturación con motor de turbina Apollo 4500 Rendimiento que supera el de bombas de fraccionamiento a turbinas con caballos de fuerza hidráulica presentes en el mercado Lanzamiento de la bomba Apollo 4500 en Beijing, China

J

ereh Group ha lanzado desde Beijing la bomba de fracturación con motor de turbina Apollo 4500, que alcanza resultados de rendimiento sobresalientes ocupando menos espacio y generando mayor energía.

Apollo constituye una reinvención del equipo de fracturación. La generación máxima de energía puede llegar a 4500HHP, al superar el récord mundial de 3115HHP. Su lanzamiento convierte a China en el tercer país con capacidad para construir equipos de fracturamiento impulsados por turbina después de Estados Unidos y Rusia, para la explotación de petróleo y gas.

Dotado con un motor de turbinas de

5600HP y una bomba de émbolo Jereh de 5000HP, su rendimiento supera con creces el de bombas de fraccionamiento a turbinas con caballos de fuerza hidráulica presentes en el mercado, con motores de 3750HP y bombas de émbolo de 2250HP. Sólo 8 conjuntos de bombas Apollo pueden completar el trabajo de 18 conjuntos de bombas de fracturamiento de 2000hhp, con un total de 36000HHP para operaciones de fracturamiento a gran escala.

Su motor de turbina está diseñado con 30 años de vida útil y un ciclo de largo mantenimiento. Elimina la necesidad de desmontaje para su limpieza y

puede ser lavado directamente con agua.

Apollo fácilmente cumple con la exigencia de emisiones EPA Tier 4 e incorpora tecnología de reducción de ruido para mantenerla bajo 95dB(A).

“China se transformó en el tercer país en contar con esa tecnología y también fabricar la bomba de fraccionamiento de alta potencia utilizando innovaciones técnicas, lo que es un aporte significativo al desarrollo no convencional del petróleo y gas”, comentó Zhou Shouwei, presidente de la China Petroleum & Petrochemical Equipment Industry Association (CPEIA). www.jereh.com

LMKR GeoGraphix 2014 Avances en mapeo y visualización, interpretación y planificación de campo

L

MKR anunció la disponibilidad en el mercado de su reconocido software de interpretación E&P GeoGraphix® 2014 y nuevos productos complementarios Well Planner y Volume Attributes.

GeoGraphix trae nuevas técnicas de mapeo y visualización 3D avanzada que permitan un mejor conocimiento del yacimiento; interpretación geológica multidimensional que ayuda a los geocientíficos a integrar los datos sísmicos y geológicos sin problemas, incluso capacidad de generar atributos de volumen 3D; además de capacidades de planificación de campo rápidas y fáciles de usar que reducen tiempo y costos.

“Sacar el máximo partido de los datos a través de múltiples dominios, métodos

mejorados para interpretar e integrar datos geológicos y sísmicos vitales para maximizar el conocimiento del yacimiento, y la búsqueda de nuevas formas innovadoras de mapeo Mejor entendimiento del yacimiento con diagramas de vallas y backdrops sísmicos y visualización de los activos es fundamental para la exploración y producción de hidro- gías avanzadas para mejorar su producticarburos. Nuestro versión 2014 soluciona vidad y maximizar su inversión hecha en estos problemas fundamentales”, dijo Atif Geographix, que incluyen: visualización Rais Khan, Presidente y CEO de LMKR. avanzada en 3D, diagramas de vallas o de La compañía también introdujo Geo- panel y capacidades avanzadas de planifigraphix Pro, una opción de actualización cación de campo. que proporciona al geocientífico tecnolo- www.lmkr.com/geographix/ggx2014 Abril 2014 / Petroleum 291 47

Calendario

14 - 16 Mayo

05 - 08 Mayo

OTC 2014

10o Congreso Internacional de Minería y Petróleo

Houston, Texas

Cartagena, Colombia

www.otcnet.org/2014

www.cinmipetrol.com

Media Partner

21 - 23 Mayo SPE Latin American and Caribbean Petroleum Enegineering Conference LACPEC 2014 Maracaibo, Venezuela www.spe.org/events/lacpec

2 0 1 4

23 - 25 Julio

Colombia Investment Conference Oil & Gas Cartagena, Colombia

info@colombiaoilandgas2014.com

04 - 07 Noviembre

Expo Oil and Gas 2014 Bogotá , Colombia

www.expooilandgascolombia.com

Media Partner

Revista Oficial

2 0 1 4 15 - 16 Abril - AADE Fluids Technical Conference & Exhibition Houston, Texas - www.aade.org

10 - 12 June - SPE HeavyOil Conference Calgary, Canadá - www.spe.org/events/hocc/2014

22 - 24 Abril - ExpoForo Pemex 2ª Edición Centro BanameX México, D.F. - www.es.foropemex.com.mx

10 - 12 June - Global Petroleum Show Calgary, Canadá - www.globalpetroleumshow.com

23 - 24 Abril - Cuencas Emergentes No Convencionales Latinoamérica 2014 Cartagena, Colombia - www.espanol.emerging-shale-plays-latin-america.com

10 - 12 June - SPE Exploration and Development of Unconventional Reservoirs in Argentina Conference Neuquén, Argentina - www.spe.org

05 - 08 Mayo - International Oil Spill Conference - IOSC Savannah, USA - www.iosc.org

15 - 19 June - 21th World Petroleum Congress Moscú, Rusia - www.21wpc.com

20 - 21 Mayo - 3rd Edition Accelerate Oil & Gas Rio de Janeiro, Brasil - www.accelerateoilandgas.com

16 - 20 June - API Exploration and Production Standards Conference on Oilfield Equipment and Materials Chicago, USA - www.api.org

20 - 23 Mayo - Congreso de Integridad en Instalaciones en el Upstream y Downstream de Petróleo y Gas Buenos Aires, Argentina - www.iapg.org.ar

01 - 03 July - IV Congreso Integral de Hidrocarburos XXIV Exposición Latinoamericana del Petróleo Maracaibo, Venezuela - www.grupobgdeventos.com/laps-2014

Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos

48 Abril 2014 / Petroleum 291

Última Página

Modelo Colombiano para la Exploración Alvaro Ríos Roca*

Veamos lo que viene aconteciendo en Colombia, donde la Agencia Nacional de Hidrocarburos desde el 2007 ha realizado 7 rondas de hidrocarburos y ha adjudicado 210 áreas para exploración

A

diferencia de lo que acontece en varios países de la región, donde la exploración por hidrocarburos está algo o bastante detenida, a pesar de existir muy buen potencial geológico, en Colombia, la misma avanza a paso muy firme. Las razones son distintas y a continuación un análisis de esta situación.

Es importante analizar que el recurso prospectivo (potencial) de hidrocarburos en las cuencas productivas de un país, solo se tornan recursos contingentes (recursos) cuando se perfora y descubre y el recurso contingente solo se torna reserva cuando los precios y las vías de evacuación están dadas para llegar a los mercados y permiten o hacen posible el desarrollo comercial del descubrimiento. Esta ecuación es mucho más estricta para el caso del gas natural donde la evacuación del energético a los mercados es complicada debido a que no es un bien que se pueda transportar y almacenar fácilmente y/o cuando la infraestructura no existe.

Entrando en tema, veamos lo que viene aconteciendo en Colombia, donde la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) desde el 2007 ha realizado 7 rondas de hidrocarburos y ha adjudicado 210 áreas para exploración.

Dentro de este nuevo modelo que se inicia en 2004, Colombia ha elevado sus reservas de petróleo de 1,478 MMBbl (Millones de Barriles) el 2004 a 2,377 MMbbl el 2012 y de gas natural de 4.2 TPC (Trillones de Pies Cúbicos) a 5,7 TPC el 2012.

La producción de petróleo ha aumentado de 528 MBBL/día (Miles de Barriles por día) el 2004 a 1,007 Mbbl/día el 2013, mientras que la de gas natural de 615 MMPCD (Millones de Pies Cúbicos Día) a 1,145 MMPCD en el mismo periodo. La ANH ha lanzado recientemente la Ronda 2014

50 Abril 2014 / Petroleum 291

donde se pretende entregar 97 áreas adicionales para exploración de hidrocarburos y que en el futuro se tornarán en nuevas reservas y producción.

En Argentina y Venezuela, los aspectos que impiden la exploración están asociados a temas de seguridad jurídica, flujos monetarios y estabilidad macroeconómica. Argentina tiene potencial en tierra y costa afuera y un gran potencial no convencional en Vaca Muerta y otras cuencas. Además posee una demanda interna enorme y sin embargo el país está en un serio déficit energético desde hace casi ya una década con crecientes importaciones de diesel oil y de gas natural.

De la misma manera, en Venezuela el potencial de petróleo pesado de la Faja del Orinoco y de gas natural costa afuera en oriente y occidente es también inmenso, empero el país está sumido en una profunda crisis de energía y se ve forzado a importar gas natural de Colombia y cada vez más diesel oil.

En Brasil el programa PRON GAS no tuvo el éxito deseado, y en la reciente licitación de áreas de la ANP lanzada a finales del 2013, los incentivos entregados no fueron suficientes para el riesgo exploratorio y comercial. Adicionalmente, Petrobras no pasa por su mejor momento por su descapitalización bursátil, debido a los subsidios que la fuerzan a realizar y los fuertes compromisos de recursos humanos, tecnológicos y de capital centrados en el Presal.

En Perú la exploración también está bastante detenida pero por otras causas. La diferencia entre Colombia y Perú no se da en términos de riesgo país, flujos monetarios o estabilidad macroeconómica. Ambos países

tienen buen grado de calificación para la inversión. Tampoco se da en el potencial geológico ya que ambos son parte de la cuenca plegada del Subandino y tienen similar prospectividad. No se diferencian tampoco en los incentivos otorgados y en la renta petrolera que pretenden percibir.

La diferencia en el nivel exploratorio entre Colombia y Perú se puede atribuir entre otros a las siguientes causas: 1) En Colombia existe una empresa petrolera estatal que funciona bastante blindada del poder político, que tiene un gobierno corporativo sólido y la empresa invierte fuertemente en el sector de exploración en competencia y/o alianza con el sector privado. 2) Las Rondas se dan anualmente y se entregan y negocian áreas para exploración con regularidad y los funcionarios que trabajan en la ANH no tienen miedo de ser enjuiciados y procesados por sus acciones. 3) La ANH tiene recursos para hacer labores geológicas como sísmica para disminuir el riego geológico y atraer mayores inversiones y empresas más grandes y serias. 4) Y muy principalmente lo relacionado a los temas ambientales y sociales, que en Colombia también existen, pero se los soluciona por una vía más expedita y no como en el caso de Perú donde hay al presente alrededor de 34 contratos exploratorios en fuerza mayor por temas ambientales y sociales.

La región tiene mucho que aprender del modelo energético colombiano. * Actual Socio Director de Gas Energy LA y Drillinginfo