Junio 2016 - Petroleum 317

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Junio 2016

REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

“Visión 2030”

Plan de Arabia Saudita

Z&P 65 años

haciendo historia

Offshore Technology Conference 2016

Petroleumag

Junio 2016 Año 32, Nº 317 Portada: GE Oil & Gas desarrolla una nueva tubería flexible de composite de Wellstream, 30% más ligera que reduce en 20% los costos totales de instalación y extiende el alcance hacia aguas más profundas (Foto: GE)

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E&P Ecopetrol ajustó su plan de inversiones 2016 La empresa invertirá este año entre US$3.000 millones y US$3.400 millones, con la promesa de producir alrededor de 715.000 barriles de petróleo equivalente por día

Reficar, a punto de alcanzar el 100% de sus unidades en operación Inició operaciones la unidad que produce diésel limpio y otros productos valiosos en la Refinería de Cartagena

OTC, 48 años de historia

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65 años como proveedor confiable para la industria

SECCIONES 4 8 28 30 32 33 34

CORNISA CUADRANTE PREVIEW WAREHOUSE GENTE CALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA

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La operación, que se cerrará en los próximos meses, forma parte del programa de venta de activos para afrontar la caída de los precios del petróleo

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A pesar que los precios se mantienen en mínimos históricos

Offshore Technology Conference 2016 La 48ª edición del máximo evento anual de la industria costa afuera atrajo a 68.000 visitantes al NRG Park en Houston, para analizar el rumbo y los desafíos del sector energía en alta mar

REPORTE “Visión 2030” Plan de Arabia Saudita para dejar de depender del petróleo

Colombia: 92% de los yacimientos son económicamente viables a USD$35 Un análisis divulgado por Campetrol, arrojó que a pesar de los precios bajos del petróleo, cerca de 145 campos analizados son económicamente viables

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Informe ARPEL Tendencias del Sector Gas Natural en América Latina y el Caribe El documento elaborado por el Comité de Gas y Energía de ARPEL, profundiza en los principales desafíos que deben abordar los países y empresas de la región

Sinopec pone en marcha planta de procesamiento de gas natural

EE.UU. establece nuevo récord en producción de gas natural

ESCENARIO

Arabia Saudita comenzó a dar forma al desarrollo de un plan de largo plazo, cuyo objetivo es reducir la dependencia del petróleo, desarrollando inversiones y aumentando las exportaciones no petroleras de aquí al año 2030

Repsol vende su actividad de GLP en Perú y Ecuador

Constituye la segunda de las cinco terminales de GNL proyectadas por Sinopec, en un contexto en el que China trabaja para elevar la proporción de gas natural en su consumo de energía

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Amplían capacidad de tratamiento de crudo en la FPO Pdvsa elevó la capacidad instalada de procesamiento de hidrocarburos en la Faja Petrolífera del Orinoco, mediante la puesta en marcha de plantas de tratamiento de crudo en las empresas mixtas Petrolera Sinovensa y Petrocarabobo

Planificando el camino hacia 2030

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EMPRESARIAL Z&P 65 años haciendo historia La historia de grandes obras siempre tiene un protagonista, así lo expresa Zaramella & Pavan Construction Company, S.A. (Z&P) a propósito de sus 65 años de fundada JUNIO 2016 I Petroleum 317

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Contenido

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Cornisa

¿Cómo está la cosa?

Jorge Zajia, Editor

E

l título de esta nota editorial se ha convertido en el saludo generalizado de los petroleros a nivel universal, en la búsqueda de una respuesta que nadie nos puede dar, pues cuando todavía está fresca la tinta en los medios de comunicación con noticias alentadoras sobre la recuperación del precio de los hidrocarburos, se publican otras de signo contrario que dan cuenta que la recesión está en pleno desarrollo y que la crisis aún no ha tocado fondo.

Un buen indicador para medir el grado de la actividad petrolera global lo es, sin lugar a dudas, la Offshore Technology Conference, que todos los años desde hace 48, se realiza en Houston -acertadamente bautizada como la capital mundial de la energía-; donde durante cuatro días empezando el primer lunes de Mayo, se reúnen unos 60.000 petroleros venidos de todos los rincones del mundo para disfrutar de una agenda académica de altísimo nivel y de la exhibición de equipos, productos y servicios más grande y completa del planeta.

Este año la expectativa por el desarrollo de la OTC tuvo rodeada de un alto grado de nerviosismo e incertidumbre, en virtud de los temas que se discutirían en la conferencia y de las dimensiones de la exhibición, que según reportaron los organizadores fue la tercera más grande de todas, lo cual indica que esta industria, si bien atraviesa una severa crisis, no se entrega y continúa tan activa y pujante a pesar que después de varios años de una bonanza sin precedentes, en esta oportunidad la conferencia y exhibición se realizó en medio de una contracción del negocio también sin precedente.

Para los dirigentes de la industria, pensar y planificar el rol que le toca jugar al petróleo bajo la incertidumbre de la fuerte presión ejercida por la baja de su precio, es una cuestión difícil, pues hace apenas dos años vivían o disfrutaban de la bonanza más grande de la historia que presagiaban que esos tiempos de gloria y abundancia por los altos precios, se habían instalado en la Tierra para siempre.

4 JUNIO 2016 I Petroleum 317

Eran los tiempos que solo se hablaba de los planes de expansión en términos de mega proyectos de exploración, producción y refinación. Hoy que los vientos soplan con furia en sentido contrario, la sorpresa de todos ha sido de dimensiones catastróficas, cuando estamos viviendo una caída espectacular del precio de la energía en general, y muy particularmente el del petróleo y el gas natural que está afectando negativamente el desenvolvimiento de una industria lo que incide notablemente en la economía la política y la sociedad.

Esta situación en el fondo no amilana a nadie. Los hombres del petróleo, hechos de una madera especial y muy dura, lejos de atemorizarse siguen en la primera línea de batalla afrontando la realidad con valor y dando la pelea para contribuir con su experiencia y capacidad técnica y financiera a superar este trance y en medio de la tormenta han lanzado un salvavidas para estudiar a fondo la situación, entenderla en sus orígenes, formando equipo con todas las fuerzas vivas que participan de este fabuloso negocio, para juntos diseñar las estrategias que den respuestas y soluciones a esta realidad, o al menos minimizar sus efectos que amenazan la estabilidad del sistema que hoy rige los destinos de la humanidad.

Reconocer la situación actual y entender que es una crisis muy severa e insistir en la premisa de no dejarse abatir por las circunstancias y, por el contrario, hacerle frente y convertirla en una herramienta de progreso y desarrollo, despierta el optimismo que todos debemos tener para superar con éxito estos tiempos aciagos, que no es más que la repetición de un nuevo ciclo en el desarrollo de la vida en el planeta, que con sus características y peculiaridades propias de nuestro tiempo, debe conducirnos irremediablemente, como siempre, a una organización social, económica y política más justa, más moderna, generadora de una mejor calidad de vida para todos. ¿Cómo está la cosa?. Parodiando al insigne político venezolano y latinoamericano Teodoro Petkoff, sin miedos ni complejos afirmamos: “Está mal, pero vamos bien”.

EdicióN

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

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

Canada Correspondent 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

USA

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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: +59 32 244 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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Copyright©2016 Reservados todos los derechos. All rights reserved Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Maestría en Gestión Energética 2016 La Universidad Sergio Arboleda promueve la realización de la Maestría en Gestión Energética, aprobada por el Ministerio de Educación Nacional de Colombia, en el marco del portafolio de programas de postgrado de PRIME Business School

L

a Maestría en Gestión Energética, MGE, tiene como objetivo formar profesionales competentes par desempeñarse de manera efectiva en los diferentes ámbitos de la gestión de empresas relacionadas con la energía, sector que tiene una importancia vital en la economía nacional y mundial, reflejada, en el caso de Colombia, en un porcentaje significativo de las exportaciones, de los ingresos fiscales y de la inversión extranjera directa.

Las tendencias y cambios que ocurren en el sector, la volatilidad de los mercados, el creciente papel de los hidrocarburos no convencionales y de las energías renovables, y el complejo mercado de la energía eléctrica, exigen de talento humano calificado para la formulación de políticas y manejo de empresas del sector. Por otra parte, la transición hacia energías limpias, derivadas de los compromisos en materia de cambio climático, determinan un marco insoslayable para la planeación futura del sector.

Por ello, la MGE, única de carácter presencial en Colombia, se orienta a formar profesionales calificados para desempeñarse con éxito en la gestión del sector energético.

En tal sentido, ofrece los conocimientos, habilidades y competencias requeridos

por empresas operadoras, de servicios o instituciones públicas relacionadas con el sector. La maestría tiene, además, carácter multidisciplinario y está dirigida principalmente a ejecutivos de Planeación Estratégica, Operaciones, Gerencia Comercial, Finanzas, Innovación, Tecnología y definición de estrategias de negocios, así como profesionales independientes que deseen profundizar en temas de gestión energética; ejecutivos de empresas relacionadas con energías minerales como el carbón, y con la internacionalización de dicha actividad; profesionales afines con energías renovables: energía solar, eólica, geotérmica, nuclear o en biocombustibles, y profesionales independientes vinculados a la industria de generación, transmisión o distribución de energía eléctrica.

El pensum fue elaborado previo estudio de los 24 programas equivalentes más importantes del mundo e integra, además,

E

l inicio de la maestría está previsto para Septiembre de 2016

algunas materias de “management” con otras maestrías de PRIME, lo cual abre la opción a homologaciones futuras para interesados, en programas como el MBA, la Maestría en Administración Financiera o en Comercio Internacional, entre otras, ampliando paralelamente el “networking” como otro valor agregado de la maestría.

Los docentes seleccionados tienen un alto nivel de calificación y combinan una sólida formación académica con experiencia práctica en las áreas específicas del programa.

El inicio está previsto para el mes de Septiembre de 2016, de acuerdo al siguiente cronograma: Integración: Septiembre 01 Bienvenida: Septiembre 18 Inducción: Septiembre 20 Ciclo Nivelatorio: Octubre 14 de 2016 Inicio de Clases: Octubre 21 de 2016 Mayor información: William González, Oficina de Comunicaciones y Relaciones Institucionales, Consultor Académico, Universidad Sergio Arboleda. e-mail: william.gonzalez@usa.edu.co. Pbx: (1) 325 7500 Ext. 2332 Calle 75 No. 15-22 Bogotá - Colombia. www.usergioarboleda.edu.co

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Cuadrante

S

tatoil y sus socios Repsol Sinopec Brasil y Petrobras realizaron un hallazgo en aguas profundas de la cuenca de Campos, Brasil, con el pozo de Gavea A1. Localizado en el bloque BMC 33, es el cuarto pozo aprobado en el plan de evaluación de la Agencia Nacional de Petróleo, ANP. Durante la evaluación se produjeron 16 millones de metros cúbicos de gas estándar y se estimó la producción en 4.000 barriles por día de crudo. Repsol Sinopec Brasil es el operador con una participación de 35%, pero Statoil, también con 35% asumirá dicho rol a partir del tercer trimestre. Petrobras participa con 30%.

E

xxonMobil inició la producción de crudo en el campo Julia, en las costas del Golfo de México. El campo se localiza a 265 millas al suroeste de Nueva Orleans en aguas con una profundidad mayor a 7.000 pies. El desarrollo inicial se hizo a través de la infraestructura existente en la plataforma St. Malo operada por Chevron, reduciendo de esta forma los costos de desarrollo. Este es el primer pozo en la zona y se espera tenga una capacidad de 34.000 bpd de crudo.

E

l Gobierno de Noruega lanzó diez nuevas licencias petroleras en el Ártico, tres de ellas en un área inexplorada al sureste del Mar de Barents, junto a la frontera rusa y las primeras en la zona desde 1994. Las licencias, que se corresponden con 40 bloques, se han ofrecido a 13 compañías que se mostraron interesadas cuando la convocatoria se abrió en Enero de 2015, entre ellas Statoil, Chevron, ConocoPhillips y la rusa Lukoil. “Hoy abrimos un nuevo capítulo en la historia de la industria petrolera noruega”, afirmó el Ministro de Energía y Petróleo, Tord Lien.

P

etrobras firmó con Pampa Energía el contrato de compra y venta del 67,19% de su participación en Petrobras Argentina, PESA, por un monto de US$892 mil millones, pagadero en dos cuotas: la primera, correspondiente al 20% del valor total (US$178 millones), ya depositada en una cuenta de garantía y el resto al momento del cierre de la operación, estimada en 3 meses. Petrobras aseguró la continuidad de sus operaciones en el segmento de EyP en Argentina, a través de la adquisición subsiguiente del 33,6% de la concesión de Río Neuquén.

B

P redujo 80% su beneficio por los precios bajos del petróleo. Sus resultados del primer trimestre empeoraron drásticamente respecto a los tres primeros meses del ejercicio anterior. El beneficio de la petrolera se sitúo en US$532 millones y sin tener en cuenta los costes de reposición, el resultado es de pérdidas de US$583 millones. Bob Dudley, CEO de BP señaló sin embargo que “a pesar de las dificultades la empresa se encamina hacia el objetivo a corto plazo de reequilibrio”.

E

copetrol en alianza con iNNpulsa Colombia y el apoyo de Acipet, lanzó el Premio a la Innovación que reconoce los mejores trabajos académicos de estudiantes de pregrado y posgrado, así como soluciones innovadoras de emprendedores a los desafíos de la industria y las regiones. Las inscripciones están abiertas hasta el 30 de Junio de 2016 y podrán participar profesionales, estudiantes universitarios y emprendedores de todo el país. Los ganadores serán proclamados en la ceremonia de los 65 años de Ecopetrol, el 25 de Agosto.

P

etroquímica de Venezuela, Pequiven, reportó un balance positivo en la producción de materia prima en sus plantas y empresas mixtas ubicadas en el occidente del país, durante el primer trimestre de 2016. El Complejo Ana María Campos produjo 275.709 TM entre Vinilos, Olefinas y Cloro Soda, dirigidas a satisfacer los requerimientos del mercado nacional. Las plantas de Olefinas registraron una producción de 167.238 TM, la de Vinilos registró una producción de 52.615 TM, Cloro Soda, generó 55.855 TM para abastecer el mercado industrial y garantizar la potabilización del agua de todo el país.

E

NI comenzará a perforar en el campo denominado Área 1 en México en Diciembre de 2016. Su objetivo -informó- es crecer en este país. La operadora italiana ganó en Septiembre un contrato para extraer crudo y gas en la mayor de las cinco áreas licitadas en aguas someras del Golfo de México, que incluye los campos de Amoca, Miztón y Tecoalli. En Venezuela, la empresa evalúa junto a Pdvsa oportunidades para aumentar inversiones en proyectos de gas costa afuera y se revisaron las perspectivas de crecimiento en la próxima fase del Proyecto Perla para alcanzar un nivel de producción de 800 millones de pies cúbicos de gas natural por día.

C

anacol Energy reportó como positivos sus resultados del primer trimestre del año, en el cual los ingresos estuvieron por encima de las expectativas del mercado debido a un mayor precio de realización del gas, leves aumentos en la producción total y una estructura de costos más eficiente. La producción de petróleo y gas alcanzó 10.933 boepd, lo que representa un crecimiento de 20,6% en términos intertrimestrales, mientras que en términos anuales presentó un leve retroceso de 0,2%. La compañía seguirá enfocada en la exploración y explotación de gas con la visión puesta en la construcción de un nuevo gasoducto en 2018.

C

hevron construye la mayor planta de captura y almacenamiento de carbono del mundo en la isla de Barrow en el noroeste de Australia. El proyecto, el primero en su tipo, forma parte de una gigantesca planta de licuefacción de gas natural que comenzó a funcionar en Marzo en el campo Greater Gorgon, el cual cuenta con 40 trillones de pies cúbicos de gas y es la reserva de gas natural más grande del país. El plan es inyectar 4 millones de toneladas de dióxido de carbono en la corteza terrestre, y reducir así en un 40% las emisiones de la planta de licuefacción.

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E&P

Ecopetrol ajustó su plan de inversiones 2016 La empresa informó que se desembolsará entre US$3.000 millones y US$3.400 millones, nivel de inversiones con el cual espera producir alrededor de 715.000 barriles de petróleo equivalente por día en el año

L

os ajustes al Plan de Inversiones 2016 hacen parte de las medidas tomadas para navegar el entorno de precios bajos, buscando asegurar la disciplina de capital y el enfoque en generación de caja y sostenibilidad financiera del Grupo Empresarial Ecopetrol. Las inversiones se centrarán en las oportunidades más rentables de exploración y producción y en culminar proyectos en marcha en transporte y refinación.

Para Ecopetrol es importante tener en cuenta el entorno de precios bajos y con

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2016 será un año de transición para el grupo, durante el cual finalizarán proyectos en transporte y la puesta en marcha de la nueva Refinería de Cartagena”

el objetivo de proteger el flujo de caja y la sostenibilidad financiera de la compañía, su Junta Directiva aprobó un ajuste al Plan de Inversiones 2016, el cual pasa de US$4.800 millones aprobados en Diciembre de 2015 a un rango que estará entre US$3.000 millones y US$3.400 millones.

2016 será un año de transición para el grupo, durante el cual finalizarán proyectos en transporte y la puesta en marcha de la nueva Refinería de Cartagena. A partir de 2017, la compañía dedicará una mayor proporción de sus inversiones a los segmentos de exploración y producción, en los cuales se destinarán recursos a la evaluación de los hallazgos exploratorios y al desarrollo de los principales campos.

El 93% de los recursos serán invertidos en Colombia y el remanente en el exterior.

Las inversiones por segmento se detallan en el cuadro adjunto. Los recursos requeridos para el plan de inversiones provendrán de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación. Las necesidades de financiamiento se mantienen para el 2016 en el rango entre US$1.500 millones y US$1.900 millones a nivel consolidado.

Reficar a punto de alcanzar el 100% de sus unidades en operación

L

a unidad de hidrocraqueo, planta que produce diésel de la mejor calidad mundial, gasolina para avión (Jet) y otros productos de alto valor, entró en operación en la nueva refinería de Cartagena. Su arranque se produce con una carga de 23 mil barriles por día de los 35 mil de su capacidad total.

La función principal de esta planta, que utiliza tecnología de punta, es convertir productos pesados, como los gasóleos de la sección de vacío de la Unidad de Crudo y de Aceite Liviano de Ciclo (ALC), en productos de mayor valor comercial, como el diésel de bajo contenido de azufre, el combustible de aviación JET A1, nafta y butano (materia prima para la unidad de alquilación).

Con un catalizador e hidrógeno, la planta remueve el alto contenido de azufre de los gasóleos para obtener productos limpios de alta demanda en el mercado.

Esta es la primera unidad de hidrocraqueo que tiene Colombia. Es una de las plantas clave para aumentar la eficiencia y rentabilidad de la nueva refinería, que podrá convertir el 97% del crudo en productos valiosos que se comercializan por encima del valor del petróleo. Anteriormente este factor era del 74%.

La Refinería de Cartagena continúa con el aumento progresivo de sus niveles de procesamiento para llegar a su máxima capacidad de 165.000 bpd.

E&P

Inició operación la unidad que produce diésel limpio y otros productos valiosos en la Refinería de Cartagena

Ya están operando 32 de las 34 unidades.

En las próximas semanas se espera la puesta en marcha de las Unidades de Alquilación e Isomerización de Butano.

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In Situ E&P

Amplían capacidad de tratamiento de crudo en la FPO Mediante la puesta en marcha de las plantas de tratamiento de crudo en las empresas mixtas Petrolera Sinovensa y Petrocarabobo, situadas al sur de los estados Monagas y Anzoátegui, Pdvsa incrementó la capacidad instalada de procesamiento de hidrocarburos en la Faja Petrolífera del Orinoco

P

dvsa inauguró la planta de tratamiento de crudo de la empresa mixta chinovenezolana, Petrosinovensa, ubicada en el Campo Morichal, Monagas, en la que se lleva a cabo el procesamiento de 30.000 barriles por día de crudo pesado y extrapesado, y el nuevo módulo del procesamiento de crudo de la empresa mixta PetroCarabobo, en el bloque Carabobo de la FPO que procesará un total de 50.000 bpd de crudo.

Orlando Chacín, Vicepresidente de Exploración y Producción, destacó que la planta de Petrosinovensa brinda trata-

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miento al crudo pesado y extrapesado que se explota en Morichal y contó con una inversión del orden de 40 millones de dólares y 600 millones de bolívares. Su construcción generó 220 empleos directos y 600 indirectos. El nuevo módulo del procesamiento de crudo de PetroCarabobo procesará un total de 50.000 barriles por día (Foto Pdvsa) En esta empresa mixta la Corporación Venezolana del Petróleo el 40% restante. En el proyecto está conposee una participación de 60% y la Cor- templada la construcción de 12 plantas de poración Nacional Petrolera China, CNPC, 100 mil barriles en los próximos 5 años y el objetivo es realizarlas en el país, de tal manera que permita reducir el uso de divisas para importar.

Rubén Figuera, Director Ejecutivo de Nuevos Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco indicó que en el nuevo módulo de procesamiento de crudo de Petrocarabobo, Pdvsa es el accionista mayoritario con 71%, y los socios 29% distribuidos entre Repsol, 11%; ONGC, 11%; India Oil, 3,5% e Oil India Limited, 3,5%. Petrocarabobo cuenta con reservas probadas de 13.500 millones de barriles de crudo que apalancan un desarrollo de negocios de 400.000 bpd de crudo pesado que serán mejorados de 8,5ºAPI a 32ºAPI en un mejorador que será construido al sur del estado Anzoátegui. Los barriles serán producidos por 43 pozos perforados a través de 3 macollas.

El módulo, que contó con una inversión de 65 millones de dólares y 180 millones de bolívares, buscará impulsar el desarrollo de otros dos módulos más, con el fin de generar aproximadamente de 90.000 bpd. La estructura cuenta con un separador que permitirá apartar el gas del crudo, con el fin de generar petróleo en condiciones óptimas para su comercialización, que comprende una densidad de 16º API y menos de 1% de agua.

E&P

Repsol vende su actividad de GLP en Perú y Ecuador La operación, que se cerrará en los próximos meses, forma parte del programa de venta de activos para afrontar la caída de los precios del petróleo

R

epsol anunció la venta de sus actividades de gas licuado de petróleo, GLP, en Perú y Ecuador a la compañía chilena Abastible por un total de US$335 millones.

“En los últimos meses la compañía ya ha realizado desinversiones próximas a los US$3.500 millones”, indicó Repsol,

que en 2015 compró su rival canadiense Talisman Energy. Su plan estratégico 20162020 prevé desinversiones por un total de US$6.780 millones.

Repsol sufrió en 2015 una pérdida neta de US$1.390 millones,contra un beneficio neto de US$1.800 millones

un año antes, debido al desplome de los precios del petróleo.

El grupo seguirá presente en Perú y en Ecuador mediante sus actividades de exploración de hidrocarburos. En Perú también cuenta con una refinería y con 410 gasolineras.

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E&P

Sinopec pone en marcha planta de procesamiento de gas natural La primera terminal de GNL de Sinopec comenzó a funcionar en 2014 en la ciudad oriental de Qingdao y la empresa está construyendo otras tres en Tianjin, Zhejiang y Jiangsu

L

a refinadora de petróleo china Sinopec puso en funcionamiento unas instalaciones que producen gas natural a partir de un tipo licuado importado de este combustible.

Localizadas en la región autónoma de la etnia zhuang de Guangxi, en el sur de China, estas instalaciones constituyen la segunda de las cinco terminales de GNL proyectadas

por Sinopec, en un contexto en el que China trabaja para elevar la proporción de gas natural en su consumo de energía y reducir las emisiones de efecto invernadero.

La primera fase de estas instalaciones, que se encuentran en la ciudad de Beihai, puede producir tres millones de toneladas de gas natural al año empleando GNL en

su mayor parte importado de Australia, indicó el Vicepresidente Senior de Sinopec, Wang Zhigang.

Puede suministrar gas a 22 millones de familias, con lo que se mejora la estructura energética en el suroeste de China y se reducen las emisiones de dióxido de carbono en 48 millones de toneladas cada año, según Wang.

EE.UU. establece nuevo récord de producción de gas natural A pesar que los precios se mantienen en mínimos históricos

E

n un reporte reciente la U.S. Energy Information Administration destacó que en 2015 la producción media diaria alcanzó 79 mil millones de pies cúbicos, con lo cual por segundo año consecutivo se estableció un nuevo récord.

Durante la última década, el fracturamiento hidráulico ha impulsado un auge de perforación en todo el país y la producción de gas ha aumentado un 40%. Según la EIA, el crecimiento fue casi totalmente estimulado por las ganancias de producciones en Pensilvania, Ohio, Virginia Occidental, Oklahoma y Dakota del Norte. Fuera de esa lista está Texas, que tiene grandes yacimientos de gas en Barnett Shale, al noroeste de

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Fort Worth, y el Eagle Ford Shale, al sur de San Antonio. Si quitan Pensilvania y los otros cuatro estados con grandes ganancias, la producción nacional ha caído un medio por ciento, dijo la EIA Con tantos años de crecimiento, el país cuenta ahora con más gas de lo que sabe qué hacer con él. Las instalaciones de almacenamiento están en niveles Estados Unidos volvió a ser el mayor proudctor de gas natural en 2015, atribuible a la producción en formaciones de shale gas récord, con 2,5 billones de pies cúbicos almacenados al final de este invierno ganancias más grandes. Sin embargo, la EIA prevé que no será el caso este año, ya pasado, dijo la EIA. Típicamente en verano es cuando las que las instalaciones ya están operando instalaciones de almacenamiento ven sus entre el 44 y el 73%.

La SPE está Comprometida con la Educación en Energía

E

nergy4me® es el programa ofrecido por la Society of Petroleum Engineers (SPE) que transciende la educación de energía a nivel global, el cual está compuesto por recursos educativos fácticos, y está dirigido a estudiantes, profesores y público en general.

Taller Educativo en Energía para Docentes El programa Energy4me® organiza talleres prácticos para profesores durante las diversas conferencias de la SPE y otros eventos alrededor del mundo. Se invita a un grupo de profesores de ciencias, de primaria y secundaria, a participar de talleres de un día a fin de aprender cómo implementar conceptos en energía en sus salones de clases.

Los docentes reciben información amplia y objetiva acerca de conceptos científicos en energía y su importancia global, mientras descubren el mundo de exploración y producción de petróleo y gas natural.

Asimismo, se provee a los docentes con material instructivo para utilizar en sus aulas.

Acercándose a la Comunidad a través de las secciones de la SPE Energy4me® cuenta con presentaciones y actividades escolares disponibles para ser descargadas en línea. Muchas de las secciones se involucran con sus comunidades para

16 JUNIO 2016 I Petroleum 317

Taller Educativo en Energía para Docentes durante 2015 LACPEC en Quito

llevar a cabo presentaciones de la industria, participar como jueces en ferias de ciencias, y facilitar visitas de campo guiadas a plantas operativas de petróleo. Además, las secciones de la SPE donan copias del libro Petróleo y Gas Natural, y el kit de presentaciones de Energy4me® a escuelas locales.

Explorando Carreras, Instituciones Educativas y Becas en el Sector de Energía La industria energética contrata profesionales calificados con conocimientos científicos, de ingeniería, matemática y tecnología. La página web del programa, www.energy4me.org, lista las becas disponibles e instituciones educativas que ofrecen programas de grado en ingeniería o tecnología en energía. Visita la página web del programa para ver videos que ayudan

a visualizar la importancia de los roles de los ingenieros.

Voluntarios para Programas Energy4me® El programa Energy4me® busca constantemente ingenieros y otras disciplinas para ayudar a implementar talleres interactivos, realizar entrevistas a estudiantes, y llevar a cabo presentaciones acerca de la industria en salones de clases. Si estás interesado en ser voluntario visita www.energy4me.org o envía un mensaje a energyed@spe.org.

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Escenario

Mayo 2 – 5, Houston, TX

Offshore Technology Conference 2016 La 48ª edición del máximo evento anual de la industria costa afuera durante cuatro días atrajo a 68.000 visitantes de todo el mundo al NRG Park en Houston, para analizar el rumbo y los desafíos a futuro de la voz de expertos y líderes del sector energía en alta mar

M

ás de 68.000 asistentes provenientes de 120 países se reunieron en esta tradicional conferencia anual, cifras que ubican a OTC 2016 entre las 15 ediciones más atendidas en sus 48 años de historia.

La organización reportó que este año el piso de la exposición se agotó antes de la conferencia y fue el tercero más grande de la historia del show, al abarcar 672.300 pies cuadrados, incluyendo la exhibición al aire libre.

La conferencia contó con más de 2.600 empresas expositoras, en representación de 47 países, frente a 37 el año pasado.

Cerca de 300 fueron nuevos expositores, y 51% compañías internacionales. Todas exhibieron equipos y una amplia gama de soluciones para mejorar la rentabilidad de

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Joe Fowler, Presidente de OTC 2016

las operaciones de petróleo y gas, y ante todo mantenerse a flote en un entorno de precios bajos del petróleo.

“Como lo ha hecho desde 1969, el mundo vino a la OTC para tomar decisiones críticas, compartir ideas y desarrollar asociaciones de negocios para satisfacer las demandas energéticas globales”, comentó Joe Fowler, Presidente de OTC 2016. Agregó que independientemente del precio del barril de petróleo, la OTC confirmó su compromiso inquebrantable con la entrega a los asistentes de información sin precedentes sobre las nuevas tecnologías y desarrollos globales. “Además, los ingresos derivados de la OTC benefician directamente a los programas para miembros de sus 13 organizaciones patrocinantes sin fines de lucro”.

Escenario 13 tecnologías innovadoras fueron reconocidas este año en los Spotlight on New Technology Awards

La agenda El denso programa de este año contó con 11 sesiones de panel, 24 presentaciones ejecutivas principales, almuerzos y desayunos, y más de 325 presentaciones de trabajos técnicos.

Los conferencistas incluyeron a ejecutivos de empresas petroleras internacionales y nacionales; funcionarios del gobierno federal y regional; y académicos quienes presentaron sus perspectivas sobre una amplia variedad de temas, incluyendo las orientaciones futuras de la industria, la integridad operativa y el manejo de riesgos.

El aumento de la eficiencia al tiempo que se garantiza operaciones seguras fue un tema clave en la conferencia de este año. Las sesiones abarcaron nuevas tecnologías que no sólo reducen los costos para el operador, sino que mejoran la seguridad general de las operaciones; avances rentables en tecnologías de cementación de pozos; y el uso de la tecnología RFID para rastrear con precisión la tubería de perforación para una mayor seguridad y eficiencia.

La OTC igualmente brindó actualizaciones sobre mercados nuevos y emergentes de todo el mundo. De particular interés, varias sesiones se centraron en la evolución de México desde la implementación de su Reforma Energética. Una estructura más abierta en el país proporcionará oportunidades para las empresas mexicanas de asociarse con empresas internacionales, con el propósito de brindar la tecnología y la inversión de capital en el país.

El OTC Spotlight on New Technology Awards (ver Petroleum 2016 Mayo No. 316)

reconoció un total de 13 tecnologías innovadoras que habilitan a la industria para la producción de recursos costa afuera. Se premió por segunda vez a una empresa en la categoría Small Business Awards.

Durante el programa University R&D Showcase se presentaron proyectos de vanguardia de las universidades de los EE.UU., Alemania, Nigeria y Japón. Algunos proyectos incluyeron drones y un sistema de predicción de onda; revestimientos que mejoran la eficiencia de la mecha de perforación; y la recalibración de datos de perforación de todas las grandes cuencas oceánicas. En el stand de Schlumberger las profesionales, súper eficientes, Eya Tkachenko, Project Manager; Tanya Wooley, OFS Advertising Planner; y Lisa Ann En la conferencia del Energy Translation Hofmann, Media Relations Manager; acompañadas por Diana Smith, AQUENT Education Institute participaron 100 profesores de aula del área de Houston y interesantes oportunidades que la industria 200 estudiantes. Los maestros aprendieron de la energía puede ofrecer.

Durante el OTC’s Open Access Day se acerca de los conceptos científicos de la energía y su importancia en una forma prestó inscripción gratuita a 737 asistentes divertida e informativa. Los estudiantes que buscan aprovechar las oportunidades participantes vieron de primera mano las profesionales de la conferencia. Como parte de la programación del día, los asistentes aprendieron a construir relaciones de valor y empezar su propio negocio a través de dos sesiones de desarrollo profesional.

La tecnología, las Por segundo año, OTC también fue soluciones innovadoras y sede de Rice Alliance Startup Roundup, a la cual asistieron 50 empresas emergentes, el hecho de contar con los siendo una excelente oportunidad para mejores talentos son temas los asistentes de aprender más sobre estas nuevas empresas y favorecer alianzas pocruciales para la industria tenciales e inversiones. costa afuera” El programa Next Wave para los jóvenes profesionales se centró en cómo estos jóvenes JUNIO 2016 I Petroleum 317 19

Escenario

Anthony Gronlund, Suquip; Jorge Zajia, Petroleum; Rixio Medina, BCSP; Rubén Cargnel, KAREVA; y Simón Suárez, SPT Luccas Mezzano, Miguel Di Vincenzo, Carlos Foinquinos y Marcelo Miranda posan frente al stand de Tenaris

Reunidos en un encuentro casual: Alfieri Castro, O&G Consultant; Alan Arbizú, Inter America Resources; Mariela Carrillo, Oceaneering; Alcides López, Hidrapeca; Henry Chirinos y Víctor Bernal, Well Control Logging, y Jesús Mannucci

Frente al amplio stand de Welltec captamos a Omar Soto, Brian Schwanitz, Legio Méndez (BAT), Ricardo Quintero y Christian Kruger

FLUID SYSTEMS, Líderes en la Tecnología de Control de Sólidos, como siempre presentes en la OTC: Luis Carlos Olivella, Scomi Oiltools; Jonathan Rekieta, Gardner Denver; y Fred Villareal, Mark Smith, Pete Hoffman, Ben y Carmen Hilt, y Bárbara Silva, todos de Fluid Systems

VEPICA ofreció un coctel que contó con la asistencia de un numeroso grupo de empresarios y profesionales de todos los sectores que hacen vida en la industria petrolera global. De ese emotivo evento traemos está gráfica donde está Helena Bocco, Comunicaciones Corporativas de VEPICA; flanqueada por Esteban Zajia, Petroleum y Aníbal Alarcón, Vepica

pueden hacer frente a los retos del futuro al tiempo que se reconoce el aumento de la interconectividad de nuestra industria mundial.

En el Distinguished Achievement Awards Luncheon se logró recaudar US$200.000 para el Junior Achievement del sureste de Texas.

Durante este almuerzo, se hizo la tradicional entrega de premios anual de la OTC. El Distinguished Achievement Award for

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Individuals le fue conferido a Robert (Don) Vardeman; el Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions se otorgó a Marine Technology Society Dynamic Positioning (DP) Committee; y el Heritage Awards recayó en dos ganadores: George Hirasaki y Yuri Makogon.

Como novedad este año la conferencia incluyó cursos de entrenamientos el 30 de

Abril y el 1 de Mayo en el Centro de Convenciones de Brown R. George, en el centro de Houston, organizados por varias de las empresas patrocinantes, sobre temas como: Fundamentos profundos: diseño, construcción y control de calidad; tecnologías y producción submarina; Perforación en aguas profundas y tecnologías de producción; y la Geología del petróleo para ingenieros.

Plan de Arabia Saudita para dejar de depender del petróleo Arabia Saudita comenzó a dar forma al desarrollo de un plan de largo plazo, cuyo objetivo es reducir la dependencia del petróleo, desarrollando inversiones y aumentando las exportaciones no petroleras de aquí al 2030

E

l Consejo de Ministros saudí anunció la aprobación del plan denominado “Proyecto de la Visión de Arabia Saudí 2030” con el que intentan diversificar la economía y que pretende planificar el camino de los próximos 15 años. El mismo incluye la venta de hasta un 5% de las acciones de la empresa Aramco y sus empresas filiales y la salida a Bolsa de la firma.

Las reformas en lo social y político son menos ambiciosas. “Tenemos adicción al petróleo… es peligroso”, dijo el Príncipe Mohamed bin Salman, quien aseguró que el plan de reformas “Visión 2030” no depende del mercado petrolero, porque “ha retrasado el desarrollo de otros sectores”.

La sola flotación de 5% proporcionaría a la monarquía un monto de dinero líquido tan considerable que con ello compensaría en buena medida las “pérdidas” por venta a precios bajos provocada por el propio reino.

Hasta ahora, la confluencia de exigencia de mayores gastos sociales y de defensa, con la caída de ingresos petroleros pudo ser encarada con reservas, pero es más que obvio que no es una “solución” persistente.

El plan plantea la atracción de Arabia Saudita como centro mundial de cultura, turismo y negocios, montado en una plataforma más abierta de desarrollo endógeno, empleo y consumo con mayor capacidad de sostenibilidad económica que el petróleo.

La venta de subsidiarias non core de Saudi Aramco está menos pensada en el beneficio de la operación que en la posibilidad de asentar empresas del sector privado de orientación muy diversa: centro financiero, servicios financieros, universidades e institutos, minería, materiales de defensa.

El Príncipe Mohammed aseguró que “Visión 2030” fue planeada con un precio de US$30 por barril. La producción ronda los 10,5 millones de barriles por día. Las reservas de la empresa están en 260 millones de barriles, 10 veces más que la segunda petrolera mundial, ExxonMobil.

De acuerdo al plan, sobrevivir sin los ingresos que genera el oro negro para el año 2020 implica el establecimiento de un mega fondo soberano con recursos por US$2 billones, más del doble del mayor fondo estatal de inversiones existente -el que tiene Noruega con US$865.000 millones. Para que este fondo que actualmente dispone de US$160.000 millones, alcance los US$2 billones, Riad tomó la decisión de privatizar 5% de las acciones de Saudi Aramco. La oferta inicial pública de acciones se realizó el 28 de Abril pasado y los resultados superaron las expectativas:

la gigante petrolera se convirtió en la empresa con la mayor valoración del mundo, superando tres veces a Apple.

El Rey manifestó que con este proyecto su país espera convertirse en “un modelo para el mundo en todos los niveles”, y ha instado a sus compatriotas a trabajar para materializar este ambicioso plan. Negó que el lanzamiento de este proyecto esté relacionado con la caída de los precios del crudo, que han obligado al reino saudí y a sus vecinos del golfo Pérsico a reducir numerosos subsidios.

“Un aumento en los precios respaldarían el proyecto, pero no tendrían un efecto en él”, ha indicado antes de subrayar: “Necesitamos el petróleo, pero nosotros viviremos en el año 2020 sin el crudo”.

Además, agregó que la ventaja de este gran plan para 2030 es que no requiere un gran gasto estatal, sino una reestructuración de los sectores gubernamentales.

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Reporte

“Visión 2030”

Reporte

Colombia: 92% de los yacimientos son económicamente viables a USD$35 Un análisis divulgado por la Dirección Económica y Sectorial – Campetrol, arrojó que a pesar de los precios bajos del petróleo, cerca de 145 campos analizados son económicamente viables. Los crudos producidos en Casanare serían los de mayor utilidad

D

e acuerdo a la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, la coyuntura actual de ajustes de precios del petróleo ha hecho que gran parte de las petroleras con actividad en el país, cierren operaciones en algunos campos productores. El argumento que sirve de base es que con los bajos precios que se presentan (promedio de US$35 barril – 1er Trim/16) los yacimientos no son económicamente viables.

Sin embargo, la empresa Pontevedra Energy Exchange (Enex) –dedicada a liquidar los precios del crudo colombiano – se dio a la tarea de corroborar si eran económicamente viables o no los yacimientos petroleros del país, para ello cuantificó el netback, el cual muestra si la explotación de crudo es viable frente a determinado precio, y se genera de la resta entre el valor de venta de un barril de petróleo, menos todos los costos.

El resultado arrojado fue positivo al indicar que el 92% de los yacimientos productores del país son económicamente viables en un escenario de bajos precios “con una cotización del Brent de US$34,41 por barril, todos los 145 campos analizados tienen netbacks positivos

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Fuente: Pontevedra Energy Exchange (Enex), Marzo 2016 *Tamaño de la burbuja representa el volumen del yacimiento en 2015

(deduciendo el lifting cost). El análisis incluyó los costos operacionales variables”, arrojó el estudio de Enex.

La compañía además analizó al detalle los costos operativos relacionados con la producción dentro de los cuales se encuentran los de levantamiento, logísticos, de dilución y comercialización.

Igualmente, tomó los precios de referencia del crudo promedio de Febrero de 2016: Brent (US$34,41 por barril), WTI

(US$32,15 por barril). Asimismo el análisis contempló los costos de levantamiento de cada barril por empresa, campo y cuenca en donde se encontraba el yacimiento.

Como se muestra en el gráfico adjunto, los crudos con mayor netback (retorno) en el país, con los precios anteriormente mencionados (Brent US$34,41 por barril y WTI US$32,15 por barril), son los producidos en Casanare, con una utilidad de US$14 por barril y Arauca de US$13 por barril.

Cierre de campos Tras el estudio, la pregunta para Campetrol es por qué si el 92% de la producción petrolera en Colombia es rentable se siguen cerrando campos. Para responder la pregunta alega que es preciso enfrentarse a elementos que afectan el negocio y su competitividad.

Menciona que a pesar de que el estudio muestra que el 92% de los yacimientos petroleros son económicamente viables, los costos de contratación local en las regiones son excesivamente altos (incluso llegando a 500% más de lo estipulado

en el mercado), lo cual hace inviable la producción en Colombia.

Adicionalmente, a lo anterior hay que sumarle los costos que generan los constantes paros y bloqueos por parte de las comunidades (en muchas ocasiones injustificados), que paran las operaciones en los campos y que incrementan los valores de producción. Por otro lado, las decisiones de la Corte Constitucional que han paralizado las operaciones de los campos Ocelote de Hocol y Quifa de Ecopetrol (por presuntos problemas en la consulta previa), inciden en la viabilidad económica de la producción colombiana.

Explica que actualmente no existe un reporte oficial de los campos que han cerrado sus operaciones, de hecho, en el último reporte de contratos vigentes de TEA y E&P del 11 de Marzo de 2016 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se indica que 79 de los 301 contratos, (es decir el 26%), se encuentran en Trámite de Renuncia o Suspendidos.

Con un barril de petróleo que oscila entre los US$47 y los US$49, las posibilidades de

ser viables a pesar de las barreras que en este país hemos construido para ser competitivos están cerca. Es decir, el Gobierno nacional y regional, el Congreso de la República y la Corte Constitucional, deben estar seguros que los recursos de este sector recaudados a través de impuestos, regalías y dividendos se requieren para dinamizar el postacuerdo.

Campetrol afirma que este sector, para el bien del país, debe ser apoyado y dinamizado, y que ningún otro puede proveer recursos en el corto y mediano plazo para desarrollar políticas de desarrollo económico y social de forma segura y efectiva.

“Es por ello que desde este gremio se hace un llamado para que analicen esos excesivos costos de región, mensaje que se ha elevado al gobierno en los últimos tres años y que no ha tenido eco, por lo cual se necesita un trabajo articulado de Estado – Sector privado – Comunidades, para optimizar las operaciones nacionales y recuperar la competitividad que se ha perdido frente a los mercados regionales como México, Brasil, Argentina y Bolivia”, concluyó la entidad.

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Reporte

Por su parte, los crudos producidos en los Llanos Orientales (Rubiales/Quifa) y Valle del Medio del Magdalena, que por su condición de pesados tienen mayores costos (debido al uso de diluyentes), tienen una utilidad de US$2 por barril.

Lo anterior quiere decir que los campos de mayor producción del país como Castilla, Chichimene y Apiay tienen una utilidad de aproximadamente US$7 por barril con los precios de referencia anteriores.

Reporte

Informe ARPEL Tendencias del Sector Gas Natural en América Latina y el Caribe El documento elaborado por el Comité de Gas y Energía de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe, ARPEL, profundiza en los principales desafíos que deben abordar los países y empresas de la región, como son desarrollar la integración comercial, trabajar multilateralmente en la armonización de regulaciones y adoptar una visión de conjunto que permita pensar las inversiones energéticas de forma integral y regional

E

l crecimiento de la demanda energética, estimado en un 3% anual, la necesidad de descarbonizar la economía, reforzado por el Acuerdo de la COP21, el crecimiento de las energías renovables no convencionales, las posibilidades tecnológicas y de mercado que ofrece la nueva dinámica del gas natural a nivel global y la existencia de recursos naturales, serán los principales drivers para el desarrollo del gas natural en la región, según destaca el nuevo informe sobre “Tendencias del Sector Gas Natural en América Latina y el Caribe”, presentado en Abril de este años por ARPEL. El Informe presenta un diagnóstico de la situación actual de la industria y los mercados de gas natural de América Latina y el Caribe, las principales macro-tendencias y posibles escenarios para los próximos años, a la par de una serie de propuestas para el desarrollo sostenible del sector y de la seguridad energética regional. Se presentan las principales macro-tendencias que se están observando en el sector gas natural a nivel regional y global, que tendrán un rol determinante en la evolución del sector en los próximos años y que impondrán importantes desafíos para empresas y gobiernos.

Las ventajas a nivel ambiental que presenta el gas natural como sustituto del carbón y de los combustibles líquidos, tanto para uso industrial, generación eléctrica o transporte, hacen pensar que

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este combustible aumentará considerablemente su participación en la matriz energética mundial y regional en las próximas décadas, existiendo un sólido consenso internacional en cuanto a esta tendencia esperada.

La región de América Latina y el Caribe produce aproximadamente 640 Mm3/d de gas natural, lo que representa el 7% de la producción mundial, mientras que el consumo es de aproximadamente 700

Mm3/d. El déficit de gas natural se cubre mediante importaciones mexicanas desde Estados Unidos vía gasoductos y a través de las compras de gas natural licuado, GNL, de las 12 terminales de regasificación que existen actualmente.

Las reservas probadas de gas natural de la región están evaluadas en 282,9 Tcf, concentradas principalmente en Venezuela, pero existe a su vez un gran potencial de desarrollo tanto en los recursos no conven-

Infraestructura de gas natural licuado en la región y grandes proyectos de terminales

cuales deberán ser abordados por los países y empresas de la región, son desarrollar la integración comercial, trabajar multilateralmente en la armonización de regulaciones y adoptar una visión de conjunto que permita pensar las inversiones energéticas de forma integral y regional, según indican los líderes de gas natural de las principales empresas del sector en la región nucleados en el Comité de Gas y Energía de ARPEL. Para acceder al Informe completo visite arpel.org/library/publication/458/

Brasil, México y Argentina son grandes productores e importadores de gas natural, pero presentan una brecha estructural para atender la demanda interna

cionales, como en otros recursos convencionales sub-explorados como el offshore.

De acuerdo al informe Brasil, México y Argentina son grandes productores e importadores de gas natural, pero presentan una brecha estructural para atender la demanda interna, por lo que seguirán dependiendo de la importación en los próximos años. Existen también países con grandes excedentes que destinan a la exportación, como Perú con el reciente desarrollo de Camisea exporta GNL, Trinidad y Tobago exportador de GNL y Bolivia que exporta

Las reservas probadas de gas natural de la región están evaluadas en 282,9 Tcf, concentradas principalmente en Venezuela, pero existe a su vez un gran potencial de desarrollo tanto en los recursos no convencionales, como en otros recursos convencionales subexplorados como el offshore”

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Reporte

la mayor parte de su producción vía gasoductos a Brasil y Argentina.

En el documento se analiza la situación regional y por país, el potencial impacto de los grandes proyectos de infraestructura en ejecución, la nueva dinámica del GNL, los desarrollos exportadores, el GNL a pequeña escala, el sector transporte, el sector eléctrico, la complementariedad del gas natural con las energías renovables y los escenarios más probables de integración gasífera y eléctrica regional. Los principales desafíos identificados en el informe, los

Empresarial

Z&P 65 años haciendo historia La historia de grandes obras siempre tiene un protagonista, así lo expresa Zaramella & Pavan Construction Company, S.A. (Z&P) a propósito de sus 65 años de fundada

F

ue en 1951 cuando esta empresa de capital totalmente venezolano dio inicio a sus actividades para ofrecer servicios a la industria energética en general.

Exactamente en la zona de Bachaquero – tras el impetuoso crecimiento de la industria petrolera impulsada por el reventón del pozo Barroso-2 y el descubrimiento de las extensas acumulaciones del llamado Campo Costanero Bolívar -, comenzó a operar Z&P, inicialmente ofreciendo servicios en las áreas de ingeniería civil y mantenimiento menor a concesionarias petroleras, hasta cubrir hoy día una amplia gama de servicios que abarca desde la ingeniería, procura, fabricación de tuberías y estructuras metálicas; hasta la construcción de campo civil, mecánica, eléctrica e instrumentación, tanto en tierra como costa afuera, precommissioning y

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La empresa se ha distinguido por prestar servicios y entregar productos con su sello particular de calidad en el tiempo requerido, lo cual le ha merecido la confianza de los diferentes clientes a nivel nacional e internacional”

asistencia al arranque / commissioning, principalmente en Venezuela, pero también en Colombia y Norte América.

Y no son pocas las fortalezas que le han permitido a Z&P mantenerse como proveedor confiable a lo largo de estos 65 años de trayectoria. Comenta su Presidente, Massimo Giuriolo, que la principal ha sido la calidad de sus servicios, desde su fundación en 1951.

“La empresa se ha distinguido por prestar servicios y entregar productos con su sello particular de calidad en el tiempo requerido, lo cual le ha merecido la confianza de los diferentes clientes a nivel nacional e internacional” explica.

Si bien la empresa Z&P tiene un historial de grandes obras de infraestructura para la industria energética del país, cabe mencionar algunas de reciente data como

Empresarial Desde los mismos inicios de la empresa Z&P viene ejecutando aportes en materia de inversión social como parte de un trabajo conjunto con las comunidades de influencia natural

el Proyecto de construcción del poliducto Suministro Falcón-Zulia (SUFAZ) para su cliente Pdvsa Ingeniería y Construcción.

Otra obra que destaca es el Proyecto de Interconexión del Sistema de Transporte de Gas Centro Norte-Occidente (Proyecto ICO fase II) incluyendo la completación de la planta compresora de gas Altagracia, para Pdvsa Gas. Asimismo el Proyecto de Ingeniería básica (IB) e ingeniería de detalle, procura y construcción (IPC) del gasoducto DragónCIGMA para Pdvsa Costa Afuera.

Como hito reciente de la empresa Giuriolo destaca la consolidación de sus capacidades en materia de diseño, procura e instalación de embarcaciones, un proceso muy complejo que requiere mucho talento. Así mismo, los desarrollos e innovaciones en materia de tendido de línea a muy bajas profundidades.

- ¿Cómo avanza la expansión de Z&P hacia otros mercados de la región del Caribe?

- Z&P ha ejecutado proyectos en Colombia, contando con una oficina activa en ese país; así mismo en la actualidad explora el mercado de Trinidad y Tobago para ejecutar proyectos costa afuera. Cabe destacar que en el pasado fabricó, ensambló y despachó los módulos de la expansión de la refinería de HOVENSA en Islas Vírgenes Estadounidenses, trabajo ejecutado en las instalaciones de La Ensenada.

- Dado que el actual escenario de precios bajos del crudo sigue afectando a la industria petrolera global y a toda la cadena de suplidores, ¿Cómo ha impactado directa e indirectamente este escenario a Z&P? -Indudablemente que ha afectado ya que los operadores a nivel internacional han cesado, paralizado sus inversiones en infraestructura, el principal servicio ofrecido por la empresa. Sin embargo, nuestra empresa lleva a cabo los compromisos asumidos, trabaja en el redimensionamiento de su estructura para hacerla ágil y flexible ante las circunstancias y rediseña la metodología de

Massimo Giuriolo, Presidente de Z&P

contratación para aportar soluciones conducentes a hacer los proyectos realizables.

Aporte social Entre otros logros de Z&P, Giuriolo hizo mención a los aportes que viene ejecutando en materia de inversión social desde los mismos inicios de la empresa, como parte de un trabajo conjunto con las comunidades de influencia natural, siendo su mayor logro la creación de la Fundación Las Morochas Siglo XXI. Explica que esta tiene la misión de formular, evaluar y ejecutar proyectos en materia de inversión social, entre las cuales resalta “Una historia para Las Morochas”, tanto el libro como la página web para la comunidad. Asimismo la Escuela de oficios Virgen de Rosario del Paraute, mediante la cual es posible adiestrar jóvenes y adultos en oficios requeridos por la industria como soldadura, fabricación y electromecánica; y el proyecto Infocentro para la comunidad.

Al celebrar los 65 años de gestión el Presidente de la empresa transmite su confianza y fe en el futuro como empresa y como país, asimismo la importancia de hacer ajustes y seguir innovando para ser competitivos en las circunstancias adversas.

“Debemos seguir reinventándonos para poder continuar prestando servicios de calidad en nuestro país y abrirnos a nuevos mercados a nivel internacional”, recalcó Giuriolo.

JUNIO 2016 I Petroleum 317 27

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Calgary, Canadá – Septiembre 6-9

E

n el actual entorno de bajos precios del petróleo, existe una necesidad urgente de alcanzar la excelencia, la innovación y la mejora de las tecnologías que conduzcan a una mayor producción de petróleo pesado rentable y segura. Precisamente como motor de conocimiento, el World Heavy Oil Congress promete reunir en su 8va edición anual a las mentes más brillantes para compartir los últimos avances tecnológicos de negocio e ideas para proporcionar poderosas herramientas para la industria.

Los delegados visitarán a Calgary para disfrutar de ruedas de negocios que incluye paneles de discusión con participación de la

industria y gobierno; dos días de conferencias técnicas con más de 130 presentaciones; almuerzos conferencias; desayunos y refrigerios diarios; eventos de redes sociales por la tarde. También se ofrecerá la opción de adquirir un pase de un día para la conferencia y la exhibición, así como para eventos sociales.

La exposición de tres días presentará innovaciones de vanguardia y productos y servicios de más de 60 firmas internacionales.

World Heavy Oil Awards Los premios mundiales de petróleo pesado reconocerán aquellas tecnologías siempre cambiantes en la industria del

AAPG / SEG

International Conference & Exhibition (ICE) Cancún, México – Septiembre 6-9

A

mpliando los esfuerzos de colaboración a largo plazo, la American Association of Petroleum Geologists y la Society of Exploration Geophysicists anunciaron en 2014 un joint venture para presentar ICE a nivel mundial con el objetivo de proporcionar a sus miembros y a la industria global de petróleo y gas el mayor nivel de información sobre las ciencias de la tierra y las oportunidades para el intercambio.

El evento inaugural realizado de manera conjunta se realizó del 13 al 16 de Septiembre de 2015 en Melbourne, Australia, pero en Abril de 2016 ICE se trasladó a la ciudad de Barcelona, España ​​ y ahora en Septiembre a Cancún, México, con amplias expectativas

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Desde su lanzamiento en 2006, el World Heavy Oil Congress se ha venido consolidando hasta convertirse en la mayor reunión del mundo de profesionales del petróleo pesado petróleo y el gas. Empresas provenientes de todo el mundo tendrán la oportunidad de mostrar sus innovaciones y avances tecnológicos a través de estos premios, en las siguientes categorías: • Mejor paper • Vinculación con la comunidad • Nuevas tecnologías en crudo pesado • Excelencia en perforación • Profesional joven • Trayectoria • Compañía de servicio del año • Compañía E&P del año Para mayor información: worldheavyoilcongress.com

A lo largo de 25 años este evento internacional ha servido a la industria del petróleo y gas con programas de alto nivel técnico para facilitar un valioso intercambio de información

de contar con el apoyo de la comunidad mundial de ciencias de la tierra. Estarán presentes como sociedades anfitrionas la Asociación Mexicana de Geólogos del Petróleo -AMGP y la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración -AMGE. José A. Escalera Alcocer, Presidente de ICE 2016 comentó que las rondas de licitación y la reforma energética actual de México han despertado gran interés para los inversionistas lo que hará de ICE 2016 en Cancún “un entorno perfecto para discutir oportunidades de negocio en la exploración y producción en el entorno competitivo impuesto por las condiciones actuales de la industria”.

El tema de la conferencia será Exploración de fronteras en un entorno competitivo.

El programa técnico incluye una variedad de temas geológicos y geofísicos. Sesiones especiales por país pondrán al día con los últimos acontecimientos en Argentina, Brasil, Colombia, México, Perú y Trinidad y Tobago.

Los Foros dirigidos por reguladores darán ideas sobre los desafíos regulatorios para las actividades de exploración y desarrollo.

También foros de las compañías petroleras nacionales e internacionales abordarán los retos y oportunidades dentro de sus propios países y en el ámbito internacional.

Para mayor información sobre ICE: cancun2016.iceevent.org

Warehouse

Schlumberger adquirirá unidades de tubería flexible de Xtreme Coil Drilling y Services Corp La empresa anunció que entró en un acuerdo para adquirir unidades de tubería flexible de perforación de Xtreme, un proveedor con sede en Calgary

X

treme posee actualmente una flota de 11 unidades de tubería flexible ubicados en Arabia Saudita y Estados Unidos.

La transacción está sujeta a condiciones de cierre habituales y se espera que se cierre en el tercer trimestre de este año.

“Con la incorporación de los activos de tubería flexible de Xtreme, continuamos nuestra búsqueda de hacer avanzar la perforación en general y la eficiencia de la intervención a través de la integración de la tecnología para ayudar a nuestros clientes

a mejorar la producción a un menor costo por barril”, dijo Sherif Foda, Presidente, Production Group, Schlumberger.

Tom Wood, CEO de Xtreme, destacó por su parte que la incorporación de la tecnología de tubería flexible de Xtreme a la cartera de Schlumberger será un factor clave para nuevos avances en la eficiencia de la perforación, especialmente en entornos difíciles en tierra.

Establecida en 2005, Xtreme opera en dos segmentos, Servicios de perforación de

pozos (XDR) y Servicios de bobina (XSR).

Diseña, construye, posee y opera una flota de alta especificación plataformas de perforación y unidades de servicio, así como tubería flexible con tecnología patentada, incluyendo inyectores de corriente alterna de alta capacidad de la bobina, capacidad de perforación profunda, sistemas de transporte modulares, y la integración continua of in-house de los avances en las metodologías. www.xtremecoil.com

Conexiones FireLock™ Installation-Ready™ La nueva solución de Victaulic® diseñada para sistemas de protección contra incendios

V

ictaulic, productor mundial de sistemas ranurados de unión mecánica de tuberías, presentó las conexiones FireLock™Installation-Ready™ (No. 101 90° “Codo”, 102 “Pieza en T” y 103 45° “Codo”), diseñadas para sistemas de protección contra incendios. Requieren menos piezas, lo que se traduce en una instalación más rápida y sencilla y un área de trabajo más segura y eficiente.

La sencillez del acople rígido FireLock EZ™ estilo 009N y la ventaja de ser una solución de una sola unidad hacen que las conexiones Victaulic FireLock InstallationReady sean más rápidas y fáciles de instalar, sin necesidad de desarmarlas. Cuentan con menos pernos, comparada con una insta-

30 JUNIO 2016 I Petroleum 317

lación convencional que utiliza acoples y una conexión; así se quitan dos pasos del proceso de instalación y se minimiza el manejo de materiales, y el tiempo de

instalación de las conexiones disminuye a la mitad respecto a los convencionales.

Las nuevas conexiones reducen el número de piezas, minimizando el inventario del área de trabajo y el manejo de materiales.

Además, no contienen piezas sueltas que se puedan caer o perder, lo que hace que el riesgo de lesión sea reducido.

“Las conexiones FireLock InstallationReady han revolucionado la planificación e implementación de sistemas de protección contra incendios, donde la seguridad, la rapidez de instalación, la eficiencia y la fiabilidad son esenciales”, dijo Susan Schierwagen, Directora de Acoples y Sistemas de Supresión de Victaulic. www.victaulic.com

Bestolife Corporation lanzó su más reciente innovación en compuestos de perforación basados en cobre premium, especialmente formulado para proporcionar protección máxima contra agarre, mortero y tensión de carga en el cuello del taladro y tuberías de perforación utilizados en la industria del petróleo y gas

“

Ofrecer un producto con máxima protección contra la corrosión y el desgaste por agua permite a nuestros clientes elevar el nivel de eficiencia incluso en los trabajos de perforación más difíciles y exigentes”, comentó Sharon White, Gerente de Ventas Globales de Bestolife. “Desarrollamos Honey KoteTM como un producto versátil que protege los cuellos del taladro y juntas de herramientas bajo una amplia variedad de condiciones extremas”.

La fórmula Honey Kote TM resiste la corrosión, proporcionando un beneficio adicional de protección de almacenamiento a largo plazo para superficies roscadas en una variedad de condiciones. Se aplica fácilmente y no se escapa o derrama a

altas temperaturas ni se endurece durante el almacenamiento.

“Las condiciones de perforación son más extremas que nunca, y prolongar la vida del equipo nos motiva para innovar con mejores productos”, indicó Jared Elliott, Presidente de Bestolife Corporation. “Creemos que Honey Kote TM es un importante paso hacia nuestra meta de desarrollar productos que ayuden a nuestros clientes a operar con más eficiencia y rentabilidad”.

Este compuesto para alta temperatura se formula y fabrica en conformidad con estrictos estándares de calidad a fin de asegurar que cumpla o supere todos los estándares de la International Organization for

Standardization (ISO) y American Petroleum Institute (API).

El producto ha sido probado con éxito a una presión de hasta 25.000 psi. Da una “apariencia y sensación” de cobre nuevo, y ha sido diseñado para máxima eficiencia al ser aplicado en diversas condiciones. También está posicionado para ser más efectivo en función del costo que productos de la competencia. www.honeykote.com

Materion presentó nuevas soluciones en 2016 OTC En el marco de la Offshore Technology Conference de este año, el proveedor global de materiales especializados para una amplia gama de aplicaciones industriales, lanzó dos nuevos productos Toughmet® que permiten mejorar el alcance, fiabilidad y precisión en componentes del equipo de petróleo y gas

T

oughMet® es una familia de aleaciones de cobre-níquelestaño de altas propiedades mecánicas y excelente resistencia al desgaste y a la corrosión. Se utiliza en las aplicaciones más exigentes aeroespaciales, químicas e industriales. Ofrece propiedades superiores de fricción y desgaste, por lo que es un material ideal para cojinetes y rodamientos en aplicaciones exigentes,

garantizando alta resistencia a la corrosión, lubricidad y resistencia al desgaste bajo condiciones severas de carga.

ToughMet 3® TS 130, un nuevo temple de alta resistencia, aleación de cobre-níquelestaño spinodal endurecido, ofrece un 10% mayor ductilidad y el límite elástico de 140 MPa. Este nuevo temperamento puede manejar más tensión en las herramientas de perforación direccional, sin irritar o corrosión.

ToughMet 3® Large Diameter Bar ofrece propiedades muy consistentes a lo largo de secciones transversales del material para una mayor versatilidad en más aplicaciones de petróleo y gas, incluyendo piezas de la

herramienta de perforación más grandes. En Septiembre de 2015, Materion introdujo ToughMet 3 Sucker Rod Couplings, pendiente de patente, que extiende de manera significativa la vida de acoplamiento y producción de tubos. Fue probado por Hess Corporation en los campos petrolíferos de Dakota del Norte.

“Hemos modificado ToughMet para obtener la resistencia y ductilidad que los clientes necesitan”, dijo Bill Nielsen, Director de Marketing de Materion, al igual que han pedido ToughMet bars de mayor diámetro para uso en aplicaciones adicionales. www.materion.com/oilandgas JUNIO 2016 I Petroleum 317 31

Warehouse

Honey Kote™ versátil compuesto de perforación

Francy Ramírez

Rogerio Mendonça

Gente

Vicepresidente Regional Sur de Ecopetrol

F

rancy Edith Ramírez Arroyave fue designada como nueva Vicepresidente Regional Sur de Ecopetrol, que agrupa las operaciones que la empresa tiene en los departamentos de Tolima, Huila, Putumayo, Caquetá y Nariño.

Ramírez Arroyave es Ingeniero de Petróleos de la Universidad Surcolombiana, con especialización en Gerencia de Hidrocarburos, de la Universidad Industrial de Santander. Cuenta con más de 20 años de experiencia en Ecopetrol, donde ha ocupado diferentes posiciones, desde operativas hasta gerenciales. Viene de desempeñarse como Gerente Centro Sur en la Vicepresidencia de Activos con Socios. También estuvo varios meses encargada de la Vicepresidencia Regional Orinoquía.

Como Gerente Regional trabajó en el Magdalena Medio y Catatumbo – Orinoquía. En el sur del país se ha desempeñado como Jefe del Departamento de Producción de Huila y Superintendente de Operaciones Putumayo.

Ramírez Arroyave asumió sus nuevas funciones el 16 de Mayo, en sustitución de Ricardo Ernesto Coral, quien inició funciones al frente de la Regional Central. Ella continuará con el reto de asegurar la sostenibilidad económica de las operaciones de Ecopetrol en el Sur del país, desarrollando nuevas oportunidades de negocio, manteniendo las políticas de austeridad y contribuyendo con el desarrollo de la región.

Presidente y CEO, GE Oil & Gas Latinoamérica

E

l 1° de Mayo Rogerio Mendonça asumió como Presidente y CEO de GE Oil & Gas Latinoamérica, con la responsabilidad de impulsar los resultados del negocio en la región, profundizar la relación con los clientes, fortalecer las capacidades locales y liderar a los 4.500 empleados.

Rogerio se unió a GE en 2000 y desde entonces ha ocupado diferentes posiciones en áreas comerciales, ventas, servicios y operaciones. En 2013 fue nombrado Presidente de GE Transportation para Latinoamérica.

Antes de su ingreso a GE, trabajó para AB-Inbev administrando las operaciones comerciales del negocio de alimentos y bebidas de la empresa en Brasil. Tiene una licenciatura en Economía y Comercio Internacional de la Universidad Federal de Minas Gerais de Brasil, y un posgrado en Marketing de la Universidad de California - EE.UU. “Latinoamérica es una región con una creciente importancia para GE ya que nuestros clientes están buscando las mejores soluciones y profesionales para optimizar sus operaciones. En GE, contamos con el más completo portafolio y la experiencia digital para convertirnos en el aliado clave para atender esta oportunidad”, comentó Mendonça.

Douglas J. Pferdehirt

Pedro Parente

Presidente y CEO, FMC Technologies

Presidente de Petrobras

P

edro Parente fue elegido para sustituir a Aldemir Bendine, en la Presidencia de Petrobras. Actualmente es Presidente del Consejo de Administración de la bolsa brasileña BM&F Bovespa y fue Ministro de Gabinete y Ministro de Minas y Energía en el gobierno del Expresidente Fernando Henrique Cardoso(1995-2002).

Según la prensa brasileña, Parente es considerado un buen articulador político próximo a la actual base del Gobierno y un “especialista en crisis”. El ingeniero coordinó el plan de emergencia del Gobierno en 2001 durante el llamado “apagón”, un periodo de racionamiento energético que afectó todo el país. También fue consultor del Fondo Monetario Internacional, trabajó en el Banco de Brasil y el Banco Central y coordinó la transición del Gobierno de Cardoso.

Parente posee un grado en Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Brasilia (UNB). Fue Vicepresidente Ejecutivo (COO) del Grupo RBS. En 2010, se convirtió en Presidente y CEO de Bunge Brasil, posición que ocupó hasta 2014. En la actualidad es miembro de los consejos de SBR-Global y Grupo ABC, de la que es Presidente, y es Socio Director del grupo de empresas de consultoría y asesoría financiera Prada.

La sustitución de Aldemir Bendine deberá ser respaldada por el Consejo de Administración de Petrobras. El nuevo Presidente afirmó que no habrá “declaraciones políticas” en la compañía. La promesa pretende romper con las alianzas partidistas dentro de la empresa.

32 JUNIO 2016 I Petroleum 317

L

a Junta Directiva de FMC Technologies anunció que Douglas J. Pferdehirt será el nuevo Presidente y CEO de la empresa a partir del 1 de Septiembre, en sustitución de John T. Gremp, quien continuará sirviendo como Presidente del Consejo de Administración.

“Este es el momento perfecto para que Doug Pferdehirt se convierta en el próximo CEO de FMC Technologies” dijo Gremp. “Doug es un fuerte líder que ha demostrado su capacidad para traducir la visión y la estrategia en una sólida ejecución mientras la empresa sigue impulsando resultados a través de modelos de negocio integrados, tecnología innovadora, la estandarización y la ejecución al máximo”.

Luego de una exitosa carrera de 26 años con Schlumberger Limited, Pferdehirt se unió FMC Technologies en Agosto de 2012 como Vicepresidente Ejecutivo y Director de Operaciones y fue nombrado Presidente en Mayo de 2015. En los casi cuatro años que ha estado en la compañía, ha ayudado a conducir y ejecutar muchos cambios estratégicos, incluyendo alianzas para el cambio en la industria con proveedores de servicios líderes. Bajo su dirección, FMC Technologies ha establecido una plataforma para la estandarización de la industria, la mejora de la ejecución y relaciones mejoradas con los clientes.

Gremp, actualmente CEO y Presidente del Consejo de Administración de FMC Technologies, permanecerá en la junta como Presidente hasta que se retire en Mayo de 2017, momento en el cual Pferdehirt asumirá la posición de Presidente.

06 - 09 Septiembre World Heavy Oil Congress

Villavicencio, Colombia

www.spe.org.co/heavyoil2016.html

Revista Oficial

06 - 09 Septiembre SEG International Conference&Exhibition, ICE

Calgary, Alberta, Canadá

Cancún, México

www.worldheavyoilcongress.com

2

Media Partner

0

30 Noviembre - 02 Diciembre Expo Oil & Gas Colombia 2016

www.simposiobolivariano.org

www.expooilandgascolombia.com

Bogotá, Colombia

www.cancun2016.iceevent.org

Media Partner

26 - 28 Septiembre XII Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

Revista Oficial

1

Bogotá, Colombia

Revista Oficial

6

19 - 22 Junio Convención Anual y Exposición AAPG - ACE

29 - 30 Septiembre Congreso ACP 2016 – Challenges & Answers

19 - 20 Agosto NAPE verano

16 - 21 Octubre SEG International Exhibition and 86th Annual Meeting

23 - 25 Agosto LIFE 2016 Landmark Innovation Forum & Expo

19 - 20 Octubre - SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference

01 Septiembre Gas Congreso y Exposición México

24 - 27 Octubre Rio Oil & Gas Expo and Conference

07 Septiembre 3rd Annual Mexico Energy Summit - Ciudad de México, México

02 - 04 Noviembre IADC Annual General Meeting - Arizona, USA

Calgary, Alberta, Canadá - www.ace.aapg.org/2016

Houston, Texas, USA - www.napeexpo.com/shows

Houston, Texas, USA - www.landmark.solutions/LIFE2016

Villahermosa, México - www.petroleumshow.com

Bogotá, Colombia - www.acp.com.co

Dallas, Texas, USA - www.seg.org

Lima, Perú - www.spe.org

Río de Janeiro, Brasil - www.riooilgas.com.br

www.marketsgroup.org/forums/mexico-energy-summit-2016

www.iadc.org/event/2016-iadc-annual-general-meeting

27 - 29 Septiembre International Pipeline Exposition

18 - 19 Noviembre Peru Oil & Gas Congress

Calgary, Alberta, Canadá - www.internationalpipelineexposition.com

Lima, Perú - www.petroleumshow.com

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

JUNIO 2016 I Petroleum 317 33

Calendario

10 - 12 Agosto Heavy Oil Workshop

Última Página

GNL y los billonarios costos de la desintegración gasífera Recientemente pudimos analizar en detalle el reporte estadístico 2015 del “Grupo Internacional de los Importadores de GNL” (GIIGNL) sobre los avances de la industria del Gas Natural Licuado, GNL, a nivel mundial. A continuación algunos datos, reflexiones y un análisis del impacto en la ecuación gasífera del Cono Sur Álvaro Ríos Roca*

P

ara empezar podemos aseverar que el futuro del gas natural está íntimamente ligado a los objetivos y acuerdos en la COOP 21 de París sobre cambio climático. No es posible siquiera acercarnos a los objetivos trazados si no se impulsa mucho más el uso del gas natural para reemplazar al carbón y petróleo en la generación de energía eléctrica y al petróleo y sus derivados en el segmento transporte y donde el GNL y el Mini GNL jugarán un rol preponderante.

El GNL viene tomando cada vez mayor relevancia en la oferta y demanda de gas natural a nivel mundial. A finales de 2015, 34 países importaban GNL comparado con 15 países en 2005. La demanda de GNL se incrementó en 2.5% el pasado respecto a 2014, a pesar del reducido crecimiento económico mundial.

Por qué se prefiere al GNL sobre gasoductos? Primero porque los costos de licuefacción, almacenaje y regasificación están reduciéndose significativamente y también por la implosión de GNL de menor escala llegando hasta el Mini GNL. Segundo, porque es una fuente de abastecimiento segura. Tercero, porque cada vez más transacciones se dan en el mercado spot y ya no únicamente en contratos de largo plazo. Cerca al 30% de las transacciones de GNL mundiales ya se hacen en el mercado spot y de corto plazo y están tornando al producto en un commodity.

Contratar GNL en el mercado spot o de corto plazo (a pesar de que pueden darse más elevados precios dependiendo de la oferta y demanda) ayuda a que los compradores no necesariamente deben lidiar con tediosas cláusulas de compra en firme (Take or Pay), que puede facilitar el despacho eléctrico en particular. Gas flexible es la denominación en la industria para este tipo de gas natural.

34 JUNIO 2016 I Petroleum 317

Adicionalmente, en Sur América, el GNL complementa muy bien la generación hidroeléctrica y solo se debe recurrir a mayores importaciones cuando las lluvias son escasas.

Así lo ven varios países que están importando o importarán cada vez más GNL como Brasil, Chile, Argentina, Colombia y Uruguay.

Es interesante analizar que los países en vías de desarrollo optan por la opción de Floating Storage Regasification Units (FSRU) y no los desarrollados. Estos son barcos que reciben, almacenan y regasifican el gas natural y que pueden trasladarse y usarse en otros destinos, dejando atrás instalaciones fijas. Seguro que tiene que ver con la seguridad jurídica de los países. Brasil tiene 3, Argentina 2, Colombia 1, Uruguay tendrá 1. Mientras en Chile las dos terminales existentes son en tierra pero la tercera que se estudia al sur es un FSRU. En el lado de la oferta se han consolidado como realidad el primer proyecto de Floating LNG en Australia. Es sin duda un quiebre tecnológico para un barco que produce gas, lo licúa, lo almacena y permite despachar el producto a otros barcos de GNL. Hay dos más en construcción y en los años que vienen estamos seguros se gestarán otros proyectos más.

Con 5 nuevos proyectos de licuefacción en tierra, que entrarán en producción entre 2016 y 2018, USA se posicionará como el primer productor de GNL flexible en el mundo a partir de shale gas y desplazará a Catar y aumentará la oferta en las cuencas del Atlántico y Pacífico. Para el 2019, USA tendrá disponible 9.6 billones de pies cúbicos por día para exportar (es decir 9 veces el volumen del contrato Bolivia- Brasil a máxima capacidad). Australia tendrá también nueva capacidad de licuefacción en el Pacífico y

está desplazando a Malasia como el tercer productor de GNL. Es decir que USA, Catar y Australia tendrán gran parte del mercado de GNL hacia el año 2020.

La sobre oferta y el menor crecimiento económico hace pensar que por unos dos a cuatro años más tendremos sobre oferta de GNL en el mundo y que los productores se pondrán agresivos para tomar nuevos mercado en firme y spot y sin duda se lograrán mejores precios que en la década pasada.

Como hemos anotado, el GNL importado viene tomado nuevos mercados y las regasificadoras continúan instalándose en las costas de Sur América. Y no es que Argentina, Brasil, Bolivia, Perú, Colombia y Venezuela no tengan gas para abastecerse e integrarse aún más por gasoductos. El potencial gasífero en todos estos países muy abundante. Lo que existe es un marcado déficit exploratorio para atender la demanda y por eso se debe recurrir cada vez más a GNL importado.

Si tomamos los precios promedios del JKM (7.4 US$/MMBtu) para las importaciones por el Pacífico y los precios promedio del NPB (6.5 US$/MMBtu) para al Atlántico del 2015 y los multiplicamos por los volúmenes reales importados de GNL por Argentina, Chile y Brasil llegamos a aproximadamente US$4.190 millones en importaciones que debían haberse quedado en nuestra región.

Estos son los billonarios costos de la desintegración energética regional y todo indica que irán en aumento, debido a que nuevas regasificadoras de GNL se construyen y estudian y la exploración continúa rezagada. * Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo