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MAYO 2010 Año 26, Núm. 244

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: Las expectativas mundiales respecto al potencial y oportunidades del gas natural siguen en aumento, gracias a nuevas tecnologías que permiten desarrollar nuevos yacimientos (Foto: Cortesía Shell)

IN SITU ADDE Fluids Technical Conference & Exhibiton El 6 y 7 de Abril se realizó una nueva edición del evento organizado por la American Association of Drilling Engineers, orientado a promover el intercambio de experiencias y el debate de temas de actualidad en materia de fluidos, completación y cementación de pozos

AAPG Annual Convention & Exhibition

12 Señales claras demanda sector gas colombiano

Las empresas pueden ayudar a revelar el potencial en aguas profundas, como las del Golfo de México y más allá, tal como se subrayó en la 95ava Convención y Exposición Anual de la American Association of Petroleum Geologist, AAPG, celebrada del 11 al 14 de Abril en el Ernest N. Morial Convention Center de New Orleans

ESCENARIO XIII Asamblea y Congreso Anual de Naturgas Bajo el lema “La confiabilidad del gas natural en la coyuntura actual” la Asociación Colombiana de Gas, Naturgas, realizó del 25 al 26 de Marzo en Cartagena, su asamblea anual en medio de un ambiente impulsor de nuevas oportunidades para seguir explotando este recurso y potenciar su desarrollo, en materia de generación eléctrica, almacenamiento a través de GNL y el Gas Natural Vehicular

24 Innovadoras tecnologías de E&P

INTERVIEW Enrique Laya y Alejandro Ospina, Pacific Stratus Energy El gas de Colombia, con perspectivas para la exportación En entrevista a Enrique Laya y Alejandro Ospina, Gerente de Proyectos y Gerente de Comercialización de Pacific Stratus Energy en Colombia, respectivamente, hablaron sobre el enfoque de negocios para el sector gasífero en el país, el cual se centrará en el corto plazo en la exportación

REPORTE Spotlight on New Technology 2010 Conozca las tecnologías distinguidas este año en el marco de la Offshore Technology Conference, por su innovación y contribución en la industria mundial de E&P costafuera

28 Mapeo de límites en tiempo real SECCIONES 3 4 31 31 32

Cornisa

Cuadrante Warehouse Calendario Última Página

TECNOLOGÍA Optimización del posicionamiento de pozos horizontales para la explotación de petróleo pesado Jaime Cuadros, Mansarovar Energy Colombia, y Guillermo Cuadros, Schlumberger

El mapeo de límites de capas en tiempo real está posibilitando el posicionamiento preciso de pozos horizontales en el Campo Girasol, situado en Colombia, ayudando a reducir los costos de perforación

E&P 11 Crece expectativa de producción petrolera en Colombia 11 Schlumberger adquirió a IGEOSS MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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Cornisa www.petroleum.com.ve

La Revista Petrolera de América Latina

Candelilla-3

EdicióN Jorge Zajia, Editor

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C

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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 Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

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Jorge Zajia, Editor

arlos Govea, geólogo de origen peruano residenciado en Colombia –“…de la Casta de los Pioneros”- escribió: Hola amigos…Anexo noticia del descubrimiento en los Llanos, en el Bloque Guatiquia, del pozo Candelilla – 3, con 15.600 BOPD de 43º API. En ese momento pensé que un crudo de esa calidad se puede hasta beber… y esa prueba inicial

presagia un gigante. ¡Bravo por Colombia! Ante una noticia tan grande y positiva, quiero ceder este espacio a Roberto Leigh, el Ciudadano de Las Américas (denominativo que le confirió la AAPG en Caracas en 1996), quien al igual que Carlos es geólogo, peruano, residenciado en Colombia, miembro de la selecta casta de los pioneros de la hoy pujante industria petrolera colombiana y creador del Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Sub Andinas, a quien consideramos el geocientífico más autorizado para emitir un juicio adelantado sobre este importante descubrimiento.

evalbuena@petroleum.com.ve

ASESORES EDITORIALES Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

Jorge: deseo compartir contigo esta buena noticia que nos da Carlos Govea. Aún resuenan en mis oídos tus “palabras” (letras) que escribiste sobre el potencial de las Cuencas Subandinas de Colombia. Optimista como siempre, tu has sido desde que te conozco, gran impulsor, siempre generoso en la promoción de nuestros Simposios Bolivarianos; como los llamó Hans Krause, hace 28 años y adoptamos ese “apellido” a partir de 1982. Roberto Leigh El Ciudadano de las Américas

Querido Paisano (Carlos Govea): Excelentísima noticia es la que nos das sobre este descubrimiento adicional en los Llanos Orientales de Colombia; es buena para el país, para la industria, para todo el mundo; ojalá que los beneficios de este y otros descubrimientos se manejen bien, que sus frutos lleguen con creces a las regiones, que se vea desarrollo, que se aprovechen en inversión social, que la prosperidad llegue, grande, al pueblo necesitado; que crezca la industria, que se desarrollen fuentes de trabajo, que los resultados se manejen bien para generar bienestar, etc. La exploración petrolera en las Cuencas Subandinas en Colombia ha sido exitosa, pero incompleta desde que comenzó en firme hace unos treinta y tantos años. Incompleta por la falta de inversión en la perforación de una mayor cantidad de pozos exploratorios; claro que ni los precios del petróleo, ni ciertos aspectos en las condiciones contractuales, la seguridad, y otros, justificaba que esta fuera más dinámica.  Pero el potencial petrolífero estaba allí, ¡siempre estuvo!, lo vemos ahora, cuando aumenta la actividad exploratoria. Por varios años la exploración ha estado como un “león dormido”; no había despertado, a falta de programas de perforación exploratoria “agresivos”, indispensables para encontrar las cuantiosas reservas que se están descubriendo. Aun falta mucho más por descubrir, no me cabe la menor duda. Todos los elementos necesarios en la ecuación del circuito petrolero están plasmados en la geología de las Cuencas Subandinas, con sus variantes, y altibajos, desde el sur de Bolivia hasta más allá de Venezuela.   El número de WC´s (Wild Cats) perforados por año ha sido insuficiente para cubrir adecuadamente la prospectividad del área colombiana y lograr los descubrimientos que ahora, con aprecio y satisfacción vemos en resultados. Recuerdo bien, hace veinte años o más, Nicolás Beltrán, optimista como siempre, con los pies bien asentados en la tierra, con el conocimiento escueto que teníamos en esa época, calculaba que las expectativas de reservas de petróleo por descubrir en las cuencas Subandinas en Colombia eran del orden de cinco billones de barriles; presentamos ese informe ante una reunión anual del AAPG en USA. Es posible nos quedamos cortos. En realidad no se cual es el volumen de las reservas probadas que ahora se estima.   Nosotros en el G-12* debemos felicitar a los descubridores actuales, y además sentirnos contentos, hasta cierto punto orgullosos, porque cada uno ha contribuido con esfuerzo, dedicación, ideas, en los resultados que ahora vemos; los conocimientos aportados han sido bastante más que “un grano de arena”. Me uno a la celebración, digna de esta Semana Santa. Tu paisano y amigo, Roberto Leigh *El G-12 es un grupo de profesionales del petróleo fundado en Bogotá en 1994. Se reúne en almuerzos mensuales para conversar, ilustrarse y compartir temas de interés común en un ambiente de sano esparcimiento. MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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Cuadrante Petrobras adquirió el 50% del bloque WA-360-P, ubicado en la Cuenca de North Carnarvon en Australia, a la empresa local MEO por US$39 millones de dólares. MEO seguirá siendo la operadora del pozo, con un 20%. El 30% restante se divide a partes iguales entre las australianas Cue Exploration y Moby Oil. El bloque que cubre un área de 1.200 Km2, con profundidad de agua máxima de 500 metros, está próximo a la región de grandes hallazgos de gas.

Halliburton logró un acuerdo para adquirir todas las acciones de Boots & Coots, en una operación valorada en US$ 240 millones. Tras completar la transacción, a finales de Junio, una nueva línea de productos y servicios se creará para incluir las operaciones de coiled tubing y reacondicionamiento existentes en la compañía y los servicios de intervención y negocios de control de presión de Boots & Coots. Halliburton prevé que la adquisición genere valor acumulativo en el primer año de funcionamiento.

Fugro seleccionó la tecnología de generación de imágenes a profundidad de Paradigm, diseñada para proveer a los geofísicos interpretación de imágenes de alta calidad, desplegable fácilmente a nivel mundial. La solución combina la suite GeoDepth® que ofrece velocidad de interpretación. El anuncio fue hecho durante la 2010 AAPG Annual Convention and Exhibition, donde la firma presentó sus soluciones integradas e ilustró cómo la utilización eficaz de las tecnologías actuales y emergentes permiten la recuperación de hidrocarburos con menor esfuerzo y bajos costos.

Sandridge Energy concretó la adquisición de su competidor Arena Resources. Las dos empresas con base en Oklahoma, Estados Unidos, suscribieron un acuerdo definitivo de fusión por el cual los accionistas de Arena recibirán acciones y efectivo equivalente a 40 dólares por acción sobre la base del cierre de Sandrige el 1 de Abril.

Shell y Chevron iniciaron la extracción de crudo en Perdido, con el desarrollo de producción en los pozos de Great White, Silvertip y Tobago. Los pozos están localizados en el bloque 857, Alamitos Canyon, unos kilómetros al sur de Houston y a 11 kilómetros de la frontera marítima de México. Analistas han señalado que las labores en Great White podrían estimular el inicio de la explotación de más petróleos en Perdido, entre ellos Hammerhead y Trident. Pemex y la Secretaría de Energía están a la espera de una negociación bilateral que les permita explotar de manera conjunta yacimientos fronterizos en el Golfo de México.

Pemex prevé que Cantarell se mantenga estable en los dos próximos años, a la par que espera aumentar la extracción de su yacimiento de Chicontepec en tierra firme. El Director General de la empresa, Juan José Suárez Coppel, dijo que confían en poder mantener la producción de Cantarell entre 590.000 y 620.000 barriles diarios. “La meta es que este año no caiga la producción”.

Petrobras estableció en Marzo el récord de exportación de 733 mil barriles por día de petróleo, lo que totaliza 22,73 millones de barriles en el mes. Este resultado superó la marca anterior, de Diciembre de 2008, en 113 mil barriles. Estados Unidos fue el principal destino de las exportaciones, con 32%. Los volúmenes se refieren a las salidas físicas de Brasil en el mes de Marzo, aunque las facturaciones de estas cargas se concretan en Abril y Mayo de 2010.

Seismic Micro-Technology, SMT, anunció el lanzamiento del EarthPAK, la última adición a la familia KINGDOM presentada el pasado año. Esta mejora se suma a la larga línea de innovaciones que ha ayudado a la firma especializada en programas de interpretación geológica y gestión en campo a ocupar sitial de liderazgo en el desarrollo de software que permiten a geólogos, ingenieros y administradores trabajar en conjunto.

El Segundo Congreso Internacional de Crudos Pesados se celebrará el 2 y 3 de Junio en Maturín, bajo el lema “La Faja Petrolífera del Orinoco: Fuente para el Desarrollo Sustentable”. Este evento es organizado por la Cámara Petrolera de Venezuela capítulo Monagas, en alianza con Pdvsa e importantes empresas del sector de los hidrocarburos nacionales e internacionales. El objetivo es impulsar las potencialidades de Monagas y Anzoátegui, mostrando las ventajas y necesidades que se puedan tener sobre nuevas tecnologías de producción, transporte, refinación y mercadeo de sus crudos.

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In Situ

AADE Fluids Conference and Exhibition The Premier Fluid Conference

Andy Ellis, St. Mary Land Exploration Co.; Carolyn Berry, AADE; Bonsall Wilton, BP; Terry Riggle y Bernita Chavis, AADE

El 6 y 7 de Abril se realizó una nueva edición del evento organizado por la American Association of Drilling Engineers, AADE, orientado a promover el intercambio de experiencias y el debate de temas de actualidad en materia de fluidos, completación y cementación de pozos

E

l programa de este año de la AADE Fluids Conference & Exhibition, realizada en las instalaciones del Hilton Houston North, estuvo conformado por un total de 12 sesiones técnicas, dos sesiones de estudiantes y una presentación de poster estudiantiles, las cuales permitieron abordar temas de actualidad, relacionados con perforación, completación, control de sólidos, integridad del hoyo, fluidos de perforación, reducción e inyección de residuos, reología e hidráulica, HPHT y prevención de pérdida. También se llevó a cabo un keynote speakers, una sesión plenaria, dos almuerzos conferencias, la presentación del Hall de la Fama y del AADE Awards. La Exhibición enfocada en las innovaciones tecnológicas, facilitó el canal para que

las compañías del sector brindaran atención directa a visitantes y clientes claves.

