Julio 2014 - Petroleum 294 by Revista Petroleum

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Julio 2014

IN SITU

Nuevo Laboratorio de Weatherford en Colombia

ESCENARIO

LACPEC 2014 Global Petroleum Show

Tecnología

Indicador Integrado de Interés

Contenido

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Julio 2014 Año 30, Nº 294 Portada:

Trabajadores de la empresa mixta Petrowayuu, en el campo petrolero La Concepción, estado Zulia (Foto: Mirna Chacín)

IN SITU

Weatherford inauguró Laboratorio Integrado de Servicios en Colombia

El 5 de Junio se realizó la ceremonia de apertura de este nuevo centro que cuenta con equipos de avanzada, y desde el cual la empresa proveerá soluciones a nivel regional

Consideraciones Geomecánicas para la Estimulación de Fracturas en Reservorios No Convencionales

El 21 de Mayo en Bogotá se llevó a cabo este conversatorio patrocinado por Schlumberger en el marco de las conferencias organizadas por CAFE-SPWLA Sección Colombia Laboratorio de Análisis de Rocas y Fluidos

Carlos Colo, YPF; Néstor Saavedra, Ecopetrol- ICP; Jeff Spath, Schlumberger; Pedro Silva, Pemex E&P; Orlando Chacín, Pdvsa

Esquemático del Proceso de Estimación Probabilística del Indicador Integrado de Interés

SECCIONES 8 40 41 42

CUADRANTE CALENDARIO WAREHOUSE ÚLTIMA PÁGINA

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AIP celebró su 25 aniversario Tras una exitosa trayectoria, la compañía colombiana Asesoría en Ingeniería de Petróleos, AIP, ha logrado consolidarse como empresa suplidora de servicios en un mercado de alta exigencia, compitiendo con compañías nacionales e internacionales

INTERVIEW

Global Petroleum Show 2014 SPE Heavy Oil Conference –Canadá El GPS contó este año con más de 2.000 empresas expositoras y más de 60.000 asistentes en el Stampede Park de Calgary, en una jornada conjunta con el SPE Heavy Oil Conference – Canadá, atendida por más de 1.200 profesionales de la industria de los hidrocarburos

tecnología Indicador Integrado de Interés: Nueva Herramienta para Asignar Valor a Áreas de Exploración y Producción de Hidrocarburos

Por Martín Essenfeld, Consultor Internacional y Omar Medina, PetroNova, Colombia

Escenario

SPE Latin American and Caribbeam Petroleum Engineering Conference LACPEC 2014 Bajo el tema “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas” LACPEC puso en relieve la gran cantidad de reservas en la región de América Latina y el Caribe y su potencial de producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados, gas y líquidos

Colombia Energy Summit 2014 Los nuevos proyectos de expansión de energía en Colombia, con énfasis en las áreas de planificación, finanzas, operaciones, tecnología, infraestructura y construcción, fueron analizados en el marco de esta cumbre que congregó a cerca de 400 participantes de diferentes nacionalidades y 65 expositores

En este trabajo se integran en una sola herramienta, distintos segmentos para evaluar el “valor” de propiedades o parte de ellas, las cuales tengan expectativas para la exploración y producción de hidrocarburos

Roberto Aguilera “Cada yacimiento no convencional es un proyecto de investigación” El especialista de la Universidad de Calgary estuvo en Colombia compartiendo sus conocimientos invitado por ACIPET

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Tecnologías Emergentes en la Construcción de Pozos Petroleros Dentro de la amplia gama de tecnologías emergentes para la construcción de pozos, en este trabajo se mencionan algunas de alto impacto como la perforación con el revestidor, los sistemas de doble gradiente y el uso de las tuberías expandibles

sha Plan de Seis Pasos para una Remediación Ambiental Exitosa Una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa Por María Gabriela Requiz, Consultora Ambiental, Vepica

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Cornisa

Alto costo

de la gasolina barata Jorge Zajia, Editor

l gobierno de Venezuela ha manifestado públicamente que se debe reducir el consumo de combustible en unos 100.000 barriles diarios. Esto representa -en números redondoscasi 20% de los más de 600.000 bpd que ha señalado Pdvsa que se consumen actualmente. El Ministerio de Energía y Minas no ha dicho qué medidas instrumentaría para lograr ese objetivo, pero se ha revelado que se aplicará un racionamiento al consumo de vehículos particulares y muy tímidamente se ha hablado de la posibilidad de subir los precios de los combustibles, que en Venezuela son de los más baratos del mundo, según ha reconocido la misma presidencia de la República al señalar que el gobierno está subsidiando más del 90% de lo que vale y que en dinero contante y sonante supera los 20 mil millones de dólares. En esta misma página hemos sostenido que aumentar el precio de los combustibles en Venezuela para generar ingresos fiscales, es menos inflacionario y nocivo para su maltrecha economía que la devaluación del bolívar. Racionar el consumo de combustibles en el país petrolero por excelencia de América Latina y uno de los cinco mayores productores de petróleo del mundo, luce contradictorio y desnuda la incapacidad de sus gobernantes para diseñar políticas coherentes y estructuradas que, a la par de propiciar un consumo racional y un precio justo de los combustibles, generen un mayor bienestar y calidad de vida, que bien se merece la Nación venezolana en virtud de su formidable renta, producto de la explotación de un recurso que la naturaleza le ha prodigado con generosidad. No hace falta hacer un análisis profundo para darse cuenta que la solución al problema de fondo no es un racionamiento. Para ilustrar a quienes tienen la responsabilidad de ejecutar las políticas y las acciones pertinentes para tener éxito en la misión de reducir el consumo y aumentar los precios de los combustibles, queremos insistir en el hecho de que más allá del crecimiento del parque automotor venezolano y del consumo no racional, está la ya añeja y arraigada problemática del contrabando de extracción, lo cual es una realidad que conocemos -y sufrimos- muy bien quienes habitamos en las fronteras con Colombia, Brasil y el Mar Caribe.

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Esta es la pista que deben seguir quienes tienen en sus manos la búsqueda de soluciones, para comenzar a enfocar su acción en el meollo del asunto y permitir que los venezolanos puedan disfrutar de sus combustibles sin racionamiento, como lo disfrutan otras naciones que no tienen reservas de petróleo y gas, y no por ello les faltan los preciados carburantes. La solución a esta situación tan negativa para Venezuela no es sencilla. La diferencia abismal y dramática de los precios de los derivados del petróleo en uno y otro lado de las fronteras es un incentivo muy bravo que estimula este delito, que en la práctica se podría equiparar al negocio ilícito de los carteles de la droga. El principal beneficiario de la gasolina barata no es el pueblo, pues para empezar 80% de los ciudadanos “de a pie” dependen del transporte público, que consume menos gasolina y más diesel, al igual que el transporte de carga pesada. Ni siquiera son los propietarios de cerca de cuatro millones de vehículos particulares que configuran el llamado parque automotor venezolano -que de acuerdo a las cifras manejadas consumiría 30 litros diarios por vehículo- lo cual no se corresponde con el promedio diario real. No nos toca a nosotros sacar cuentas, pero la respuesta lógica a esa incongruente incógnita es el contrabando de extracción. A la hora de enfrentar esta situación con seriedad y firmeza, como debe ser, es ineludible revisar el tema del precio de los combustibles. Este es un punto complejo y profundo, pero se puede partir de la premisa de que los precios bajos no generan ni riqueza ni bienestar a un país. Venezuela es un ejemplo muy ilustrativo de este axioma. Entonces, por qué seguir con la congelación del precio de la gasolina, o seguir manteniendo un subsidio que en realidad priva a la Nación de tener mayores ingresos para ser reinvertidos en beneficio de todos. Hemos sostenido -y lo repetimos nuevamente-, que el aumento de los precios de los combustibles puede ser una formidable herramienta de desarrollo y progreso; pero ello debe ser producto de un estudio muy profundo que tome en cuenta todas las variables que influyen en una decisión de esta naturaleza. Escriba sus comentarios a: jzajia@petroleum.com.ve

EdicióN

Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Laura Albarracín, Redactora lalbarracin@petroleum.com.ve

COORDINACIÓN GENERAL

Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

Producción

Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN

Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve

Circulación

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

SUSCRIPCIONES

Arístides Villalobos / Cel: (58 414) 629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

ASESORES EDITORIALES

Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

FOTOGRAFÍA

Mirna Chacín www.mirnachacin.com

OFICINAS CENTRAL

Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve

CARACAS

Esteban R. Zajia / Marketing Manager Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve

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ECUADOR

César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32) 244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624 PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos. El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail. Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

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Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

La actividad estuvo orientada a respaldar a la Fundación Mueve Tu Mundo, la cual trabaja en favor de personas discapacitadas en el Putumayo

Los directivos de la Fundación: Norvall Newhan, Tecniambiente; Luis Valderrama, Independiente; Jorge Trujillo, Anadarko; Jorge Buitrago, Pacific Rubiales; Nelson Navarrete, Petroamerica; Hermes Aguirre, Halliburton; junto al ex-futbolista Ricardo Pérez, el “Gato”

l pasado 30 de Mayo se llevó a cabo el 2do. Torneo de Golf organizado por la Fundación Amigos Petroleros de Colombia, el cual contó con la participación de 144 jugadores y 54 compañías del sector que decidieron apoyar a la Fundación Mueve Tu Mundo, constituida desde 2011 en Orito, Putumayo, enfocada en la rehabilitación de discapacitados. La Fundación Amigos Petroleros fue creada con el fin de fomentar el esfuerzo individual de las personas vinculadas al sector petrolero, para así lograr mediante la integración un impacto social positivo. En tal sentido, en el cumplimiento de su misión, la institución proporciona ayuda económica a otras fundaciones abocadas a mejorar las condiciones sociales del pueblo colombiano. El evento deportivo se desarrolló en las instalaciones del Carmel Club, en Bogotá, reuniendo a representantes de las empresas Azabache Energy INC, Halliburton, Schlumberger, Weatherford,

Panthers Machinery, Tayrona Offshore Services y Axure Technologies, entre otras. En atención a su visión en materia de responsabilidad social y a su compromiso con la industria petrolera colombiana, Petroleum también brindó su respaldo a esta iniciativa. La junta directiva de la Fundación Amigos Petroleros la integran Jorge Buitrago, de Pacific Rubiales; Nelson Navarrete, Petroamerica; Norvall Newhan, Tecniambiente; Jorge Trujillo, Anadarko; Hermes Aguirre, Halliburton; Luis Valderrama, Ecopetrol y Ricardo Ortíz, National Oilwell Varco. El monto recaudado será destinado a la construcción de un centro de rehabilitación básico y a un proyecto auto-productivo que les permita ser auto-sostenibles en el tiempo. El centro abrirá sus puertas a pacientes de Orito y Puerto Asís, donde existen aproximadamente 900 personas discapacitadas, muchos de ellos por minas.

Indice de Anunciantes

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Julio 2014 / Petroleum 294

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Cuadrante

copetrol adelanta la reestructuración de su área administrativa. La Junta Directiva aprobó en sesión del 13 de Junio la creación de la Dirección General de Operaciones, la cual reportará directamente a presidencia y estará liderada por Camilo Marulanda López, actual gerente de Cenit. A la nueva área reportarán las Vicepresidencias de Negocios de la empresa (Desarrollo y Producción, Exploración, Downstream, y Transporte).

a Planta de Lubricantes Shell, ubicada en Valencia, Venezuela, cumplió en el mes de Mayo de 2014, 17 años sin incidentes de tiempo perdido. El Presidente de las Compañías Shell en Venezuela, Luis Prado, felicitó al personal por tan importante logro, que pone de manifiesto su compromiso con la salud de cada compañero de trabajo, la seguridad de las instalaciones industriales y la conservación del ambiente que rodea a esas facilidades operativas, consideradas modelo de excelencia operacional e integridad dentro del Grupo Shell.

anacol Energy Ltd. completó la adquisición de un 10% adicional de participación en el Bloque LLA23, ubicado en la Cuenca de los Llanos, Colombia, en el cual tiene ahora una participación operativa de 90% y Petromont el 10% restante. La compañía anunció además los resultados de las pruebas de producción del pozo Labrador 4 y Leono 3, también ubicados en el contrato LLA23, los cuales probaron una tasa total combinada de 2.898 barriles de crudo liviano por día (2.608 bopd netos para Canacol). La tasa de éxito de perforación en el Bloque LLA23 es del 100%. Se anunció asimismo un aumento en la meta de producción promedio de la compañía en 2014, pasando de entre 12.500 y 13.500 boepd a una meta entre 13.000 y 14.000 boepd, con una tasa de salida esperada para Diciembre de este año de aproximadamente 18.000 boepd.

etróleos Mexicanos inauguró el Laboratorio de Asistencia Técnica de Pemex Petroquímica (PPQ), el cual cuenta con tecnología de punta y capital humano de excelencia. El Director General de Pemex, Emilio Lozoya Austin, destacó que esta facilidad permitirá adoptar nuevos procesos de transformación, desarrollar nuevas aplicaciones para la industria petroquímica y mejorar las existentes, además de ofrecer asistencia técnica y capacitación, lo que aumentará la calidad de los productos que PPQ produce. Construido con el apoyo técnico del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Conacyt), el nuevo laboratorio localizado en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), cuenta con equipos analíticos de última tecnología y máquinas procesadoras que replican prácticamente todos los procesos que lleva a cabo la industria plástica en México.

l Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) emprendió un proceso de crecimiento y expansión, tanto de su infraestructura como de su capacidad investigativa, para responder a los retos tecnológicos de la industria petrolera y a las necesidades del sector petrolero de Colombia. La sede de Piedecuesta del centro de investigación e innovación de Ecopetrol está en proceso de ampliación con la construcción de un nuevo edificio que albergará oficinas, talleres y laboratorio. También construye un laboratorio para inyección de aire. EL ICP contará asimismo con sedes en los Llanos Orientales, especializada en crudos pesados, y el Caribe colombiano, especializada en operaciones costa afuera.

a producción en el presal brasileño ya supera los 400 mil barriles por día. La Gerente Ejecutiva de Petrobras para el área de Libra, Anelise Lara, dijo durante su participación en el panel “Exploración y Producción en Aguas Profundas”, en el World Petroleum Congress celebrado en Moscú, que ese nivel se alcanzó solo ocho años después del primer descubrimiento, más rápido que el desarrollo de otros campos en aguas ultraprofundas en el mundo. La producción acumulada en el presal se situó en 343 millones de barriles de petróleo y gas equivalente (boe), de Septiembre de 2008 a Abril de 2014. La ejecutiva resaltó el índice de éxito geológico del 100% en la provincia del presal y destacó la disminución del tiempo de perforación de los pozos en la región, pasando de 134 días en 2006 (cuando se perforó el primer pozo) a 60 días en 2013.

a corporación SEG Advanced Modeling (SEAM) fue seleccionada por el Research Partnership to Secure Energy for America (RPSEA) para recibir US$1.9 millones destinados al financiamiento de la tercera fase del proyecto de investigación “Pressure Prediction and Hazard Avoidance” (Predicción de la Presión y Prevención de Riesgos), que evaluará el avance de las metodologías para la presión pre-taladro y predicción de peligros, y proporcionará un foro de colaboración donde expertos de la industria darán prioridad a los retos actuales en el uso de la velocidad sísmica (y otros atributos sísmicos). El programa SEAM es una asociación entre la industria y la Society of Exploration Geolphysicists (SEG), diseñado para avanzar en la ciencia y la tecnología geofísica mediante la construcción de modelos del subsuelo y la generación de conjuntos de datos sintéticos.

a Energy Information Administration prevé que el suministro de crudos dulces ligeros seguirá superando el de medianos y pesados hasta 2015, ya que más del 60% del crecimiento de la producción consistirá en este tipo de crudos. Cerca del 96% de los 1,8 millones de bpd de crecimiento de la producción de petróleo en Estados Unidos durante 2011-13 consistió en calidades de crudo ligero de 40°API o más alta y un contenido de azufre de 0,3% o menor, según reporte del 6 de Junio de la EIA. Políticos y representantes de la industria han debatido sobre la atenuación de la prohibición de las exportaciones de crudo de EE.UU. a fin de evitar una competencia de precios que podría poner en peligro el crecimiento de la producción. Un estudio de IHS publicado en Mayo refiere que la medida podría dar lugar a un mayor impulso de la producción estadounidense, precios de la gasolina más bajos y un máximo de 1 millón de puestos de trabajo adicionales.

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In Situ

Reinaldo Zahn, Vicepresidente Latin America, Weatherford; Javier Betancourt, Presidente de la ANH; Pietro Milazzo, VP Sales & Marketing Latin America, Weatherford

Vista general del nuevo laboratorio desde el cual Weatherford atenderá requerimientos en la región de América Latina

Weatherford inauguró Laboratorio Integrado de Servicios en Colombia

Javier Betancourt, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), despejó la cinta inaugural en la ceremonia de apertura de la nueva facilidad. Las instalaciones fueron visitadas por ejecutivos de más de 30 operadoras y otras autoridades del sector

ocalizado en la zona norte de Bogotá y 1400 m² de superficie, el primer laboratorio integrado de Weatherford en Colombia proveerá también soluciones a nivel regional, contando para ello con equipos de avanzada para el análisis tradicional de fluidos y núcleos, combinado con servicios especializados como propiedades de rocas de lutitas (SRP), geoquímica, fluidos de perforación y fracturamiento, y pruebas de elastómeros para bombas de cavidad progresiva (PCP). En el marco del programa inaugural desarrollado el 4 y 5 de Julio, y tras la bienvenida por parte de Germán Zarate,  Director Comercial de Weatherford Colombia, los asistentes fueron guiados en un recorrido completo por la instalación. Hubo además presentaciones técnicas a cargo de expertos internacionales de la compañía, entre ellos Mike Walker, Director of Business Development - Weatherford Laboratories; Chad Hartman, Chief Technical Advisor; Paul Walker, General Manager - Geochemical Services; Mike Dixon, Manager de Weatheford Laboratories y Dick Drodz,  Senior

10 Julio 2014 / Petroleum 294

Petroleum Geochemist, quienes ampliaron detalles sobre los nuevos Servicios Geológicos y de Laboratorio PVT. El alcance de los servicios de Evaluación de Fluidos, para Sistemas PCP y Frac y Control de Arena fue expuesto por los especialistas Aleyda Santamaría y Alberto Mendoza.    El laboratorio cumple con las normas ISO 9001 y OHSAS 18001 e integra cuatro servicios: Análisis de Rocas y Fluidos; Evaluación de Fluidos de Perforación y Terminación; Ensayos de Materiales para Equipos de Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP) y Laboratorio para Estimulación de Pozos y Control de Arena.

Yacimiento que ofrece PVT, muestreo y almacenamiento; Servicios Geológicos con análisis petrográficos con tomografías computarizadas, difracción de rayos X y fluorescencia de rayos X; Análisis Rutinarios de Núcleos (RCA), entre ellos análisis RSWC, núcleo convencional y tapones de núcleo; Propiedades de rocas lutíticas, análisis de tamaño de grano (LPSA) y fotografía digital. En servicios de administración, Weatherford ofrece almacenamiento, rastreo de muestras, gerencia de proyectos y sala de visualización.

Laboratorio de Rocas y Fluidos

Cuenta con facilidades para el diseño de fluidos de perforación, compatibilidad Fluido/Formación. Dispersión: determina las tendencias dispersivas de las arcillas en el fluido de perforación, Acreción: establece el porcentaje de adhesión de las arcillas o lutitas, LSM (Medidor de Hinchamiento Lineal) aplicable a la medición de las características de hinchamiento de

Ofrece soluciones para el pozo, con tecnologías de estabilización y preservación del núcleo, fotografía, transporte del núcleo, muestreo y desorción de gas; Servicios de Geociencia del Pozo, como difracción de rayos X (XRD), fluorescencia de rayos X (XRF) y Source Rock Analyzer (SRA); Análisis de Fluido del

Laboratorio de Evaluación de Fluidos de Perforación y Terminación

In Situ

Laboratorio Control de Arenas

las arcilllas y/o lutitas, Succión Capilar para caracterizar las lutitas y optimizar la concentración de electrolitos en el fluido de perforación para disminuir los problemas con las formaciones lutíticas. Control de Calidad de Productos (Barita, Bentonita, PAC LV/HV, Cal, Cal Viva, Cloruro de Calcio, Cloruro de Potasio, Almidón y Goma Xántica Carbonato de Calcio).

Laboratorio de Análisis de Rocas y Fluidos

Ensayos de Materiales para Equipos de Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP) Este laboratorio tiene como fin maximizar el performance del PCP, utiliza la autoclave generadora solucionando los problemas asociados con el envío de muestras de fluidos a laboratorios en el exterior. Reduce tiempos, garantizando

la seguridad de la operación y ofrece resultados confiables en pruebas.

Servicios de Laboratorio para Estimulación de Pozos y Control de Arena Ofrece pruebas de fraccionamiento hidráulico y ácido, estimulación matricial, inhibición de incrustaciones, inhibición de orgánicos, muestreos de fluidos y pruebas de compatibilidad entre aditivos, compatibilidad fluido, mojabilidad visual y detergencia, conglomeración de arena, tensión interfacial, crushing de apuntalantes, granulometría de gravas y apuntalantes, reología de fluidos de fracturas, tiempo de asentamiento, corrosividad de sistemas ácidos y tolerancia a Ca, Fe y Ph de fluidos de inhibición.

Laboratorio Móvil Una unidad para fracturas autosuficiente utilizado en el campo de operación. El vehículo tiene la estructura y equipos como kit de filtración, sistemas para análisis colorimétrico de Ci, Fe y alcalinidad y baño termostatado.

Innovación Tecnológica Como una de las mayores compañías de tecnología y servicios para el sector petrolero, Weatherford opera actualmente ocho laboratorios en seis países de América Latina y más de 40 a nivel mundial. Su red global abarca más de 100 países e incluye 1.000 puntos de servicio y 25 de investigación, desarrollo e instalaciones de entrenamiento.

12 Julio 2014 / Petroleum 294

In Situ

Consideraciones Geomecánicas para la Estimulación de Fracturas Hidráulicas en Reservorios No Convencionales Jorge Luis Grosso, Expert Senior Emerald Energy, junto a Marcelo Frydman, Latin America Unconventional Geomechanics Advisor Schlumberger

El 21 de Mayo en el Scotiabank de Bogotá se llevó a cabo este conversatorio patrocinado por Schlumberger en el marco de las conferencias organizadas por CAFE-SPWLA Sección Colombia

AFE-SPWLA sección Colombia promovió una conferencia dirigida por Marcelo Frydman, ingeniero mecánico con 21 años de experiencia trabajando en la industria, actualmente Latin America Unconventional Geomechanics Advisor de Schlumberger, quien presentó el documento “Geomechanics considerations for hydraulic fracturing stimulation in unconventional shale reservoirs”. El experto señaló que los yacimientos no convencionales son extremadamente heterogéneos, dos rocas de la misma composición deberían tener propiedades

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parecidas pero en los no convencionales esto no sucede, las propiedades pueden ser totalmente diferentes. Señaló la importancia de tener en cuenta el concepto de roca anisotrópica para estos modelos, así como las diferencias de una propiedad horizontal a una vertical. Sostuvo que estimar los esfuerzos según propiedades anisotrópicas permitirá entender cómo se propagará la fractura. Frydman destacó la relevancia de los núcleos en este tipo de yacimientos. La anisotropía y combinar el registro eléctrico y el núcleo, son partes esenciales del modelo.

Dijo que es difícil crear fracturas transversales en pozos no convencionales. “Hay técnicas y tecnologías pero es muy importante considerar el ambiente de esfuerzos y sus variaciones”. César Patiño, Presidente SPWLA-CAFE dio a conocer los esfuerzos que se realizan en Colombia en el tema de no convencionales. Mencionó que se están generando centros de investigación en Bucaramanga y Sogamoso y que es fundamental establecer sinergia entre gobierno, industria y academia para trabajar en la reducción de costos en los planes que se avecinan en el sector.

In Situ

25 aniversario

Juan Mario Aguas, Claudia Henao y Juan Carlos Acevedo, fundadores de AIP

AIP

celebró C

on un emotivo acto realizado el 12 de Junio en sus instalaciones en Bogotá, AIP compartió con su personal y relacionados la celebración por su 25 aniversario. Los trabajadores hicieron entrega de una placa de reconocimiento a los fundadores de la compañía, los ingenieros de petróleos Claudia Henao, Juan Mario Aguas y Juan Carlos Acevedo. Creada en 1989, AIP se ha destacado por ofrecer servicios de monitoreo y optimización de la producción en pozos de petróleo, agua y gas, haciendo uso de equipos y sensores de última generación. Su Gerente General, Juan Mario Aguas, señaló que la firma es un ejemplo en el país de quienes deciden apostar por la creación de su propia empresa. “Decidimos unirnos y cada uno aportó algo diferente según sus conocimientos. Teníamos buenos contactos en la industria petrolera colombiana, identificamos las necesidades del sector y comenzamos a realizar actividades que ningún ingeniero quería hacer”, dijo. AIP ha enfocado su éxito en varios pilares de crecimiento: Servicios de Calidad, Alianzas Estratégicas, el Factor Humano, Nuevos Talentos y el Fortalecimiento de Relaciones con las Comunidades. Actualmente ofrece soluciones integradas en el desarrollo de proyectos relacionados con la caracterización, adquisición,

Tras una exitosa trayectoria, la compañía colombiana Asesoría en Ingeniería de Petróleos, AIP, ha logrado consolidarse como empresa suplidora de servicios en un mercado de alta exigencia, compitiendo con compañías nacionales e internacionales

manejo y análisis de yacimientos, así como también consultorías, asesorías y capacitaciones en diferentes ramas de la ingeniería de petróleos y áreas afines. En cuanto a las alianzas estratégicas, AIP es representante en Colombia de Geographix, el sistema de exploración más utilizado en el país y en el mundo para geofísica, petrofísica, geología e ingeniería. En materia de nuevos talentos, la mayor parte de su personal está en un rango de edad entre 25 y 30 años, por lo cual fomenta una fuerte relación con la academia con el fin de incentivar a los futuros profesionales a aportar soluciones a la industria, apoyándolos en sus prácticas laborales y en la realización de sus tesis. De igual forma, existen personas que han construido toda una vida laboral al interior de la organización. “El carisma, el compromiso, el ambiente familiar, el respeto entre líderes, es algo que genera crecimiento y que desarrolló en mí un gran cariño por la organización”, comentó Leyda Parra, Coordinadora de Negocios con más de 20 años en la empresa. Asimismo, AIP basa sus relaciones con las comunidades en el respeto y apoyo mutuo, como un punto estratégico de su gestión, ofreciendo trabajo y condiciones de mejora a las personas pertenecientes a la zona en donde operan. Julio 2014 / Petroleum 294 15

Interview

Roberto Aguilera

“Cada yacimiento no convencional es un proyecto de investigación” El líder del equipo de investigación de la Universidad de Calgary abocado al desarrollo de metodologías económicas de producción de yacimientos no convencionales de petróleo y gas, conversó con Petroleum sobre los desafíos y soluciones potencialmente aplicables en la exploración de estos recursos en Colombia

oberto Aguilera fue invitado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (ACIPET) a impartir la conferencia “From Conventional To Tight Gas To Shale Gas: The GFREE Aproach”, en la cual compartió los resultados de estudios exitosos realizados particularmente en Estados Unidos y Canadá, que pueden ser útiles para la industria colombiana y latinoamericana. El especialista es Ingeniero de Petróleos de la Universidad de América de Bogotá, con maestría y doctorado de la Universidad Colorado School of Mines. Tras una dilatada y exitosa carrera en la industria, desde 2006 se desempeña como catedrático e investigador de la Universidad de Calgary, y es también profesor e invitado especial en la Universidad China del Petróleo (Huadong). En su disertación expuso el alcance del programa del equipo de investigación GFREE (Geoscience, Formation Evaluation, Reservoir Drilling, Completion and Stimulation, Reservoir Engineering, Economics and Externalities), del cual es creador y que ha sido desarrollado durante ocho años en la Universidad. La investigación energética se centra en el desarrollo de tecnologías sostenibles tanto desde el punto de vista económico como ambiental para la gran cantidad de recursos de hidrocarburos no convencionales, incluyendo arenas petrolíferas y yacimientos de gas de baja permeabilidad. El desafío radica en la maximización de la recuperación y el valor económico de estos recursos, reducir al mínimo el consumo de agua fresca, las emisiones de

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En cuanto al fracturamiento hidráucarbono, el consumo de combustible y el lico, sostiene que es la única manera de impacto en la tierra. En todo el mundo, los recursos de gas recuperar el recurso debido a que muchas natural atrapados en formaciones apreta- reservas de petróleo y gas se encuentran das son enormes y pueden competir con el atrapadas en la roca. Estas formaciones volumen de gas natural convencional, pero son muy apretadas y la permeabilidad muy están en gran parte sin explotar, debido a baja, de allí que el único modo de obtener los obstáculos que se deben superar para cualquier tipo de producción comercial es si se fractura. Enfatizó que es fundamental producirlos de manera eficiente. “Hemos asumido este reto trabajando considerar la parte económica del lado de desde diferentes disciplinas, integradas para la compañía, al igual que las consideracioproducir resultados en el mundo real, y ser nes ambientales, el entorno y las comuniútil a la industria”, afirma el líder del equipo dades, para lograr un equilibrio entre las conformado por miembros del cuerpo docente, estudiantes de posgrado e investigadores posdoctorales, cuyo esfuerzo de investigación es financiado por ConocoPhillips, NSERC y el Alberta Energy Research Institute, con el apoyo del Schulich School of Engineering. Para el GFREE “lo fundamental es el entendimiento de las rocas”, enfatizó Aguilera, en cuyo criterio existe un gran potencial en formaciones de shale (lutitas). Advierte que si bien en países como Estados Unidos la industria ha alcanzado una alta curva en el desarrollo de yacimientos no convencionales gracias a la tecnología, en otras partes del mundo la explotación de estas formaciones está en una etapa de infancia y en otras ni Roberto Aguilera recibió una placa de reconocimiento de manos de los directivos de Acipet, Hernando Barrero y Edgar Aguirre siquiera ha nacido.

Interview

El docente e investigador de la Universidad de Calgary en compañía de un grupo de sus estudiantes de Maestría y Posgrado, originarios de Arabia Saudí, Venezuela, Colombia, China e Irán

necesidades que tenemos de energía y el riesgo que implica producirla. El experto publicó datos reales en gráficos de formaciones apretadas de baja permeabilidad y de shale del año 1983, que muestran la permeabilidad contra la porosidad. En esa época no se podía producir comercialmente este tipo de roca, sin embargo, innovaciones asociadas con la perforación de pozos horizontales y el fracturamiento hidráulico en múltiples etapas han generado nuevas posibilidades en yacimientos no convencionales. Aunque no existe un protocolo definido para la determinación de porosidades y permeabilidades en shales, las tendencias que se generan en las curvas permiten determinar las unidades de flujos en una forma razonable. En algunos casos se han perforado miles de pozos horizontales, aún con pocos datos, mediante exitosos fracturamientos. Por medio de una microsimulación de la garganta poral, se puede determinar la permeabilidad, porosidad, propiedades eléctricas y mecánicas de las rocas, lo que permitiría realizar gran cantidad de trabajos prácticos. Muchas de estas metodologías, incluyendo métodos de análisis de unidades de flujo, producción y su declinación, han sido desarrolladas usando la metodología GFREE. Aguilera destacó los resultados de un estudio en el cual se puede observar el número de campos de pozos petroleros descubiertos en contraposición al tamaño de los campos. El modelo Variable Shale Distribution (VSD) que arroja ajustes casi perfectos de los datos reales, también ha sido utilizado para calcular los volúmenes

técnicamente recuperables en el mundo y en Latinoamérica. Usando información publicada por el servicio geológico de los Estados Unidos, se ha analizado las cuencas más importantes a nivel mundial y se han hecho comparaciones entre Latinoamérica, Europa, Norte América, Medio Oriente, Asia y la antigua Unión Soviética para estimar el recobro de hidrocarburos, concluyendo con la necesidad de continuar la exploración en Latinoamérica.

El método GFREE ha sido trabajado satisfactoriamente durante los últimos 8 años en la Universidad de Calgary para desarrollar metodologías económicas orientadas a un objetivo que ha encontrado su aplicación en la industria del petróleo y gas”

¿Cuál es el principal problema para la explotación de los yacimientos no convencionales? El principal problema es la desinformación, existen medios, actores y películas que tienden a hablar mal de la industria, del fracturamiento hidráulico y de la tecnología del petróleo, se sabe desde la ingeniería que si todo se hace con cuidado no existe ningún tipo de riesgo.

¿Por qué algunos académicos e ingenieros de petróleos se han encargado de difundir la información que perjudica tanto a la industria? Con todo respeto con los colegas que hacen esto, basado en mi experiencia de más de 40 años de trabajo en exploración y producción, debo señalar que los problemas que refieren no han ocurrido. Pueden producirse accidentes, como pasa en cualquier industria, sin embargo con los miles y miles de pozos que se perforan con fracturamiento hidráulico alrededor del mundo no ha habido problemas. Si pasa algo es excepcional ya que el nivel de seguridad que estos procesos tienen es altísimo. ¿Qué pasos debería dar Colombia para empezar el desarrollo de yacimientos no convencionales? El primer paso es hablar con las comunidades de los lugares donde se va a operar, despejar sus preocupaciones sobre el tema y demostrar que en un desarrollo de este tipo todos ganan…que ellos también se verán beneficiados mediante la generación de trabajo y mejora de su economía. Después de esto se debe garantizar una operación respetuosa con el medio ambiente y posteriormente se podrá hacer una serie de perforaciones y evaluaciones para determinar volúmenes de gas o petróleo que haya en el reservorio. Para Aguilera cada yacimiento no convencional es un proyecto de investigación por sí sólo. Se pueden observar experiencias, por ejemplo, en Barnett Shale en cuanto a gas o en Dakota del Norte respecto al petróleo, y tras analizar el aspecto tecnológico, lo social y ambiental, se puede concluir que no son los procesos de exploración los que impactan negativamente. ¿Qué aspectos técnicos sugiere para tener en cuenta en la exploración de no convencionales? Mucho dependerá del espesor de la formación que se está perforando, en general si se está hablando de una formación no muy ancha, con un espesor no muy grande, lo óptimo es hacer pozos horizontales; en una formación con un espesor bastante grande y de origen continental, con muchos canales, lo mejor será un pozo vertical. En ambos casos se deben hacer múltiples fraccionamientos hidráulicos para así extraer el máximo volumen de petróleo y gas de estas formaciones. Julio 2014 / Petroleum 294 17

Mayo 20-23 • Maracaibo, Venezuela

SPE Latin American and Caribbeam Petroleum Engineering Conference LACPEC 2014 Bajo el lema “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas”, LACPEC puso en relieve la gran cantidad de reservas en la región de América Latina y el Caribe y su potencial de producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados y el potencial en sistemas petroleros de gas y líquidos

Rafael Ramírez, Presidente de Pdvsa y Ministro de Energía y Petróleo de Venezuela; Eulogio Del Pino; General Chairperson de LACPEC 2014 y VP E&P, Pdvsa; Arias Cárdenas, Gobernador del estado Zulia; y Jeff Spath, Presidente SPE 2014 y VP Relaciones Industriales Schlumberger

urante tres días la Society of Petroleum Engineering celebró su conferencia anual para la región de América Latina y El Caribe (LACPEC 2014) en Maracaibo, Venezuela, con la participación de 996 personas y una temática enfocada en las necesidades existentes, emergentes, futuras y sociales del sector petrolero de upstream en esta región. El evento multidisciplinario permitió revisar una variedad de tópicos como el desarrollo de campos en aguas profundas, campos petroleros digitales, tecnologías emergentes, avances en recuperación mejorada de petróleo y reservas no convencionales. Cerca de 160 trabajos técnicos fueron presentados a lo largo de la conferencia, tras una exhaustiva selección por parte de más de 50 expertos de la industria. También se realizaron tres sesiones plenarias en la que se dieron cita ejecutivos de la industria en su interés de compartir las perspectivas actuales

y futuras del sector upstream en la región. Asimismo la conferencia incluyó actividades adicionales con formatos especiales, como una Sesión para Jóvenes Profesionales, diversos cursos de entrenamiento y un concurso estudiantil de papeles técnicos. En este último, los ganadores del primer puesto calificaron para competir en el Concurso Internacional de Artículos Estudiantiles de la SPE durante la Conferencia Anual y Exposición Técnica de la SPE, en Ámsterdam, Holanda, el próximo 27-29 de Octubre. La apertura de la conferencia fue presidida por el Ministro de Petróleo y Minería y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez; el General Chairperson de LACPEC 2014 y Vicepresidente de E&P de Pdvsa, Eulogio Del Pino; y el Presidente de la SPE para el 2014, Jeff Spath. Rafael Ramírez, Presidente de Pdvsa y Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo, compartió con los asistentes al

Plenaria 1: Carlos Colo, Gerente Ejecutivo de Exploración, YPF; Néstor Saavedra, VP Innovación y Tecnología, Ecopetrol- ICP; Jeff Spath, Presidente SPE 2014; Pedro Silva, VP Recursos Técnicos, Pemex; y Orlando Chacín, Director, Pdvsa

18 Julio 2014 / Petroleum 294

LACPEC la visión estatal del negocio petrolero en Venezuela, fundamentada en las cuantiosas reservas probadas de crudo del país, y que -dijo- representan el 62% de participación en el total del planeta.

Plenaria 1: Perspectivas actuales y futuras de la industria en América Latina La sesión plenaria inaugural de LACPEC 2014 estuvo dirigida por un panel de ejecutivos de varias operadoras y empresas de servicio más grandes de América Latina, quienes presentaron sus puntos de vista sobre las perspectivas actuales y futuras de la industria. Pedro Silva, Vicepresidente de Recursos Técnicos de Pemex, se refirió a los planes y retos de la petrolera mexicana tanto en su rol como principal actor de la industria, como de cara al proceso de apertura del sector a la inversión privada. “Pemex se tiene que transformar en una empresa productiva del Estado, en ese sentido a través de la Sener y la CNH podrá establecer contratos de diferentes tipos; hasta ahora los que se manejaban en México eran exclusivamente de servicios, sin embargo que vamos a entrar al ambiente internacional para establecer contratos de exploración y producción, de riesgo compartido” acotó Silva. Sobre la Ronda Cero dijo que Pemex

Escenario está pidiendo ser el operador único del orden del 30-31% de toda el área del país dejando oportunidades relevantes a inversionistas extranjeros. Los resultados se darán a conocer en Septiembre próximo. “Estamos enfocándonos fuertemente en la gente, los procesos y la tecnología” dijo el representante de Pemex, al tiempo que resaltó la necesidad de la industria de contar con mayor recurso humano. De 62.624 personas que emplea Pemex, 12 mil son profesionales, de los cuales sólo 4.402 trabajan para producir los barriles. “No son suficientes, necesitamos más gente”, recalcó. Carlos Colo, Gerente Ejecutivo de Exploración de YPF, habló sobre el liderazgo de la empresa en la producción de hidrocarburos de Argentina con el 37% del total. “Hay un crecimiento sostenido de la producción de YPF, e hicimos una realidad la producción no convencional en el país”, reiteró. Compartió además algunos conceptos sobre los planes de exploración y desarrollo en Vaca Muerta, donde YPF ha perforado unos 160 pozos con una producción de más de 20.000 barriles equivalente de petróleo. Con relación a la tecnología mencionó el papel de la compañía Y-TEC -51% YPF

20 Julio 2014 / Petroleum 294

Plenaria 2: Carlos Márquez, Gerente de Exploración y Estudios de Yacimientos, Pdvsa Intevep; Pedro Eitz, Chevron Latin America; Carlos Eduardo Naranjo, Ingeniero EOR, Ecopetrol; Raphael Altman, Unconventional Resources Technical Leader, Schlumberger; y Roberto Aguilera, Profesor, Universidad de Calgary

Tecnología y 49% Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas de ArgentinaConicet-, cuyos primeros proyectos están siendo enfocados en el desarrollo de recursos no convencionales y en la producción de yacimientos maduros del sector de hidrocarburos. Orlando Chacín, Director Interno de Pdvsa, destacó la enorme base de recursos de petróleo y gas con que cuenta Venezuela y que - dijo- continúa en ascenso gracias a nuevos hallazgos. “Este año hemos hecho descubrimientos por el orden de los 1.000 millones de barriles” anunció. Destacó la cuenca Barinas-Apure en el centro sur del país, “donde el primer pozo descubridor está incorporando 10.000

bpd. Sin embargo, aseguró que en la Faja del Orinoco es hacia donde se observará el mayor crecimiento en próximos años.

Plenaria 2: Los recursos no vonvencionales en América Latina - Construyendo la curva de producción Pedro Eitz, Chevron Latin America, habló sobre los logros y retos de la petrolera en la región, especialmente en Argentina, Colombia y Venezuela. En este último participa a través de cuatro empresas mixtas junto a Pdvsa: Petroboscán, Independencia, Petroindependencia y Petropiar, con una producción total en el país de 280.000 bpd y el recobro de más de 2 millardos de barriles.

Escenario Carlos E. Naranjo, Ingeniero EOR, Ecopetrol, aseguró que en materia de no convencionales, en Colombia se visualizan oportunidades para evaluar el potencial, principalmente en las Cuencas del Valle Medio y el Catatumbo junto a socios estratégicos, de manera de incrementar las reservas y proambicioso de perforación de unos 200 pozos

Plenaria 3: César A. Granados, Country Manager, Venezuela - Trinidad&Tobago, Weatherford; María Cristina Bejarano, Unidad de Gestión Social, Ecopetrol; Javier Alfredo Iguacel, Director Gerente, Pluspetrol; Pedro Eitz, Chevron Latin America; José Luis Bashbush, México RTC Director, Schlumberger; y Sebastián Valdivieso, Director de Operaciones, Equitable Origin

entre 2014 y 2015 y de 400 pozos adicionales

esfuerzos en tres pilares: el talento humano,

gestión de proyectos que considere las mejores

en los siguientes cuatros años.

el desarrollo de capacidades locales y en una

prácticas y la tecnología de punta.

ducción en este segmento. Habló de un plan

Raphael Altman, Unconventional Resources Technical Leader, Schlumberger, hizo referencia al manejo de la tecnología para obtener una mayor comprensión de los yacimientos no convencionales. El reto -dijo- es aminorar la brecha de conocer más estos reservorios antes de fracturarlos. “No podemos aplicar la misma tecnología en un yacimiento de shale que en otro. No hay dos iguales”, explicó. Los yacimientos de este tipo en Latinoamérica implican costos operacionales elevados y una logística compleja, por lo que el impulso de esta actividad será mas lento que en Norteamérica. Roberto Aguilera, Profesor en la Universidad de Calgary, concluyó que sin duda hay una gran dotación de petróleo y gas convencional y no convencional, así como líquidos de gas natural en América Latina y el mundo. Recomendó dedicarse activamente a la investigación y el desarrollo de esta dotación. Dijo que la piedra angular de los proyectos de petróleo no convencional está en ser comprender la roca.

Plenaria 3: Creando capital humano y tecnología para el desarrollo sostenible Javier Alfredo Iguacel, Director Gerente, Pluspetrol, apunto que en Argentina, “tenemos el marco social, ambiental y técnico a punto para avanzar en el desarrollo de no convencionales. El desafío de vuelta es hacerlo bien y apostar como ingenieros a que se haga bien, que nuestras empresas le presten atención a estas tres facetas”. César A. Granados, Country Manager, Venezuela - Trinidad&Tobago, Weatherford, coincidió que mediante el desarrollo de la tecnología es posible superar los desafíos ambientales, de seguridad, reducir los costos y aumentar la productividad, creando un negocio más rentable y sostenible. Sebastian Valdivieso, Director de Operaciones, Equitable Origin, llamó a enfocar los

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Escenario

Los nuevos proyectos de expansión de energía en Colombia, con énfasis en las áreas de planificación, finanzas, operaciones, tecnología, infraestructura y construcción, fueron analizados en el marco de esta cumbre que congregó a cerca de 400 participantes de diferentes nacionalidades y 65 expositores

vención en el análisis de las percepciones globales sobre el fin del petróleo, lo cual – dijo- no se concretará mientras haya innovación en tecnología aplicada. Citó el caso de Estados Unidos con el desarrollo de los no convencionales, experiencia que plantea un desafío para otras naciones Luis Giusti, Director General del Centro Latinoamericano de Energía, durante la apertura del evento con potencial en este tipo de recursos. Tras compartir su análisis sobre los as nuevas inversiones y oportunidades de desarrollo en el mercado energético recursos de hidrocarburos a nivel global, colombiano fueron discutidas durante el Giusti concluyó que se debe dar una soludesarrollo de la agenda del Colombia Energy ción al manejo de protocolos. “En Colombia Summit, organizado por Latin Markets con existen excelentes condiciones para apostar el objetivo de hacer públicas las perspectivas por la exploración, pero debe afrontar de de crecimiento del sector a partir de la óptica lleno diferentes retos”, acotó. de destacados especialistas nacionales e internacionales, promover estrategias e incentivar Indicadores, retos y oportunidades del sector de hidrocarburos colombiano la inter-conectividad y colaboración. Este tema fue desarrollado por Javier BeEl programa estuvo conformado por un total de once presentaciones y trece sesiones tancourt, Presidente de la Agencia Nacional de panel que permitió a los participantes de Hidrocarburos, ANH, quien reiteró que tener una visión ampliada del mercado. Los el principal objetivo es incrementar las resernuevos proyectos en marcha o en planifica- vas, en tanto constituyen retos apremiantes ción, al igual que las lecciones aprendidas en el relacionamiento con las comunidades y el otros países, importantes de considerar para desempeño ambiental, dado que la principal hacer frente a los principales desafíos en el dificultad para los proyectos de explorasector petrolero, minero, energético, petro- ción radica precisamente en las complejas químico, eléctrico, renovable, financiero, de realidades sociales y la desconfianza que la actividad genera en las comunidades. riesgo y en materia legislativa. Específicamente en materia de reservas, Luis Giusti, Director General del Centro Latinoamericano de Energía, tuvo a cargo la mencionó que en un escenario base, el país apertura de la agenda, enfocando su inter- tiene el potencial de adicionar más de 9 mil

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millones de barriles de crudo 12 Tera Pies Cúbicos de gas en los próximos 20 años. En el tema de recursos no convencionales, Colombia cuenta con siete cuencas de shale gas y shale oil, lo que lo ubica como el tercer país en Suramérica con mayor potencial en este tipo de recursos después de Argentina y Brasil. En cuanto a prospectividad 6 bloques fueron adjudicados en la Ronda Colombia 2012 y 18 bloques ofertados en la de este año. En materia de Recursos Costa Afuera existen 19 bloques en exploración, 3 TEA’s y 16 de E&P ofertados en la Ronda 2014, los términos de referencias ofrecen mejores condiciones económicas. Mencionó un estudio de la Universidad Nacional de Colombia, según el cual el potencial de recursos costa afuera podrían multiplicar por seis las reservas de crudo y triplicar las de gas en territorio nacional.

Javier Betancourt, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH

Escenario

Mirada al sector de hidrocarburos en Colombia, exploración y producción Este panel tuvo por objetivo incentivar la exploración y producción en Colombia en los recursos no descubiertos de gas, la incorporación de recursos no convencionales en la matriz energética, shale plays y offshore. El moderador fue Rafael Herz, Vicepresidente de Exploración de la Asociación Colombiana de Petróleo, ACP, y participaron como panelistas Luis A. Pacheco, VP Planning & IT de Pacific Rubiales Energy; Humberto Calderón Berti, Presidente de Vetra Energía; Ricardo Sarmiento, Vicepresidente de Assets and Delivery de Talisman Energy; y Diego Alfonso Carvajal, Vicepre-

sidente de New Ventures de Canacol Energy. El sector de hidrocarburos en Colombia creció 7% en 2013, superando el crecimiento de toda la economía, sin embargo, en contraposición este año la producción se ha visto afectada por ataques a oleoductos y bloqueos, sin llegar a afectar a la exploración sísmica que sigue a buen ritmo y rompiendo récords en el primer semestre. Rafael Herz presentó los retos exploratorios a mediano plazo para lo cual se deben impulsar las oportunidades en yacimientos no convencionales y en la exploración costa afuera con miras de ofrecer condiciones de

inversión ya que sí existe interés por parte de los inversores extranjeros. Los especialistas concluyeron que se debe atender las condiciones de inversión, ya que la industria ha querido invertir en Colombia pero que no ha podido hacerlo por problemas de tiempo en licencias ambientales, consulta previa, falta de claridad regulatoria en términos ambientales, entre otras condiciones. Asimismo el gobierno debe trabajar en estos puntos claves para viabilizar operaciones y se deben dar soluciones de orden público y conflictividad social, que van desde los ataques hasta temas de consulta previa.

Investigación y Desarrollo en GNL y GLP Este panel tuvo como norte mostrar nuevas tecnologías y proyectos sobre el gas natural licuado (GNL) y el gas líquido de petróleo (GLP), así como los desafíos y reservas existentes de GNL. Al abordar el tema de “Inversiones y nuevos desarrollos en Colombia GNL y GLP”, Beatriz Herrera, Subdirectora de Hidrocarburos de UPME, concluyó que el esfuerzo exploratorio ha sido importante y ha aumentado la media de pozos de 120 a 150. Agregó que hay una expectativa de incremento en precios futuros de gas natural y una demanda creciente de grandes obras de infraestructura en generación y transmisión de seguridad. Por su parte Manuel Hernando Naranjo, Natural Gas Manager de Pacific Rubiales, presentó el proyecto de GNL. Explicó que existe un gran número de

reservas en el norte de Colombia que no se pueden aprovechar por el transporte y acceso restringido a mercados limitados, y que el mercado regional de energía depende de los combustibles líquidos. Se refirió al proyecto Caribbean FLNG, que tiene una cadena regional de Jorge Linero, Líder de Desarrollo, Equion Energy; Beatriz Herrera, suministro que comienza por la Subdirectora de Hidrocarburos, UPME; Daniel Caicedo, CIPE; y Manuel Hernando Naranjo, Natural Gas Manager, Pacific Rubiales licuefacción, el transporte marino y Jorge Linero, líder de Desarrollo de la regasificación; el LNG será transportado desde el campo la creciente por 88 kms Equion Energy, explicó los avances alcande tubería hasta el puerto Morrosquillo zados por esta operadora, que destaca por y finalmente concluirá en el FLNG (Flota ser el tercer productor privado de crudo, de Gas Natural Licuado). Será la primera el segundo de gas natural y el primero de planta flotante de licuefacción que aportará LPG a nivel regional. Reiteró la imporsoluciones de regasificación a Panamá, tancia de la exploración y producción en Costa Rica, Aruba, Jamaica, República GNL y GLP no sólo en Colombia si no en todo el continente. Dominicana y Aruba.

Transporte, tuberías y refinerías El tema de los oleoductos del país fue debatido en un panel por David Alfredo Riaño, Vicepresidente de Crecimiento y Desarrollo de TGI; Oscar Trujillo, Gerente General de Ocensa; y Raymundo Sánchez, Socio, ATKearney, quienes profundizaron en la realidad en materia de transporte de hidrocarburos, las oportunidades de crecimiento y perspectiva financiera, durante la sesión moderada por Carlos Vargas Jiménez, Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología. Oscar Trujillo, Director General de Ocensa, destacó que su oleoducto es el

más grande del país ya que tiene 836 km de tierra y 12 en alta mar, transportando el 59% del crudo que se produce en el país y el 54% del que se exporta por Coveñas. Dijo que desde hace 10 años no han tenido problemas de ataques contra su infraestructura. Señaló que existen muchas oportunidades Oscar Trujillo, Ocensa; Raymundo Sánchez, ATKearney; David Alfredo Riaño, TGI; y Carlos Alberto Vargas, Sociedad Colombiana de Geología de crecimiento pero que esto no es posible si no se enfrentan los retos ra operando con cuidado y precaución sociales y ambientales que existen en con el medio ambiente, fortaleciendo las todo el país. Para esto Ocensa se prepa- relaciones con la comunidad. Julio 2014 / Petroleum 294 23

Escenario Raymundo Sánchez, socio de ATKearney, explicó que la compañía ha prestado servicios en varias partes del mundo en transporte de gas y petróleo, desde y hacia la refinería. En materia de ductos de transporte, señaló que si bien la mayor parte de constructores e inversores se encuentran en los Estados Unidos, las regiones de

Centroamérica y Suramérica tienen un gran mercado potencial. Aseguró que los inversores ven oportunidades en países como Colombia para aumentar su red y seguirse expandiendo en el resto del continente. Señaló que la reestructuración de la planta de Barrancabermeja traerá cambios positivos en transporte y logística.

Ronda Colombia 2014 Nicolás Mejía, Vicepresidente de Asignación y Promoción de Áreas de la ANH, puso al tanto sobre la marcha de la Ronda Colombia 2014 proceso que ofrece 95 bloques, 58 convencionales continentales, 19 convencionales costa afuera, 18 de petróleo y gas en shales y se están definiendo para el segundo semestre del año los bloques no convencionales de gas asociados a mantos de

carbón (CBM). Dijo que hasta el momento 49 compañías han comprado el paquete de datos: 30 han adquirido los paquetes tipo I y II; 17 compañías los de tipo I, y dos compañías (Chevron y BP) los de tipo II. Estados Unidos y Canadá son los países con mayor participación, resaltando igualmente el interés de 10 compañías sin operaciones en el país.

Administración Ambiental y Social Este panel analizó el entorno socio ambiental en el que se desarrolla la industria, el rol de las comunidades en su interacción y las dinámicas contractuales a las que aspiran por el desarrollo de la actividad en el país. María Claudia Díaz de IPD Latin América, moderó la sesión en la que participaron Mauricio Maldonado de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, ANLA, y Alpidio Godoy, del Consejo Colombiano de Eficiencia Energética. Maldonado dijo que considerar la vulnerabilidad en áreas en situación de conflicto, establecer el alcance de las cadenas productivas y fortalecer los programas de acompañamiento, constituyen retos sociales mientras las lecciones aprendidas demuestran que las audiencias son una importante herramienta de participación para antes, durante y después del proyecto, y que existe la necesidad de establecer criterios y reglas de cooperación para los censos. Alpidio Godoy, destacó el positivo impacto de la reforma de energías renova-

Mauricio Maldonado, ANLA; María Claudia Díaz, IPD Latin América; y Alpidio Godoy, Consejo Colombiano de Eficiencia Energética

bles y de eficiencia energética colombiana aprobada el 13 de Mayo de 2014, que regula la integración de energías renovables no convencionales en el sistema energético nacional, lo que generará una independencia energética siendo un modelo sostenible y medioambiental. El experto puntualizó que la inestabilidad jurídica y la resistencia al cambio son las principales amenazas que existen para esta nueva regulación.

Colombia, un excelente país para invertir En el cierre de la jornada César Díaz Guerrero, Viceministro de Minas, destacó que las reservas de hidrocarburos crecieron en 2.86% y reiteró el compromiso del sector minero con los inversionistas. “Colombia ofrece las mejores condiciones para la inversión en el sector minero energético, las oportunidades geológicas existen y sólo el

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10% del país ha sido explorado”, afirmó. Aseguró que la competitividad del sector sólo se podrá fortalecer a través de la asociatividad, orientados a consolidar una gestión que tiene como fin evitar accidentes y operar de forma ética, con las mejores prácticas de producción sin afectar el medio ambiente.

Fotos: Mirna Chacín

El GPS contó este año con más de 2.000 empresas expositoras y más de 60.000 asistentes en el Stampede Park de Calgary, en una jornada conjunta con el SPE Heavy Oil Conference – Canadá, atendida por más de 1.200 profesionales de la industria de los hidrocarburos

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a exploración y producción de petróleo pesado está experimentando constantemente una transformación de las tecnologías que se utilizan ante los retos dinámicos que se plantean. La tercera edición del SPE Heavy Oil Conference-Canadá reunió a más de 1.200 profesionales que lideran esta industria para discutir el manejo de la innovación tecnológica y el futuro del petróleo pesado en Canadá. Su programa técnico multidisciplinario cubrió una amplia gama de temas relacionados con el petróleo pesado en un total de 22 sesiones. Considerado como de los eventos de energía más grandes del mundo, en pararelo, el GPS proporcionó acceso a una presentación dinámica de exposiciones en interiores y al aire libre por parte de empresas de más de 100 países que mos-

traron las últimas novedades, productos y servicios disponibles en el mercado energético internacional.

Dave Hancock, Premier de Alberta, en la plenaria de apertura

Escenario Un futuro desafiante Las palabras de bienvenida al SPE Heavy Oil Conference – Canadá fueron pronunciadas por Helge Haldorsen, 2015 SPE President y VP Strategy & Portfolio North America Statoil, seguido por Subodh Gupta, Program Committee Chairperson, Chief, Research & Development, Cenovus Energy. La plenaria de apertura estuvo a cargo de Dave Hancock, Premier de Alberta, Presidente del Consejo Ejecutivo y Ministro de Innovación y Educación Superior, quien citó que el futuro de la industria del crudo pesado sigue siendo desafiante como lo fue en el pasado. Uno de los recursos más valiosos de Canadá es el petróleo crudo, con 99% de todas las exportaciones de petróleo de la nación va hacia los Estados Unidos. Pero la clave para desbloquear estos recursos –dijo- está en la capacidad de seguir adelante a la espera de proyectos de transporte por tuberías. Explicó que Alberta sigue enfrentando el desafío del acceso a los mercados debido a los problemas como la vasta geografía y las limitaciones de tubería. Los productores se ven obligados a aceptar crecientes

John Hughes y Cory Fehr, Integrity Insitu, Chestermere, Canadá; Helge Haldorsen, 2015 SPE President y VP Strategy & Portfolio North America Statoil; y Melissa Schluter, SPE, Calgary

diferenciales de precios que significa que tienen que vender sus productos a un precio con descuento, lo que afecta no sólo a los productores, sino también a todos los pobladores, ya que también implica la reducción de las regalías pagadas a la provincia. A pesar de los desafíos, Canadian Association of Petroleum Producer, CAPP, espera un estimado de US$253.000 millones a invertir en nuevas capacidades de arenas petrolíferas en los próximos 25 años, e incrementar la producción a 3,7 millones bop/d.

“Beyond Here and Now” La mesa redonda “Más allá del aquí y ahora” se centró en la superación de los retos actuales en la industria relacionada con la intensidad de la recuperación de petróleo, los impactos ambientales de la actividad y las condiciones del yacimiento cada vez más desafiantes. Bajo la moderación de Dave Collyer, Presidente de CAPP, compartieron sus puntos de vista sobre el tema, John Brannan, EVP & COO, Cenovus Energy; Mike

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Escenario MacSween, EVP Major Projects, Suncor; Dan Domeracki, VP, Government and Industry Relations, Schlumberger; Jonathan Matthews, VP, Heavy Oil Technology Centre, Statoil Canadá; y James Cleland, Global General Manager, GE Heavy Oil Solutions. Todos pusieron en relieve las oportunidades para la innovación y la tecnología impulsada por el crecimiento debido al acceso limitado a los mercados y al mayor costo de desarrollo de proyectos en áreas remotas.

James Cleland, Global General Manager, GE Heavy Oil Solutions; Jonathan Matthews, VP, Heavy Oil Technology Centre, Statoil Canada; John Brannan, EVP & COO, Cenovus Energy; Mike MacSween, EVP Major Projects, Suncor; Dan Domeracki, VP, Government and Industry Relations, Schlumberger; Dave Collyer, Presidente de CAPP; y Subodh Gupta, SPE Heavy Oil Conference, Program Committee Chairperson - Chief, R&D, Cenovus Energy

Conferencias latinas Durante el Global Petroleum Show, Latinoamérica tuvo participación en una serie de conferencias a cargo de representantes de compañías petroleras y de gobierno con el objetivo de dar a conocer las oportunidades de inversión en hidrocarburos en algunos países de la región.

Eduardo Achem, Coordinador de Geociencias de Gas y Petróleo del Neuquén

Eduardo Achem, Coordinador de Geociencias de Gas y Petróleo del Neuquén, compartió en Calgary una presentación sobre la Provincia de Neuquén “The decision to grow with Energy”, en la que resaltó el potencial de esta provincia que alcanzó 100 años de producción de hidrocarburos, con una contribución en 2013 del 21% en la producción de petróleo de Argentina, y 44% del gas. Representantes de la compañía junior internacional Crown Point Energy profundizaron en el actractivo del país para el desarrollo de sus recursos de petróleo y gas convencional y no convencional.

28 Julio 2014 / Petroleum 294

Carlos Mantilla, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la Agencia Nacional de Hidrocaburos dio detalles del avance de la “Ronda Colombia 2014, en la mirada de los inversionistas”. Mientras que Fernando Vargas, Embajador de Canadá en Colombia tuvo a cargo una conferencia sobre las mejores prácticas para hacer negocios en Colombia. También participó Lilia Manolova, Oficial de Inversión de Invest in Bogotá, agencia que agrupa a inversionistas públicos y privados y que trabaja para proyectar

internacionalmente a la ciudad de Bogotá. La representante enfatizó que la capital colombiana cuenta con las condiciones para convertirse en una importante hub de servicios de petróleo y gas, y que el país requerirá inversiones importantes en los sectores upstream, midstream y Downstream. Hablaron ampliamente sobre las oportunidades de negocio en el sector de hidrocarburos de Perú, Oscar Miró-Quesada, Gerente de Promociones y Comunicaciones de Perúpetro y José Bellina, Embajador de Perú en Canadá. Carlos Mantilla, VP Contratos de Hidrocarburos, ANH; Margarita Villate, Dir. Ejecutiva Campetrol; Diana Sanclemente, Sanclemente Fernández Abogados; Fernando Vargas, Embajador de Canadá en Colombia; Lilia Manolova, Oficial de Inversión, Invest in Bogotá; Nicolás Lloreda, Embajador de Colombia en Canadá; Juan Vargas, Colombian Canadian Chamber Of Commerce; y Stephen P. Benoit, Export Development Canada

José Bellina, Embajador de Perú en Canadá; junto a la delegación de Perupetro, representada por Oscar Miró-Quesada, Gerente de Promociones y Comunicaciones; y Carmen Gutiérrez, coordinadora del VIII Ingepet

Escenario

National Instruments mostró durante el GPS 2014 sus equipos de control y medición que incorporan tecnología de avanzada para todos los segmentos de la industria del petróleo y el gas. En su stand: Ash Beigi, Field Sales Engineer, Alberta; Gustavo Valdés, Americas Partners Marketing Manager

El grupo de profesionales de Jereh Group presente en el Global Petroleum Show, evento en el que exhibieron cinco de sus principales equipos para yacimientos petroleros y una serie de avanzados sistemas para simulación y adquisición de datos. Los equipos fueron en su totalidad adaptados específicamente para las condiciones de trabajo en Canadá

Hugo Martelli, Martelli Abogados; Guillermo Savasta, Desarrollo de Negocios, GyP del Neuquén; Pablo De Rosso y María José Machán, Martelli Abogados; Eduardo Achem, Coordinador de Geociencias, GyP del Neuquén; Lucrecia Frangella Saubidet, Martelli Abogados; y Benigno Rojas, Director Latin America, International and Intergovernmental Relations, Alberta Canadá

México estuvo representado en el GPS 2014 por su principal empresa estatal Pemex. Funcionarios compartieron información sobre los cambios que propone la Reforma Energética, proceso que incluye la posibilidad de realizar alianzas estratégicas

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Tecnología

Indicador Integrado de Interés:

Nueva Herramienta para Asignar Valor a Áreas de Exploración y Producción de Hidrocarburos Por Martín Essenfeld, Consultor Internacional; y Omar Medina, PetroNova, Colombia Resumen En este trabajo se integran en una sola herramienta, distintos segmentos para evaluar el “valor” de propiedades o parte de ellas, las cuales tengan expectativas para la exploración y producción de hidrocarburos. Esta nueva herramienta fue desarrollada partiendo de procedimientos presentados en el pasado por Medina (1), Yoris y Lugo (2) y Essenfeld (3). Luego de diseñarlo y desarrollarlo, el Algoritmo Integrador de la información de Exploración, Producción e Información de Campos Cercanos, se probó por métodos determinísticos y probabilísticos. A los resultados muy satisfactorios obtenidos en el pasado de las pruebas de las herramientas de valoración de prospectos exploratorios y de áreas de producción (por separado), se suman ahora las pruebas de la nueva herramienta que se ha desarrollado: Indicador Integrado de Interés. El resultado de este esfuerzo de desarrollo se ofrece ahora a los usuarios, para su aplicación confiable en la valoración de áreas de interés exploratorio y de producción.

Antecedentes Históricamente se han realizado esfuerzos muy serios por desarrollar herramientas que permitan jerarquizar la toma de decisiones desde el punto de vista exploratorio. Medina (1) y Yoris y Lugo (2). También, desde 1988 han habido esfuerzos importantes, en la misma dirección, orientados hacia el desarrollo de herramientas que permitan jerarquizar el “interés” o “valor” de paquetes de trabajos a pozos, adquisición de áreas para explotación o revitalización, venta de participaciones para generar fondos o repartir riesgos en Bloques Productores, y otras variantes, todo esto para apoyar los procesos de toma de decisiones de distintos niveles de importancia. Es decir que, para decisiones de distintas escalas, el concepto de “jerarquización sistemática” se ha utilizado para casos muy sencillos, tales como elegir entre un simple reacondicionamiento u otro dentro de la secuencia de trabajos disponibles a pozos, hasta el otro extremo en una escala enorme de elegir o jerarquizar entre uno u otro Bloque exploratorio, o decidir cuales sectores de Bloques Exploratorios “devolver” ante una situación de fondos limitados o la cercanía de las fechas de expiración de las licencias, u otra serie de situaciones en las que se requiere “jerarquizar opciones para tomar decisiones”.

Integración: Objetivo del Desarrollo El objetivo de este esfuerzo de investigación y desarrollo es utilizar lo que ya se ha avanzado en el pasado en el tema de Indicador de Interés en

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distintas áreas (exploración, desarrollo, y optimización de explotación) a fin de avanzar hacia una nueva generación de Indicadores Integrados de Interés (en lo adelante utilizando las siglas III). Es decir, se propone e inicia el desarrollo y prueba de un prototipo de III. El mismo incluirá lo más reciente logrado en las áreas de exploración, desarrollo, producción y optimización de operaciones. En estas cuatro áreas, se incluirá en la aplicación de la nueva herramienta el manejo sistemático de la información disponible de campos o áreas cercanas a la que se está evaluando.

Estructura del III Se propone estructurar la herramienta en cuatro segmentos así: Segmento 1 Exploración (EXPL) Segmento 2 Producción (PROD) Segmento 3 Campos o Producción Cercana (PROC) Segmento 4 Integración (INTE)

Segmento Exploración (EXPL) Se revisaron en detalle las Referencias 1 y 2 (Medina, Yoris y Lugo, respectivamente) sobre herramientas específicas para evaluación y ranqueo en el segmento de riesgo exploratorio. Se decidió, en esta oportunidad, utilizar para este Segmento 1 y en este desarrollo, el trabajo de Medina. Esta decisión se tomó en razón de su estructura sistemática, coherencia interna, facilidad de comprensión/utilización, y facilidad de integración a otros Segmentos. Del trabajo de Medina (1) se adoptó la estructura para este Segmento Exploratorio. Así, se proponen los siguientes cuatro Factores del Segmento Exploratorio: •Carga (CG) •Roca Recipiente/ Yacimiento (RY) •Trampa (TR) •Sello (SE) En lo referente a Carga (CG), Medina (1) separa el factor carga en dos elementos probabilísticos: Probabilidad de existencia de roca madre y la Probabilidad de Migración Efectiva, con los siguientes componentes:

A) Probabilidad de existencia de Roca Madre •Espesor •Extensión areal •Nivel de contenido orgánico •Madurez termal •Tipo de hidrocarburo generado

B) Probabilidad de Migración Efectiva •Vías de migración

Tecnología •Sincronización entre migración y formación de la trampa En lo referente a Roca Recipiente/Yacimiento (RY), Medina (1) lo considera un solo segmento probabilístico (Probabilidad de Existencia de Roca Recipiente Efectiva). Sin embargo, este segmento probabilístico único debe reflejar a su vez los siguientes elementos subyacentes: •Espesor del yacimiento •Extensión areal •Porosidad efectiva (capacidad de almacenamiento) •Permeabilidad (capacidad de flujo) En lo referente a Trampa (TR), se proponen los siguientes elementos: •Definición de la trampa •Cierre •Capacidad de retención •Retención post-entrampamiento Finalmente, el Sello (SE) aunque es un solo elemento probabilístico, debe considerar los siguientes factores:

Sello Vertical •Espesor del sello •Extensión areal del sello •Integridad del sello Sello lateral (yuxtaposición favorable) En resumen, el Segmento Exploración (EXPL) en este proyecto de desarrollo del III queda conformado por los cuatro factores antes indicados: Carga, Roca-Yacimiento, Trampa y Sello.

Segmento Producción (PROD) Se revisaron en detalle las Referencias 3 a la 6 sobre herramientas específicas para evaluación y ranqueo en el segmento de producción (PROD).

Factores del Segmento Producción (Opción 1) •Caracterización de los yacimientos del área •Tamaño de la Base de Recursos •Requerimientos para el desarrollo de reservas •Perfiles de producción futura •Costos de Inversión y Operación •Requerimientos Tecnológicos •Fortaleza y/o política de los Operadores •Análisis Económico Consolidado Cada uno de estos factores consta o se compone a su vez de un grupo de “elementos individuales”.

Factores del Segmento de Producción (Opción 2)

Segmento Integración (INTE) Una vez que se ha propuesto la arquitectura de tres segmentos (Exploración, Producción y Campos Cercanos) para el Indicador, se genera un algoritmo o sistema de algoritmos que debe permitir lo siguiente al usuario: •Asignar pesos a cada segmento del mismo •Relacionar los segmentos entre sí •Sugerir al usuario una escala de pesos por segmento •Indicar una escala de puntaje que asigne valores numéricos al Indicador

Algoritmo Integrador Se plantea, en primera instancia, para el Indicador Integrado de Interés, una expresión del siguiente tipo: III = F1 (EXPL) + F2 (PROD) + F3 (PROC)….. (Ecuación 1) Donde F1, F2 y F3 son los factores de peso expresados en fracción (elegidos por el usuario de acuerdo al énfasis que desee dar a ese segmento (EXPL, PROD, PROC) en la evaluación. En principio: F1 + F2 + F3 = 1.0………………………….…(Ecuación 2) y por tanto: F1= Fracción entre 0.0 y 1.0 F2= Fracción entre 0.0 y 1.0 F3= Fracción entre 0.0 y 1.0

Enfoque Probabilístico para las Variables EXPL, PROD y PROC Aunque se realice un análisis de la sensibilidad de los resultados del Indicador (III) al variar los pesos que representan el interés o preferencia del usuario, ello se completa para poder concluir que el III responde satisfactoriamente a cambios, aunque fueran menores o sutiles, a esos pesos como reflejo del usuario. Sin embargo, se ha observado que, a todo evento, el interés o preferencia del usuario se puede y debe definir con certeza antes de utilizar el Indicador. Esto es, aunque luego se haga un análisis de sensibilidad de los resultados, ante posibles variaciones menores. No se puede decir lo mismo de los Segmentos EXPL, PROD y PROC. Especialmente EXPL y PROD deben ser variables en el tiempo, a medida que se recaba mayor información sísmica, se perforan pozos exploratorios, se completan como productores algunos pozos designados originalmente exploratorios, y en general “maduran” las áreas en lo que se refiere a su análisis.

•Yacimientos Existentes •Pozos Existentes La Opción 2 constituye una ruta mucho más simple en el proceso de asignación de “valor” dentro del Indicador III.

Segmento Campos o Producción Cercana (PROC) La inclusión de este Segmento (PROC) pretende vincular al área sometida a evaluación con el Indicador, la información más relevante que se conozca de áreas vecinas, preferiblemente productoras. Este segmento debería incluir los siguientes factores: •Distancia •Calidad de campos cercanos •Dificultades operacionales en campos cercanos Este segmento pretende utilizar la información de campos cercanos para proyectar valor, positivo o negativo, hacia el área sometida a evaluación.

Figura 1. Esquemático del Proceso de Estimación Probabilística del Indicador Integrado de Interés

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Tecnología Con la herramienta probabilística se evaluaron, por esa vía, seis Escenarios de Bloques Exploratorios y Productores, cuyas características generales se indican a continuación: • Excelente Bloque Exploratorio sin producción y con moderada información cercana • Bloque Exploratorio con producción y moderada información cercana • Bloque Exploratorio sin producción ni información cercana • Bloque totalmente productor, con bajo potencial exploratorio adicional y moderada información adicional y moderada información cercana • Bloque con valores intermedios en todos los segmentos En la Tabla 1 se muestra la comparación de estos resultados probabilísticos con los valores determinísticos:

Tabla 1. Resultados Determinísticos vs Probabilísticos VALOR DEL INDICADOR INTEGRADO DE INTERÉS F1

0.20 Serie A

0.30 Caso Base

0.40 Serie B

0.50 Serie C

0.60 Serie D

0.70 Serie E

Caso 4.2.1 Determinístico Probabilístico

100 109

140 146

180 182

220 218

260 254

Caso 4.2.2 Determinístico Probabilístico

185 185

200 200

215 215

230 230

245 245

260 260

Caso 4.2.3 Determinístico Probabilístico

60 77

90 105

120 134

150 162

180 189

210 217

300 290

Caso 4.2.4 Determinístico 250 230 210 190 170 150 Probabilístico 250 230 210 190 170 150 Caso 4.2.5 Determinístico 200 200 200 200 200 200 Probabilístico 200 200 200 200 200 200

Como se observa, la comparación es muy favorable, lo que demuestra que se tiene ahora disponible una herramienta que permite evaluar EXPL, PROD y PROC, con procedimientos probabilísticos que consideran e incluyen (con la profundidad que desee el usuario) los distintos factores que inciden sobre la valoración de estos segmentos.

Conclusiones 1. Se concluye que se ha desarrollado, evaluado y probado una nueva herramienta integrada (Exploración, Producción e Información de Áreas Cercanas) que se denomina Indicador Integrado de Interés (III). 2. El mismo integra desarrollos pasados en el Área o Segmento Exploratorio (EXPL), Área o Segmento de Producción (PROD) y Área o Segmento de Información de Producción de Áreas Cercanas (PROC). 3. Adicionalmente, se ha probado exitosamente un procedimiento probabilístico para estimar valores de EXPL, PROD y PROC, el cual permite incluir para cada uno de ellos los factores individuales descritos en el trabajo. 4. Con la herramienta probabilística se evaluaron, por esa vía, seis escenarios de Bloques Exploratorios y Productores, cuyas características generales se indican a continuación:

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• Excelente Bloque Exploratorio sin producción y con mode rada Información cercana • Bloque Exploratorio con producción y moderada información cercana • Bloque Exploratorio sin producción ni información cercana • Bloque totalmente productor, con bajo potencial exploratorio adicional y moderada información adicional y moderada información cercana • Bloque con valores intermedios en todos los segmentos 5. También se evaluaron en la modalidad probabilística y para análisis de sensibilidad de los resultados, cinco series de variación de pesos de Casos Base, para un total de 30 casos ejemplo. 6. Los resultados de la evaluación probabilística de esos 30 casos, confirman que: una vez elegidas las distribuciones probabilísticas que reflejan de manera certera las suposiciones o condiciones utilizadas en el Análisis Determinístico del trabajo, los resultados probabilísticos P50 del Indicador Integrado de Interés se comparan muy favorablemente con los resultados determinísticos. 7. Se adelanta ahora la prueba y aplicación del Indicador Integrado de Interés a una serie de Bloques de una extensa área con prospectos exploratorios y alguna producción establecida dentro y fuera de las áreas bajo evaluación. Se incluye en el trabajo en progreso, la desagregación de los Bloques en Áreas Parciales dentro de cada Bloque, a fin de evaluar al final su “valor absoluto y relativo dentro de cada Bloque”.

Agradecimientos Los autores reconocen y agradecen a los Ings. Javier Arana y Camilo Hernández, por su colaboración en el desarrollo de la sección correspondiente a la evaluación probabilística de variables. Igualmente se agradece el apoyo brindado en todo momento por la empresa PetroNova Colombia.

Referencias 1. Medina Omar. “Análisis de Riesgo Exploratorio” Comunicación personal a Martín Essenfeld, Petronova Colombia – Bogotá (Colombia), Diciembre 2012 2. Yoris Franklin, Lugo Jairo. “Características de la trampa estratigráfica de Carbonera Basal en el sureste de los Llanos Orientales”, Pacific Rubiales Energy – Bogotá (Colombia), Septiembre 2009 3. Essenfeld Martín. “Indicador Cualitativo de Interés – Pruebas de campo en Venezuela”. Petróleo Internacional – Caracas (Venezuela), Enero 2006 4. Essenfeld Martín, Vera Luis. “Desarrollo de Indicadores Cualitativos de Intereses para Localizaciones de Pozos de Desarrollo y Trabajos RA/RC”, VII Jornada Técnica de Petróleos, Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleos – Puerto de la Cruz (Venezuela), Junio 1989 5. Castillo Carla, Esssenfeld Martín, Trebolle R. “Desarrollo y Prueba de una Metodología para incrementar la Producción en Áreas bajo Convenio Operativo”. Trabajo especial de Grado, Universidad Central de Venezuela – Enero 2002 6. “Indicador de Interés – Metodología y Manual de Operación” EGEP Consultores S.A, Caracas (Venezuela) – Abril 2003 7. “Risk Analysis Simulation Using the Montecarlo Method” Palisade Corporation, Abril 2003.

Tecnología

Tecnologías Emergentes en la Construcción de Pozos Petroleros Edmundo E. Ramírez, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum

Dentro de la amplia gama de tecnologías emergentes para la construcción de pozos, en este trabajo se mencionan algunas de alto impacto como la perforación con el revestidor, los sistemas de doble gradiente y el uso de las tuberías expandibles

l requisito básico de la tecnología de construcción de pozos petroleros, es el de proporcionar acceso seguro y económico a las formaciones geológicas del subsuelo para evaluar y/o optimizar su potencial de producción o para producir el recurso existente allí. Esto se ha reforzado por el hecho de que los recursos de petróleo y gas se encuentran ahora en yacimientos con un alto grado de agotamiento o en ambientes de perforación difíciles, como el Golfo de México o los yacimientos presalinos costa afuera de Brasil. No pretende el presente artículo hacer referencia a todas las tecnologías emergentes en materia de construcción de pozos, porque resultaría muy extenso y por habernos referido a algunas de ellas en publicaciones anteriores de Petroleum, como la tecnología de pozos multilaterales, completaciones inteligentes, etc. Nos referiremos en esta oportunidad a las tecnologías de alto impacto, susceptibles de ser comercializadas o masificado su uso en los próximos años,

como la perforación con el revestidor, los sistemas de doble gradiente y el uso de las tuberías expandibles.

Perforación con el revestidor Perforar el pozo con la tubería de revestimiento, en lugar de hacerlo con la sarta de perforación convencional, elimina la necesidad de sacar esta sarta, para luego bajar la tubería de revestimiento. Además reduce las pérdidas de circulación, mejora el control del pozo, y reduce el tiempo no productivo del equipo de perforación. Al mismo tiempo disminuye el riesgo de desviaciones no programadas o atascamiento de tuberías, menos viajes de entrada y salida

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rables, en la Vela de Coro se utilizó este último, también mechas PDC perforables y sistema CDS (Casing Drive System) para el apriete de la tubería de revestimiento; fueron tres factores fundamentales en el éxito de la perforación con el revestidor en la Vela de Coro.

Sistemas de perforación de doble gradiente

del pozo, mayor seguridad en su posicionamiento y menores costos. Su éxito ha llevado su uso hasta en la perforación direccional. Debe mencionarse que esta tecnología fue probada con éxito en Venezuela, en La Vela de Coro, para minimizar riesgos durante la perforación de hoyos en las zonas de gas somero, porque este proceso es especialmente útil en la perforación de zonas blandas con diámetros de revestidores grandes, en los cuales se pueden igualar fácilmente las tasas de penetración obtenidas mediante la perforación convencional y las ventajas en el ahorro de manejo de tuberías. Aunque se puede usar ensamblajes de fondo (BHA) recuperables y no recupe-

Uno de los tantos retos que enfrenta la perforación de pozos en aguas profundas, es la limitada ventana que existe entre la presión de la formación y su presión de fractura. Esto hace absolutamente crítica la necesidad de que el gradiente de presión del fluido de perforación para controlar la presión de la formación, no conlleve a su fractura. Tal vez una de los retos más importantes en el área de tecnologías de alto costo para enfrentar los desafíos de perforación de pozos en aguas profundas, que tiene la industria, es el desarrollo de sistemas de perforación de doble gradiente (DGDS, por sus siglas en inglés). Se usa normalmente en aguas de una profundidad mayor a 5000 pies y también en pozos en tierra de gran profundidad. Se trata de no usar la misma densidad de fluido de perforación desde el tope hasta el fondo del pozo, lo cual permite obtener las siguientes ventajas: a. Se puede llegar a mayor profundidad, sin exponer la formación a altas presiones de la columna del lodo de perforación, con menor número de revestidores b. Reducción de la capacidad de los taladros en la perforación en aguas profundas c. Reducción de las pérdidas de lodo d. Reducción del tiempo improductivo.

Tecnología Tipos de DGDS Como se mencionó en el DGDS, el pozo se perfora con gradientes de fluido diferentes en el espacio anular. La manera como esto se logra depende del entorno operativo. En todos los casos el objetivo es lograr el ajuste de la presión del fondo del pozo dentro de un rango predeterminado sin cambiar la base ni el peso del fluido de perforación. Existe una tecnología en desarrollo, con mucha tendencia a extenderse, que consiste en el bombeo de aditivos sólidos livianos (LWSA´s por sus siglas en inglés), en la línea de lodo, utilizando un equipo mínimo y reduciendo riesgos en la operación. Los LWSA´s utilizados hasta la fecha consisten en esferas de vidrio y de polímeros. Mostramos a continuación la configuración de esta operación. Como lo hemos mencionado un importante uso del DGDS, es el ahorro de sartas de tuberías de revestimiento y por tanto la posibilidad de llegar con un diámetro mayor a la profundidad

final, tal como lo mostramos en las siguientes gráficas.

Tubulares expandibles Una de las novedades más interesantes en la última década en la industria petrolera ha sido las tuberías expandibles porque ofrecen la posibilidad de construir un pozo de un solo diámetro o un “ monoborehole” (por sus siglas en inglés) y el diámetro final del pozo no está limitado por el diámetro inicial del pozo. Como resultado, el enfoque en los tubulares se ha concentrado en los revestidores expandibles. Grandes compañías de servicio han unificado esfuerzos en la comercialización de este tipo de tubería. El revestimiento de producción se puede correr y expandir sin limitaciones por el diámetro del revestidor anterior. Zonas de pérdida de circulación, lutitas hinchables y otros problemas de perforación se pueden controlar con estas tuberías, según sea necesario, sin poner en riesgo la profundidad total planificada.

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SHA

Plan de Seis Pasos para una Remediación Ambiental Exitosa Por María Gabriela Requiz, Consultora Ambiental, Vepica

Una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa

egún la Agencia de Protección Ambiental de EE.UU. (EPA, por sus siglas en inglés), cada año se reportan de 1.800 a 2.400 derrames de petróleo, generados por diversas fuentes, entre las cuales encontramos fugas en tanques de almacenamiento, derrames ocurridos en el proceso de producción y accidentes durante el transporte del material, entre otros. Esto equivale a millones de galones de contaminantes que inundan el ambiente cada año. La frecuencia de los derrames ha aumentado de forma alarmante durante las últimas décadas, pasando de 2.900 barriles de petróleo y otros productos químicos tóxicos derramados en 1980 a más de 4.400 barriles en 1990. Sólo en Estados Unidos, durante los primeros cinco meses de 2013, se documentaron tres grandes derrames. A medida que crece la demanda de energía, se prevé que la producción de petróleo aumente en todo el mundo. Con ricos depósitos en toda la región, América Latina tiene el 20% de las reservas mundiales de petróleo. Se espera que la región, que ya es líder en la producción de petróleo, sume alrededor de 7.5 billones de barriles al día, duplicando los resultados actuales de aquí al 2025.

A pesar de un riguroso control y avanzados métodos de extracción, se presentan fallas en los equipos, los pozos tienen fugas, las tuberías se fracturan y los derrames ocurren. Sólo en Venezuela para el 2011, fueron documentados 4.052 derrames de petróleo y otras descargas de sustancias químicas en aguas superficiales, aguas subterráneas y suelo, un aumento de más del 69% respecto al año anterior. En respuesta, el personal del área ambiental de Vepica, en base a su experiencia de primera mano y la experiencia de nuestros ingenieros, desarrolló un plan de seis pasos para usarse como una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa.

Paso 1: Evaluación Preliminar Este es el punto de partida. Se recopila información del sitio y se analiza. Se identifican lagunas o falta de información. Se trata de un estudio teórico; un procedimiento de revisión de todos los documentos disponibles relacionados con el sitio. Esto incluye la revisión de la historia y antecedentes del sitio, la geología e hidrogeología del sitio, así como fotografías aéreas. También se debe revisar la legislación nacional

e internacional aplicable. El resultado de este primer paso es el plan de remediación preliminar, que se puede ajustar a medida que avance el plan.

Paso 2: Caracterización del sitio Este segundo paso, denominado Evaluación Ambiental del Sitio (ESA, por sus siglas en inglés) Fase I, consiste en entrevistar a los propietarios, a los entes involucrados, vecinos y representantes de alcaldías. La caracterización del sitio complementa, y en algunos casos verifica, la información obtenida a través de la evaluación preliminar. Al terminar la Fase I, inicia una Fase II de la ESA. En la mayoría de los casos se trata de un estudio de muestra de gases del suelo, que es un método de inspección para la detección de compuestos orgánicos volátiles (COV) - el grupo más abundante de compuestos contaminantes de las aguas subterráneas. Si la conclusión de esta evaluación indica una elevada posibilidad de encontrar contaminantes en el suelo y en las aguas subterráneas, el siguiente paso es la instalación de pozos de monitoreo. Durante este proceso son captadas muestras de suelo y aguas subterráneas para determinar la concentración de contaminantes. Los resultados obtenidos a partir de la instalación de los pozos de monitoreo permiten identificar el tipo y concentración de los contaminantes presentes, la extensión del área afectada y la dirección del flujo subterráneo del agua. Esta información es la clave para el desarrollo de la estrategia de remediación que se menciona a continuación, lo cual permite estimar el tiempo y el costo de la limpieza.

Paso 3: Desarrollo de la estrategia de remediación Derrame de petróleo en una refinería de Venezuela (2011)

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En este punto, el equipo de remediación evalúa las posibles tecnologías de limpieza a utilizar, teniendo en cuenta todas las va-

SHA riables. Estas variables incluyen el tipo y concentración de contaminantes, el tamaño del área afectada, la accesibilidad al sitio y uso de la tierra. El uso de la tierra es la variable más importante, ya que indica los valores de limpieza que se deben alcanzar. Las tecnologías y metodologías que se aplican con mayor frecuencia en las estrategias de remediación consisten en sistemas de bombeo y tratamiento, la remoción de tanque de almacenamiento subterráneo, equipos de extracción de vapores del suelo (SVE, por sus siglas en inglés), inyección de aire, bioremediación, entre otros.

Paso 4: Implementación de la tecnología de remediación Un sistema de bombeo y tratamiento es el sistema de recuperación de producto libre (contaminante) mayormente utilizado. El cual es instalado en un pozo de recuperación, que consta de una tubería ranurada, que se extiende desde el límite superior del producto flotante hasta por debajo del nivel acuífero. En este se coloca una bomba de succión de tal manera que pueda bombear el agua y a la vez el producto. Estos sistemas son relativamente económicos y fáciles de operar, sin embargo pueden introducir compuestos orgánicos solubles al agua durante el proceso de extracción, por eso en ocasiones es necesario un sistema de tratamiento de agua.

El suelo contaminado con compuestos orgánicos volátiles (COV) puede ser remediado utilizando un SVE. Este proceso es análogo al sistema de bombeo y tratamiento para las aguas subterráneas y funciona mediante el movimiento de aire a través del área de contaminación en la zona denominada no saturada, que es el área entre el nivel acuífero y la superficie. El contaminante se moviliza con el aire y se retira, de manera similar al agua en movimiento a través de un acuífero, el aire fluirá naturalmente a través de los materiales más permeables y pasará por alto las zonas de baja permeabilidad. Es importante tener en cuenta los vapores de hidrocarburos que migran a través del suelo y se acumulan en los sótanos, donde podrían incendiarse o explotar. En algunos casos, se instala un sistema de SVE junto con un sistema de inyección de aire para acelerar el proceso de remediación. El aire se inyecta en el acuífero a través de un tubo de perforación que se encuentra debajo de la zona de contaminación del agua subterránea. La idea es que

Extracción de vapor del suelo (SVE) e Inyección de aire Cortesía de Contaminant Hydrogeology por C.W. Fetter

las burbujas de aire aceleren el proceso de remoción de los compuestos orgánicos volátiles que se encuentran solubilizados en el agua subterránea y en los espacios intersticiales del suelo, para luego ser recuperados por el sistema SVE.

Sistema de bombeo y tratamiento Cortesía de Contaminant Hydrogeology por C.W. Fetter

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SHA Un ejemplo de cómo se utilizan estas tecnologías sucedió durante los estudios preliminares para la construcción de una segunda línea del sistema metro en Caracas, Venezuela. Durante los estudios realizados por los técnicos especializados, se encontraron con que varias estaciones de servicio presentaban derrames de gasolina en el suelo, a lo largo de la ruta sobre la cual se iba a construir la línea subterránea del metro. Expertos en remediación instalaron sistemas SVE para reducir la concentración de COV y evitar explosiones potenciales, especialmente cuando la máquina perforadora pasara a través de esa área. Finalmente, la remediación fue exitosa y el túnel se terminó a tiempo, sin incidentes.

Paso 5: Remediación y mitigación Por lo general, la etapa más larga y más costosa, este paso implica la operación y mantenimiento del sistema de remediación instalado. También incluye actividades de monitoreo a lo largo del tiempo. La remediación y la mitigación incluyen la operación del equipo junto con la detección de las variaciones de las concentraciones de contaminantes, que por lo general se monitorea mediante el análisis de muestras de aguas subterráneas y/o del suelo. Los cambios en la concentración de contaminantes en el sitio podrían indicar el agotamiento de la fuente, rebote o efectos estacionales creados por períodos lluviosos y secos. Todos estos factores se deben evaluar con el fin de identificar posibles problemas durante el proceso de remediación y para poder hacer modificaciones y optimizar las actividades de saneamiento. La supervisión de estos cambios también garantiza que el equipo está operando de acuerdo con las especificaciones y ayuda a determinar si se necesitan aportes económicos adicionales.

Paso 6: Reurbanización / Reutilización del Sitio Con la limpieza completa, el dueño del sitio y/o los entes involucrados pueden analizar todos los datos obtenidos durante los primeros cinco pasos para empezar a planear la remodelación o reutilización del área remediada. Sin embargo, es importante mencionar que no se puede hacer modificación alguna

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al sitio hasta que se obtenga la liberación o declaración de limpieza absoluta del sitio. En algunos casos esta autorización legal la otorga el Ministerio del Medio Ambiente, y/o en algunos casos, el ayuntamiento local o tribunales municipales. En nuestra experiencia, la mayoría de los sitios remediados quedan abandonados o utilizados con fines recreativos (construcción de canchas deportivas). Como ejemplo de una limpieza exitosa, en un pequeño pueblo al sur de Caracas, Venezuela, en una estación de servicio, uno de los tanques de almacenamiento subterráneo presentó fugas, se derramaron alrededor de 3.300 galones (12.500 litros) de combustible en el subsuelo. Debido a la topografía local, la gasolina comenzó a infiltrarse en dos terrenos del pueblo situados a menos de 500 metros gradiente abajo de la estación. En una de las propiedades, el producto químico apareció sobrenadante en el suelo cuando este estaba siendo preparando para la siembra de cultivos. En la otra casa, ubicada al frente de la primera, los olores de la gasolina comenzaron a impregnar el cuarto de baño. Unos días más tarde, la gasolina flotaba visiblemente sobre el agua del inodoro. La estrategia de remediación inicio con la ejecución de una Fase I, mediante un estudio de gases en suelo, fueron perforados más de 30 puntos. Con base en los resultados obtenidos, se instalaron 65 pozos de monitoreo en toda la ciudad. Fue instalado un sistema SVE en la primera casa junto con un sistema de bombeo para recuperar el producto libre. La segunda casa fue demolida y los propietarios fueron trasladados a otra casa local. Dentro de las áreas contaminadas, el producto libre se recuperó mediante pozos de recuperación de forma manual. El proceso de remediación tuvo una duración de cinco años, en el cual fueron realizados muestreos de aguas subterránea semestral, como parte del plan de monitoreo. El sistema SVE funcionó de forma continua durante 12 meses. Después del primer año, la operación se redujo a cada dos semanas, hasta que la concentración de COV fue inferior a 100 ppm. Se recuperaron aproximadamente 2.200 galones (8.330 litros) de gasolina. El área donde alguna vez estuvo la casa demolida se

usó para construir una cancha de baloncesto. En cambio en la primera casa, el propietario esperó un año más, a que la atenuación natural completara el proceso de remediación.

Resumen Este plan de seis pasos ha demostrado ser muy exitoso en la rehabilitación de sitios que han sido contaminados para que puedan ser reutilizados o para modificar su uso. Aún así, la mejor estrategia de remediación siempre se basa en la prevención. ¿Es posible lograrlo con el alto índice de actividad de producción en todo el mundo en los próximos años? Creemos que sí. Se requiere conciencia ambiental, la cual debe ser incluida durante la fase de diseño y planificación de la construcción de cualquier sitio donde se va a procesar o manipular sustancias químicas, incluyendo estaciones de gasolina, refinerías, sitios de almacenamiento de productos químicos y otras instalaciones. Al tener en cuenta los criterios ambientales en las primeras etapas de la ingeniería para cualquier sitio y mediante la inclusión de medidas de contingencia para contención de derrames de contaminantes, los propietarios y administradores de proyectos pueden minimizar las probabilidades de derrames, fugas, fracturas de tuberías u otros accidentes. Sin embargo, si ocurre un derrame y se hace necesaria la limpieza, estos seis pasos garantizarán que el sitio sea recuperado.

María Gabriela Requiz es Consultora Ambiental en Consultoría Ambiental de Vepica, líder mundial en ingeniería ambiental y consultoría para la industria energética. Mayor información: www.vepica.com/ servicios_ambiente.html

Calendario

01 - 03 Julio

IV Congreso Integral de Hidrocarburos - XXIV Exposición Latinoamericana del Petróleo Maracaibo, Venezuela

www.grupobgdeventos.com/laps-2014

23 - 25 Julio

Colombia Investment Conference Oil & Gas Cartagena, Colombia

20 - 21 Agosto

26 - 27 Agosto

7mo. Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2014

I Simposio Latinoamericano de Talento Humano y Gestión del Conocimiento en la Industria de Petróleo y Gas

Santa Cruz, Bolivia

Lima, Perú

info@colombiaoilandgas2014.com

Media Partner

www.boliviagasenergia.com

2 0 1 4

04 - 07 Noviembre Expo Oil & Gas 2014 Bogotá, Colombia

www.expooilandgascolombia.com

www.arpel.org

Revista Oficial

2 0 1 4 09 – 10 Julio - 8th Andean Energy Summit

01 – 03 Septiembre - 20th Latin Oil Week

23 – 24 Julio - Campos Maduros Argentina 2014

10 – 11 Septiembre - SPE Deepwater Drilling and Completions Conference

Bogotá, Colombia - www.andeanenergysummit.com

Buenos Aires, Argentina - www.campos-maduros-argentina-2014.com

Río de Janeiro, Brasil - www.globalpacificpartners.com/events

Galveston, USA - www.spe.org

11 – 15 Agosto - XI Semana Técnica de Geología Universidad Industrial de Santander - Bucaramanga, Colombia

10 – 11 Septiembre - Mexico Energy Summit

11 – 16 Agosto - XXXIV Convención Panamericana de Asociaciones de Ingeniería - UPADI Bolivia 2014

11 – 12 Septiembre - SPE Integrated Intelligent Completions

25 – 27 Agosto - Unconventional Resources Technology Conference - URTeC

15 – 18 Septiembre - Rio Oil & Gas Expo and Conference

20 – 22 Agosto - NAPE 2014 South Expo

16 – 17 Septiembre - 2014 IADC Advanced Rig Technology Conference & Exhibition - Galveston, USA

www.semanageologiauis.wix.com/xisemanageologiauis

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia - www.upadibolivia2014.com

Denver, USA - www.urtec.org

Houston, USA - www.napeexpo.com

México, D.F., México - www.latinmarkets.org/forums/ mexico-energy-summit/

Río de Janeiro, Brasil - www.spe.org/events/14ario

Río de Janeiro, Brasil - www.ibp.org.br

www.iadc.org

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

40 Julio 2014 / Petroleum 294

Warehouse

Blindobarras, una conexión eléctrica inteligente que potencia la confiabilidad operacional El novedoso sistema de distribución eléctrica presente en Colombia por más de 8 años, permite una distribución más eficiente, sencilla y económica

l desarrollo tecnológico de sistemas de conexión eléctrica a nivel mundial ha evolucionado en los últimos 35 años para hacerse presente de forma activa en el siglo XXI en el cumplimiento de los niveles de confiabilidad exigida en la operación de los sistemas dinámicos de energía. Los sistemas Blindobarras han probado su eficiencia y efectividad en la prevención y eliminación de fallas y costos de mantenimiento asociados a sistemas convencionales. Esta tecnología es comercializada en Colombia por la empresa Blindobarras LLC, registrada en Bogotá y asociada con aliados nacionales e internacionales. César Jiménez, Gerente General de la firma, destaca que la propuesta de valor de la compañía se centra en diseñar, fabricar, instalar y habilitar soluciones para todas las

necesidades de conexión eléctrica tanto en el sector residencial, comercial e industrial, incluyendo la Industria Petrolera. Dentro de esta propuesta, ya presente en Colombia, Perú, México, Ecuador y Venezuela, se han instalado más de 500 sistemas de capacidades por encima de los 5000 amperios. La fabricación de las blindobarras la realiza la internacional Wetown-China, expertos mundiales en el diseño y construcción de dichos sistemas, cuya calidad cuenta con las certificaciones emitidas por las organizaciones KEMA (DEKRA), OSHRAM, CIDET e ISO, entre otras, validadas por el Ministerio de Minas y Energía y la Superintendencia de Industria y Comercio Colombiano. Las blindobarras son 100% reutilizables, garantizan una mejor regulación y baja caída de tensión, mínimo tiempo de instala-

ción y de mantenimiento, y un alto grado de seguridad. Cuando se utilizan las barras apropiadas en un diseño eléctrico las posibilidades de fallas, incluyendo incendios, se reducen al mínimo en comparación con sistemas tradicionales. “Nuestros diseños son más compactos, livianos, robustos y fácil de instalar”. Blindo Service, Blindo Meter y Blindo Breaker, son algunos de los sistemas disponibles para la construcción y mantenimiento de redes de distribución, redes compactas y líneas energizadas; instalación de alumbrado público con medición inteligente; así como la comercialización y suministro de productos eléctricos y telefónicos de calidad mundial, entre otros. Información y contacto: www.Blindobarras.com; cjimenez@blindobarras.com

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Laberinto Energético en Chile Álvaro Ríos Roca*

Si los proyectos de carbón no se desarrollan y los de agua se postergan aun más, a Chile no le queda mas que apostar por más gas natural que debe venir vía GNL

omo todo país en el mundo, Chile ha buscado y busca planificar una ecuación ideal en su sector energético. Es decir, contar con una matriz energética diversificada, con seguridad de abastecimiento, con precios competitivos, introduciendo energías renovables menos contaminantes e impactando lo menos posible el medio ambiente en los desarrollos energéticos propios. La fuerte contaminación ambiental en su capital Santiago es un tema que pesa en esta planificación.

Gas de Argentina y Cortes Chile es un país deficitario en recursos energéticos y con escasos desarrollos propios. En el sector de generación eléctrica, apostó por gas natural de Argentina para complementar generación hidráulica propia y así desplazar a los más contaminantes y costosos derivados del petróleo y también al más contaminante carbón. También apostó al gas natural de Argentina para reemplazar contaminantes y costosos derivados del petróleo en su sector industrial, comercial y al GLP en el sector doméstico y finalmente para tratar de convertir algo del parque de transporte a GNV. Seguramente también pretendía introducir paulatinamente energías renovables, que no estaban con mucha fuerza en esa época en el radar del planeta. Chile había construido una senda hacia una ecuación ideal en su matriz energética. Aconteció lo que todos sabemos. Los múltiples gasoductos construidos desde Argentina al sur, centro y norte del Chile fueron

FE DE ERRATAS En la Pág. 22 de la edición Junio 2014 / Petroleum 293, donde dice “Pemex es la empresa de mayor producción en aguas profundas”, debió decir “Pemex es la empresa de mayor producción en aguas someras”. 42 Julio 2014 / Petroleum 294

quedando vacíos y Chile tuvo que hacer un viraje muy rápido de vuelta a los derivados del petróleo y comenzar la búsqueda de GNL en el mercado global. Abastecimiento de gas natural de los vecinos Perú y Bolivia eran y son socialmente y geopolíticamente inviables.

Impacto de los precios del petróleo Pero, el golpe a Chile fue doble, debido a que mientras los cortes de gas natural se fueron incrementando a partir del 2002, los precios del petróleo y sus derivados se incrementaron de 25 a 30 USD/barril hasta 140 USD/barril el 2008. Desde entonces el precio del petróleo se ha estabilizado alrededor de 100 USD/barril. Mientras los precios del petróleo subían, las energías renovables como el biodiesel y las intermitentes solar y eólica sobre todo, se posicionaban como alternativa. Estas energías aun muy costosas, surgieron con muy fuerte impulso en Europa y desde Europa hacia Latino América, y a Chile por supuesto. Desde la crisis económica en Europa y con la aparición en escena del shale gas en USA, los fuertes impulsos hacia energías renovables han amainado bastante, incluyendo en el viejo continente. Otro hecho que impacta a Chile es el maremoto en Fukushima, que detiene planes nucleares a nivel global y hace crecer la demanda de GNL, principalmente en Asia, con un muy fuerte impacto en el precio del commodity y en sus precios spot. Es en este escenario es que se encuentra Chile. Lo que es peor, su sociedad no concibe proyectos nucleares y rechaza fuertemente los proyectos a carbón. Los proyectos hidráulicos están en el sur, para los cuales también existe una muy fuerte oposición ambiental para las centrales y la transmisión. La sociedad demanda energías limpias renovables, que son más costosas e intermitentes, pero que no son masivas para

las necesidades del país. Un poco al estilo Europa. Empero las empresas industriales y mineras, así como los sucesivos gobiernos de turno quieren energía muy competitiva para reactivar la economía y no necesariamente la más limpia o renovable. Si los proyectos de carbón no se desarrollan y los de agua se postergan aun más, a Chile no le queda mas que apostar por más gas natural y que debe venir vía GNL de varios lugares del planeta. Muchas voces se escuchan que señalan que las futuras plantas de licuefacción en Norte América son una solución para la dinámica chilena. Desde el punto de vista de seguridad de abastecimiento esto es totalmente cierto. Pero en cuanto a precios, se debe competir por el GNL con los mercados asiáticos y europeos que son un mercado esponja para el gas natural. Al igual que Argentina, Brasil, Uruguay y próximamente Colombia, Chile es un tomador de precios y está a merced de los mercados internacionales. Solo queda pedir que la oferta de Australia, de Rusia, de Catar y de Norte América este por encima de la demanda, para que los precios de GNL en Chile y América del Sur sean más bajos. Chile también podría acceder más adelante a energía eléctrica generada en el sur de Perú a partir del Gasoducto Sur Peruano, pero que seguramente estará vinculada a precios de oportunidad de generación eléctrica en Chile, y de ninguna manera será energía competitiva. Solo proyectos de agua y complementario carbón podrán solucionar la competitividad en los precios de energía, pero hasta el momento son socialmente inaceptables. Este es el laberinto energético en el que se encuentra Chile. * Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo