Julio 2011 - Petroleum 258

Julio 2011

Co de ng re B P s RE ogo etró o C t VI á, le olo ST No o A v 2 y G mb OF 2 - a ia IC 25 s no IA L

La Revista Petrolera de América Latina

Especial

» Juntos por el Gran Premio Fórmula Saxon

Reporte

» Los recursos de gas de esquisto en Latinoamérica

Preview

» Heavy Oil Latin America – HOLA 2011 Julio 2011 / No 258 Petroleum

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Julio 2011 / No 258 / Petroleum

Contenido Julio 2011 Año 27, Nº 258

La Revista Petrolera de América Latina

17 Doce “escuderías” de perforación compiten por el primer lugar de la Fórmula Saxon Portada: Para lograr la perfecta integración de un innovador programa orientado a mejorar el desempeño en labores de perforación, Saxon Energy Services patrocina el equipo de carreras Saxon Racing

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600 trabajadores de Pdvsa profundizaron en sus acciones y compromisos con la gestión de calidad

PREVIEW

IN SITU

ESPECIAL

6 I Encuentro con la Calidad de Pdvsa

17 Fórmula Saxon

Con la finalidad de compartir experiencias en materia de Gestión de la Calidad, e incentivar el compromiso con el mejoramiento continuo de los procesos, el 16 y 17 de Junio se celebró esta jornada en El Menito, estado Zulia, con la participación del personal de las distintas organizaciones de la Dirección Ejecutiva de Occidente de Pdvsa

8 Soluciones Portátiles Duradeck Innovatech Strategic Solution, firma especializada en brindar productos y servicios para al sector petróleo, gas, minería e industria, realizó el 20 de Mayo en Bogotá una demostración y prueba de la innovadora línea de carreteras y plataformas portátiles Duradeck

AGENDA ACIPET

Locomotora para el progreso

Conozca todos los detalles del XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que organiza la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos con el patrocinio de la ANH y Ecopetrol

SECCIONES

3 CORNISA

26 Congreso Suramericano de Petróleo y Gas

Saxon Energy Services ideó un proyecto que busca implantar la metodología aplicada por los equipos de carreras automovilísticas en las tareas de perforación de un pozo, promoviendo el trabajo en equipo para mejorar los índices de SHA y elevar la eficiencia operativa de la compañía

Una programación densa y de alto nivel promete este evento que se realizará del 18 al 21 de Octubre en Maracaibo, organizado por la SPE Occidente de Venezuela en coordinación con Pdvsa y el patrocinio de más de una decena de empresas

REPORTE

E&P

20 Los recursos de gas de esquisto en Latinoamérica Evaluaciones iniciales promovidas por la EIA para obtener una mejor comprensión del potencial de recursos de gas de esquisto fuera de los EE.UU. se muestran condensadas en este artículo, donde Petroleum hace referencia exclusiva a los países de Latinoamérica

28 LIBRARY

Petrel 2011: Cambio radical en la productividad del flujo de trabajo

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JewelSuite™ 2011: Mejora la colaboración, el procesamiento y los flujos de trabajo

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Nueva generación de sensores digitales DSU1 de Sercel

32 ¿Se tornará USA en exportador de gas?

Descubrir el horizonte de posibilidades que abre el crudo pesado para América Latina, es la meta de la primera versión del HOLA, que se celebra del 1 al 3 de Agosto en Bogotá, organizada por Campetrol y Daily Mail Group, con el respaldo de SPE Sección Colombia

4 CUADRANTE

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ÚLTIMA PÁGINA

PREVIEW

25 Heavy Oil Latin America – HOLA 2011

13 Petróleo, gas y biocumbustibles:

www.petroleum.com.ve

20 Enorme potencial de recursos de gas de esquisto

Alvaro Ríos Roca comparte en esta oportunidad sus apreciaciones sobre la revolución del gas no convencional y concluye que el camino emprendido parece no tener retorno. La Ley para permitir exportar gas natural o el inicio de reconversión de proyectos de regasificación a licuefacción serán señales claras para vislumbrar mucho más el futuro de esta industria

30 GENTE

31 CALENDARIO Julio 2011 / No 258 Petroleum

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Cornisa La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

jzajia@petroleum.com.ve

P

Zulay Socorro, Directora

zsocorro@petroleum.com.ve

Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve

María Zajia, Redactora

Producción Víctor M. Vílchez, Director de Arte vvilchez@petroleum.com.ve

Paola Guevara, Diseñadora Gráfica pguevara@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

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

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas 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 Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Juan González Moreno, Gerente General Calle 73 #10-10, Piso 4, Ofc. 401. Bogotá Tel: (1) 713 429 4549. Cel: (57 315) 744 0790 jgonzalez@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleum.com.ve 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 Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

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Las Reservas Estratégicas

ara los países que se juegan su economía a la única carta de sus exportaciones de hidrocarburos, el aceite de piedra que mana generoso desde las entrañas de la tierra, constituye una especie de oráculo, una deidad que lo provee todo… en abundancia. Su denominador común es Jorge Zajia, Editor su nivel muy bajo de industrialización, lo que inexorablemente los ha convertido simplemente en suplidores de la materia prima más apreciada y apetecida del orbe.

Del otro lado de la acera están los llamados países industrializados que convierten ese recurso en la energía con la que producen bienes de consumo de todo tipo: desde una aguja de coser, hasta un tanque de guerra, y más. Para estas economías desarrolladas, sus verdaderas ganancias no provienen exclusivamente del valor de sus bienes de capital; sino en gran medida de los precios bajos que pagan por la adquisición de las materias primas utilizadas en sus procesos de producción, sea carbón, petróleo, hierro, aluminio, plástico…

Todavía retumban en mis oídos las palabras del cura “Gonzalito” –mi confesor y profesor de Geografía Económica en cuarto año de bachillerato en el Liceo San José de Los Teques, Venezuela-, quien con la yugular dilatada a punto de estallarle, gritaba a todo pulmón en su salón de clase “…nos pagan la tonelada de hierro por una locha (un octavo de bolívar) y nos venden un paquete de clavos en un bolívar”. Pero esa es otra historia. La del Padre González, no la de la tonelada de hierro, que sigue siendo la misma.

Por ello las reservas estratégicas de petróleo; o sea los volúmenes de petróleo que los países importadores almacenan para garantizarse el abastecimiento –generalmente el consumo de 60 ó 90 días-, más que para cubrir sus necesidades en casos de emergencia, se pudiera convertir en una especie de “espada de Damocles” para amenazar a los países productores que pretendan obtener un precio justo por su recurso natural no renovable. Este mecanismo fue creado en 1973 a raíz de la guerra del Yom Kippur, como una reacción a la decisión de la OPEP de no exportar más petróleo a los países que apoyaron a Israel en el conflicto con Egipto y Siria.

El 23 de Junio los miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) tomaron la decisión de inyectar al mercado 60 millones de barriles de petróleo durante Julio, sacados de la reserva estratégica, para compensar la interrupción permanente de los 1.2 MMbpd de Libia, que tienen varios meses fuera del mercado. Pero en el mundillo petrolero se especula que esa decisión la motivó la preocupación por el resultado de la reunión de la OPEP del 8 de Junio que resolvió no aumentar la producción y a las dudas por el ritmo y la sostenibilidad de la recuperación de la economía global. A ello se agrega la crisis de la deuda griega que está afectando dramáticamente los territorios donde reina el euro.

Esta es la tercera vez que la AIE recurre a sus reservas en 37 años de historia. La primera fue durante el conflicto del Golfo Pérsico de 1990-1991, y la segunda por el impacto del huracán Katrina en 2005. Hoy, frente al natural rechazo de los productores de crudo a la movilización de las reservas y las manipuladas defensas de los consumidores, ¿qué se cuece realmente con la medida?, ¿cuál será en definitiva su impacto?.

Hay quienes lo consideran un craso error: la reserva estratégica es un último recurso, y en esta ocasión el escenario bajo el cual se plantea la medida no lo amerita. Para algunos expertos su impacto será transitorio y la caída de precios no será sostenible. Por otra parte, además de innecesaria, no resuelve el problema de fondo, que es la fuerte dependencia de los países de la AIE del petróleo extranjero.

En un muy reciente informe de IHS CERA, suscrito por Daniel Yergin y James Burkhard, se afirma que “los precios del petróleo más bajos disminuiría uno de los vientos en contra que la economía mundial ha enfrentado en lo que va del año”. Aquí diferimos de la opinión de esos notables y celebérrimos analistas, pues el norteamericano común y corriente no va a dejar de comer hamburguesas, ni de llenar el tanque de gasolina de su auto, porque los precios sean altos. En todo caso, disminuiría su nivel de consumo si pierde el trabajo o si el salario que devenga no le alcanza. Pero esta es una situación más compleja que requiere de un análisis profundo, enfocado desde un punto de vista que revise las ganancias (todavía muy exageradas) de los dueños de los medios de producción, que coadyuve a una distribución más justa de la riqueza; pues escuchando sólo los gritos de los mercados nos olvidamos del clamor de la población.

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo Julio 2011 / No 258 Petroleum

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Cuadrante

E

copetrol y Colciencias abrieron una convocatoria para financiar proyectos de investigación del sector de petróleo y gas dirigida a los diferentes grupos de investigación reconocidos por Colciencias, centros de investigación y centros de desarrollo tecnológico. La convocatoria que estará abierta hasta el 12 de Agosto de 2011, impulsará la aplicación de herramientas tecnológicas en yacimientos de la industria petrolera colombiana. Los proyectos escogidos podrán obtener recursos por 6.000 salarios mínimos mensuales legales vigentes. El 40% de la financiación corre por cuenta de Colciencias y el 60% por Ecopetrol.

G

E Oil & Gas ganó un contrato de largo plazo de Petrobras valorado en más de US$ 200MM, para el suministro de servicios de tubería flexible y equipos submarinos para apoyar el desarrollo de petróleo del pre-sal y los proyectos de gas de las cuencas de Campos y Santos, costa afuera de Brasil. Como parte de este acuerdo de negocios, GE construirá una base logística en Niterói, a 14 kilómetros de Río de Janeiro, con una inversión de US$90MM. Luis Araujo, Presidente de GE-Wellstream en Brasil, dijo que este contrato permitirá ampliar la presencia de GE en el país, crear hasta 500 nuevos puestos de trabajo y propiciar el desarrollo de habilidades y experiencia locales.

P

acific Rubiales Energy apoyará la Iniciativa para la Transparencia en la industria Extractiva, EITI, encaminados a fortalecer la gobernabilidad, mejorando la transparencia y rendición de cuentas en esta industria. Con esta adhesión, Pacific hará parte de más de 50 de las compañías productoras de petróleo, gas y minería más grandes que han decidido respaldar de manera activa la iniciativa y reafirmar su compromiso con el desarrollo sostenible.

L

a Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, aprobó una resolución en la cual se reconocen los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco como crudo convencional. El Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez dijo que esta decisión abarcó una modificación en la definición de crudos, ya que anteriormente las reservas de la Faja no eran consideradas como petróleo por parte de los expertos en producción y consumo de petróleo a escala mundial, por lo que se contabilizaba fuera de las cuotas de la OPEP. En próximas publicaciones de la Organización aparecerá la producción directa de Venezuela y se dará a conocer a las fuentes de información secundarias para que hagan los ajustes respectivos en su contabilización, y en lo sucesivo deberán reportar los 3 millones de barriles diarios en la producción venezolana.

R

epsol Sinopec, junto a sus socios Statoil y Petrobras, confirmaron el hallazgo de dos niveles de petróleo de buena calidad en el pozo exploratorio 1-REPF-11ª-RJS, conocido como Gávea, en el presal de la cuenca de Campos. Gávea fue perforado con el buque de última generación Stena Drillmax I, bajo una lámina de agua de 2.708 metros, y alcanzó una profundidad final de 6.851 metros. Actualmente se analizan los resultados obtenidos en el pozo, antes de continuar con la exploración y evaluación del área. Repsol Sinopec es la operadora del consorcio, con un 35% de participación. Statoil posee otro 35 % y Petrobras 30%.

E

xxon Mobil compró a Phillips Resources y TWP Inc en una operación por US$1.690 millones, accediendo a unas 128.000 hectáreas de campos de exploración en la cuenca de esquisto Marcellus. La negociación subraya la importancia que Exxon está dando a los activos de gas natural, en los que invirtió US$30 mil millones en 2010 con la compra de XTO Energy. “Creemos que las fusiones crearán significativo valor impulsando sinergias regionales en las operaciones de exploración y producción”, dijo Alan Jeffers, portavoz de Exxon. Las dos empresas adquiridas tienen reservas probadas de 228 mil millones de pies cúbicos equivalentes de gas natural y producen 50 millones de pies cúbicos de gas natural por día.

C

hina fue el mayor consumidor de petróleo del mundo en 2010, superando por primera vez a Estados Unidos, según detalla la compañía BP en su informe anual sobre el mercado mundial del crudo, en el que subraya además que el volumen actual de consumo de combustibles fósiles sugiere que las emisiones a la atmósfera de dióxido de carbono (CO2) aumentan a un ritmo no visto desde 1969. El incremento del consumo de energía tiene “una amplia base”, con crecimientos por encima de la media tanto en los países de la OCDE, como en los no desarrollados.

L

a inversión global en exploración y producción de petróleo crecerá cerca de 16% en 2011, a 529.000 millones de dólares por primera vez en la historia, ante un crecimiento de la demanda, según un reporte de Barclays Capital. El ciclo alcista -que impulsaría las ganancias de las empresas de servicios petroleros en todo el mundo- está claramente encaminado, ya que las empresas incrementaron sustancialmente sus presupuestos de gasto de capital en el 2011.El banco elevó su estimación del gasto del presupuesto en Norteamérica en 10 puntos porcentuales a 18%, desde su proyección de Diciembre, ante una serie de noticias positivas en el Golfo de México.

E

l Ministerio de Energía y Minas de Colombia dio a conocer el nuevo decreto que garantiza el abastecimiento de gas natural en territorio colombiano, según el cual en caso que se presenten problemas en el país, los exportadores estarán en la obligación de atender con prioridad el mercado interno. Los productores continuarán presentando a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, la certificación de sus reservas de Gas natural. Esta a su vez deberá publicar la información consolidada de reservas de gas natura y de petróleo y desagregadas por campo y ubicación geográfica, dentro de los 150 días calendario siguiente al inicio de cada año, con corte al 31 de Diciembre del año anterior.

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In Situ

Como parte del compromiso con la mejora continua e integral de los procesos de PDVSA EyP Occidente, su Dirección Ejecutiva promovió esta jornada en El Menito, estado Zulia, la cual fue atendida por más de 600 trabajadores de la organización para compartir las experiencias en materia de gestión de la calidad

L

Jimmy Vílchez, Subgerente Operativo de la División de a Costa Oriental del Lago, durante la instalación de la jornada.

Héctor Pirona, Gerente de Calidad y Certificación de la Dirección Ejecutiva Occidente

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a Gerencia de Planificación, Presupuesto y Gestión conjuntamente con la Gerencia de Recursos Humanos, y bajo la Dirección Ejecutiva de Pdvsa Occidente, organizaron el 16 y 17 de Junio, la Jornada Técnica “I Encuentro con la Calidad”, evento que permitió al personal de Pdvsa, compartir el avance, las experiencias, realidades y beneficios de las prácticas adecuadas para la implantación de sistemas de gestión de calidad, como parte del compromiso con la mejora continua e integral de los procesos de la organización.

Más de 600 trabajadores pertenecientes a las diversas organizaciones de la Dirección Ejecutiva de Occidente, asistieron al Auditorio del Edificio El Menito, estado Zulia, para atender el programa conformado por más de una decena de presentaciones.

La bienvenida estuvo a cargo de Víctor Hugo Fernández, Gerente Regional de Planificación, Presupuesto y Gestión; y de Jimmy Vílchez, Subgerente Operativo de la División Costa Oriental del Lago.

“Es del interés de la Dirección Ejecutiva de Occidente, darnos la oportunidad en este evento, de conocer de forma práctica y vivencial, cómo nuestra gente está

asimilando, internalizando y definiendo nuestros propios parámetros de calidad”, dijo Hugo Fernández. “Asimismo cuál es nuestro nivel de madurez y cuales herramientas que visualicemos en estos dos días vamos a implementar como mejora continua en nuestros procesos. Podemos seguir mejorando continuamente, afinando las estrategias, redefiniendo nuestras planificaciones para hacernos más eficientes y para ello es muy importante reflexionar cuáles son nuestras brechas más importantes, nuestras acciones más inmediatas y los compromisos a asumir para cerrar esas brechas”, agregó el Gerente Regional de Planificación, Presupuesto y Gestión.

Víctor Hugo Fernández, Gerente Regional de Planificación, Presupuesto y Gestión

Por su parte, Jimmy Vílchez, destacó la importancia de este primer evento de Calidad como un ejemplo para todas las gerencias de la organización e instó a hacer una semenjanza a nivel organizacional de esta iniciativa. “Espero que los mensajes a transmitir durante estos dos días sean de mucho beneficio y provecho a todos los presentes, y que este evento sea el principio de una iniciativa que se expanda a todas la gerencias de nuestra Pdvsa”.

Seguidamente Héctor Pirona, Gerente de Calidad y Certificación de la Dirección Ejecutiva Occidente, dio inicio al

ciclo de charlas pautadas en el programa del Encuentro y que sumó un total de 13 ponencias a cargo de profesionales de las diferentes gerencias de la organización en Occidente.

Su disertación se giró en torno a los antecedentes y experiencias de la Gerencia de Calidad y Certificación, y tuvo como objetivo presentar el compromiso de esta Gerencia como unidad responsable de coordinar el desarrollo e implementación del Sistema de Gestión de la Calidad en la Dir. Ejectiva Occidente de Pdvsa E&P.

La Coral de Pdvsa Occidente tuvo una participación muy aplaudida en el varios segmentos del programa, bajo la coordinación del maestro José Lizardo. Vals Yaracuyano, Luisa, Amalia y el Alma Llanera fueron algunos de los temas que deleitaron a los presentes.

Programa de Charlas • Calidad y Certificación en Pdvsa Occidente: Antecedentes y Experiencias, Héctor Pirona, Gcia. de Calidad y Certificación • Enfoque basado en Procesos: Determinación de los Procesos necesarios para el sistema de gestión de la calidad en las organizaciones de Pdvsa Occidente. Mayllelys Indriago, Gcia. de Talleres Centrales.

• Documentación del Sistema de Gestión de la Calidad: Beneficios de la documentación de los procesos. Rafael Pérez, Gcia. de Proyectos de Infraestructura Industrial.

• Valor de las TIC en la divulgación de la documentación. Linda Coy, AIT. • Formación y Toma de Conciencia en Gestión de la Calidad. Arelis de Macho, Gcia. de Educación.

• Enfoque Basado en el Cliente: El cliente como razón de ser de la organización. Juan Miguel Rangel, Gcia. de Servicios.

• Medición, Análisis y Mejora: Técnicas y herramientas estadísticas para el

control y mejora continua de los procesos.

Miguel Fernández, Div. Costa Oriental.

• Factores de Éxito en la Implementación del Sistema de Gestión de la Calidad en el Centro de Información Técnica de Intevep. Lucía Naar , SGCIT- Intevep.

• Experiencias en el Desarrollo del Sistema Integrado de Gestión Refinación Oriente. Wenkiria Vargas, Gcia. de Planificación y Gestión – Refinación Oriente.

• La Calidad en los Laboratorios de Pdvsa: Un enfoque integrado más allá de la acreditación. Ingrid Higuerey, Gescotel – Intevep.

• Socialización del Conocimiento, Calidad y Soberanía en la Industria Petrolera en Venezuela. Moisés Martínez, LUZ. • Evolución del Programa de Evaluación de Sectores Industriales. María Lara, Gcia. de la Calidad – Intevep.

• Calidad con Humor en el Desempeño Laboral. José Luis Abud, Gcia. de Salud.

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In Situ

Presentación de Innovatech Strategic Solution La firma suplidora de productos y servicios petroleros, mineros y energéticos, realizó el 20 de Mayo en Bogotá una demostración de los sistemas de carreteras y plataformas portátiles DuraDeck y MegaDeck

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rofesionales y ejecutivos de las áreas de proyectos, ingeniería, logística, locaciones, transportes, obras civiles e infraestructuras, atendieron a la invitación de Innovatech Strategic Solutions para la presentación de los pisos y plataformas portátiles DuraDeck y MegaDeck, de los cuales es distribuidor exclusivo en Colombia.

Un montaje expositivo facilitó la realización de demostraciones y pruebas de estos sistemas en un ambiente de innovación que sorprendió a los presentes, quienes pudieron apreciar las características y bondades de los productos. Por ejemplo, ver en sitio el sometimiento a trato rudo de las carreteras, como el paso de una compactadora, con pesos extremos de más de 120 toneladas.

Los pisos portátiles para carreteras y trabajo pesado multiusos DuraDeck han sido diseñados para uso en campamentos, entradas de vehículos, bodegas, caminos; recorridos o plataformas con maquinaria pesada; trabajo en superficies inestables o arenosas; lugares con mucha lluvia y tierras húmedas; áreas industriales, campos petroleros y campamentos, entre otros.

DuraDeck es fácilmente transportable, permite una rápida instalación, gran resistencia y excelente relación costo beneficio, entre otras ventajas. Además es reutilizable, amigable con el medio ambiente y el

Las carreteras soportan el paso de maquinarias con pesos extremos de más de120 toneladas

sistema integrado de conexión brinda una transferencia de carga uniforme.

Con su base principal en Houston y operaciones en Colombia, Perú, Ecuador y Angola, Innovatech Strategic Solutions representa compañías y productos para el sector petrolero, minero e industrial, con énfasis en los mercados de América Latina y África. “Estamos en permanente búsqueda de alternativas para ampliar nuestro portafolio”, afirmaron sus directivos, subrayando el potencial de la empresa para atender a sus clientes, ubicar de inmediato partes, productos y piezas y enviarla en tiempo récord a cualquier lugar del mundo.

Ricardo Soto, Director de Mercadeo de Petroleum, compartiendo con Ricardo Bocanegra, Vicepresidente Desarrollo de Negocios Innovatech; Luz Angela Gaitán, Gerente General Toyama; Carlos Chiquilllo, Presidente Innovatech Strategic solutions; Juan Manuel de Castro, Gerente Innovatech Colombia; Javier Osorio, Toyama y Luis Alejandro Prieto, Presidente de Toyama

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Los pisos portátiles para carreteras son fáciles de transportar y de rápida instalación, además son totalmente reutilizables

La firma brinda completa asesoría, configura y entrega propuestas con soluciones de acuerdo a necesidades especificas. Conjuntamente con el cliente se consideran todas las variables, tales como, características del terreno, lugar de la locación, diseño, tiempos de instalación y transporte, para así brindar una solución integral que incluye también el análisis de costo beneficio. La venta o renta de soluciones completas está también disponible Para mayor información: www.innovatechsolutions.com

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E&P

Petrel 2011: Cambio radical en la productividad del flujo de trabajo Incorpora el ambiente Studio E&P para ofrecer un nuevo enfoque en apoyo al conocimiento

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chlumberger lanzó la plataforma E&P 2011 de Petrel*, la cual introduce el ambiente de conocimiento Studio* E&P, nuevas capacidades de productividad y avances tecnológicos claves, tales como la habilidad para el tratamiento de la sísmica 3D a partir de cualquier sistema de coordenada y un ventana flexible e interactiva de la sección del pozo.

Los datos innovadores y la capacidad de conocimiento que ofrece Studio Find es una extensión natural de la base de datos Studio Knowledge de Petrel. Al igual que en Google®, los geólogos y los ingenieros pueden buscar, navegar y seleccionar los datos desde el interior de Petrel en el contexto de su proyecto. La función Favorites permite a los geocientíficos e ingenieros crear su propia colección personal de los procesos de uso más frecuente. La función Studio Annotate ayuda a anexar información como imágenes, URLs o notas de texto para resaltar características importantes a los miembros del equipo. El rigor de la base de datos junto con la conciencia intuitiva de los datos de Studio Find brinda a los usuarios un entorno de trabajo productivo.

“Vemos tres requisitos clave de un moderno sistema de software - integración, extensibilidad y productividad. En el corazón de Petrel está el modelo terrestre compartido, que permite a los usuarios de todas las disciplinas de E&P integrar información y experiencia en una representación firme del yacimiento”, dijo Tony Bowman, Presidente de Schlumberger Information Solutions (SIS). “Estas capacidades de integración y productividad, combinadas con la ampliación de la estructura de desarrollo Ocean*, ofrecen una interpretación mucho más clara de la incertidumbre y brindan opciones de inversión más inteligentes”.

Petrel 2011es el primer software para el tratamiento de datos sísmicos 3D a partir de cualquier sistema de coordenada con una precisión total. La ventana de la sección del pozo altamente flexible e interactiva admite flujos de trabajo multi-disciplinarios y una interacción dinámica con la información de simulación. Entre las nuevas herramientas de interpretación está el seguimiento automático de fallas y el modo aplanamiento de sísmica 3D para la interpretación detallada. El nuevo plu-in Prestack Seismic Interpretation de Petrel, desarrollado por WesternGeco, facilita el proceso interactivo y el apilamiento de datos, construyendo flujos de trabajo de interpretación y procesamiento.

Mayor información: www.slb.com/petrel2011

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E&P

JewelSuite™ 2011 : Mejora la colaboración, el procesamiento y los flujos de trabajo Baker Hughes introdujo esta nueva generación de software de modelado de yacimientos

E

sta nueva generación de software de modelado de yacimientos de Baker Hughes, constituye una herramienta integrada que emplea la tecnología patentada de gridding 3D para construir modelos precisos de yacimientos en campos con geología compleja. Esta plataforma también proporciona conectividad entre sus modelos generados y los simuladores, una capacidad diseñada para mejorar aún más la precisión de la simulación completa.

JewelSuite 2011 incluye varias tecnologías de vanguardia que extienden el alcance del software y los flujos de trabajo asociados al modelado en 3D del subsuelo. Estas incluyen un nuevo enfoque colaborativo para el modelado terrestre, plataformas de software vinculadas para mejorar los flujos de trabajo, procesamiento más potente a través de funcionalidades de multi-hilo y multi-núcleo, y flujos de trabajo mejorados para el modelado de yacimientos no convencionales.

La nueva funcionalidad de colaboración permite a los miembros del equipo compartir información pertinente, con o sin el enfoque tradicional de base de datos hub-and-spoke.

Los trabajadores del conocimiento pueden ser productivos, independientemente de la

ubicación o la conexión a Internet. Nuevo rastreo de informe, seguimiento de objetos y la funcionalidad de modelado de base permite seguir y controlar la calidad de los modelos del subsuelo, es decir, la forma en que fueron construidos.

Las funcionalidades de multihilo y multinúcleo, junto con la automatización de flujo de trabajo, permite tomar decisiones más rápidas, con la ventaja de una moderna arquitectura de procesador múltiple de núcleo, la cual puede procesar escenarios en dos núcleos y al mismo tiempo evaluar o construir nuevos escenarios alternativos sobre núcleos adicionales.

JewelSuite 2011 también incluye capacidades de micro-visualización que -junto con la potencialidad que tiene el programa para crear fácilmente diversos escenarios para probar las tasas de flujo basadas en la orientación de las fracturas y la ubicación de pozos horizontalesmejora aún más el flujo de trabajo para el desarrollo de yacimientos no convencionales.

FaultRisk reduce la incertidumbre y el riesgo en la predicción de hidrocarburos Baker Hughes integró a su cartera de servicios de consultoría de yacimientos el software de predicción de hidrocarburos FaultRisk™ desarrollado por FaultSeal.

“Una de las principales incertidumbres en la perforación exploratoria es el tamaño de la columna de hidrocarburos intersectada por el pozo. Usando FaultRisk, podemos evaluar y manejar el riesgo con mayor éxito”, comentó Chris Ward, Vicepresidente de Consultoría de Yacimientos de Baker Hughes.

Comprender donde están los hidrocarburos antes de la perforación es vital para planificar una perforación rentable y segura.

Durante la planificación del pozo, FaultRisk ofrece como beneficio adicional la predicción precisa de los contactos de los fluidos y, lo más importante, una correcta evaluación de la incertidumbre.

Información: www.bakerhughes.com

Nueva generación de sensores digitales DSU1 Sercel, líder mundial en la industria de adquisición sísmica por más de 50 años, protagonizó un avance importante en productividad en surveys de sísmica terrestre El nuevo diseño del sensor digital DSU1

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S

ercel introdujo una nueva generación de sensores digitales DSU1, más pequeña, ligera y fácil de implantar que los sistema de sensores digitales actualmente disponibles.

Desde su introducción al mercado, el DSU1 ha brindado una doble ventaja sobre los sensores convencionales: respuesta de alta fidelidad en una amplia gama de frecuencias sísmicas y eficiente despliegue en SuperCrews, lo que permite mejorar la resolución temporal y espacial de las imágenes sísmicas finales.

El diseño mejorado incluye una carcasa más corto y un pico más agudo, y se puede plantar directamente en el suelo sin perforación previa, lo que conduce a una mayor productivi-

dad y excelente acoplamiento. El nuevo DSU1 es compatible con el probado sistema de adquisición de Sercel 428 XL, que ofrece flexibilidad de implementación sin precedentes.

Pascal Rouiller, CEO de Sercel, destacó que por su diseño único de espiga el DSU1 se pueden plantar de forma manual, lo que permite un mejor acoplamiento con el suelo y una calidad de datos mejorada, “lo cual es particularmente importante en aplicaciones de alta densidad”.

Sercel es líder global en diseño y fabricación de innovadores equipos sísmicos e instrumentos de monitoreo de yacimientos.

Más información en www.sercel.com

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Especial

Juntos por el Gran Premio Fórmula Saxon Saxon Energy Services ideó un proyecto que busca implantar la metodología aplicada por los equipos de carreras automovilísticas en las tareas de perforación de pozos, promoviendo el trabajo en equipo para mejorar los índices de higiene, seguridad y ambiente y elevar la productividad operativa de la compañía

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axon Energy Services realizó el 27 de Mayo en Bogotá la presentación de una novedosa iniciativa, a través de la cual busca aplicar la metodología de desempeño del automovilismo de carrera en las labores de perforación de la industria petrolera, a fin de propiciar el trabajo en equipo y la correcta aplicación de las normas de seguridad higiene y ambiente (SHA).

Sandra Jiménez, Gerente Regional de Reclutamiento de Saxon, ideó e impulsó la iniciativa que surgió producto de la necesidad que tenía Saxon de mejorar el desempeño operacional de sus taladros, encontrando en la filosofía de este deporte el símil perfecto para acoplar a los trabajadores y evitar los incidentes.

Las cuadrillas de los 12 taladros que la compañía opera en Colombia han sido denominadas “escuderías”, tratando de relacionandolas con un equipo de carreras, las cuales compiten por el primer lugar en rendimiento, con relación a indica-

En la plazoleta de la Torre Samsung de Bogotá se realizó el lanzamiento de la Fórmula Saxon. Allí estuvieron presentes Camila Restrepo, La Zona Finca Raíz; Carlos Guillermo López, LHR; Boris Cura, VP de Operaciones para Suramérica Saxon; Luciano Biondi, CEO Alange Energy; Diana Ayala, Asistente de Gerencia Saxon; Jorge Zajia, Editor Petroleum; Alex García, SA Region Manager, Field Development & Production Services Schlumberger; Natalia Díaz, Gerente Desarrollo de Negocios Consultec; Miguel Sánchez, Director Desarrollo de Negocios Saxon; Hermes Suescún, Petrolífera; Edgar Aguirre, Quetzal; Gabriel Acevedo, Gerente General Saxon; y Ricardo Gómez, Country Manager Colombia, Perú y Ecuador Schlumberger

dores de evaluación como satisfacción al cliente, seguridad, ambiente y finanzas.

Boris Cura, Vicepresidente para Suramérica de Saxon, explicó que los principios de las carreras automovilísticas son muy similares a los de las operaciones de perforación, con excepción del factor velocidad, y en ese sentido la Fórmula Saxon tiene como propósito hacer llegar a los empleados el mensaje de seguridad y trabajo en equipo para que se adueñen de él, mediante la implementación de esta iniciativa, a la par que se reconoce la importancia que tiene el aporte individual de cada uno de los operarios en los resultados del equipo. “Si hacemos bien el trabajo y obtenemos el rendimiento esperado de este programa, le vamos a cambiar la cara a la industria petrolera en Colombia”, aseguró Cura.

La compañía prepara un paquete de incentivos, que será otorgado a la escudería ganadora de la primera carrera,

quedando así instituido un programa continuo para la eficiencia.

La carrera automovilística como fundamento Para lograr la perfecta integración de este proyecto, Saxon patrocina el equipo

Boris Cura, VP para Suramérica de Saxon, confía en que si este proyecto de la Fórmula Saxon arroja los resultados esperados, esta iniciativa cambiará dramáticamente la cara de la industria petrolera colombiana

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Especial de carreras Saxon Racing, que además cuenta con el respaldo de Star Oilfield Services, ADECC, Pointer, Transportes Montejo, Maranta, Catering Food Express, MAO Eventos, LHR y Petroleum.

La escudería conformada por los pilotos profesionales, Camilo Soto, Manuel Soto, Francisco Soto y Miguel Ortiz, cuenta con dos coches prototipo con los cuales participarán en cinco carreras en Colombia. Además como parte del proyecto Fórmula Saxon, visitarán cada uno

de los taladros de perforación de la compañía, con el fin de explicar a los trabajadores, cómo la integración del equipo de carrera y la correcta aplicación de los procedimientos de SHA, permiten a un equipo llegar a la meta en el primer lugar.

Adicionalmente, uno de los carros será llevado al campo para que los trabajadores vivan la experiencia de ensamblarlo, con el apoyo de los pilotos y mecánicos.

Camilo Soto, piloto de Saxon Racing, explica que si bien el factor velocidad juega un papel importante en las carreras, “no es precisamente el más veloz el que llega a la meta, sino aquel que cuenta con la mejor preparación y perfecta integración de su equipo. La combinación de estos factores sin duda alguna dará la victoria”.

En la pista

El equipo Saxon Racing obtuvo el segundo y tercer lugar respectivamente en la IV Válida Las 4 Rápidas, en la fotografía sus pilotos Camilo Soto, Manuel Soto y Francisco Soto, acompañados por su padre Manuel Soto Holguín, expiloto colombiano del automovilismo de carrera

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Actualmente la Fórmula Saxon se encuentra en fase de recolección de datos y seguimiento, para luego continuar con la presentación de los resultados, que permitirán definir cuáles son las debilidades de cada escudería, tomar acciones y mejorar los procesos. Sin embargo, el impac-

Los pilotos de la escudería Saxon Racing Camilo Soto, Manuel Soto y Francisco Soto, recibieron el premio del segundo y tercer lugar respectivamente. El primer lugar lo obtuvo Dirk Herber de la escudería Herber Racing

to del proyecto ya se hace palpable en los taladros. “Los empleados se han sentido motivados a hacer las cosas bien desde el inicio, lo cual es una respuesta que nos llena de satisfacción”, acotó Boris Cura.

La escudería Saxon Racing compitió el domingo 12 de Junio en su primera carrera, la IV Válida “Las 4 Rápidas”, realizada en el Autódromo Tocancipá de Bogotá, donde obtuvieron el segundo y tercer lugar respectivamente.

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Reporte

Los recursos de gas de esquisto en Latinoamérica En muchas regiones del mundo existe un potencial significativo de recursos de gas de esquisto que podría desempeñar un papel cada vez más importante en los mercados mundiales del gas natural. Evaluaciones iniciales promovidas por la EIA para una mejor comprensión de este potencial fuera de los EE.UU. se presentan en este artículo que hace referencia exclusiva a los países de Latinoamérica

7 Heglenys Perozo/Petroleum

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l uso de perforación horizontal junto con el fracturamiento hidráulico ha incrementado en gran medida la capacidad de los productores de extraer de forma rentable el gas natural de baja permeabilidad que yace en las formaciones de esquisto.

El inicio de esta producción a gran escala se convirtió en una realidad comercial en Barnett Shale, en el norte-centro de Texas, entre los 80 y 90. Hacia el año 2005 esta formación estaba produciendo casi la mitad de 1 Tcf (trillion cubic feet) anual de gas natural. Más tarde los resultados fueron también exitosos en Fayetteville Shale, en el norte de Arkansas, y en otras formaciones como Haynesville, Marcellus, Woodford, Eagle Ford, entre otras.

El desarrollo de plays de gas de esquisto ha sido un “cambio en el juego” del mercado del gas natural en los EE.UU.. La actividad creciente en estos plays ha elevado la producción de gas de esquisto de 0,39 Tcf en 2000 hasta 4,87 Tcf en 2010. La importancia de estos recursos en EE.UU. se refleja en las proyecciones de energía de la U.S. Energy Information Administration EIA, con recursos técnicamente recuperables estimados ahora en 862 Tcf. De una base total de recursos de gas natural de 2.543 Tcf, el gas de esquisto constituye el 34% de la base de recursos de gas doméstica, siendo el mayor contribuyente en las previsiones de producción de gas de este país, y hacia 2035 se estima que será del 46%.

El éxito ha continuado en formaciones canadienses y muchos países han expresado interés en desarrollar su propia base de recursos de gas de esquisto. En tanto, la EIA coincide que en muchas partes del mundo existe un potencial significativo de este recurso que podría desempeñar un papel cada vez más importante en los mercados

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mundiales del gas natural. Evaluaciones iniciales promovidas por esta Administración para obtener una mejor comprensión de este potencial internacional de gas de esquisto, se muestran condensadas en este artículo, donde Petroleum sólo hace referencia a los países de Latinoamérica.

El informe original incluye 48 cuencas en 14 regiones que cubren 32 países, con casi 70 formaciones de gas de esquisto. Según la EIA, estos países podrían demostrar un cierto nivel de compromiso relativamente a corto plazo y fueron considerados por contar con una cantidad suficiente de datos para el análisis de los recursos geológicos en sus cuencas. La Administración concluye que si bien es probable que las estimaciones cambien con el tiempo, la base mundial de recursos de gas de esquisto es enorme. La estimación inicial técnicamente recuperable en las naciones examinadas es de 5.760 Tcf. Y al agregar la estimación de EE.UU. de 862 Tcf, el total de recursos asciende a 6.622 Tcf. No obstante, para la EIA estas estimaciones fuera de los EE.UU. representan recursos moderadamente “arriesgados” en las cuencas revisadas, dada la relativa escasez de datos que existe en la actualidad.

Por lo que está trabajando en evaluaciones más detalladas sobre los propios países, bajo los auspicios de la Global Shale Gas Initiative (GSGI), en marcha desde

Abril de 2010. Las extensiones offshore de las cuencas de gas de esquisto fueron excluidas del informe, así como todas las ubicadas en alta mar. También en este informe fueron excluidos el metano de carbón, el tight gas y otros recursos de gas natural, así como el shale oil.

MÉXICO Gruesos, ricos en materia orgánica y térmicamente maduros los esquistos generadores (rocas madres) de la edad de Jurásico y Cretácico se produjeron en el noreste y centro-este de México, a lo largo de la porción terrestre de la Cuenca del Golfo de México.

Estos tienen un tiempo-correlativo con los

Fig. 1. Cuencas con gas de esquisto en el Occidente de la Cuenca del Golfo de México

esquistos productivos de EE.UU., incluyendo Eagle Ford, Haynesville, Bossier y Pearsall.

Sin embargo, en comparación con los cinturones de esquistos de Texas y Louisiana, la zona costera de esquisto de México es más estrecha, menos continua y estructuralmente mucho más compleja. La compresión regional y el empuje de las fallas relacionada con la formación de la cordillera Sierra Madre redujo la planicie costera de México, creando una serie de sub-cuencas discontinuas y potenciales. Muchos de los grandes campos convencionales de petróleo y gas de México se han descubierto aquí, tanto en tierra como costafuera. El gas convencional se produce principalmente de yacimientos de areniscas del Mioceno y Plioceno, de esquistos orgánicamente ricos y térmicamente maduros de las edades del Jurásico (Titónico) y Cretácico.

Estas rocas madres profundas constituyen los principales objetivos para la exploración del gas de esquisto en México.

Sobre la base de la cartografía regional y caracterización de las rocas madre, se estima que cinco cuencas terrestres de México evaluadas en este estudio (Burgos, Sabinas, Tampico, Tuxpan y Veracruz) contienen aproximadamente 2.366 Tcf de gas de esquisto en el lugar, geológicamente arriesgado. Un estimado de 681 Tcf (arriesgado) se considera técnicamente recuperable. La complejidad estructural (fallas y plegamiento), la excesiva profundidad (>5.000m), y el esquisto localmente delgado o ausente en altos paleo limitan la evaluación de los recursos.

Producción de gas del país México produjo 1,84 Tcf de gas natural durante 2008 y consumió 2,36 Tcf. Pemex opera más de 5.700 millas de tuberías de gas natural a lo largo del país, así como gran parte de la red de distribución. Actualmente existen diez conexiones para la importación activas con los Estados Unidos, que manejaron 338 Bcf de importaciones estadounidenses a México y 28,3 Bcf del gas exportado de México a los EE.UU. en 2009.

La parte mexicana de la Cuenca del Golfo de México es la zona petrolera del país de mayor producción, con aproximadamente 12,7 Tcf de reservas probadas de gas natural desde 2010. La Región Sur de México incluye la mayoría de las reservas, aunque la Región Norte se espera que crezca con la exploración del gas no convencional. Con un total estimado de 681 Tcf de recursos técnicamente recupera-

bles, el esquisto de gas podría ampliar en gran medida las reservas de gas natural existentes en el país.

Fig. 2. Cuencas con gas de esquisto en el norte de Suramérica

Actividad exploratoria Dada la proximidad de los exitosos play de gas de esquisto de los EE.UU., tales como Eagle Ford Shale en el sur de Texas, México hizo la primera perforación exploratoria de gas de esquisto este año. En Febrero de 2011 Pemex perforó el pozo de prueba apuntando la formación Eagle Ford al norte del estado de Coahuila y obtuvo la producción de 2,9 millones de pies cúbicos diarios del pozo Emergente.

Tiene previsto perforar un segundo pozo este año y dos adicionales durante 2012.

NORTE DE SURAMÉRICA En el norte de América del Sur existe una serie de esquistos ricos en materia orgánica de la edad del Cretácico Tardío.

De estos esquistos se ha originado la gran mayoría del petróleo y gas convencional producido en Venezuela y Colombia, particularmente en la Cuenca de Maracaibo, y la sub-cuenca Catatumbo (Figura 2). Estas rocas madre ricas en materia orgánica en estas cuencas son de una edad equivalente al prolífico Eagle Ford Shale, del sur de Texas en los Estados Unidos.

Sobre la base de la cartografía regional y el análisis de los datos geológicos disponibles en Venezuela, estas cuencas contienen los play de gas de esquisto más prospectivos del norte de Suramérica, con un estimado de 120 Tcf de gas de esquisto arriesgado en el lugar (Fig. 2). Los recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables se estiman en aproximadamente 30 Tcf. Mientras que una alta proporción de estas dos cuencas contiene rocas madre, áreas significativas e inmaduras para la generación de gas y/o demasiado profundas para la exploración y producción (más de 5.000 metros).

También se analizó el potencial de gas de esquisto de las cuencas Valle Superior del Magdalena y Llanos en el centro-oeste y este de Colombia. Espesas secuencias de esquistos bituminosos (black shales) del Cretácico se encuentran aquí presentes, la baja

madurez térmica (~ 0,5% Ro) persiste en la región y las formaciones de gas de esquisto parecen ser inmaduras para la generación de gas. Limitando aún más la prospectividad de los esquistos colombianos está la compleja tectónica Andina que incluye numerosas fallas que se extienden, especialmente en el Piedemonte Llanero.

VENEZUELA Venezuela produjo 848 Bcf de gas natural durante 2008 y consumió 901 Bcf, importando un volumen pequeño de su vecino Colombia. Se estima un arriesgado de gas de esquisto en el lugar de 42 Tcf para Venezuela, todos provenientes de la formación La Luna de la Cuenca de Maracaibo. Aquí los recursos recuperables (arriesgado) son de aproximadamente 11 Tcf. Las reservas probadas de gas natural ha sido estimadas en 176 Tcf en 2010 (Fuente: Oil & Gas Journal), 90% asociada a las reservas de petróleo. Informes del organismo regulador Enagás refiere que 70% de la producción de gas natural no se comercializa, sino más bien se reinyecta para la recuperación mejorada de crudo. Las recientes actualizaciones de la red de tuberías de gas natural de Venezuela, incluyen la Interconexión Centro Occidente (ICO), con una capacidad máxima de 520 MMpcd, conectando el centro y occidente del país.

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Reporte COLOMBIA Colombia produjo 318 Bcf de gas natural en 2008 y consumió 265. Según OGJ el país tiene reservas probadas de gas natural de 3,96 Tcf (año 2010), la mayoría localizadas en la Cuenca de los Llanos. La re-inyección para la recuperación mejorada de crudo demandó el 43% de la producción de gas en 2008. Aproximadamente 2.000 kilómetros de tuberías de gas natural se extienden en toda Colombia. A principios de 2008 el nuevo gasoducto Antonio Ricaurte vinculó al país con Venezuela. Inicialmente, el gas está siendo exportado para ayudar a la producción de petróleo en el occidente de Venezuela, aunque los planes son revertir el flujo a partir de 2012.

En Colombia, los recursos acumulados de gas de esquisto (arriesgado) ascienden a 79 Tcf, combinando el gas en el lugar de las formaciones Capacho y La Luna de la subcuenca del Catatumbo. En última instancia, unos 19 Tcf han sido determinados como técnicamente recuperables.

Actividad de exploración Gran parte de la producción actual de petróleo en la Cuenca de Maracaibo y Subcuenca del Catatumbo proviene de trampas estratigráficas convencionales. Un pozo recientemente perforado por Ecopetrol - al parecer la primera prueba de la Formación La Luna en el Catatumbo- mostró buen potencial de gas, aunque a partir de los objetivos convencionales. Junior Canadian E&P Alange Energy Corporation está evaluando la prospectividad del área oriental de la cuenca. Sin embargo, esta actividad exploratoria también parece estar enfocada en yacimientos convencionales dentro del intervalo de esquisto de La Luna.

SUR DE SURAMÉRICA La región del “Cono Sur” de América del Sur tiene un potencial de gas de esquisto de clase mundial que apenas ha comenzado a ser probado. La figura 3 muestra las cuencas principales de gas de esquisto de América del Sur. La Cuenca Neuquén de Argentina aparece como la más prospectiva. También en Argentina, los esquistos del Cretácico en las Cuencas Golfo San Jorge y Austral-Magallanes tienen un buen potencial, a pesar que el mayor contenido de arcilla puede ser un riesgo en estos depósitos lacustres. Existe un potencial de gas de esquisto en la compleja

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Cuenca Paraná-Chaco en la frontera entre Brasil y Paraguay, en los esquistos de la formación Los Monos del Devónico.

Las cuencas Neuquén, Golfo San Jorge y Austral en Argentina; Magallanes en Chile; Chaco en Paraguay, Argentina y Bolivia; y Paraná en Brasil y Uruguay, contienen un estimado arriesgado de 4.449 Tcf de gas de esquisto en el lugar con 1.195 Tcf de recursos técnicamente recuperables. Cuencas de rift más pequeñas del Terciario también están presentes en la costa sudeste de Brasil, pero no han sido evaluadas.

Con un total de recursos recuperables inicialmente estimados en 1.195 Tcf, el gas de esquisto podría contribuir en los grandes suministros del sector del gas natural de esta región. Cada uno de los seis países descritos tienen industrias de producción y transporte de gas natural pequeñas pero en expansión, que podrían tomar en cuenta el desarrollo de gas de esquisto.

ARGENTINA Argentina produjo alrededor de 4,3 Bcfd de gas natural durante 2009, pero se convirtió en un importador neto en 2008.

La producción de gas en el país se concentra en las cuencas Neuquén, Golfo San Jorge y Austral, donde existe una extensa red de gasoductos. Las reservas probadas de gas natural del país han declinado en un 50% durante la última década a 13,3 Tcf en 2009. Sin embargo, a partir de mediados de 2010, el país favoreció la producción de gas no convencional que se vende a precios más altos ($5/MMBtu). Esta nueva política de “Gas Plus” está teniendo un impacto positivo: Repsol-YPF recientemente anunció el descubrimiento de 4,5 Tcf de reservas en yacimientos en areniscas apretadas.

Entre todas las cuencas evaluadas de la Argentina, se estima un arriesgado de 2.732 Tcf gas de esquisto en lugar. Esto incluye 1.165 Tcf en la Cuenca de Neuquén, unos 430 Tcf en San Jorge, 483 Tcf en la Cuenca Austral-Magallanes, y finalmente la cuenca Paraná-Chaco con 654 Tcf. Los recursos acumulados de gas de esquisto (arriesgado) del país ascienden a 774 Tcf

Fig. 3. Cuencas con gas de esquisto en el Cono Sur

BOLIVIA La producción de gas natural en Bolivia ascendió a 446 Tcf en 2009, y su consumo doméstico es sólo de 100 Tcf. Últimos reportes indican que las reservas probadas del país son de 27 Tcf. Con base en datos limitados, podría tener recursos por 192 Tcf (arriesgado), derivados únicamente de los esquistos del Devónico de la Cuenca Paraná-Chaco. En última instancia se estima alrededor de 48 Tcf de gas recuperables en el lugar (arriesgado) en el país.

BRASIL Brasil produjo un promedio de 446 MMpcd de gas natural en 2008, mayormente de la Cuenca Campos en costafuera del país. Petrobras es la principal productora, controlando aproximadamente el 90% de las reservas probadas (12,9 Tcf y del sistema de gasoductos de 4.000 millas, que se concentra en el sureste y noreste del país.

Brasil consumió 835 MMpcd en 2008, y el resto lo importa principalmente de Bolivia. Todo el potencial evaluado de gas de esquisto del país yace dentro de la vasta cuenca Paraná-Chaco, con un estimado arriesgado de 906 Tcf de gas en el lugar y 226 Tcf de recursos técnicamente recuperables.

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Reporte CHILE Chile tiene limitadas reservas de gas natural (3,5 Tcf), concentradas en la Cuenca de Magallanes en el extremo sureste del país, lejos del dominante mercado de gas de Santiago.

El país produjo un promedio de 170 MMpcd en 2009 e importó un adicional de 230 MMpcd, principalmente a través de sus dos terminales de regasificación de GNL. Los esquistos del Cretácico Temprano de la Cuenca Austral-Magallanes de Chile comprenden recursos potenciales de aproximadamente 287 Tcf de gas arriesgado en el lugar.

El gas técnicamente recuperable se estima en 64 Tcf. PARAGUAY Paraguay no tiene producción de gas natural o reservas probadas significativas, ni ningún consumo calculado.

De manera que la suma de cerca de 249 Tcf de potencial de gas arriesgado en el lugar (62 Tcf recuperable) de los esquistos del Devónico de la cuenca Paraná-Chaco podría fundamentalmente cambiar el panorama energético doméstico del país.

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URUGUAY Al igual que su vecino del norte, Uruguay no ha reportado producción de gas natural o reservas probadas, su pequeño consumo de 1 Tcf es atendido totalmente mediante importaciones. Se estima un arriesgado de 83 Tcf de gas en el lugar, en la Cuenca ParanáChaco, con recursos recuperables arriesgados para el país de 21 Tcf. Actividad de exploración La perforación exploración inicial de esquistos está en marcha en la Cuenca Neuquén, Argentina, liderada por Apache Corporation y YPF (Repsol), ambas asociadas para el desarrollo de recursos no convencionales (incluyendo esquistos) tanto en la cuenca Neuquén como Austral. La superficie de las tres áreas ganadas en reciente oferta en Neuquén, le permite a Apache controlar 1,6 millones de acres brutos (900.000 acres netos) en esta cuenca.

El 9 de Diciembre de 2010, ambas compañías reportaron la perforación del primer horizontal de múltiples fracturas de América Latina dentro de un objetivo de gas de esquisto, específicamente en la formación Vaca Muerta, en Loma de la Lata, Neuquén.

Apco Argentina, una compañía 69% propiedad de Williams, también está activa en la Cuenca Neuquina y planea probar la formación Vaca Muerta con dos pozos exploratorios en el bloque Coirón Amargo durante 2011. También ha realizado tres trabajos de estimulación mediante fracturas hidráulicas en intervalos de esquistos (probablemente pozos verticales) y ha recuperado núcleos de rocas madre para su análisis en laboratorios.

Apache y Repsol también tienen amplia cobertura de sísmica 3D de esta cuenca. No obstante, Apache aún no ha hecho público su estimado del potencial de recursos de gas de esquisto en sus bloques argentinos.

En Octubre de 2009 Schuepbach Energy LLC (con sede en Dallas) y activa en Marcellus Shale, firmó con el gobierno uruguayo a través de ANCAP un contrato de prospección de un año -el primero de su tipo en el país- en un área de 10.000 km2 al centro-norte de Uruguay. La compañía lleva a cabo análisis geoquímicos del potencial de esquisto, que podría dar lugar a un contrato de producción compartida en el bloque. El objetivo apunta a la formación del Devónico.

Preview El Presidente de Colombia, Juan Manuel Santos, instalará la primera versión de este evento que se celebra en un momento estelar para la industria petrolera colombiana, la cual da muestras de ser el principal motor que mueve la economía del país.

La agenda comprende cuatro cursos ofrecidos por la SPE Sección Colombia y ocho sesiones técnicas que develarán la situación actual y futura de los crudos pesados en América Latina.

El programa se centra en descubrir el horizonte de posibilidades de estos crudos en la región, a través de sesiones de debate y la exhibición comercial de tecnologías y servicios

L

a Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol, conjuntamente con el operador de eventos Daily Mail Group, DMG, y el apoyo de la SPE Sección Colombia, han organizado la más grande reunión sobre crudo pesado de la región latinoamericana, el Heavy Oil Latin America Congress, HOLA, que se realizará en la Cámara de Comercio de Bogotá sede Salitre, con el propósito de explorar las oportunidades de desarrollo de este sector de la industria, con un amplio programa de cursos técnicos, foros y conferencias enfocados en temas estratégicos en las áreas de Exploración, Producción, Mejoramiento y Refinación, Transporte, Mercados e Inversiones, Medio Ambiente y Responsabilidad Social Corporativa, Tecnología y Colaboración.

El encuentro también contempla la celebración de dos ruedas de negocios, que buscan acercar a los inversionistas con la intención de fomentar las relaciones comerciales y potenciar los negocios.

Juan Manuel Santos, Presidente de la República; Carlos Rodado Noriega, Ministro de Minas y Energía; y Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol y Chairman del Congreso, tendrán a cargo la instalación oficial del evento, que además cuenta con el auspicio del Ministerio de Minas y Energía y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, y el patrocinio especial de Ecopetrol, Mansarovar Energy Colombia y Pacific Rubiales Energy.

Campetrol es reconocida en Colombia por organizar uno de los más prominentes torneos de Golf en la industria petrolera, y ahora lo trae a la comunidad del petróleo pesado de América Latina.

Se espera una alta participación para esta actividad, que tendrá lugar el 4 de Agosto en el Carmel Club. También se programaron un coctel de bienvenida y una fiesta colombiana, como parte de las actividades sociales del congreso.

Exhibición comercial Las principales compañías asociadas al negocio de crudos pesados estarán presentes en la exhibición comercial. Un total de 31 firmas nacionales e internacionales han confirmado su presencia para la cita, de las cuales 10 formarán parte del pabellón de Canadá, país que tiene la mayor participación en inversión y presencia en la industria petrolera de Colombia.

Cursos Técnicos 1 de Agosto Curso 1: Practical Aspects of thermal EOR. Dictado por: Paul Bondor, Ashok Singhal, S. M. (Sam) Avasthi Las reservas por nuevos descubrimientos han estado declinando y la recuperación de campos maduros será crítico para enfrentar la creciente demanda. Los campos de crudo pesado, aunque tienen poca recuperación con métodos convencionales, proveen un amplio margen para incrementar la recuperación final usando métodos térmicos. Este workshop proveerá a los participantes, la oportunidad de revisar y obtener la información más actualizada sobre tecnologías y estrategias de Recuperación Térmica Mejorada (EOR).

La agenda técnica Esta primera versión del HOLA examinará las etapas de toda la cadena de valor, desde la perspectiva de crecimiento de la industria de los hidrocarburos en América Latina, sustentado en el desarrollo de los crudos pesados.

La agenda se inicia con cuatro cursos técnicos que ofrecerá la SPE Sección Colombia el 1 de Agosto, los cuales profundizarán en los proyectos de crudos pesados, la inyección de vapor y el transporte.

El 2 y 3 de Agosto tendrá lugar el congreso, para el cual se han preparado ocho sesiones técnicas a cargo de expertos, líderes de opinión, y representantes de compañías operadoras y de bienes y servicios, quienes abordarán las lecciones aprendidas, buenas prácticas corporativas y desafíos más apremiantes para la industria.

A continuación el detalle la agenda técnica del congreso:

Curso 2: Practical Aspects of thermal EOR. Dictado por: Hisham Saadawi Este curso presenta una visión general sobre las tecnologías más modernas de bombeo multifásico. Abarca los distintos aspectos de bombeo multifásico, desde el concepto, hasta las aplicaciones de campo, disciplinas y tecnologías. El énfasis está en la práctica y la ejecución del proyecto.

Curso 3: Reservoir Geomechanics in Thermal Operations Este curso presentará los fundamentos de la geomecánica aplicada a las arenas petrolíferas, el efecto de aumento de la presión y la temperatura en el yacimiento, entre otros aspectos.

Curso 3: From Bottom to Surface Thermal Completion (Integrated Projects) Julio 2011 / No 258 Petroleum

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Preview I Congreso Suramericano

U

na programación densa y de alto nivel promete la primera edición del Congreso Suramericano de Petróleo y Gas cuyo objetivo principal es ofrecer un panorama general del potencial de recursos de los campos de hidrocarburos de la región; y mostrar el estado del arte en el uso de tecnologías que permitan encarar los desafíos actuales en estos activos.

La agenda incluye más de 15 sesiones técnicas, 4 plenarias, 5 cursos pre-congreso, un concurso para estudiantes universitarios, una exhibición comercial, entre otras actividades. A continuación el programa de sesiones técnicas.

Sesión 1 - Crudos Pesados Co-presidente: José L. Ortiz Volcán, Op-

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Del 18 al 21 de Octubre se realizará este evento en Maracaibo, Venezuela, bajo el lema “Suramérica frente al Desarrollo Energético del Siglo XXI”, organizado por la SPE Occidente de Venezuela en coordinación con Pdvsa

timaWell – José Marcos, Baker Hughes Esta sesión tratará los retos para aumentar y la productividad y la recuperación de los crudos pesados de una manera económica y ambientalmente segura.

Sesión 2 - Tecnologías de Gas Co-presidentes: Nerio Atencio, Deivi González, Pdvsa - Miguel Delgado, Baker Hughes Las técnicas de modelado, simulación y manejo de yacimientos de gas, tecnologías para yacimientos de gas condensado y para el procesamiento y transporte de gas natural y líquidos.

Sesión 3- Yacimientos Carbonatados y Naturalmente Fracturados (NFR) Co-presidentes: Rodolfo Soto, Digitoil Ulises Bustos, Schlumberger

Se centrará en los desafíos que controlan la producción a través de red de fracturas y el mejoramiento de la producción con el fin de maximizar la recuperación.

Sesión 4 – Activos Offshore Co-presidentes: Kris García, Schlumberger ENI – Halliburton Se analizarán las tecnologías de asistencia a los equipos de planificación del desarrollo para comprender y crear valor en aguas profundas, optimizar las operaciones de producción offshore, mejorar la toma de decisiones para el ciclo completo de vida de estos activos.

Sesión 5 - Activos Maduros Coordinadores: Orlando Pérez, Pdvsa - Rémulo Romero, Halliburton - Angel Suárez, Baripetrol Cómo aumentar la recuperación y la producción en campos maduros, a menudo

con menos recursos, es el dilema que enfrenta la mayoría de los operadores y en esta sesión se abordarán los últimos enfoques para el desarrollo de estos activos.

Sesión 6 – Tecnologías Emergentes Co-presidentes: José Alvarellos, Baker Hughes Omar Mejías, Pdvsa - José L. Basbush, Schlumberger Las nuevas tecnologías que están abriendo nuevas ventanas de oportunidad en cuanto a nuevos descubrimientos en nuevas fronteras, tales como entornos en aguas ultra profundas.

Sesión 7 - Geofísica y Geología Co-presidentes: Carlos Márquez, Pdvsa - Jesús Padilla, Baker Hughes - Carmen Ferrebus, Halliburton Las últimas tecnologías que están ayudando a reducir los costos de exploración y la forma en que se utilizan para evaluar nuevas oportunidades de negocio en zonas que requieren la caracterización mejorada del subsuelo.

Sesión 8 - Evaluación de la Formación Co-presidentes: Maika Gambús, Universidad del Zulia - Vandini Ricardo, Halliburton - Moya Ysnardo, Baker Hughes - Jean Jiménez, Pdvsa Se enfocará en actividades que permiten una mejor descripción de los yacimientos, utilizando los registros wireline,

las mediciones LWD y datos del núcleo.

Sesión 9 - Caracterización de Yacimientos / descripción del embalse Coordinadores: Gustavo Torres, Schlumberger Ernesto Durán, OXY - Geragg Chourio, Pdvsa Tecnologías y metodologías para conseguir una plena comprensión del subsuelo y la relación con la incertidumbre.

Sesión 10 - Optimización de la Producción Co-presidentes: Wilfredo Briceño, Laguna Zulange, PDVSA - José Luis Ortiz Volcán, OptimaWell Avances de la tecnología de estimulación de pozos y mejoramiento de la producción.

También casos históricos en fracturamiento hidráulico, acidificación,ampliación del hoyo, así como de levantamiento artificial.

Sesión 11 - Perforación y Terminación Co-presidentes: Lioner Valdez, Pdvsa - Menie Antoined, Schlumberger - Gustavo Gutiérrez, Baker Hughes Avances tecnológicos en las operaciones de perforación y optimización de pozos que incluyen el casing o la perforación por liner, la geonavegación.

Sesión 12 – Manejo del Agua Co-presidentes: Valderique Lima, Schlumberger – Ecopetrol - Limia José, Baker Hughes Los retos asociados con el agua como un

recurso cada vez más escaso, y su papel como insumo en los métodos de recuperación secundaria y terciaria de hidrocarburos.

Sesión 13 – Facilidades e Integridad de Activos Co-presidentes: Emiro Carruyo, Pdvsa - Ecopetrol - Tomás Bustos, Schlumberger Manejo de la integridad del activo, ingeniería de mantenimiento, capacidad de modelado durante su ciclo de vida completo.

Sesión 14 - Estimación de Recursos y Evaluación de Proyectos de Petróleo y Gas Coordinadores: David Atencio, Halliburton – Fabrice Gugen, Schlumberger Se enmarcará en todos los aspectos claves y desafiantes de un proyecto, en la predicción de la rentabilidad del portafolio y en la incertidumbre.

Sesión 15 - Preocupaciones ambientales, sociales y de seguridad Co-presidentes: Albonio Pérez, Baker Hughes - Matusalén Julio, CVP Petroperijá, Ana María Rincón, Halliburton Se analizarán temas claves que contribuyan a la sostenibilidad de la industria como proveedora de energía limpia y confiable para el futuro.

Información: www.spe.org.ve/congreso.

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Statistical Review of World Energy 2011 de BP Este año se cumple el 60 aniversario del análisis estadístico producido por British Petroleum, considerado como una de las publicaciones más respetadas en el campo económico de la energía

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l BP Statistical Review of World Energy 2011 analiza la evolución del mercado energético durante los últimos años, aportando una visión de la situación actual y apuntado respuestas a los interrogantes energéticos del momento.

Durante la presentación del informe en Londres, Christof Rühl, dijo que el crecimiento económico fue liderado por las economías de fuera de la OCDE que han sufrido menos durante la crisis. A finales de año, la actividad económica mundial superó los niveles anteriores a la crisis gracias al impulso de los países en desarrollo. “El consumo de energía creció más rápidamente que la

economía, lo que significa que la intensidad energética de la actividad económica se incrementó por segundo año consecutivo”.

El análisis estadístico de BP se ha ido desarrollado a lo largo de los años como respuesta a los cambios en el mix de energía global. Lo que comenzó como una revisión de la data petrolera mundial, se fue expandiendo para incluir el gas natural, carbón, energía nuclear y la hidroelectricidad. Este año, se incluyó por primera vez la revisión sobre energías renovables.

El BP Statistical Review of World Energy 2011 subraya que el pasado año se experimentó una fuerte recuperación del

consumo de energía mundial, después de la recesión mundial, con un crecimiento de 5,6%, la tasa más alta desde 1973. Se trata de un aumento en todas las formas de energía y en todas las regiones. Mientras que en las economías emergentes el consumo siguió aumentando rápidamente, los países de la OCDE también experimentaron un crecimiento por encima de la media.

Bob Dudley, Group Chief Executive de BP destaca en la introducción del reporte que estos hechos “plantean cuestiones importantes para la industria y los países donde se produce la energía”.

Las claves del último año • China ha superado a Estados Unidos como mayor consumidor mundial de energía.

• La demanda de todas las formas de energía creció considerablemente en 2010.

El consumo total de energía superó el pico alcanzado antes de la recesión en 2008.

• El incremento del consumo de combustibles fósiles hizo que las emisiones globales de dióxido de carbono (CO2) generadas por el uso de energía crecieran al ritmo más rápido desde 1969.

• Los precios del crudo se mantuvieron entre los 70 y los 80$ durante la mayor parte del año y subieron en el cuarto trimestre.

El precio medio del crudo para el año en su conjunto fue el segundo más alto que consta en nuestros registros.

• La revolución del gas de esquisto en Estados Unidos y los grandes cambios en los mercados de GNL están remodelando el mundo del gas natural.

• La presencia de las renovables en la generación eléctrica –incluyendo eólica, solar, geotérmica y biomasa- creció un 15,5%, que en su mayor parte procede de los países de la OCDE aunque la producción de electricidad a partir de renovables en China creció un 75%, que representa el segundo incremento más grande tras el de Estados Unidos.

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Gente Schlumberger

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SBC Energy Institute

chlumberger Business Consulting, el brazo de consultoría de gestión de Schlumberger, anunció la designación de Adnan Shihab-Eldin y Claude Mandil en la Junta de SBC Energy Institute, organización sin fines de lucro y centro de excelencia para la investigación cienClaude Mandil tífica y tecnológica de asuntos relacionados con la industria de la energía en el siglo 21, soportado en la experiencia de los consultores de SBC y el knowhow tecnológico de Schlumberger Adnan Shihab-Eldin

Shihab-Eldin fue Secretario General Interino y Director de Investigación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, y actualmente es asesor del Kuwait National Nuclear Energy Committee, KNNEC y Director General del Kuwait Foundation for the Advancement of Sciences, KFAS. Mandil por su parte ejerció durante cuatro años, a partir de 2003, como Director Ejecutivo del International Energy Agency, IEA, organización asesora en materia de política energética de los países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico, OCDE. Antoine Rostand, Global Managing Director de SBC, agradeció el aporte que tanto Shihab-Eldin como Mandil harán al SBC Energy Institute, cuya misión es “producir ideas e investigación con un impacto real sobre la forma de encarar la multitud de retos en la búsqueda de soluciones de energía sostenible para el presente siglo y más allá”.

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PetroNova

urante la más reciente reunión anual de accionistas de PetroNova Inc. fueron reelectos en la directiva Anthony Lambert, Stripling Judy, Halfen Ricardo, Stelvio Di Cecco y Antonio Vincentelli, y también fueron elegidos como nuevos directores Isaac Yanovich y Roberto Dañino. “Juntos aportan una amplia experiencia en la exploración de petróleo y gas colombiano”, dijo Antonio Vincentelli, Presidente y CEO de PetroNova.

Yanovich fue Presidente de Ecopetrol, de Isaac Yanovich 2002 a 2006 y se desempeña como miembro de la directiva de varias empresas públicas en Colombia y Brasil.

Dañino fue Primer Ministro de Perú y Embajador en Washington desde Julio de 2001 hasta Noviembre de 2003.

También Asesor General, Vicepresidente Senior del Banco Mundial, Vicepresidente de Hochschild Mining plc y Presidente de Fosfatos del Pacífico.

Roberto Dañino

Shell Venezuela

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as Compañías Shell en Venezuela anunciaron la designación de Aquiles Rodríguez como Vicepresidente de Exploración y Producción en Venezuela, en sustitución de Richard Keech, quien fue nombrado Líder de Negocios en el Medio Oriente y Norte África.

Aquiles Rodríguez es Ingeniero en Petróleo, mención Yacimientos, gradua- Aquiles Rodríguez do en la Universidad Central de Venezuela en 1982. Con 29 años de ejercicio en la profesión, trabajó durante 12 años en Lagoven, empresa predecesora de Pdvsa hasta 1994, en las áreas de Ingeniería, Perforación, Contratación de Taladros y Tecnología de Producción, ocupando diferentes cargos de supervisión.En 1994 ingresó en las filas de Shell Venezuela, como Superintendente de Servicio y Rehabilitación de Pozos, ocupando posteriormente posiciones de supervisión y gerenciales en las áreas de Ingeniería de Perforación, Gerencia de Enlace Shell Pdvsa, Ingeniería de Desarrollo de Campos Petroleros e Ingeniería de Construcción de Infraestructura.

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ACGGP Junta Directiva 2011 - 2012

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ecientemente asumió el liderazgo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP, la Junta Directiva 2011 - 2012, conformada por Yohaney Gómez Galarza, Presidenta; Martín Mantilla, Vicepresidente Técnico; Darío Cortina Silva, Vicepresidente Administrativo; Rafael Guatame, Tesorero; Eduardo López Ramos, Editor; y Katerin Rico, Secretaria.

Yohaney Gómez, es Geóloga egresada de la Universidad Nacional e Ingeniera de Petróleos de la Universidad de América.

Con una trayectoria de 17 años, se ha desempeñado como Geóloga de DesarroYohaney Gómez G. llo y Geóloga de Exploración en Petrobras, Ecopetrol y Hocol, y como Docente en la Universidad de América. Actualmente presta servicios en Pacific Rubiales Energy en el Equipo de Geociencias, como Geóloga de Yacimientos y de Modelamiento Geológico 3D de los campos Rubiales y Quifa.

Martín Mantilla, es Geólogo de la Universidad industrial de Santander con 20 años de experiencia en la Industria Petrolera, con Diplomado en Gerencia Integral de Proyectos de la Pontificia Universidad Javeriana. Ha sido Geólogo de Desarrollo y de Exploración en el Instituto Colombiano del Petróleo y Petrobras y desde hace 6 años trabaja en Hocol, como Geólogo de Exploración y Nuevas Oportunidades evaluando áreas de Colombia, Ecuador y Perú, y a partir de Enero es Geólogo de Desarrollo de los campos La Hocha y Don Pedro.

Martín Mantilla Darío Cortina Silva, es Geólogo de la Universidad Nacional de Colombia. Ha trabajado como Procesador de Datos sísmicos Terrestres y Marinos por más de 15 años en diferentes compañías nacionales e internacionales. En 2002 asumió funciones como Gerente General de PetroSeis y actualmente es Gerente General de la compañía de adquisición sísmica Petroseismic Services.

Desde 2006 es miembro de la SEG. Rafael Guatame, es Geólogo de la Universidad Nacional, con 16 años de experiencia en la Industria Petrolera. Se ha desempeñado

como Geólogo de campo en Ingeominas, Geólogo de Exploración en las compañías La Luna Oil Company, Solana Petroleum y Ecopetrol, con experiencia en las CuenRafael Guatame cas de Los Llanos Orientales, Putumayo, Valle Superior, Medio e Inferior del Magdalena, Urabá y Catatumbo. También se desempeñó como Geólogo de Desarrollo y Exploración en Mansarovar Energy. Desde hace 3 años ejerce como Geólogo de Exploración en la Gerencia de Exploración Nacional de Ecopetrol.

Eduardo López Ramos, es Geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia. De 1996 a 2005 trabajó en Ingeominas, realizando actividades de Cartografía Geológica en diversos sectores del Piedemonte de la Cordillera Oriental, sur de Bolívar y Piedemonte del Putumayo; además realizó proyectos como el “Atlas of structural styles of the Upper Crust of Colombia”. Desde 2009 está en Ecopetrol, donde actualmente lidera el grupo de Estudios Regionales.

Katerin Rico, es Geóloga egresada de la Universidad Nacional de Colombia. Inició su carrera como Geóloga Junior en la Compañía

Calendario 2011 JULIO 12 - 13 I Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas - Quito, Ecuador www.olade.org 13 - 14 –5th Annual Andean Energy Summit - Bogotá, Colombia - www. andeanenergysummit.com 19 - 20 –API Offshore Safe Lifting Conference & Expo - Houston, USA - www.api.org/ meetings/topics/offshore 19 - 20 –SPE/AAPG/SPEE Symposium: Reserves and Resources Estimation and Reporting - Houston, USA - www.spe.org/ events/resv/2011 19 - 21 –Oil Sands Heavy Oil Technologies 2011 – Calgary, Canadá - www. oilsandstechnologies.com/ AGOSTO 01 - 03 – Heavy Oil Latin America Congress - HOLA 2011 – Bogotá, Colombia heavyoillatinamerica.com 02 - 04 –U.S. Shale Plays - Fort Worth, USA www.aapg.org/gtw/USShale 15 - 18 –12th International Congress of the Brazilian Geophysical Society - Río de Janeiro, Brasil - sys2.sbgf.org.br/congresso

Eduardo López Ramos

Occidental de Colombia, donde brindó soporte geológico y geofísico en la elaboración de propuestas para nuevas localizaciones y workovers en las arenas del carbonera superior (C5) en el Campo Caño Limón, Cuenca de los Llanos. También se desempeñó como Geofísica del bloque Caracara operado por Cepsa Colombia, responsable de realizar la interpretación estructural, calibración de pozos, construcción de modelos de velocidad, generación de mapas en profundidad y extracción e interpretación de atributos sísmicos para análisis estratigráfico. Actualmente es Geóloga de Exploración en Katerin Rico Perenco Colombia.

17 - 19 –Summer NAPE Expo 2011 Houston, USA - www.napeexpo.com/ summer-nape 24 - 25 –- 4to. Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2011 - Santa Cruz, Bolivia 2011.boliviagasenergia.com 25 - 26 – IADC Well Control Conference of the Americas & Exhibition - San Antonio, USA - www.iadc.org/conferences/WC_ Americas_2011 29 - 30 – A&D Strategies and Opportunities – Dallas, USA -www.adstrategiesconference.com 29 - 31 – Unconventional Oil & Gas International - San Antonio, USA - www. unconventionalgas.net Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve Julio 2011 / No 258 Petroleum

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Última Página

¿Se tornará USA en exportador de gas? Álvaro Ríos Roca*

Hace sólo cuatro o cinco años formularse esta pregunta era impensable, o podía ser considerada para lunáticos.

Hace media década, Estados Unidos se encaminaba a continuar incrementando sus importaciones de gas natural de Canadá y mayormente vía GNL de varios lugares del planeta. Los proyectos y estudios para concretar regasificadoras proliferaban como hongos en sus costas, obviamente acompañadas de gran oposición de los ambientalistas, porque también es negocio oponerse muchas veces

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eza un sabio adagio que el mundo se mueve con tecnología y no con ideología, y Estados Unidos vuelve a deslumbrar al orbe con un nuevo quiebre de paradigma, esta vez en lo energético y de la mano de lo que todos ya conocen como la revolución silenciosa del gas y también petróleo no convencional, que se produce de arenas compactas (shales) mediante estimulación y fracturamiento. Con el uso de arquetipos geológicos, analogías geológicas y otras técnicas, se vienen analizando posibilidades de cómo extrapolar esta actividad a otros países.

Lo que acontece en USA muy difícilmente podrá ocurrir en otras partes del planeta, a pesar que se tengan mayores recursos para explotar estos hidrocarburos no convencionales. La facilidad de acceso a obtener licencias y permisos para acceder a las aéreas y al subsuelo en USA es única, en virtud de que la propiedad de los recursos naturales es privada y le pertenecen al propietario del

ANUNCIANTES

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ANH................................................2 ClampOn.................................24 Expertiam..................................19 F E P C O. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C . P. I .

Fire School de Venezuela.................27 Fugro Jason......................................26 H a l l i b u r t o n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C . P. I Congreso Suraméricano de Petróleo y Gas...29 I nnovatech Strategic Solutions.......18 Inelectra.........................................5 Heavy Oil Latin American Congress....23 LHR...................................................11 Saxon Energy S er vices.......................9 S c h l u m b e r g e r . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. I .

S e i s m i c Eq u i p m e nt S o l u t i o n s. . . . . . . . . 1 0 Sugaca.............................................30 Tejas Tubular.......................................7 XIV Congreso Colombiano de Pe t ró l e o y G a s. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3 W a b a s h P o w e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 8

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terreno. En varios países de Latinoamérica obtener una concesión es motivo de largas y costosas licitaciones o tediosas negociaciones con funcionarios de gobiernos de turno.

Los recursos in situ de petróleo y sobre todo de gas natural en estas arenas compactas son muy inmensos en todo el planeta.

Los recursos recuperables con la tecnología actual de gas natural han sido cuantificados por la Agencia de Energía de USA en varios países (no todos) y se estiman preliminarmente en 6.600 TPC. Es decir, estos recursos con casi seis veces las reservas probadas de gas que dejan una relación reservas – producción de aproximadamente 200 años al ritmo de consumo actual.

Un aspecto adicional es que estos recursos no convencionales están más dispersos y no tan concentrados geográficamente como lo estaban los convencionales. Es decir, que los países o regiones demandantes ahora tienen posibilidad de producirlos y ser menos dependientes de las importaciones de gas natural.

Entrando en análisis de lo que acontece en USA, se tenía previsto que el 2010 se importen 7 BPC/día de gas vía LNG y el 2020 14.8 BPC/día, doblando la cantidad en 10 años. Las previsiones ahora son que las importaciones se reduzcan a cerca de 4 BPC/día el 2020. Esto únicamente por razones de infraestructura en ciertas zonas y de compromiso de contratos de largo plazo.

En realidad muy pocos proveedores de GNL quieren atender el mercado Norteamericano a los precios previstos. Cabe recordar que el efecto USA aplica a Canadá y México que tiene integración de mercados y precios.

Lo cierto es que hay varios proyectos de licuefacción que se han sometido a aprobación en USA para poder exportar gas natural por excedentes. En particular, varios proyectos de regasificación existentes están siendo previstos para una posible exportación de GNL desde USA. Se conoce que a la fecha de la presente entrega, se está tramitando una Ley que

permita exportaciones vía LNG desde USA. La presión es fuerte ya que la sobreoferta es grande y los precios están depimidos en ciertos Estados. De darse la Ley o avanzar con las exportaciones, el mundo contará con aún mayores excedentes de GNL en los próximos años.

Sin duda que el shale gas será una competencia en USA por el más contaminante y menos costoso carbón en la generación de energía eléctrica. También se comienza a notar un dinamismo inusitado para convertir flotas de camiones de combustibles derivados del petróleo a Gas Natural Vehicular (GNV).

Tendremos que observar qué ocurrirá con los vehículos eléctricos que se dotaran de energía eléctrica generada mayormente a gas natural. Ni que hablar de la industria petroquímica que ya ha retomado varios proyectos que habían sido abandonados y se prospectan nuevos proyectos “grass roots”.

Los problemas ambientales y de agua son conocidos y no debemos pasarlos por alto, pero los norteamericanos fueron siempre pragmáticos y lo seguirán siendo. De la mano de tecnología y ciencia encontrarán mejores prácticas para fracturar la roca y sacar el hidrocarburo y mejorar ciertas condiciones que se han dado a la fecha. El camino empezado con respecto a los no convencionales parece no tener retorno. La Ley para permitir exportar gas natural o el inicio de reconversión de proyectos de regasificación a licuefacción serán señales claras para vislumbrar mucho más el futuro de esta industria. * Actual Socio Director de Gas Energy y DI International.

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