Primer día de jornada

La apertura del programa fue presidida por Jason Maxey y Neil Trotter, especialistas de Halliburton y Baker Hughes, respectivamente. John Yearwood, CEO de Smith International, tuvo a cargo el keynote speakers con el tema “Grandes personas manejando grandes retos”, que puntualiza cómo con personal capacitado y conectado con el impulso a la innovación, es posible atacar con confianza los grandes retos del negocio. Esta firma que destaca entre los grandes en tecnología de perforación, provee soluciones que maximizan el rendimiento y reducen los costos de perforación, proporcionando toda la gama de herramientas de perforación y servicios para todo tipo de aplicaciones a nivel mundial. Un excelente tema, abordado con maestría en la antesala a la sesión plenaria “Tecnología de Fluidos: ¿Conseguimos lo que se necesitaba?, presidida por Mario Zamora, de M-I Swaco y Cheryl Stark, especialista retirado (BP), y en la que intervinieron Lee Dillenbeck, Cementing Senior Advisor, Victor Y. O’Farrill, Copeq Trading Co.; Ivan Bermúdez, M-I Swaco Chevron; Eric van Oort, y Chairman de la conferencia; Ricardo Soto, Petroleum y Henry Meléndez, Boots & Coots Planning and Business Impro-

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vement Manager, Shell Upstream America; Paul Scott, Principal Fluids Engineer, ConocoPhillips; y Gary Young, Drilling Fluids Specialist, Oxy Oil & Gas. Durante el almuerzo del martes 6 se efectuó la presentación del Class of 2010 Hall of Fame Induction que distinguió este año la actuación de los profesionales Max R. Annis, George S. Ormsby, Leroy L. Carne, William A. REM, Jack C. Estes, J. George Savins y Preston L. Moore. El orador invitado fue David Reid, VP E&P Business & Technology de National Oilwell Varco, NOV, con la charla titulada “Tecnología: El bueno, el malo y el elefante en la habitación”. A menudo, los profesionales de la ingeniería en la industria petrolera pueden quedar atrapados en el factor sorpresa, olvidándose de evaluar lo que es una buena o mala inversión. Una nueva tecnología no necesariamente responde a una exigencia vital o a un uso valioso del tiempo y esfuerzo tanto de la empresa como del personal. Reid compartió su visión personal de las trampas de la tecnología en la búsqueda del éxito. Desde 1841 esta compañía ha estado trabajando para ofrecer soluciones de perforación de vanguardia que incluyen equipos técnicamente avanzados y comprobados en campo, integrados con sistemas que aumentan la eficiencia en la perforación, optimizan los programas de Salud, Seguridad y Medio Ambiente y maximizan el ci- 8


...In Situ clo de trabajo de sus clientes. Es líder en el suministro de modelos dinámicos únicos de perforación, herramientas de perforación especializadas, así como herramientas de medición y mitigación. Las recepciones ofrecidas este día en honor de los distinguidos con el Hall of Fame Induction y del Wii Bowling Challenge fueron patrocinadas por Drilling Specialties y AADE Houston Chapter NEXT Group.

Segundo día El segundo día de jornada de la AADE Fluids Conference, prosiguió de acuerdo a la

Neil Trotter, de Chevron Energy y miembro del directorio de la AADE entregó el “Best Exhibitor Award” a M-I Swaco, recibido por Maybard Sawyer

Jason Maxey, de Halliburton y miembro de la AADE, entregó el premio “Wayne Bryant AADE Service Award” a Bernita Chavis

Adrián Angove-Rogers entregó el premio al ganador del “Sandy Purdy Gold Medal for Best University Student Poster” a Jarret Dragan, de la Universidad de Calgary. Además de la distinción recibió US$ 1.500

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agenda prevista, con el desarrollo de las sesiones técnicas, la exhibición y la sesión de poster. Durante el almuerzo se realizó la entrega de reconocimientos de la AADE: el Sandy Purdy Gold Medal al mejor poster estudiantil, conferido a Jarret Dragan, de la Universidad de Calgary; el Wayne Bryant AADE Service Award, ganado por Ber- Presentes en la conferencia de fluidos de la AADE, el equipo de Impact nita Chavis y el Best Exhibitor Solutions: Ashley Donaldson, Doug Byrne, Alan Gilmour y Alan Arbizú Award, otorgado a M-I Swaco. El orador invitado fue Tom Williams, Presidente de Nautilus International, cuya conferencia “La perforación ambientalmente amistosa no es una contradicción” enfatizó los progresos realizados por la industria en la identificación y desarrollo de procesos tecnológicos ambientalmente amigables para minimizar el impacto de las actividades de perforación, un tema de creciente relevancia a nivel mundial. Williams habló sobre la aplicación de los principios básicos establecidos para protección del ambiente y La representación de BASF, Peter Franz,Ginny Snodgrass, David Jones, Russell Giesbrecht, Denise M. Joost, Mike Schulz, el mejoramiento de la imagen. Thomas Propst y Jim Lovelance Con una destacada trayectoria profesional de tres décadas de servicio en el sector de la energía, Williams fue también Vicepresidente de Investigación y Desarrollo de Negocios de Noble Corporation, Presidente de Maurer Technology Inc., subsidiaria de Noble líder en investigación y desarrollo e ingeniería de perforación; Director del Westport Technology Center en Houston; Cofundador y miembro del directorio de Cementing Solutions, Inc., compañía de tecnología y servicios con sede en HousJim Berger y Dagoberto Alonso, de FANN Instrument Co., ton; y propietario de una empresa de firma especializada del grupo Halliburton; Ketan Bhaidasna y Rick Morgan de Halliburton consultoría de E & P.

Mario Serrano, Halliburton Colombia; Alan Arbizú, Impact Fluids Solutions; Martha Rivera, Ecopetrol; Ricardo Soto, Petroleum; Henry Meléndez, Boots & Coots y Enrique Zabala, GOS, Inc.

Baker Hughes muy bien representada por Lirio Quintero, Keith Browning, Nels Hansen y Fave Clark


In Situ

Tom Hudson, General Chair de la 2010 AAPG Annual Convention pronunció las palabras de bienvenida

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La búsqueda de reservas de petróleo y gas es siempre desafiante, tanto como las claves para encontrar nuevas áreas, en nuevas profundidades, con nuevas tecnologías, servicios y también personas. Las empresas pueden ayudar a revelar el potencial en aguas profundas, como las del Golfo de México y más allá, tal como se subrayó en la 95ava Convención y Exposición Anual de la American Association of Petroleum Geologist, AAPG, celebrada del 11 al 14 de Abril en el Ernest N. Morial Convention Center de New Orleans

AAPG 2010 Annual Convention & Exhibition Unmasking the potential of exploration and production

a dinámica histórica, cultural y musical que han hecho de Nueva Orleans una de las ciudades más excepcionales del mundo, la convirtieron por quinta vez en anfitriona de este encuentro -la primera desde el 2000- cuyo programa integral incluyó 450 presentaciones orales y más de 500 poster, 14 cursos cortos, 10 visitas de campo, dos foros y tres sesiones especiales, complementado con una muestra técnico comercial de más de 230 empresas líderes. La agenda incluyó múltiples actividades, como la conferencia Michel T. Halbouty, a cargo de Aubrey K. McClendon, Presidente y CEO de Chesapeake Energy Corp., el foro “Discovery Thinking”; el almuerzo conferencia de Robert “Bobby” Ryan, VP de Exploración de Chevron Global Upstream & Gas, la presentación de James R. Moffett, Co-chairman de McMoRan Exploration Co., así como distintos foros y reuniones especiales. La sesión de apertura brindó a los asistentes un colorido programa multimedia con videos, fotos históricas y música en vivo, las palabras del General Chair de la 2010 AAPG Annual Convention, Tom Hudson y del Presidente de la AAPG, John Lorenz, previo a la ceremonia de entrega de reconocimientos.

tación y Estratigrafía, Evaluación de los Recursos, Evolución de plays y descubrimientos significativos, Geología Estructural, Tectónica y Sedimentación, Golfo de México, Recursos no convencionales: shales (petróleo y gas), Arenas Petrolíferas, Aplicaciones de Geociencias, Energía USA, Cambio Climático.

Honores y distinciones En el marco de la ceremonia de apertura la AAPG homenajeó a destacados dirigentes, científicos, educadores, líderes cívicos y autores. L. Frank Brown Jr., profesor emérito

Michel T. Halbouty Lecture

Tópicos de atención Alineadas con el tema central de la reunión, las sesiones técnicas se enfocaron en los tópicos de Tecnología y Técnicas, Sedimen-

de la Universidad de Texas e investigador del Departamento de Geología Económica, líder de investigación y desarrollo del concepto depositional system tracks, seismic stratigraphy and sequence stratigraphy, fue reconocido con la prestigiosa Sidney Powers Memorial Medal de la AAPG. Brown fue una de las 47 personas distinguidas por su trayectoria y aportes a la profesión y a la sociedad. La lista incluyó, entre otras destacadas figuras, al past presidente de la AAPG Patrick J.F. Gratton, geólogo independiente y Presidente de Patrick JF Gratton Inc., con el Premio al Liderazgo Extraordinario Michel T. Halbouty; Paul M. “Mitch” Harris, recibió el John W. Shelton Search and Discovery Award; y David Pyles, Gerente de Investigación Técnica del Chevron Center of Research Excellence en Golden, Colorado, se convirtió en la segunda persona en recibir dos premios en un mismo año por la preparación de papers para las publicaciones de la AAPG: Wallace E. Pratt Memorial Award y el J.C. “Cam” Sproule Memorial Award.

Robert (Bobby) Ryan, Vice Presidente de Exploración para Chevron Global Upstream & Gas, abrió el programa de conferencias hablando de los desafíos del pensamiento

Este programa especial contó con la participación de Aubrey K. McClendon, con la conferencia “ Shale Gas and America’s Energy Future”. Egresado de Duke University en 1981, McClendon ha sido Presidente y CEO de Chesapeake Energy Corp, de la cual es cofundador en 1989 junto a Tom L. Ward. 8 MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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...In Situ En su presentación destacó que con la conversión de sólo 10% de los vehículos a GNC Estados Unidos podría reducir el consumo de petróleo extranjero en más de 1 millón de barriles por día, con un ahorro de Us$ 50 mil millones por año. “El gas natural se produce actualmente en 31 de nuestros 50 estados y 22 están bendecidos con el gas de esquisto”, dijo, agregando que “los recientes descubrimientos de gran tamaño utilizando las nuevas tecnologías en las cuencas de Barnett, Haynesville, Fayetteville, Woodford y Marcelus, han permitido ampliar la convicción de que el país dispone de un amplio suministro de gas natural para alimentar la economía de Estados Unidos por más de un siglo. Esta abundancia significa que podemos contar con el gas natural no sólo para transporte, sino también como un socio natural con las energías renovables como la eólica y solar, y así garantizar generación de electricidad limpia y fiable durante muchas décadas”.

Schlumberger ha liderado el desarrollo de tecnologías para la industria del petróleo y gas mundial. Uno de los ejes principales de su labor ha sido el desarrollo de software de geociencias para el sector de E&P, atendiendo a los desafíos que la actividad actividad impone. Susan Ganz, Gerente de Relaciones con los Medios y Martha Dutton, especialista de Mercadeo.

Neuralog ofreció información sobre sus productos y aplicaciones de integración, análisis, y captura de datos para la industria petrolera. Del equipo presente en AAPG 2010: Kenneth Land, Dustin MacNeil, Sherry Land, Juan Pablo Muñiz, Bryan Nills, Megan Best y David Wilcox

Expertos de Landmark, Halliburton presentaron las últimas innovaciones que permiten a los geocientíficos acceder a información crítica cuando y donde sea necesario. Aplicando el rigor científico en combinación con su facilidad de uso, sofisticadas herramientas permiten crear más fácilmente y una alta calidad la representación del subsuelo, y cumplir con sus objetivos de exploración

Baker Hughes estuvo muy activo con su programa de conferencias técnicas. La grafica muestra a sus especialistas durante la presentación en su stand sobre manejo de estabilidad del hoyo

IHS promocionó su software de análisis petrofísico Petra, entre otros herramientas de avanzada. En el stand Pete Stark, VP de IHS Services; Ashley Shaw, Eric Wall, Dennis Earl y Darin Brazel

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Tomás Vargas, VP EXploración, BPZ Energy; Roberto García, BD Jaguar Exploration; Jorge Céspedes, Geólogo SK Energy Perú; Kelly Zuniagra, Geóloga, BPZ Energy; César Bolívar Prado, Question & Answers USA; y Dewy Jones, Gerente Exploración, Repsol Perú


E&P

Crece expectativa de producción petrolera en Colombia La producción total en Candelilla asciende a más de 53.000 barriles diarios, más del doble del promedio registrado en 2009

La firma canadiense Petrominerales anunció

al cierre de Marzo los excelentes resultados del pozo Candelilla-3, en el Bloque Guatiquía en los Llanos Orientales, con una producción inicial de 15.600 barriles diarios de petróleo de 43 grados API. Candelilla-3 es el tercer pozo perforado por Petrominerales en este bloque y de acuerdo al reporte de la empresa la producción total de la estructura de Candelilla es actualmente 38.700 bpd, la cual se está administrando con facilidades temporales, con la meta de unir estos pozos a mediados de 2010 a la facilidad procesadora existente en el Bloque Corcel, cuya capacidad será de 140.000 bpd.

Tras concluir sus labores en el área, la plataforma de perforación fue movida al Bloque Corcel para iniciar en Abril actividades en Amarillo-1, el primero de ocho pozos que la empresa explorará en esa zona. La compañía reportó también que en Enero inició la perforación de 13 pozos exploratorios en los llanos centrales. Hasta la fecha se han perforado dos de tres pozos previstos en los Bloques Casanare Este, Casimena y Castor. En el Bloque Mapache se identificaron 10 áreas de evaluación. Como parte de este programa, la plataforma será movilizada hacia la parte central del Bloque Corcel para comenzar a mediados de Mayo la perforación de desarrollo en la

ubicación C-2. Un quinto taladro se agregaría para ejecutar el programa exploratorio en el Bloque Mapache, previéndose el inicio de perforación del primer pozo, Mapaná-1, para el mes de Julio. Petrominerales tiene 14 bloques exploratorios en Colombia, con una superficie total de 1,8 millones de hectáreas en los Llanos y en la cuenca del Putumayo. Con el hallazgo de Candelilla su producción total actual asciende a más de 53.000 barriles diarios, más del doble del promedio registrado en el cuarto trimestre de 2009. La empresa también tiene bloques asignados en la cuenca de Ucayali en Perú.

Schlumberger adquirió a IGEOSS Tecnología de última generación para resolver problemas relacionados con la estructura en yacimientos complejos

Schlumberger concretó la adquisición de IGEOSS, un desarrollador de software de vanguardia en geología estructural. Ahora las aplicaciones y experiencia de ambas compañías se han integrado para proporcionar a los clientes capacidades avanzadas de modelado, especialmente para áreas de geología compleja. Fundada en 2004 y con sede en Montpellier, Francia, IGEOSS suple soluciones de software de modelado geológico del subsuelo, análisis estructural 2D y 3D y caracterización de fractura en estructuras geológicas comple-

jas. Estas capacidades serán incorporadas en el software Petrel® para ayudar a los geocientíficos a comprender mejor yacimientos fracturados y el impacto de los regímenes de estrés a través del tiempo, sobre todo en el subsal y plays de gas no convencional. Tony Bowman, Presidente de Schlumberger Information Solutions, SIS, dijo que el software IGEOSS -en combinación con el líder en la industria Petrel® y el software de simulación de sistemas petrolíferos multidimensional PetroMod®- brinda a

los geocientíficos “una mejor comprensión de todo el sistema petrolero a través de la exploración, desarrollo y producción de los flujos de trabajo”. .

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Foto: Manuel Pedraza

Escenario

La confiabilidad del gas natural en la coyuntura actual La Asociación Colombiana de Gas, Naturgas, realizó su XIII Asamblea y Congreso Anual del 25 al 26 de Marzo en el Hotel Hilton de Cartagena, Colombia, en medio de un ambiente impulsor de nuevas oportunidades para seguir explotando este recurso y potenciar su desarrollo, sobre todo en materia de generación eléctrica, almacenamiento a través de Gas Natural Licuado y desarrollo del sector automotriz mediante el Gas Natural Vehicular. Al evento asistieron 572 participantes que atendieron a tres Sesiones de Panel, que entre otros puntos trataron Durante el acto de instalación del evento observamos a Hernando Barrero Chávez, sobre reservas de gas, perspectivas de exploración, Presidente Acipet; Guillermo Perry Rubio, Fedesarrollo; Antonio Celia, Presidente distribución y transporte; y cinco conferencias técnicas, del Consejo Directivo Naturgas; y Eduardo Pizano de Narváez, Presidente Naturgas. En el podio María Fernanda Villamarina, Presentadora sobre microturbinas, diseño de tubería para transporte de gas en tierra y costafuera, tuberías y accesorios Hyperplast y las amenazas de fraude para el sector energético. El consenso general de los panelistas, giró en torno a la necesidad de actualizar las regulaciones legales vigentes a fin de hacer viable las inversiones para el desarrollo del sector. La exhibición comercial contó con la participación de las principales compañías de transporte y distribución de gas natural, así como los mejores exponentes de productos y servicios tecnológicos especializados para esta industria. El Ministro de Minas y Energía de Colombia, Hernán Martínez Torres, tuvo a cargo la clausura del congreso, momento en el que recordó el compromiso que tiene el gobierno de defender a los consumidores y mantener empresas sólidas que satisfagan las necesidades de la sociedad con eficiencia y economía

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a XIII Asamblea y Congreso de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, es el foro de discusión y análisis de aspectos regulatorios, de desarrollo industrial y de coyuntura económica del gas, más importante que se realiza en Colombia. La Heróica Cartagena de Indias, recibió a conferencistas y expertos nacionales e internacionales, que disertaron sobre la situación actual del sector y sus perspectivas a futuro, en medio de un ambiente de 12

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optimismo gracias al correcto aprovechamiento del gas para la generación eléctrica, que ha dado al país estabilidad en el suministro de energía. Antonio Celia, Presidente del Consejo Directivo de Naturgas, tuvo a cargo la instalación del evento, acto en el que hizo referencia a los planteamientos realizados en el anterior congreso y puntualizó el incumplimiento de las propuestas “a pesar de las múltiples promesas de las autoridades del sector”. Por ello elevó una solicitud de

prontitud respecto a las políticas públicas “que son las que marcan la pauta en el porvenir de la sociedad y que han retrasado inversiones por más de 800 millones de dólares en los últimos dos años, muchas de las cuales se están ejecutando hoy”, dijo. Recordó que la producción de gas natural está orientada actualmente, a cubrir el incremento en la demanda de energía eléctrica ocasionada por el fenómeno El Niño, sistema que ha respondido satisfactoriamente evitando los racionamientos.


Puntualizó que las reservas de gas en Colombia son suficientes para atender la demanda actual y futura, sin embargo “el sector no puede seguir perdiendo la dinámica alcanzada, las reservas están suficientemente probadas y urge que el gas sea una prioridad en la agenda pública, pues su eficacia se ha demostrado por más de 40 años de desarrollo”. Al referirse a las tarifas del gas para el sector transporte, indicó que su definición retrasa grandes inversiones, por lo que hace falta consistencia “ante un sector que ha demostrado de forma exitosa su desarrollo, el de la economía nacional y el de la sociedad”. En su evaluación sobre el Gas Natural Vehicular, GNV, dijo que las autoridades han disminuido su interés en

Antonio Celia, Presidente del Consejo Directivo de Naturgas, resaltó que las reservas de gas de Colombia, son suficientes para atender la demanda actual y futura

este sector, haciendo que merme la dinámica que traía en años anteriores. El evento que estuvo patrocinado por firmas como gasNatural Colombia, Promigas, Ecopetrol, TGI Grupo Energía de Bogotá, Chevron y EPM, contó con una muestra comercial en la que participaron compañías que mostraron a los asistentes equipos y servicios de alta calidad y tecnología para la industria del gas en Colombia: Promigas, Energía Eficiente, Artimfer S.A.S., Montefinex S.A., Semana, Avianca, Corpac Steel de Colombia Ltda., Texas Oiltech Laboratories, Metrex S.A., Georg Fischer Piping, Grupo Zambrano S.A., Imposabys, Extrucol, TCL Tornillos y Complementos S.A., Rayco, Tecval, Colvapor, Plexa S.A. ESP y Surpetroil.

Panel I Provisión y Confiabilidad en el Suministro de Gas Moderador: Gillermo Perry Rubio, Investigador Asociado de Fedesarrollo. Panelistas: Hernando Barrero Chávez, Director Ejecutivo Acipet; Hubert Borja, Director Comisión Hidrocarburos Acipet; Carolynna Arce, Subdirectora Técnica ANH; David Cox, Presidente Pöyri Management Consulting; y Oscar Alfredo Prieto, Presidente Atlantic LNG; Mónica de Greiff, Presidente TGI Grupo Energía de Bogotá; César Torres, Gerente Transoriente; y Laurence Broderick, Ministro de Energía y Minas de Jamaica.

El objetivo de este panel fue ofrecer una vi-

sión integral del sector gasífero colombiano, engranado con el sistema energético a largo plazo, que pudiera servir de base para sentar mejores relaciones entre el sector público y las empresas privadas del sector. Guillermo Perry Rubio, moderador, atribuye el éxito que ha tenido el gas “precisamente a las buenas relaciones que desde 1986 hasta la fecha han mantenido ambos sectores”, ello ha redundado en una alta penetración del hidrocarburo, por encima de Venezuela y México, a pesar de tener menores reservas de las que poseen esos países. Las asociaciones de suministro son de gran importancia –indicó- ya que permitirían al país tener gas por mucho

La primera sesión del Panel I la integraron: David Cox, Oscar Alfredo Prieto, Gillermo Perry Rubio (moderador), Carolynna Arce, Hernando Barrero Chávez y Hubert Borja

tiempo y también poderlo exportar. El éxito dependerá de “suerte por una parte y también de las políticas”, dijo. La coyuntura hidrológica que hoy atraviesa Colombia, producto de la gran demanda de electricidad y el fenómeno El Niño, ha generado gran incertidumbre, sin embargo, el país no atravesó una crisis energética, como la vivida en 1992, gracias a la capacidad de generación térmica a partir del gas, ello ha permitido mantener los niveles de los embalses y vender gas a Ecuador y Venezuela, lo que sugiere que a futuro “debemos preocuparnos por el balance de reserva para no enfrentar colapsos”, acotó.

Hernando Barrero, trató el tema sobre las Reservas de Gas en Colombia a Corto y Mediano Plazo, en el que definió el gas como un valioso recurso que debe ser aprovechado apropiadamente. Resaltó la labor emprendida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH en la asignación de áreas para la explotación del gas, así como el rol de la Asociación Colombiana del Petróleo en el sector privado “tratando de incentivar y motivar las grandes inversiones”. Barrero hizo un llamado a aprovechar el recurso descubierto y que se maneje adecuadamente por parte de todos los sectores, desde transporte, comercialización,8 MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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distribución y lo más importante, las políticas emanadas por el gobierno nacional, alineadas con el beneficio para el estado y el empresario. “Pienso que contamos con excelentes operadores en materia de gas y lo único que necesitamos es confiar mutuamente, apoyarnos y seguir adelante para que Colombia se convierta en el país que todos deseamos con relación a este hidrocarburo”, dijo. Hubert Borja, Director de la Comisión de Hidrocarburos de la Acipet, complementó la presentación de Barrero, en la que ofreció cifras recientes de producción de gas en Colombia, que alcanza casi 1.000 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), de los cuales 668 MMpcd provienen de la cuenca Caribe, 229 MMpcd de Piedemonte, 48 MMpcd del Valle Inferior del Magdalena y 13 MMpcd del Valle Superior y Medio del Magdalena. Basado en datos oficiales de la ANH, Borja hizo referencia a que en dichas cuencas se han concedido un total de 77 contratos de E&P, con los cuales se espera hallar 6 posibles campos con recursos de gas de 6.60 TPCS. Ello se traduce en que el panorama de autoabastecimiento de gas para Colombia podría prolongarse más allá de 2015 si se llegaran a efectuar nuevos descubrimientos. Carolynna Arce Hernández, reforzó el rol de la ANH, como el ente impulsor de la actividad exploratoria en Colombia, que para 2010 se estima incrementar para superar las 80 millones de hectáreas, a través de la Ronda Colombia. Entre otras metas planteadas está elevar el número de contratos de E&P y de Evaluación Técnica de 2 a 30 y duplicar la adquisición sísmica 2D para llevarla a 8.000 Km. del plan total que comprende 18.000 Km., tan sólo en el primer trimestre de 2010 ya se alcanzaron 4.584 Km. Por otro lado, el número de pozos exploratorios que comprende el plan asciende a 110, de los cuales se perforarán 40 durante este año y a la fecha ya van 22. En cuanto a los recursos no convencionales, se estima que para gas asociado al carbón hay un total de 17,8 billones de pies cúbicos, BPC, de gas in situ, de los cuales unos 7,5 BPC, podrían ser los volúmenes potencialmente recuperables. Sobre Gas Shale, el potencial ronda los 32 14

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Durante la segunda sesión del Panel I participaron Guillermo Perry Rubio (moderador), Eduardo Pizano, Lawrence Broderick y Ventura Emilio Diaz

BPC. En Tight Gas la estimación asciende a 1,2 BPC concentrados en la Cordillera Oriental/Magdalena Medio. Con relación a los hidratos de gas Arce señaló que “es una visión muy futurista” y aunque no se cuenta con tecnología comercial para su explotación, el volumen potencial se aproxima a los 430 BPC de gas in situ. David Cox, hizo recomendaciones para el desarrollo del mercado colombiano de gas a futuro, basadas en un estudio elaborado por la compañía. Identificó tres fallas esenciales del mercado: 1) falta de competencia en exploración y producción; 2) falta de liquidez y trasparencia en el mercado; 3) falta de visión a largo plazo para estrategias de energía que han resultado en soluciones ineficientes a corto plazo. Su propuesta de solución giró en torno a la creación de un organismo que sea el comprador único y que actúe como contrapeso de los productores. La cuota de producción no adquirida por este comprador puede ser exportada, además que proporcione información tanto de los costes de compra de gas, como de los ingresos de las subastas. De esta forma se mejora el poder de negociación de los compradores, se equilibra la demanda y la producción en un mercado no competitivo y se pueden establecer tarifas reguladas para los consumidores del sector residencial. También sugirió el fortalecimiento de la industria colombiana del gas estableciendo una visión a largo plazo. Oscar Prieto, habló sobre el GNL, asegurando que el escenario de crecimiento de consumo de hidrocarburos lo lidera el

gas natural “por muchísimas razones, pues es fácil de manipular, se está convirtiendo en un commodity transable, es económico y la principal razón es que es el combustible más limpio de todos”. La construcción de una unidad de regasificación de GNL, representaría para Colombia una alternativa estratégica de suministro, según Prieto, que ayudaría a hacer frente con mayor fuerza al fenómeno El Niño, bien a través de unidades en tierra o flotantes que almacenen grandes cantidades de GNL que posteriormente pueda ser utilizado para su consumo a través de la regasifcación. En este sentido, ofreció una visión sobre las posibles alternativas técnicas en la materia que podrían aplicarse para desarrollar un proyecto de este tipo, concluyendo que “la unidad flotante de regasificación sería la solución para el caso colombiano”. Mónica de Greiff, ofreció una visión amplia sobre las Expansiones de TGI en el Sistema Nacional de Transporte, para ello mostró los planes de expansión previstos por la compañía, que se orientan a atender la demanda en el corto y mediano plazo. Actualmente trabajan en dos proyectos, uno es la ampliación de la capacidad del gasoducto Ballena - Barrancabermeja, para llevarla de 190 a 260 MMpcd cuyo costo se estima en 170 millones de dólares y estará operativo a finales de Junio 2010. Y el segundo proyecto es la expansión del gasoducto de Cusiana en Vasconia, que pasará de 210 a 390 MMpcd en el primer trimestre de 2011 y en el que se invierten 38 millones de dólares.


Entre los proyectos a futuro destacó la ampliación de cobertura a través de ramales de distribución en el suroccidente colombiano, así como un gasoducto que llegue a 11 municipios del departamento de Santander. Asimismo, han identificado la necesidad de ampliar la red de gasoductos alrededor del área metropolitana de Bogotá, obra que estará lista para el año entrante y que costará alrededor de 50 millones de dólares. “Nuestro portafolio de inversiones es producto de la confianza en la estabilidad de las reglas de juego y constituye una apuesta de largo plazo del Grupo Energía de Bogotá en el sector del gas natural”, señaló. César Torres, habló sobre Expansiones en el Sistema Nacional de Transporte y el gasoducto Gibraltar-Bucaramanga, cuya construcción estuvo a cargo de Transoriente y surgió para dar “solución al problema de abastecimiento”. No obstante la construcción de esta obra sorteó múltiples obstáculos, a tal punto que la compañía y sus accionistas se hallaron en una encrucijada que planteaba por un lado no construir el gasoducto “hasta tanto no hubiera un pronunciamiento previo del ente regulador que garantizara la totalidad de la inversión”; y por otro lado la empresa planteaba la posibilidad de continuar con el proyecto instando al Ministerio a realizar inversiones, para así poder cumplir con los compromisos contractuales, sociales y de responsabilidad frente a la situación de abastecimiento del país. Lawrence Broderick, Ministro de Energía y Minas de Jamaica, inició su exposición refiriéndose a las excelentes relaciones que durante años han mantenido Jamaica y Colombia en muchos aspectos, y ya que ahora el tema energético toma mayor relevancia, consideró oportuno afianzar estos lazos. El alto costo de la energía en Jamaica, se ha transformado en una desventaja competitiva con respecto a los mercados internacionales, es por ello que ahora el país busca incrementar su diversificación y la seguridad energética, y para ello ha emprendido proyectos sobre energía solar, de desechos y biocombustibles. “La energía renovable en nuestro país logrará a finales de este año economizar 392.000 barriles de crudo equivalente, lo que representa un ahorro de 27,8 millones de dólares” dijo el Ministro. Como ejemplo de las oportunidades de negocios que existen, Broderick brindó detalles sobre un estudio sísmico realizado en 2009 por CGG Veritas en las costas al sur de Jamaica, y cuya interpretación indicó la presencia de grandes estructuras geológicas con gran potencial de petróleo, producto del cual ya se tienen 19 bloques costafuera y 4 en tierra, varios de los cuales ya están siendo explorados. “A pesar del hecho de que hasta la fecha no se ha encontrado petróleo comercialmente explotable, Jamaica confía que con el mejoramiento de las nuevas energías podremos asegurar avances comerciales” apuntó. Ventura Díaz Mejía, Embajador de Colombia en Jamaica, complementó al Ministro al final de su intervención, para afianzar la confianza en los empresarios colombianos e invitarlos a invertir también en ese país, con base en los proyectos planteados y otros que están en puerta.

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Panel II

¿Están dadas las condiciones institucionales para garantizar la inversión necesaria que permita impulsar el crecimiento del sector de gas?

El Panel II que trató sobre las condiciones de inversión para el sector gas, lo integraron: Hugo Palacio, Eva María Uribe, Armando Montenegro (moderador) y Felipe Encinales Silva

Moderador: Armando Montenegro. Panelistas: Hugo Palacio Mejía, Abogado; Felipe Encinales Silva, Inverlink; Eva María Uribe, Superintendencia Servicios Públicos. Los panelistas coincidieron en destacar que el clima institucional será lo que determinará el futuro del sector gas, para el cual es indispensable contar con señales claras y estables a largo plazo, que den seguridad a las inversiones. El crecimiento sostenido e índices de calidad, traen optimismo pero no hacen perder de vista que sin confianza ni normatividad, la inversión se afectaría.

Eva María Uribe, aseguró que “la regulación colombiana está caracterizada por la multiplicidad de criterios de eficiencia, lo cual va en detrimento de la inversión en el sector”. Puntualizó que en Colombia, la regulación asociada a la política sectorial “debe considerar el trade off entre el objetivo de crecimiento que requiere la minimización de costos de transacción y el objetivo de la eficiencia económica. Palacio Mejía señaló que aunque el marco legal en Colombia es adecuado, depende de las personas que las instituciones funcionen. Insistió en los riesgos derivados de

la inaplicación de las normas, entre ellos despojar a las comisiones de regulación de su autonomía para tomar decisiones y hacerlas depender de los Ministerios de turno. “Esto es legal pero rompe el acuerdo institucional”, indicó. Felipe Encinales por su parte, señaló que las cifras del sector indican que el gas es un producto competitivo, con óptima infraestructura, “jugadores” calificados, alta demanda y buenas condiciones de oferta, pero que la dificultad es estructural. Explicó que hay una alta dependencia del sector térmico para manejar los picos de generación, como sucede cuando el fenómeno de El Niño hace que las hidroeléctricas bajen su producción y que las térmicas deban elevar su demanda de gas. También señaló que en materia de política energética, el gobierno priorizó sectores “sensibles” y dejó a otros desabastecidos, con lo que rompió el “círculo virtuoso” y minó la confianza en el sector gasífero. “Sin demanda no habrá inversión, ni oferta ni desarrollo”, expresó. Armando Montenegro, concluyó que la confianza parte de la ley y los contratos, y será el clima institucional adecuado el que marque el rumbo del sector.

Panel III

Examen de las medidas regulatorias adoptadas para hacer frente a la coyuntura por el racionamiento programado y sus implicaciones en el mercado de gas Moderador: Alejandro Gaviria. Panelistas: Javier Díaz Velasco, Director Ejecutivo CREG; Carmenza Chahín Álvarez, Asesora del Ministerio de Minas y Energía, Juan Camilo Restrepo Salazar, Abogado; Carlos Medellín Becerra, Abogado; David Harbord, Consultor de la CRE; Armando Zamora, Director de la ANH; y Fernando Barrera, Asesor del MEM

El Panel III sobre regulaciones para el mercado del gas lo conformaron: Carlos Medellín Becerra, Juan Camilo Restrepo Salazar, Alejandro Gaviria (moderador), Carmenza Chahín Álvarez y Javier Díaz Velazco

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Este panel permitió analizar las medidas regulatorias adoptadas para evitar la necesidad de un racionamiento eléctrico en Colombia, y cómo éstas afectaron al sector empresarial vinculado al gas.


Alejandro Gaviria moderador del panel, marcó el ritmo del debate a partir de sus propias reflexiones acerca de las preocupaciones sobre temas coyunturales y cómo hacer frente a las implicaciones de largo plazo. Javier Díaz Velazco presentó un análisis de la gestión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, profundizando en las funciones de los contratos y los tipos de contratos utilizados para el sector gas (el contrato en firme, el interrumpible y el de firmeza condicionada). Destacó que hacia el futuro los contratos firmes deben ser para demanda esencial y que el mercado líquido de sustitutos para aceptación de contratos va a ser estudiado con el fin de reforzar las posibilidades de sustitución. Dijo asimismo que la CREG trabaja actualmente en las regulaciones en materia de comercialización del producto y transporte. Carlos Medellín Becerra insistió en reforzar principios constitucionales y el camino del diálogo para mejorar el marco regulatorio como el primer paso a seguir para lograr señales claras de seguridad

jurídica requeridas. Reiteró la importancia de que los actores del sector no pierdan la oportunidad de solucionar sus diferencias y de ser responsables socialmente. Juan Camilo Restrepo ilustró cómo el crecimiento de la industria del gas ha sido más dinámico que el refinamiento de su marco regulatorio, pese a que para asegurar la dinámica que ya tiene el sector dentro de un marco de sostenibilidad, se requiere de un marco menos “epiléptico” que el que ha venido aplicándose. A su juicio un primer campo de refinamiento tiene que ver con la planeación para que, de igual manera como se viene haciendo con el sector eléctrico, haya certeza de que la expansión del sistema de gas no quede rezagada con relación a la demanda. Además se requiere respetar las reglas de oro del mercado, como la intangibilidad de los contratos en firme para no quebrantar la confianza de quienes participan. Carmenza Chahín Álvarez se refirió a las medidas regulatorias adoptadas frente a la coyuntura del racionamiento programado de gas, haciendo énfasis en

la situación previa del sector (fenómeno El Niño, reducción de aportes hidrológicos, máxima exigencia del parque térmico) y las alternativas para hacerle frente. Sobre los resultados de las medidas implantadas, destacó la superación del riesgo de racionamiento eléctrico; haber evitado el potencial racionamiento de gas en algunos mercados residenciales, de GNV e industriales, además de minimizar el impacto del racionamiento sobre el excedente del consumidor, con ello beneficiando, desde el punto de vista del Ministerio, a todos los consumidores del sector eléctrico, la gran mayoría de los usuarios de gas natural, la economía del país, a los productores y transportadores de gas, productores y distribuidores de diesel, y consumidores del sector eléctrico ecuatoriano. David Harbord habló sobre el estudio “Regulaciones para Invertir en la Red de Transporte de Gas en Colombia” encargado por la CREG, el cual concluyó en que no hacen falta reformas de gran magnitud en las regulaciones, pero sí deben hacerse algunos cambios en la estructura

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Armando Zamora, Director General ANH

tarifaria, “por ejemplo una división entre los cargos de capacidad frente a los commodities, el cálculo del factor de utilización, la necesidad de proveer mejores señales de precio para la construcción de gasoductos y flexibilización de las reglas”. En líneas generales el estudio se enfocó en la investigación de la ejecución de contratos firmes e interrumpibles, para finalmente sugerir recomendaciones para efectuar reformas cuando sea necesario. El estudio propone la subasta como salida a los problemas, con la regulación actual que eliminaría los controles de precio de La Guajira, “la idea es crear un mercado transparente, abierto y competitivo para contratos de gas a largo plazo, ofreciendo así buenas señales en los precios para el consumo y la inversión en nuevos yacimientos”.

Armando Zamora, centró su intervención en el marco de la política energética, la cual dijo debe estar sustentada en varios elementos, entre ellos, fuentes de de disponibilidad de energía tanto locales como externas, oportunidad de valor agregado, una matriz energética de largo plazo y modelos de mercado. Resaltó asimismo, que los modelos regulatorios deben pensarse incluyendo las transacciones futuras, también debe incluirse un plan de desarrollo de regulaciones, sin olvidar medi-

El Estado como regulador debe asegurar el abastecimiento de gas, promover la competencia donde sea posible, regular el momento y el lugar donde no haya competencia, intervenir cuando el mercado falle y adoptar medidas de contingencia orientadas a lograr un equilibrio que fomente el desarrollo

Conferencias Técnicas

Paralelamente al desarrollo de las Sesiones de Panel, el programa técnico contem-

pló cinco charlas técnicas, que complementaron el conocimiento sobre la industria del gas en Colombia a través de novedosas herramientas que ponen a la disposición empresas de servicio del sector. • Microturbinas, Tecnologías y Aplicaciones - CAPSTONE. • Diseño de tubería para Transporte de Gas - Tenaris. • Tuberías y Accesorios Hyperplast. Con todas las ventajas de los plásticos y para las presiones del acero – Georg Fischer. • Tubería de Conducción en Operaciones Costa Afuera - Tenaris. • Principales amenazas de Fraude en el Sector Energético – Kroll

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das y planes de transición, todo siempre orientado a una revisión continua. Por su parte el Estado como regulador debe asegurar el abastecimiento, promover la competencia donde sea posible, intervenir cuando el mercado falle y adoptar medidas de contingencia orientadas a lograr un equilibrio que fomente el desarrollo. Zamora aseguró que el gas colombiano resulta altamente atractivo para los mercados internacionales, pues “es uno de los más competitivos del mundo por su accesibilidad, el fácil acceso que se logra gracias a las buenas condiciones ambientales y por los excelentes términos fiscales que ofrecemos”. Refiriéndose al gas shale, recurso que aparentemente se localiza en el centro de Colombia, dijo que este podría atraer grandes inversiones al país, sobre la base de que para Estados Unidos este recurso no convencional se está abriendo paso grandemente. “No sólo se utilizaría para abastecer el mercado interno, sino que abriría el mercado de la costa hacia la exportación en un principio, y luego se enfocaría en los mercados de GNL”. Fernando Barrera, presentó las Alternativas para la Solución de las Fallas del Mercado a través de una visión e instrumentalización de largo plazo del mercado del gas, que se basa en tres bloques de soluciones: mejoras a las características del mercado, modificación del modelo de liberalización y mejoras al modelo actual de liberalización. El objetivo de su presentación fue fomentar la discusión y participación para construir, por medio de un proceso participativo, las propuestas específicas. Sus principales conclusiones giraron en torno al fomento de un proceso sea altamente participativo, para lo cual presentaron una serie de medidas que ayuden a solucionar los problemas identificados. Entre ellas destacó mejorar el modelo de comercialización que se presenta como una atractiva propuesta, que debe incluir la planificación del transporte y su definición funcional, revisar la regulación de un gasoducto dedicado y analizar proyectos de confiabilidad.


Foto: Manuel Pedraza

Durante el acto de clausura de la XIII Asamblea y Congreso Anual de Naturgas: David Harbord, Consultor de la CREG; Silvana Giaimo, Viceministra de Minas y Energía; Eduardo Pizano de Narváez, Presidente Naturgas; Hernán Martínez Torres, Ministro de Energía y Minas; Fernando Barrera, Asesor del Ministerio de Minas y Energía; y Armando Zamora, Director General ANH

Ceremonia de clausura El cierre del Congreso estuvo marcado por un consenso sobre la idea de ajustar las regulaciones para beneficiar a los productores, transportadores y distribuidores del gas en Colombia, pero sin dejar de lado el equilibrio fundamental que debe existir entre el consumidor y las empresas privadas. Ambas ideas fueron planteadas desde el primer día del evento, y fueron ratificadas por Eduardo Pizano de Narváez, Presidente de Naturgas, durante las conclusiones, y Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía, en su discurso de clausura Eduardo Pizano de Nar váez, Presidente de Naturgas, ofreció durante la clausura un resumen completo sobre lo acontecido durante el evento, el cual no dudó en calificar como exitoso. Acotó que “explorar y producir petróleo y gas, requiere de un esquema de trabajo basado en la perseverancia y el esfuerzo, tareas que están cumpliendo a cabalidad los exploradores y productores, guiados siempre por la ANH”. En este sentido resaltó el esfuerzo que están haciendo Chevron y Ecopetrol en La Guajira, para mantener a toda su capacidad de producción, 750 MMpcd, el campo Chuchupa-Ballenas. Con respecto a las inquietudes del campo Cusiana planteadas en el evento, señaló que se está incrementando el volumen de gas que va a estar disponible, “indudablemente a pesar de que se están extrayendo alrededor de 2.000 MMpcd, aún tan sólo tenemos

200 MMpcd, pero entendemos que esos volúmenes se van a incrementar para abastecer el consumo interno”. Refiriéndose al campo La Creciente dijo que “la entrada al mercado del volumen de gas allí producido es un complemento importante, aunque no tenga la magnitud de los otros yacimientos, pero la realidad es que está sirviendo como complemento a la demanda interna”.

La ampliación del gasduc to Ballenas - Barrancas persigue dar mayor flujo a los volúmenes de gas que salen de la Costa Atlántica hacia el interior de Colombia

En materia de transporte señaló como proyectos importantes, la ampliación del gasoducto Ballenas - Barranca cuyo objetivo persigue darle mayor flujo a los volúmenes de gas que salen de la Costa Atlántica al interior del país; asimismo la construcción adicional de tubería entre Cusiana y el interior del país que adelanta TGI y que estima estar listo para Junio, “y que hará frente al problema de racionamiento de gas en el interior por causa de la carencia de transporte”. Dirigiendo también sus palabras al Ministro Hernán Martínez, Pizano señaló que en el segundo día de discusiones “se trató el tema del marco regulatorio y su capacidad para seguir adelantando inversiones en Colombia, sobre el que varios panelistas dieron opiniones distintas, promoviendo un debate muy positivo sobre temas recurrentes y que vale la pena ser analizados y corregir 8 aquellos que generen preocupación”. MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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“que no puedo compartir desde el gobierno”. Recordó que el rol del Ministerio es manejar un balance entre comunidad y empresa, defendiendo al consumidor, pero al mismo tiempo manteniendo empresas sólidas que cumplan con la función de suplir las necesidades de la sociedad eficiente y económicamente, “tarea en la que muchas veces se hace necesario tomar decisiones que pueden parecer contrarias a los intereses de uno u otro lado de la ecuación, pero que llevan, en un mediano y largo plazo, a la protección del interés general por encima del particular”. Con relación a la variabilidad de la demanda de gas en el país, sobre todo para la generación de electricidad, dijo

que es difìcil con una demanda altamente variable que la industria pueda justificar inversiones para que se utilicen esporádicamente. Hizo un llamado a abrir la posibilidad a mercados internos o externos que proporcionen estabilidad a la demanda, así como seguir impulsando el consumo estable del sector residencia, vehicular e industrial. Mencionó que han solicitado del sector, específicamente a Naturgas y el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNO Gas, propuestas que ayuden a dar mayor solidez a la regulación de gas, y aunque confesó su frustración, dijo que siguen abiertos a sugerencias Pizano de Narváez, Presidente Naturgas constructivas que consideren los intereses Pizano culminó su resumen hablando particulares de la industria y el servicio sobre el racionamiento programado, “en confiable y económico para los usuarios. el congreso celebramos el hecho de que el Explicó que frente a la falta de confiapaís no tuvo un racionamiento eléctrico, bilidad en el suministro, “el Ministerio de y aunque estamos llegando al final de la Minas y Energía ha buscado dar señales etapa de sequía el país sigue adelante”. para que el sector continúe por una senda No obstante expresó que todas las mede crecimiento y sostenibilidad. La meta didas positivas “tienen consecuencias y es analizar toda la gama de alternativas una de ellas fue el cambio de una serie que permitan garantizar el abastecimiende normas expedidas, precisamente para to de gas natural en los próximos años y garantizar que hubiera electricidad en el asegurar la confiabilidad del suministro en país, pero entendemos que no deben ser el corto plazo”. Para ello el organismo ha permanentes, aunque se justificaron en avanzado en la incorporación de la nueva su momento”. A ello agregó la molestia fórmula tarifaria que remunerará el costo que se hizo sentir durante el congreso por de prestación del servicio, la componente parte del sector de transporte de gas por de “confiabilidad” para que los usuarios no tener una regulación adecuada en los regulados del servicio asuman este costo a cambio de un servicio más confiable precios, lo que llevó a que las inversioen periodos de contingencia. nes se retrasaran y “los gasoductos de Entre los principales logros del Ballenas a Barranca y de Cusiana al Ministerio resaltó los 18 proyectos de interior no se hubieran construido con generación eléctrica que están en maranterioridad”. cha por una capacidad de 5.530MW Asimismo resaltó la apertura que que aseguran abastecimiento eléctrico ha tenido la CREG y el Ministerio hasta 2020. En materia petrolera la para oír al sector del gas, sobre todo producción de crudo ha aumentado con la participación en el congreso de 570.000 bpd en 2002 a 790.000 de consultores “con quienes se han bpd actualmente, prolongando el auintercambiado opiniones, aún cuando toabastecimiento más allá de 2020. La existen diferencias, nos parece muy iminversión en actividad exploratoria se portante mantener esa puerta abierta ha incrementado con inversiones del para el intercambio”. orden de 4.000 millones de dólares Hernán Martínez Torres, Mipor año. Para gas natural subió de 605 nistro de Minas y Energía, tuvo a cargo las palabras de clausura del evento. La presencia de Ventura Emilio Diaz, Embajador de MMpcd en 2002 a 1150 MMpcd en la Colombia en Jamaica; Lawrence Broderick, Ministro de Dijo haber recibido los clamores du- Minas y Energía de Jamaica; y Hernán Martínez Torres, actualidad, además “contamos con el rante la asamblea, algunos con una Ministro de Minas y Energía de Colombia, confirmó las 53% de los hogares colombianos con gran dosis de justificación, otros con excelentes relaciones comerciales que mantienen ambos servicio de gas domiciliario, versus 28% en 2002”. un tinte netamente empresarial y otros países y que aspiran fortalecer a futuro

El rol del Ministerio es manejar un balance entre comunidad y empresa, defendiendo al consumidor, pero al mismo tiempo manteniendo empresas sólidas que cumplan con la función de suplir las necesidades de la sociedad eficiente y económicamente

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La Exhibición Comercial La exhibición comercial contó con la participación de las principales compañías de transporte y distribución de gas natural en Colombia, así como los mejores exponentes de productos y servicios tecnológicos especializados para esta industria. En el marco del Congreso Ecopetrol ofreció una cena y coctel a los participantes a la orilla del mar Grupo Zambrano, holding colombiano con base en Barranquilla que lleva 30 años sirviendo a la industria nacional e internacional, mostró la fortaleza de sus unidades de negocio, termofusión y detección de gases, lubricación, global metric, suministros y gases industriales. Estuvieron muy bien representados por Ricardo Albeto Véliz, Director Comercial y Hugo Fernández, Coordinador de Negocios Corporativos; los acompañan en representación de la Acipet, Paula Henao, Asistente Gestión Administrativa y Jenny Mejía, Directora División Técnica y Tecnológica

Tenaris contribuye al desarrollo de la industria energética colombiana a través de su centro de producción TenarisTuboCaribe, ubicado en Cartagena. En la foto, el equipo de Tenaris Colombia: Iván Quintero, Representante de Ventas; Patricia Barragán, Coord.Soporte Técnico de Ventas; Fracois Petre, Gerente de Technical Sales Colombia, Eduador y Perú; Alfredo Arenas y Cristina García, Gerente de Ventas. Por la compañía hermana Techint: Rafael Calderón, Representante Comercial Colombia y Daniel Matarrese, Gerente de Diseño Mecánica y Ductos Argentina

Celebrando el éxito del primer día del Congreso, observamos de pie a: Eduardo Pizano de Narváez, Pte. de Naturgas; Antonio Cruz, Panalca; Ventura Díaz Mejía, Embajador de Colombia en Jamaica; Lawrence Broderick, Ministro de Minas y Energía de Jamaica; y Juan González Moreno, Petroleum. Sentados: Mauricio Yépez, Organización Corona; María Zulema Vélez, Acolgen; Rosario Córdoba, Revista Dinero; Marcela Meléndez, Econ Estudio; Guillermo Perry Rubio, Fedesarrollo; y Hugo Palacios, Estudios Palacios Lleras

Foto: Manuel Pedraza

Promigas es uno de los principales transportistas y distribuidores de gas natural en Colombia. Durante el Congreso ofreció un cómodo espacio con conexión a internet para los asistentes. Al fondo posan para Petroleum: Alberto Díaz Tey, Director Corpac Steel Products provee productos de acero de Técnico Nacional del Grupo Zambrano y José Romero Salazar, clase mundial para la industria de la construcción y Profesional Sistemas de Control y Metrología de generación eléctrica. Atendieron su amplio estand: Francisco Vélez, Gerente Comercial; Karen Bray; y Jorge Mario Mercado, Gerente de Mercadeo

Montefinex es representante de Flexsteel, compañía que diseña y manufactura tuberías flexibles de alta calidad para transporte de gas y fluidos. Observamos en su estand a Omar Chaves Zúñiga, Gerente Comercial y Yolina Montaño

Con receptividad fueron recibidos los planteamientos del Ministro de Minas y Energía de Jamaica Lawrence Broderick sobre los proyectos energéticos emprendidos en su país. En la gráfica lo vemos en compañía de Luis Fernando Serpa y Antonio Jiménez, de Pacific Rubiales; y Juan González Moreno, Petroleum

Durante la cena ofrecida por Ecopetrol, observamos en el grupo de Pacific Rubiales a: Lety Pérez, Luis Fernando Serpa, Jorge Linero, Frank Martínez, Jairo Agudelo, Enrique Laya, Gisela VizcaÍno, Neida de Jiménez, Antonio Jiménez y Juan González Moreno, Petroleum

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Interview

En el marco de la XIII Asamblea y Congreso Anual de Naturgas, entrevistamos a los Gerentes de Proyectos y Comercialización de Pacific Stratus Energy en Colombia, Enrique Laya y Alejandro Ospina, quienes hablaron sobre el enfoque de negocios para el sector gasífero, el cual se centrará en el corto plazo en la exportación, mientras que el campo La Creciente, principal activo de gas de la compañía, está próximo a representar el 10% de la producción total del hidrocarburo en el país. Los ejecutivos aseguraron que para finales de 2010, la producción de petróleo del campo Rubiales se incrementaría en 60.000 bpd adicionales, lo que requeriría “Nuestra meta firme es elevar el potencial de producción de los activos”, aseguró Enrique Laya, Gerente de Proyectos de Pacific Stratus Energy al referirse a la producción de petróleo en Colombia acudir de nuevo al antiguo sistema de transporte de crudo por camiones aún Enrique Laya y Alejandro Ospina, Pacific Stratus Energy teniendo el Oleoducto de Los Llanos 100% operativo

El gas de Colombia

P

Con perspectivas para la exportación

acific Rubiales Energy, es una compañía de petróleo y gas basada en Canadá con un enfoque de operaciones en Colombia, país en el que posee dos unidades de negocios, una es Pacific Stratus Energy, focalizada en la explotación de gas; y otra denominada Meta Petroleum Limited, enfocada en crudos pesados. Enrique Laya, Gerente de Proyectos de Pacific Stratus, dijo que la compañía ha puesto gran empeño y esfuerzo en la explotación del gas para el consumo interno en Colombia, no obstante actualmente se encuentra en etapa de planificación un nuevo proyecto con miras a la exportación de este producto, con el objetivo de diversificar el mercado del gas hacia Centroamérica y el Caribe. “Los detalles firmes sobre este plan se darán a conocer en el segundo trimestre de 2010” aseguró. 22

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Alejandro Ospina, Gerente de Comercialización, señaló en este sentido que Pacific Stratus, posee un activo muy importante, el campo La Creciente, “que en la actualidad está próximo a representar el 10% de la producción total de gas de Colombia, esto nos lleva a tener una perspectiva en el corto plazo de poner en el mercado la mayor cantidad de gas en las mejores condiciones comerciales posibles”.

El negocio del gas Para Pacific Stratus explotar el gas en Colombia va más allá de un simple negocio en el que se obtiene una lucro por su comercialización. “Nosotros vemos en el proyecto de exportación una señal de expansión del mercado del gas en Colombia, que si bien se encuentra en crecimiento, no se perciben incrementos de demanda considerables en el corto plazo como para justificar la in-

corporación de importantes reservas”, argumenta Ospina. El mercado del gas en Colombia tiene una particularidad, es altamente dependiente del consumo térmico, pues 40% del gas se dirige a ese sector. Ello va atado directamente al factor estacional, es decir, se producen períodos en los que hay picos de generación eléctrica y ello repercute en un incremento importante en la demanda de gas. Sin embargo, explica Ospina, una vez que la tensión se disipa, se presentan los problemas para comercializar el gas “y es allí donde la exportación juega un papel importante”. Otro factor a considerar es la logística para transportar tanto crudo como gas hacia los puntos de consumo. Enrique Laya explica que si bien la construcción del Oleoducto de Los Llanos, ODL, está transportando a una fracción de su capacidad, “nos encontramos con un tema co-


yuntural, que es llevar estos crudos hacia la Costa Atlántica, lugar donde se localizan los puertos de exportación”. Con el gas sucede algo similar, pues la capacidad de producción de la compañía en el campo se restringe por la capacidad de las troncales de transporte de gas existentes en el sector de la costa en Colombia. En Colombia, ¿la balanza de Pacific Rubiales se inclina hacia la explotación de crudo pesado o gas? La primera acotación de Alejandro Ospina a esta pregunta, es que es un tema dinámico. Apenas a principios del año pasado, durante la caída de los precios del petróleo, el gas tuvo un peso importante en la balanza comercial de la compañía, dijo. Por otra parte, con la recuperación de los precios y el impulso que la compañía le ha dado a los crudos pesados, no cabe duda que éstos tienen un mayor protagonismo, sobre todo por los enormes yacimientos hallados, y cuya delimitación demuestra que cada vez son más grandes; además el petróleo está hoy muy bien remunerado y no tiene problemas de comercialización. En cambio al hablar de gas, nos encontramos con un escenario en el que nuestras reservas probadas en términos de equivalencia son mucho menores que las de crudo, la incorporación de nuevas reservas luce riesgosa por los elevados costos de perforación de pozos de gas y adicionalmente su precio equivalente sigue siendo menor.

Petróleo: la meta es elevar el potencial de producción de los activos Siendo la producción de petróleo el plato fuerte para la compañía, no podíamos dejar de lado el tema. Al respecto los gerentes contrastaron la producción que tenía Colombia en el rubro en 2008 y que rondaba los 530.000 bpd, en comparación con los 740.00 bpd que alcanza hoy y a los cuales Pacific Rubiales pretende incorporar 80.000 bpd adicionales durante este año. “Por ello nuestra meta firme es elevar el potencial de producción de los activos”, dijo Enrique Laya. La producción en el campo Rubiales se realiza a través de pozos perforados horizontalmente, que en promedio producen entre 2.000 y 3.000 bpd, estos ge-

neran altos niveles de corte de agua cercanos al 85%, “por lo que se ha pensado como opción desarrollar un distrito de riego para aplicaciones agrícolas al lado del campo” añadió Ospina.

transportar crudo, pues estamos previendo congestión en la producción a partir del cuarto trimestre de 2010 aguas abajo del ODL, y seguramente para seguir creciendo de acuerdo a las metas previstas por Pacific, tendremos que acudir de nuevo al antiguo sistema para transportar al menos 60.000 bpd.

¿Pacific Rubiales pensó qué iba a hacer con las fuentes de trabajo que generaban los carro tanques transportadores del crudo del campo Rubiales, antes de la inauguración del ODL? ¡Claro, sí lo pensamos! - aseguró Ospina. De hecho tenemos planteado un escenario para este fin de año, en el que aún usando el ODL a toda su capacidad, tendríamos que emplear de nueAlejandro Ospina, Gerente de Comercialización de Pacific Stratus Energy vo todos los ca- señaló que el proyecto de exportación de gas le permitirá a la compañía rro tanques para tener presencia activa en mercados internacionales

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Reporte 3 - 6 de Mayo, Reliant Park, Houston, Texas, USA

En el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), serán reconocidas nuevamente las tecnologías más innovadoras en exploración y la producción costa afuera. Trece nuevas tecnologías seran distinguidas en la edición 2010 del “Spotlight on New Technology”

Spotlight on New Technology

L

a Offshore Technology Conference reconoce cada año las tecnologías innovadoras mediante su programa exclusivo “Spotlight on New Technology Award”. Este programa de premios es exclusivamente para los expositores de la OTC y está diseñado para mostrar las tecnologías más recientes y avanzadas que están liderando la industria en el futuro. Los criterios de selección para esta premiación son la novedad, innovación, aplicación probada, interés para la industria e impacto en las operaciones. En esta nueva oportunidad, recibirán el reconocimiento las siguientes compañías por sus desarrollos tecnológicos:

• ­MH MDDM 1000 AC™ El top drive de Aker Solutions MDDM 1000™ es la primera verdadera máqui-

na de perforación modular tipo derrick (MDDM) que cumple con los requisitos de perforación de sexta generación. Está diseñada para cumplir las especificaciones muy estrictas del 99,9% de tiempo de funcionamiento por año. Su novedoso concepto modular brinda mayor facilidad para reemplazar los módulos individuales, reduciendo el curso crítico de la operación, así como el tiempo de reparación de días a horas y de horas a minutos. Cuando una parte específica de los módulos se descompone, puede ser sustituida sin interrumpir otros sistemas top drive. El tiempo de inactividad por revisiones e inspecciones anuales de la ruta de carga se reduce, lo que normalmente sólo puede ejecutarse fuera de línea o durante el desplazamiento del taladro. El diseño modular y el número de dispositivos de conexión rápida también reduce su tiempo de ensamble y despliegue. Además ofrece máximo tiempo de funcionamiento, rendimiento, mayor seguridad y eficiencia durante la perforación en alta mar.

• ­FlowCAT™ Wireless Safety Valve System Las válvulas de seguridad controladas desde la superficie (SCSSVs) están propensas a fallas debido a

taponamiento o fugas en la línea de control hidráulico. La solución correctiva más común consiste en instalar una válvula de seguridad controlada bajo la superficie (SSCSV), tal como un estrangulador de tomentas (storm choke), que están directamente influenciadas por el cambio en las condiciones del pozo, tales como altas tasas de flujo, baja presión, o por bolsas (slug) de agua y por tanto son notoriamente impredecibles en funcionamiento. Además, no se pueden controlar desde la superficie y no son a prueba de fallas, que no es deseable desde el punto de seguridad y control de pozo. Desarrollado con el apoyo de Petrowell Ltd, el FlowCAT es un nuevo sistema de válvula de seguridad de control inalámbrico que se puede ajustar en un pozo usando equipos y procedimientos de intervención mediante líneas de arrastre convencionales. Por ser controlable desde la superficie y tener un diseño cerrado a prueba de fallas, FlowCAT ofrece ventajas tanto funcionales como de seguridad superiores a las soluciones existentes de SSCSV. El sistema además viene a ser una solución retroajustable donde no ha sido instalada alguna línea de control hidráulico, y donde se pueda requerir la instalación de una columna capilar para fines de inyección de espuma, al ofrecer la oportunidad de liberar la línea de control hidráulico. FlowCAT marca la introducción de una alternativa más controlable y predecible en válvulas ambientales o tipo storm choke, reduce al mínimo la producción diferida y aumenta la seguridad de los pozos.

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• ­Self Configuring MPM - Multi Phase Meter Este medidor multifásico de FMC emplea la tecnología de tomografía para mejorar significativamente la exactitud y

rango de las mediciones en aplicaciones topside y submarinas. Su función de auto calibración representa un cambio de avance en medidores multifásicos convencionales. Esta nueva característica se logra mediante la aplicación de una nueva función de medida de la salinidad en combinación con la verificación de la propiedad del fluido in-situ. El medidor MPM trabaja de igual modo en aplicaciones multifase y wetgas, para las fracciones de vacío de gas y corte de agua de 0 a 100%. Emplea con precisión la tecnología patrocinada de banda ancha 3D, lo que ayuda rápidamente a determinar cómo el líquido y el gas se distribuye por toda la tubería, y al mismo tiempo determina las tasas del caudal de petróleo, gas y agua. Para los regímenes de flujos acumulados, el medidor MPM cambiará automáticamente hasta cinco veces por segundo entre los modos multifase y wetgas, acortando un vacío antes no cubierto por los medidores multifásicos. El medidor ha sido calificado mediante el riguroso proceso DNV RP-203, con una impresionante presión de trabajo de 15.000 psi y una temperatura de trabajo 480 °F. Su diseño le permite operar a 11.500 pies de profundidad de agua.

• ­GeoTap® IDS

Hasta ahora, la adquisición de muestras de fluidos de formación sólo fue posible mediante líneas de cable (wireline).

El nuevo sensor InSite® GeoTap IDS de Sperry Drilling revoluciona la industria al permitir que las muestras de los fluidos del yacimiento por primera vez sean recuperadas con la tecnología de registro mientras se perfora (Logging While Drilling, LWD). Ofrece captura oportuna en el fondo del pozo, la recuperación en superficie e identificación de múltiples muestras de fluidos de formación con mínima contaminación. Eliminando el tiempo asociado al muestreo con línea de cable (wireline), el sensor puede adquirir múltiples muestras de fluido en cuestión de horas, en lugar de días, de la perforación de la formación. Con la incorporación del GeoTap® IDS, Halliburton ahora suma nuevas capacidades de pruebas de formación mientras se perfora, para optimizar la ubicación del hoyo y alcanzar una producción máxima sobre la vida del yacimiento. En entornos de alto costo, tales como pozos de exploración en aguas profundas, existe un valor significativo con la eliminación de viajes de herramientas de muestreo mediante líneas de cable. Además, cuando las muestras se toman durante la perforación, la contaminación de la formación por los fluidos de perforación es mucho menor, los tiempos de aspiración tan extendidos para muestras limpias se reducen considerablemente en comparación con las líneas de cable. Los datos más valiosos se recuperan rápidamente, se mejora la toma de decisiones durante la perforación del yacimiento y permite soluciones más oportunas.

• ­Ultra High Temperature Subsea Control Fluid, Oceanic – XT900 MacDermid Offshore Solutions desarrolló el fluido de control hidráulico submarino Oceanic XT900, con capacidad de alcanzar una temperatura dentro del pozo de 220 °C (428 °F). Estos fluidos de control de la producción entregan energía para operar válvulas de seguridad dentro del pozo, facilitando el flujo de petróleo y gas desde los yacimientos. Fue probado durante seis meses a 220 °C y ha sido calificado de acuerdo al estándar de la industria para los fluidos de control submarino, ISO 13628-6 Anexo C. Es biodegradable y permite el desarrollo sostenible de los pozos de temperatura ultra elevada en yacimientos que antes eran inaccesibles para los fabricantes de equipos y operadores. El impacto económico total de esta tecnología es conocida sólo por los operadores, y podría impactar significativamente el valor y acceso a yacimientos conocidos en la actualidad. El fluido Oceanic XT900 es una extensión de la línea de productos Oceanic HW (high water) de MacDermid Offshore Solutions, líder en la industria de fluidos con productos ecológicos desde 1979.

• ­Rapp Hydema Liquid-Cooled Electric Motor El motor eléctrico de líquido refrigerado Rapp es el primero diseño en su tipo, recién patentado. Se utiliza para la alimen-

tación de tornos u otras máquinas en aplicaciones exigentes en alta mar y en la industria marina en general, por lo que es a prueba de agua y 100% encapsulado. Los motores están en la mayoría de los casos montados en una caja de cambios fabricada por Raap para unidades multi-motor y conducidas por convertidores de frecuencia variable. El concepto único de este nuevo diseño es la circulación del líquido refrigerante a través de las piezas giratorias y los bobinados internos, dando facilidad para una refrigeración óptima y el pleno control de la temperatura del bobinado. Debido a esta facilidad de refrigeración, el motor puede proporcionar hasta tres veces más tiempo de rotación continua y potencia que los motores comparables enfriados por aire del mismo tamaño. El calor interno desarrollado dentro del motor se elimina mediante intercambiadores de calor enfriados por aire o agua, conectados externamente al sistema de circulación del líquido refrigerante. La otra ventaja es la facilidad de generar 100% de rotación continua a velocidad cero (punto muerto) o muy baja velocidad la cual es requerida por sistemas de tensión constante (CT) y de compensación activa de movimiento (AHC), especialmente cuando se trabaja continuamente las 24 horas de la semana. 8 También se puede utilizar en sistemas de una sola unidad y se conecta a cualquier tipo de cajas de cambio para otras aplicaciones de tornos Rapp. MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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...Reporte

• ­Reelwell-Telemetry System Reelwell ha desarrollado un nuevo y único tipo de sistema de tubería de perforación con telemetría en tiempo real, que

ofrece dos vías de comunicación de datos de alta velocidad hacia las herramientas MWD / LWD en el fondo de pozo, y además la posibilidad de transferir grandes cantidades de energía eléctrica a estas herramientas. El sistema fue originalmente desarrollado con la combinación del método de perforación Reelwell (RDM) mediante el uso de tuberías de perforación duales como conductores eléctricos, sin embargo, el sistema es igual de beneficioso para la perforación convencional. Se basa en dos sartas de perforación concéntricas y cuenta con un diseño de conexión único que se monta en las cajas de herramienta de la tubería de perforación y una avanzada tecnología de transreceptores que envía y recibe datos del sensor. El sistema de conexión permite tres funciones importantes en un diseño que ahorra espacio y altamente robusto: aislamiento eléctrico, un sello de alta presión y baja impedancia eléctrica. No hay piezas que sobresalen de la tubería de perforación, por lo que puede ser manejado como cualquier otra tubería de perforación. Los transceptores utilizan las tecnologías de procesamiento de señales digitales para optimizar la transmisión. Los datos a ser enviados son despedidos por la duplicación y la intercalación, tanto en el tiempo como en la frecuencia; esto hace el sistema inmune a todas las fuentes de ruido. La alta banda ancha de datos permite el monitoreo continuo de cualquier combinación de sensores en el fondo del pozo.

• ­SenTURIAN Subsea Landing String Electrohydraulic Operating System El sistema de sarta de aterrizaje submarino con funcionamiento electrohidráulico SenTURIAN de Schlumberger está diseñado

para operar desde embarcaciones con posicionamiento dinámico, en ambientes de aguas profundas, alta presión y alta temperatura. Es un sistema más corto y de flexibilidad modular que permite la completación segura, confiable y eficiente, así como también la limpieza y pruebas de pozos desde embarcaciones que operan a profundidades de agua de hasta 15.000 pies. El sistema es el primer y único sistema con elevación diseñado y certificado según la norma IEC 61508 SIL 2 para los sistemas de seguridad, de la International Electrotechnical Commission. Además, el diseño permite el cumplimiento de la norma ISO 13628 proporcionando redundancia electrónica y lectura de la presión para cada función submarina. SenTURIAN es el primer sistema de sarta de aterrizaje en emplear mandriles intercambiables y acumuladores de presión balanceada, lo que permite combinar el control submarino y los módulos de acumuladores en un solo ensamblaje. El montaje es 50% más corto que otros sistemas, mientras que proporciona resistencia a la tensión, presión nominal y la salida hidráulica para las operaciones en aguas someras y en aguas ultra profundas.

• ­subC-racs El sistema de supervisión de la condición anular

de la tubería ascendente subC-racs, desarrollado conjuntamente por Schlumberger y Total, es un

sistema automatizado para el monitoreo de la integridad flexible de la tubería ascendente y de las emisiones de descarga. Sus funciones principales son medir el espacio libre (seco) del anular y las tasas de vapor de agua y gas. Proporciona un control continuo del flujo de descarga y es fácilmente instalado en línea con sistemas de descarga en la superficie. La composición del gas y vapor de agua atrapado puede ser analizada para favorecer las evaluaciones operacionales y de integridad apoyo. Las tendencias en el espacio libre, los caudales y composiciones proporcionan datos vitales para la evaluación de la integridad de varios controladores de fallas del sistema de la tubería ascendente. El sistema subC-racs permite el monitoreo continuo y la rápida identificación de las tendencias que surgen en el anular de la tubería ascendente, antes de la sospecha de daños por fatigas.

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• ­Thermotite® ULTRA™ Los materiales de aislamiento “húmedo” para sistemas submarinos se han enfocados en espumas de poliuretano,

polipropileno y sintéticas. Estos materiales se utilizan ampliamente, sin embargo, tienen una serie de limitaciones, cada vez más evidentes, y los requisitos para el continuo desempeño del sistema se han hecho más exigentes. Los termoplásticos de estireno se han utilizado como materiales de aislamiento durante muchos años debido a su baja conductividad térmica intrínseca. La avanzada tecnología de mezcla proporciona materiales con espumabilidad excelente, buena ductilidad, alta tolerancia a impactos y propiedades térmicas únicas. En 2007 se inició un programa de desarrollo de sistemas de aislamiento de tuberías costafuera sobre la base de aleaciones de estireno, teniendo en cuenta el rendimiento térmico y mecánico, así como la disponibilidad y alcance global para la adaptación del sistema. El reto consistió en desarrollar sistemas de micro-esfera libres con mejores propiedades térmicas, capacitados para su despliegue submarino utilizando todos los métodos de colocación. Este programa incluye sistemas de uniones compatibles en campo y está a punto de completar una familia totalmente nueva de formulaciones de estireno para el aislamiento térmico submarino conocida como Thermotite® Ultra™, propiedad de Bredero Shaw.

• ­TST CFU - Compact Flotation Unit TS Technology introdujo una nueva generación de Unidad de Flotación Compacta (CFU), que consiste es un aparato de presión vertical diseñado para manejar la mezcla de petróleo y gas, y agua, en todas las etapas del proceso de tratamiento a fin de asegurar bajo contenido de petróleo en el agua antes de ser vertida o re-inyectada. Esta nueva generación de CFU es un solo aparato de alto rendimiento. Su tecnología se basa en principios de flotación mediante el cual las partes internas especiales crean pequeñas burbujas de gas que se unen con pequeñas gotitas de petróleo y que contribuyen al proceso de separación. El proceso de flotación se mantiene gracias a la evolución de los gases disueltos y/o gas adicional inyectado dentro del alimentador de agua. Las gotitas de petróleo y las burbujas de gas se mezclan entre sí, y debido a la baja densidad de esta mezcla, el petróleo y el gas son separados fácilmente en el recipiente. El diseño especial de las partes internas del recipiente permite que este proceso se repite en varias etapas, cuyo número depende de la aplicación donde será utilizada la tecnología. En comparación con la tecnología existente esta nueva unidad puede manejar muchas más pequeñas gotitas de petróleo, incluso, hasta de una micra puede remover.

• ­Hydra-Cell T80 Series “Packing-Free” Triplex Pumps Las bombas de diafragma triple y sin sello Hydra-Cell Serie T80 de Wanner Engineering están diseñadas

para reemplazar las bombas de émbolo y sus problemas asociados. Las bombas de la serie T80 proporcionan cero fugas; pueden funcionar en seco sin sufrir daños; funcionará con una línea de succión cerrada o bloqueada, y pueda bombear efectivamente los líquidos abrasivos. La T8045, la primera de esta serie de bombas, tiene un caudal de 1500 BPD a una presión de 3000 PSI. Muy pronto serán lanzadas las T80100 (3200 BPD a 1440 PSI) y T8030 (1000 BPD a 4500 PSI). Su innovadora tecnología permite a esta serie de bombas competir con las tradicionales bombas de pistón en rendimiento y costo, con la eliminación del embalaje y el desgaste del émbolo, las fugas, la lubricación externa y las emisiones - lo cual reduce los costos de administración y mantenimiento y garantiza un vida útil más larga que sus contrapartes embalados. La serie T80 emplea diafragmas asincrónicos, hidráulicamente balanceados con un sistema de válvulas patentado que permite a los diafragmas acoplarse hidráulicamente hacia el desplazamiento de los émbolos sin necesidad de acoplamiento mecánico. El Hydra-Cell opera desplazando el petróleo con tres émbolos, y el petróleo flexiona los diafragmas contra el fluido para ser bombeado, lo que elimina las preocupaciones ambientales de las bombas de émbolo.

• ­SeaPAR

SeaPAR (Sea Radio Acoustic & Power) es la primera unidad de energía y de datos inalámbrica y sub-

marina del mundo que incorpora una frecuencia de radio con corto alcance y alto ancho de banda, una frecuencia de radio de medio alcance y bajo ancho de banda y una comunicación acústica de largo alcance y bajo ancho de banda, así como capacidades de navegación y localización. La unidad se distingue además por una función de carga inductiva. Proporciona energía y datos inalámbricos a los sensores, registradores de datos, sistemas de control y para la conexión AUV inalámbrica. SeaPAR está diseñado para ser conectado a una serie de sensores y activos submarinos (tanto fijos como móviles) para favorecer una óptima comunicación inalámbrica en el agua y en una variedad de situaciones. En el otro lado de la línea de comunicación inalámbrica, unidades existentes WFS (de alto ancho de banda Seatooth®, o bajo ancho de banda Seatext®) se pueden instalar, por ejemplo, a un ROV; se puede usar una gama de unidades acústicas, u otra unidad SeaPAR. Las tecnologías WFS están contratadas con varios proveedores de acústica para asegurar la compatibilidad con la más amplia gama de sistemas acústicos. La capacidad de carga inductiva significa que las unidades (u otros dispositivos, tales como los sensores a los que están conectados) se pueden recargar sin intervención física, eliminando así problemas de confiabilidad en la conexión submarina. MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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Optimización del posicionamiento de pozos horizontales para la explotación de petróleo pesado -

Jaime Cuadros, Mansarovar Energy Colombia; y Guillermo Cuadros, Schlumberger

El mapeo de límites de capas en tiempo real está posibilitando el posicionamiento preciso de pozos horizontales en el Campo Girasol, situado en Colombia, ayudando a reducir los costos de perforación

En comparación con los pozos verticales o levemente desviados,

los pozos horizontales pueden producir a tasas más altas, con factores de recuperación más elevados, y con un uso más eficaz del vapor en los proyectos de recuperación de petróleo pesado térmicamente asistidos. Sin embargo, los yacimientos de areniscas someras, delgadas y friables del Campo Girasol plantean diversos desafíos al momento de ubicar con precisión pozos horizontales. En este campo se han utilizado registros de lectura profunda electromagnética direccional para mapear los límites de capas en tiempo real, posibilitando el posicionamiento de los pozos dentro de los objetivos propuestos a pesar de las variaciones imprevistas en la geometría de los yacimientos y la litología. En combinación con una medición continua de la inclinación cerca de la broca y un proceso efectivo de geonavegación, esta tecnología ha logrado un promedio de 96% de arena productiva y minimización del riesgo de perforar sidetracks para compensar intervalos perforados dentro de zonas no productivas. Los datos iniciales indican que los pozos horizontales perforados en el Campo Girasol representarían un mejoramiento de hasta siete veces en las tasas de producción comparado con pozos levemente inclinados de campos adyacentes.

El Campo Girasol El Campo Girasol, operado por Mansarovar Energy, se encuentra ubicado en la Cuenca del Valle del Magdalena Medio en Colombia. El campo está compuesto por una secuencia somera de sedimentos de origen fluvial, cuyas areniscas contienen petróleo pesado de entre 11 y 13° API. Los objetivos principales

son cinco yacimientos apilados de areniscas no consolidadas, cuyo espesor varía entre 4.5 y 10 m [15 y 35 pies].

Recuperación térmica Los campos vecinos con características similares a las del Campo Girasol, están siendo explotados mediante técnicas de recuperación térmicamente asistida con estimulación cíclica de vapor (CSS o Huff and Puff), aplicadas en pozos verticales o desviados. En la técnica CSS se emplean los mismos pozos tanto para la inyección de vapor como para la producción. En primer lugar, se inyecta vapor durante un período—habitualmente varias semanas—para aumentar la temperatura del yacimiento y reducir la viscosidad del petróleo. Luego, el flujo se invierte para producir petróleo pesado del mismo pozo. Este cambio de roles continúa en forma cíclica a lo largo de toda la vida económica del sistema de producción. Campos vecinos de características similares a las del Campo Girasol son explotados a través de pozos de hasta 40° de inclinación. Si bien estos pozos son relativamente económicos de perforar, habitualmente generan alrededor de 40 b/d con producción primaria (en frío) y 100 b/d después de la inyección de vapor. Los pozos horizontales pueden entregar tasas de producción significativamente más altas y además proporcionar factores de recuperación más elevados, una distribución más eficiente del calor a través de todo el yacimiento y un proceso más eficaz de drenaje, especialmente en las formaciones de poco espesor. A pesar de los mayores costos iniciales de perforación, los pozos horizontales colocados correctamente pueden representar un valor superior. En consecuencia, Mansarovar decidió utilizar

Figura 1: Ejemplo del ajuste del modelo de geonavegación basado en las distancias calculadas a los límites de formación. Los puntos rojos de la sección inferior corresponden a la base del yacimiento según el mapeo realizado por la herramienta

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Figura 2 .- En este ejemplo, la herramienta PeriScope detectó un cambio de facies por debajo de la trayectoria del pozo. Como resultado, el pozo pudo colocarse cerca la lutita inferior; hasta 20 pies por debajo de lo planificado

pozos horizontales desde las primeras etapas del plan de desarrollo del Campo Girasol.

Desafíos en el posicionamiento de pozos horizontales Estudios llevados a cabo en campos similares, indican que los niveles máximos de producción de petróleo se obtienen cuando los pozos horizontales se colocan cerca de la base del yacimiento. Por otro lado, la relación vapor-petróleo acumulado (CSOR) es menor cuando los pozos se encuentran ubicados cerca de la base del yacimiento, lo cual significa que será necesario inyectar una menor cantidad de vapor para producir un volumen determinado de petróleo. Por esta razón, en el Campo Girasol el objetivo ha sido colocar los pozos horizontales hasta 3.3 m [10 pies] encima de las lutitas basales de cada yacimiento. El modelo geológico para el plan de desarrollo inicial del campo se basó en datos sísmicos limitados y en algunos pozos de evaluación vecinos, los cuales indican la probable presencia de factores de incertidumbre geológica tales como cambios locales de buzamiento, fallas subsísmicas, variaciones de facies laterales o verticales y presencia de lentes con alto contenido de arcilla. Las técnicas de geonavegación convencionales por lo general no logran identificar tales cambios imprevistos con la anticipación suficiente para adoptar medidas correctivas a tiempo. Para optimizar el posicionamiento de los pozos horizontales en los yacimientos de areniscas de poco espesor se necesitaba un enfoque proactivo basado en mediciones de LWD (logging-while-drilling) obtenidas en tiempo real.

Un servicio de geonavegación proactivo Las sartas de perforación (BHA) utilizadas en la geonavegación de los 24 pozos horizontales perforados hasta la actualidad en

el Campo Girasol incluyeron el sistema de mapeo de límites de capas PeriScope*. Esta tecnología de LWD provee mediciones de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda, las cuales son utilizadas para calcular la distancia y orientación de los límites formacionales hasta 6.4 m [21 pies] del pozo, 360° alrededor de éste. Estas mediciones transmitidas a la superficie en tiempo real, combinadas con software y procesos especializados, permiten el mapeo de los límites de formación perforada independientemente de la anisotropía y el buzamiento. Durante la geonavegación, los ingenieros especialistas en posicionamiento de pozos y los perforadores direccionales de Schlumberger trabajaron en conjunto con los geocientíficos y los ingenieros de yacimientos y perforación de Mansarovar para tomar decisiones proactivas orientadas a optimizar el posicionamiento de los pozos. El centro de comando de las operaciones de geonavegación se instaló en la ciudad de Bogotá, y con el uso de aplicaciones de colaboración remota vía Internet se permitió que los integrantes de los equipos involucrados, ubicados en diferentes locaciones, visualizaran los procesos de geonavegación y los resultados de la interpretación, facilitando su interacción para la toma de decisiones.

Desafíos de la construcción de pozos El proyecto requirió la perforación de una serie de pozos horizontales lateralmente paralelos, espaciados aproximadamente 150 m [490 pies] a través del campo, manteniendo constante su separación lateral para minimizar la interferencia entre pozos y optimizar el drenaje del yacimiento. Cada localización de pozo posee hasta tres pozos horizontales a diferentes profundidades, ubicados verticalmente para drenar uno de los yacimientos de interés. Los yacimientos se encuentran situados a una profundidad MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

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...Tecnología

Figura 3 .- Extensión horizontal y relación entre extensión productiva neta y total navegada de los pozos perforados en el Campo Girasol con el uso de PeriScope

vertical (TVD) que oscila entre 340 y 490 m [1,100 pies y 1,600 pies] por debajo de la superficie, y cada uno de los tramos laterales posee una extensión (profundidad medida o MD) que varía entre 370 y 720 m [1,200 y 2,350 pies]. Debido a la profundidad somera de los yacimientos, la colocación de los pozos horizontales en el Campo Girasol requirió trayectorias direccionales agresivas dentro de formaciones generalmente muy friables. El incremento de inclinación de 0° a 90° con una broca de 12¼ pulgadas, demandó patas de perro (DLS) de entre 5 y 8°/100 pies. La planeación precisa de las trayectorias de los pozos y los diseños de los BHA fueron cruciales para alcanzar los objetivos y dejar lugar para las correcciones basadas en los datos de LWD obtenidos en tiempo real. El zapato de entubación tras el aterrizaje de los pozos se asentó usualmente dentro de la lutita, a aproximadamente 0.3-0.6 m [1-2 pies] por encima del tope de los yacimientos de arenisca, para evitar que su inclinación cayera por efecto de la fuerza de gravedad en una formación friable, y a su vez lograr una mejor cementación. Los pozos horizontales se navegaron en formaciones con 2 a 3 grados de buzamiento aparente opuesto a la dirección de los pozos, lo cual hizo que sea aún más esencial lograr el aterrizaje preciso de los pozos ya que de quedar el zapato de entubación con baja inclinación podría significar la necesidad de altas patas de perro al inicio de la geonavegación que comprometiesen el completamiento del pozo, o el riesgo de perforar fuera del yacimiento. La estrategia de desarrollo del campo contempló hasta nueve pozos horizontales por locación, requiriendo que la precisión del posicionamiento sea esencial para evitar el riesgo de colisión entre los pozos o interferencia entre pozos paralelos posicionados dentro de la misma formación.

Campaña de perforación de pozos horizontales Los beneficios obtenidos con el sistema de mapeo de límites de capas PeriScope durante la fase inicial de evaluación hicieron que este servicio se convirtiera en un punto de partida para la campaña de perforación subsiguiente, en la cual Mansarovar optó por utilizar los motores PowerPak* para el direccionamiento en la sección lateral. Para reducir las incertidumbres asociadas con la posición de la broca durante la perforación, se incluyó una herramienta que proporciona mediciones continuas de inclinación cerca de la broca, tanto en hueco abierto como dentro del revestimiento. 30

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La herramienta de mapeo de los límites de capas ha posibilitado la perforación de un total de 44,170 pies en 24 pozos horizontales navegados en el Campo Girasol con tasas de penetración instantánea de hasta 1,100 pies/hora. Algunos pozos han sido extendidos hasta 60 m [200 pies] dado que la broca aún se encontraba dentro de la formación productiva. La longitud media de estos pozos ha sido de 1,904 pies, posicionados en areniscas ubicadas entre 1,100 y 1,600 pies TVD.

Incremento de la producción Las tasas de producción de petróleo de los pozos horizontales perforados en el Campo Girasol dependen de factores tales como la longitud de la sección lateral, las propiedades de las areniscas perforadas y la posición de los pozos dentro de la formación. Los datos iniciales indican que los pozos horizontales del Campo Girasol producirían aproximadamente 100 b/d con producción primaria (en frío) y hasta 700 b/d después de la inyección de vapor, mientras que en los pozos levemente inclinados podría esperarse entre 40 b/d y 100 b/d, respectivamente.

Colocación precisa a un costo reducido Durante el transcurso de la campaña y hasta la fecha, las prácticas de planeación y ejecución empleadas se tradujeron en un ahorro de costos del 8.5% y una relación entre la zona productiva neta y la total navegada de 96%. Hasta la fecha, el uso del servicio PeriScope se ha asociado principalmente a sistemas avanzados de perforación direccional y con ambientes de perforación de altos costos. Sin embargo, se ha demostrado que este servicio agrega valor a una amplia variedad de proyectos. La inversión destinada a la optimización del posicionamiento de los pozos dentro del yacimiento, al utilizar una tecnología que permite mapear los límites de formación en tiempo real, se amortiza a través del mejoramiento de la recuperación de petróleo y del incremento de la producción resultante. Por otro lado, se pueden lograr ahorros sustanciales si se minimiza el riesgo de perforar sidetracks para compensar intervalos perforados dentro de zonas no productivas. Las mediciones de distancia a límites de capas no sólo posibilitan el mejor posicionamiento de los pozos sino que además pueden utilizarse para mejorar la precisión de los modelos geológicos, beneficiando el desarrollo de los campos petroleros en el largo plazo. *Marca de Schlumberger


Calendario

Gente

Tejas

Tejas Completion Solutions, Tejas, anunció el

nombramiento de Warren “Tracy” Fotiades como nuevo Chief Executive Officer. Con una amplia trayectoria como ejecutivo de ventas para el sector petrolero en Norte y Suramérica, Oceanía, Europa y África, Fotiades posee un respetada gestión en planificación estratégica, adquisiciones, desarrollo de personal, así como el diseño y aplicación de sistemas de calidad y mejoras de seguridad. Antes de unirse a Tejas en 2009, como Vicepresidente de Ventas y Marketing, se desempeñaba como Consultor de la Gerencia Ejecutiva de Borets, el mayor productor mundial de sistemas de bombeo electro sumergibles (ESP). Inició su trayectoria profesional en 1984 como técnico de ventas en Camco, donde llegó a ocupar altas posiciones, incluyendo Director del Hemisferio Occidental. Posteriormente ocupó la Vicepresidencia de Imeco (Venezuela), 1998 - 2002; Consultor de Ingeniería de Completación en Pemex, 2002 - 2003; Director de Ventas de Tesco Corp. en México, 2003 - 2004; Country Manager México de Superior Energy Services, 2004 - 2006. Fotiades posee una licenciatura en Finanzas de University of Southwestern Louisiana y un Master en Administración de Negocios de Sam Houston State University.

GL Noble Denton C hris Harding

2010

MAYO 03 - 06 – OTC 2010 - Houston, USA - www.otcnet.org/2010/ 11 - 12 – XIX Annual Latin American Energy Conference - The La Jolla Conferece La Jolla, CA, USA - www.iamericas.org/ 12 - 14 – VI Congreso Internacional Minería, Petróleo Energía Cartagena, Colombia - www.petroleum.com.ve/congresomineria.jpg 16 - 18 – Southwest Section AAPG Annual Convention Dallas, USA - www.dgs.org/en/cev/17/ 17 - 18 – Developing Unconventional Oil Conference & Exhibition - Denver, USA - www.hartduo.com/ 18 - 20 – Congreso de Producción del Bicentenario - Salta, Argentina www.iapg.org.ar/ 18 - 20 – SIS Global Forum 2010 - Londres, Reino Unido www.slb.com/ 24 - 26 – XIX Convención Internacional y VIII Exhibición Industrial del Gas - Caracas, Venezuela - www.venezuelagas.net 24 - 28 – INTERCORR 2010 - Fortaleza, Brasil - www.abraco.org.br/ Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

fue designado como nuevo Vicepresidente Ejecutivo para las Américas de GL Noble Denton, un proveedor de servicios técnicos de clase mundial para la industria de petróleo y gas. Desde el 1 de Abril Harding dirige todas las actividades comerciales de la compañía en los Estados Unidos y Canadá, Brasil, México y Trinidad & Tobago. Harding posee más de 30 años de experiencia en gestión de proyectos y desarrollo de negocios en el sector petrolero. En su nueva posición reportará al Presidente de GL Noble Denton, John Wishart, quien se mostró optimista respecto a los aportes que con su conocimiento integral del negocio y la región hará Harding, “para reforzar la oferta de servicios a los cliente en esta zona estratégica”. GL Noble Denton provee una amplia gama de servicios de diseño técnico, consultoría, y ejecución a las majors petroleras, operadoras independientes y compañías de E&P en la región. La combinación de alta ingeniería y experiencia práctica operativa en toda el ciclo de vida y segmentos de la cadena de suministro, le permite a la empresa proporcionar un auténtico asesoramiento en consultoría independiente a los clientes.

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“Coots” Matthews

N

acido el 23 de Abril de 1923, fue el segundo hijo de AD y Lucille Matthews. Del cariñoso juego de cosquillas en la barbilla “Cootsie, Cootsie Baby” de sus padres, surgió el nombre de “Coots” por el cual sería conocido el resto de su vida. Siempre aguerrido emprendedor, a la edad de siete años comenzó a trabajar repartiendo periódicos en Porter, Texas, su ciudad natal. Sus ahorros le permitieron comprar una bicicleta, gracias a la cual pudo añadir otros productos a su inventario de ventas. En 1941 se graduó en New Caney High School, donde a lo largo de los años destacó también como una estrella del deporte. Tras graduarse de secundaria, asistió a la escuela técnica NYA en Houston, donde recibió entrenamiento como maquinista e ingresó a trabajar en Reed Bit Company. Con la Segunda Guerra Mundial, en Octubre de 1942 Coots se enlistó en el United States Army Air Corps -luego Fuerza Aérea de los

ANUNCIANTES MAYO 2010 / No 244 / Petroleum

Halliburton...............................C.P Impact Solutions Group...............5 Magnum Oil Tools..........................2 NOMADS................................26 Ramde de Colombia Ltda. .................17 Repsol........................................7 Schlumberger..........................P.I Sugaca.....................................23 Tejas.....................................15 Wabash Power..........................31 Your Houston Connection...................11 2do Congreso de Crudos Pesados .......C.P.I

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El 31 de Marzo falleció otra figura del combate de fuegos en pozos petroleros, Edward Owen Matthews, conocido mundialmente como “Coots”. Un vanguardista de los métodos utilizados en extinción de incendios quien trabajó en más de mil proyectos durante más de cinco décadas de carrera. Toda una leyenda, cuya vida, como bien fue retratada en cientos de artículos, entrevistas e incluso películas, deja un importante legado, que será siempre recordado por quienes tuvieron la oportunidad de conocerle y convivir con él EE.UU.- y es enviado al “gunners’ school”, en Las Vegas, Nevada. Su clase fue seleccionada como reemplazo de bajas y pronto fue trasladado en el Queen Mary a Inglaterra, con 3.500 soldados americanos. Fue asignado al 96avo Grupo de Bombardeo en la base aérea de Snetterton-Heath, en las afueras de Norwich, Gran Bretaña. Participó en numerosas misiones y por su actuación fue galardonado con el Distinguished Flying Cross, un Corazón Púrpura, dos citas presidenciales y la amistad de un grupo de hombres que duraría toda la vida. En estas luchas afianzó su orgullo por su país. A su regreso a casa, asistió a la Universidad de Houston “durante tres días, hasta que me dí cuenta de lo estúpido que era”. El poco dinero lo envió de vuelta a buscar trabajo. En1947 se unió a Halliburton, donde trabajó durante diez años, primero como obrero, luego cementador y finalmente como operador de herramientas especiales. En esos años conoció a Red Adair (†7 de Agosto de 2004), miembro del equipo del pionero “oil well firefighter”, Myron Kinley, quien finalmente contrata a Coots. Allí entabla también amistad con Boots Hansen. Poco después, Boots dejó Kinley y Coots se unió a ellos. Su primer trabajo en Red Adair Company fue en Hull-Daisetta, Texas. La remisión vino de un viejo amigo de Coots de Halliburton. Una de los más dramáticas experiencias ocurrió en 1961 en el Desierto del Sahara. Un incendio se presentó en un pozo por la rotura de una tubería por la que escapaba gas a una velocidad superior a la del sonido. En un intento por cerrar la fuga bombeando lodo al interior, se produjo una violenta explosión que lo prendió. Fue denominado “The Devils Cigarette Lighter” - “El encededor del diablo”. Fueron necesarios cinco viajes de ida y vuelta desde Houston hasta el Sahara para montar todo el equipo necesario. Finalmente fue sofocado con ochocientos kilos de explosivos. Muchas fueron las vivencias de Coots y sus compañeros. La película “Los luchado-

En el set de la película de John Wayne en 1968 “Hellfighters”, Coots Matthews, Red Adair y Boots Hansen fueron asesores del director del filme

Los legendarios apaga fuegos Coots Matthews, Red Adair y Boots Hansen en una foto histórica al lado de Jorge Zajia, Editor de Petroleum, durante la OTC`99

res del infierno”, protagonizada por John Wayne, fue filmada en base a su trabajo en los campos petroleros. Coots colaboró como un asesor técnico. Coots trabajó para Red durante veinte años hasta que junto a Boots Hansen en 1978 funda su propia compañía, “Boots & Coots”, responsable de la recuperación y puesta en servicio de cientos de pozos en llamas en Kuwait, tras la Guerra del Golfo. En Julio de 1992 Boots y Coots vendieron la compañía que continúa llevando su nombre y siendo un líder en su sector. Luego de su jubilación, Coots Matthews convirtió su rancho en el oeste de Texas, en su nueva oficina y trabajo. También en la plaza de sus recuerdos más queridos con toda su familia y amigos.


Mayo 2010 - Petroleum 244  

La Revista Petrolera de América Latina

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