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SEPTIEMBRE 2010 Año 26, Núm. 248

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: La energía eólica se ha expandido a un ritmo asombroso en el mundo, reportando 159.000 MW de capacidad instalada al cierre de 2009. En portada el modelo de turbina REpower 3.XM utilizado en el parque eólico Sudermarsch cerca de Husum, Alemania (Foto: Cortesía REpower Systems AG)

IN SITU XXXII Asamblea General Ordinaria de la Cámara Petrolera de Venezuela En acto realizado en el Hotel Eurobuilding de Caracas, el 28 de Julio tomó posesión la Junta Directiva 2010 - 2012 del gremio empresarial petrolero venezolano, presidida por Mauricio Canard. Le acompaña un equipo de trabajo comprometido con el objetivo de “brindar el mejor servicio a los afiliados”

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Aliados de la industria petrolera

RENOVABLES Venezuela desarrolla su potencial eólico

Avanza la construcción del Parque Eólico de Paraguaná, el primero en el país, que garantizará la incorporación de 100 MW al sistema eléctrico interconectado nacional. Su puesta en servicio está prevista para el primer semestre de 2011

SEGURIDAD Integridad en Instalaciones de Petróleo y Gas El tema de la integridad en instalaciones industriales ha ido cobrando mayor relevancia frente a la exigencia de mayores demandas de control y respeto a la seguridad pública, el resguardo de los bienes de terceros y la preservación del medio ambiente

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Fuente de energía inagotable

REPORTE Contratos de E&P de Hidrocarburos en Suramérica - Ultima Parte En materia hidrocarburífera, los países de América del Sur pueden dividirse en dos grupos: aquéllos que poseen petróleo y/o gas natural en abundancia, y los que importan ambos productos para satisfacer las necesidades del mercado interno. Por ello, los contratos de exploración y explotación en cada grupo son distintos.

TECNOLOGÍA Discriminación: Gas fizz de gas comercial en el Caribe Colombiano mediante atributos AVO y modelado de substitución de fluidos* Lorena Giraldo, Andrés Calle, César Pineda y María Plata/ Convenio Universidad Industrial de Santander - Instituto Colombiano del Petróleo.

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*Mejor trabajo del área de Exploración del XIII Congreso Colombiano del Petróleo

Caribe Colombiano

SECCIONES 3 4 29 31 32

Cornisa

Cuadrante Warehouse Calendario Última Página

RESPONSABILIDAD SOCIAL Concurso Una Historia para Las Morochas

La Fundación Las Morochas Siglo XXI -con el aporte de las empresas Z&P y Constructora Los Sesenta, promovió un concurso intercolegial para seleccionar la Mejor Página Web sobre la historia de la comunidad de Las Morochas del estado Zulia

E&P 8 9 10 10

Ecopetrol y Talisman adquieren BP Colombia Nuevo sistema anti derrames en aguas profundas Venezuela y Trinidad y Tobago firmaron acuerdo de exploración conjunta de gas Paradigm suplirá tecnología para manejo de activo a Gazprom SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

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Cornisa www.petroleum.com.ve

La Revista Petrolera de América Latina

Los tiempos están cambiando

EdICIóN Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora zulaysocorro@petroleum.com.ve

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María Zajia, Redactora

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Juan González Moreno, Redactor jgonzalez@petroleum.com.ve

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

Roberto Villalobos, Diseñador Gráfico rvillalobos@petroleum.com.ve

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CIRCulACIÓN Freddy Valbuena

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

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PETRoLEuM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos. El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $ 60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $ 120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail. Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

uevamente se ciernen sobre el horizonte los negros nubarrones de la incertidumbre económica. Apenas hace tres semanas - la primera de Agosto - los expertos que se ocupan del tema energético opinaban que el sector se ha “re-energizado” y que muchas compañías están aumentado nuevamente su cuota de empleos, pero que esta recuperación es dispersa y esporádica y en gran medida viene a “trancas y barrancas”. No es un capricho que hayamos escogido esta apreciación para tratar de comprender qué es lo que está pasando en la industria petrolera mundial y cómo su comportamiento incide en la economía global y, por ende, en las expectativas de progreso de la humanidad, el cual más que un simple deseo o una genuina aspiración, es un instinto incontrolable que mueve el sentimiento universal en procura de lograr una mejor calidad de vida y la suma máxima de bienestar y felicidad. Por ello reaccionamos con angustia ante las opiniones de uno y otro signo que hablan de la situación de la economía y del ¿cómo está la “cosa”?, que se ha convertido en un saludo generalizado que busca respuestas que nadie puede dar; pues cuando todavía está fresca la tinta en los medios que transmiten informaciones alentadoras, se difunden otras de signo contrario, que indican que la recesión se encuentra en pleno desarrollo y que aún no ha tocado fondo. Al igual que en el dilema de la gallina y el huevo - que para la gran mayoría primero fue la gallina -, no cabe duda que la baja en la actividad económica arrastra consigo los precios de la energía y con ello las precios del petróleo y el gas natural. Pero también es una realidad que se vive y se sufre en carne propia, que la caída de los precios de los combustibles fósiles, inciden negativamente en la industria más potente del mundo y con ello se afecta hasta al “barbero de la esquina”, pues sus otrora clientes han quedado cesantes, sin empleo. Dándole vueltas al asunto, tratando de resolver la ecuación de la crisis actual que está resquebrajando los cimientos sobre los cuales se sustenta la economía mundial, nos atrevemos a afirmar que el catalizador que está acelerando la recesión mundial es el cambio de paradigma que se está produciendo en la forma de hacer negocios a todos los niveles en el mundo hoy día. Este cambio genera una contracción relacionada directamente con la forma más eficiente y productiva de utilizar los recursos humanos y materiales y, así como la tecnología ha incidido decididamente en la reducción de costos, la nueva realidad ha inducido a tomar conciencia para un mejor aprovechamiento del intelecto y la fuerza laboral del hombre y en la optimización de la inversión monetaria. El tema es muy amplio y este espacio es corto para tratarlo siquiera someramente. Solamente queremos dejar esta inquietud en el ambiente, que –cierta o falsa- nos ayude a entender mejor la situación que estamos viviendo, en aras de lograr su ansiada solución.

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela Copyright©2010 Reservados todos los derechos. All rights reserved

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

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Cuadrante Petróleos de Venezuela dio a conocer su Informe Operacional 2009 - a comienzos de Agosto - en el que reporta una caída de 53% de su ganancia neta respecto al año anterior, debido a una baja del 41% en sus ingresos forzada por la caída de los precios del crudo y el cumplimiento de los recortes de producción de la OPEP. La empresa obtuvo una ganancia neta de US$4.498 millones frente a US$9.413 millones en 2008. La contribución total pagada a la Nación durante el ejercicio se ubicó en US$27.793 millones.

Baker Hughes firmó un acuerdo de servicio técnico con la petrolera iraquí South Oil Company (SOC) por tres años, a través del cual proveerá servicios de gauya fina y desarrollo de registros de pozos. El acuerdo comprende la provisión de soporte operacional y técnico, manejo de SHA y programas de entrenamiento para ingenieros y técnicos de SOC.

Ecopetrol ingresó a la Bolsa de Toronto. A partir del 13 de Agosto la empresa comenzó a transar sus American Depositary Receipts (ADR) en esa plaza bursátil bajo el símbolo ‘ECP’ Los ADR inscritos en TSX –Toronto Stock Exchange- son los mismos instrumentos listados en las bolsas de Nueva York y Lima, los cuales representan cada uno 20 acciones ordinarias de Ecopetrol. La compañía asume este hecho como otro paso importante en el marco de su estrategia de posicionamiento en los mercados internacionales de capitales ya que ingresa a una de las plazas más importantes para la industria, donde los títulos valores de la compañía podrán ser transados por inversionistas especializados en petróleo y gas.

La producción petrolera de México bajó a 2.529 millones de barriles por día en la primera quincena de Agosto, desde los 2.573 millones de bpd registrados al cierre de Julio. Pemex explicó que el declive se debió a un menor rendimiento de los yacimientos Ku Maloob Zaap y Cantarell. Se estima que el rendimiento de estos yacimintos se mantendrá por encima de los 2.5 millones de bpd hasta 2012.

Halliburton realizó la primera operación de fracturamiento hidráulico en Polonia para PGNiG, la empresa estatal de petróleo y gas, en el pozo exploratorio Markowola-1, cerca de Kozienice, provincia de Lublin. El proyecto enfocado en determinar la presencia de depósitos comerciales de shale gas en el sitio, permite a la firma aplicar su experiencia en el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Estados Unidos. “Halliburton cuenta con las capacidades para evaluar sistemáticamente cada proyecto, aprovechando nuestra infraestructura global, procesos y asociaciones”, dijo Brady Murphy, VP de Halliburton para Europa y Oeste de África.

Alange Energy confirmó un descubrimiento de crudo ultra liviano (41ºAPI) en el pozo Pajarito-1X, perforado a 2.002 pies al explorar la prospectividad de las formaciones Catatumbo, Barco y Mito Juan en el Bloque Carbonera, en la cuenca Catatumbo, en Colombia, que constituye una extensión de la prolífica cuenca de Lago de Maracaibo en Venezuela. Luis Giusti, CEO de la

compañía, comentó que “este descubrimiento puede dar pie a un importante desarrollo”. Con la perforación de Pajarito-1X, la compañía canadiense ha dado el primer paso para continuar la exploración en el Bloque Carbonera, en el cual tiene 96% de participación.

Gran Tierra anunció el desarrollo de un programa de pruebas para confirmar la productividad de las zonas encontradas con la perforación del pozo de delineación Moqueta-2, en el Bloque Chaza en Colombia. Los próximos pasos incluyen pruebas de dos nuevas zonas que podría tener petróleo, continuando la delineación con un tercer pozo para evaluar su tamaño y capacidad productiva. Estas actividades están planificadas para el primer trimestre de 2011.

Shell registró el doble de beneficios en el segundo trimestre del año, gracias a precios del crudo más altos y una mayor demanda. Los ingresos aumentaron a US$4.500 millones, de US$2.300 millones hace un año. El director ejecutivo Peter Voser, anunció que la empresa concluyó su programa de reestructuración. En total, el plan permitió ahorros de US$3.500 millones al año.

4,9 millones de barriles de crudo se han vertido en aguas del Golfo de México tras el accidente de BP, de acuerdo con la última revisión de estimaciones difundida el 1 de Agosto. Del volumen total se habría recolectado apenas 16%. El pozo fue sellado temporalmente a mediados de Julio, previo a la operación static kill – inyección de lodo pesado en el pozo-, junto con la terminación de un pozo de alivio, consideradas como las soluciones permanentes al peor derrame de petróleo en el mar en la historia de Estados Unidos. 4

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In Situ

XXXII Asamblea General Ordinaria de la

Fotos cortesía Campet

Cámara Petrolera de Venezuela

Durante la juramentación como miembros de la Junta Directiva de la Cámara Petrolera 2010 – 2012: Erwin Lingg, Presidente del Capítulo Zulia; Gabriela Rachadell, Directora; Mauricio Canard, Presidente; Noris Piazza, Segunda Vicepresidenta; Alvaro Pérez, Director y Alexis Medina, Presidente Capítulo Anzoátegui

En acto realizado en el Hotel Eurobuilding de Caracas, el 28 de Julio tomó posesión la Junta Directiva 2010 - 2012 del gremio empresarial petrolero venezolano, presidida por Mauricio Canard. Le acompaña un equipo de trabajo comprometido con el objetivo de “brindar el mejor servicio a los afiliados”

L

a Cámara Petrolera de Venezuela celebró el 28 de Julio su trigésima segunda Asamblea General Ordinaria, en la cual se aprobó

el informe de actividades de la Junta Directiva, Balance General y Estado de Ingresos y Egresos correspondientes al período Mayo 2009 - Abril 2010, y se eligió y tomó posesión la Junta Directiva, el Comisario Principal y Suplente para el período 2010 - 2012 La organización centra su gestión en la promoción y defensa de las actividades privadas vinculadas con el campo de los hidrocarburos en Venezuela. Mauricio Canard Mendoza (RLG y Asociados), será el encargado de presidir el gremio entre los años 2010-2012, le acompañarán Alfredo Hernández Raffalli (Veneconsult) como 6

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primer Vicepresidente y Noris Piazza (Vinccler) como segunda Vicepresidenta. Asimismo, se mantiene la participación en la Directiva de Presidentes de los Capítulos Regionales con mayor actividad en el área petrolera: Alexis Medina (ALEX), Capítulo Anzoátegui y Erwin Lingg (DDT), Capítulo Zulia, quienes estarán acompañando a los siguientes Directores: Alberto Held (Proyecta Corp.), Álvaro Pérez (Azex Industrial), Gabriela Rachadell (Macleod Dixon), Rafael Ramírez (Open), Luis Van Dam (Vhicoa), Alejandro Vicentini (Suelopetrol) Mario Boesi (Chevron Global Technology), Livio Burbi (ENI Venezuela), Miguel del Valle (Dal), Pedro Eitz (Constructora Norberto Odebrecht Venezuela), José Rafael Gómez (Technoconsult), Antonio

Moschella (Lukiven), Joaquín Sarria (Geohidra) y Honorio Torres (Turbopet).

Plan de Trabajo Para el periodo 2010 - 2012 se elaboraron las bases de un plan de trabajo con el objetivo de desarrollar acciones internas y externas que se conjuguen para que la Cámara sea el mejor aliado de la Industria Petrolera, Petroquímica y Gasífera. En tal sentido, se busca tener una organización enfocada en la mejora de procesos y estructura organizativa, optimización de la tecnología de información y el mejor desarrollo de la cultura empresarial, para alcanzar una de las metas principales propuestas que es “Brindar el Mejor Servicio a los Afiliados”.


Durante los próximos dos años, la junta directiva de la Cámara Petrolera se enfocará en la mejora de sus procesos internos y exteros. En la gráfica Mauricio Canard, Presidente de la CPV; Esteban Zajia, Petroleum y Juan Ignacio Rodríguez, Expresidente de la CPV Antonio Vincentelli, Expresidente CPV y Alvaro Silva Calderón, Exministro de Energía y Minas y Exsecre Exsecretario General de la OPEP, recibieron la Distinción “Próceres del Trabajo”.Les acompañan Francisco Ba Baquero, Expresidente CPV; Mauricio Canard, Presidente CPV; Juan Ignacio Rodríguez, Expresidente CPV; y Roger Nava, Expresidente CPV

Entrega de reconocimientos En el marco de su XXXII Asamblea General Ordinaria, la Cámara entregó botones de reconocimiento a los miembros de la Directiva saliente, a los Presidentes de los Capítulos Regionales Alexis José Medina, Capítulo Anzoátegui; Jaime Torres, Capítulo Carabobo; Alfredo Goitía, Capítulo Falcón; Giovanni Pugi, Capítulo Monagas y Erwin Lingg, Capítulo Zulia. Se otorgó el botón por 30 años de servicio a Carlos Alcántara, Consejero Petrolero Sede Nacional; por 10 años de servicio a Carmen Hernández Mayz, Gerente de Administración Sede Nacional y Dilvio José Noguera, Administrador Capítulo Zulia. De igual forma, se entregaron placas de reconocimiento a las empresas Suelopetrol y Total Venezuela por la creación del Premio a la Mejor Gestión en Responsabilidad Social Empresarial a ser otorgado por primera vez en el marco de su XXXII Asamblea Anual. Se concedió la Distinción “Próceres del Trabajo” a. Antonio Vincentelli, Expresidente de la Cámara Petrolera y Álvaro Silva Calderón, quien fue Ministro de Energía y Minas y Secretario General de la OPEP, entre otras destacadas posiciones de su trayectoria profesional.

Experiencia y compromiso Mauricio Canard Mendoza es oriundo de Valencia, Carabobo. Cursó estudios

Alvaro Pérez, Director CPV; PercyKalns, represen representante de la empresa Impresub Venezuela; Julio Po Polanco, Exdirector CPV y Alberto Held, Director CPV

Alberto Held, Director CPV; Haydee Reyes, Editora de la Revista Barriles; Luis Eduardo Paúl, Expresi Expresidente CPV; Zoraida Brea, Comisario Suplente CPV

Carmen Hernández, Administradora CPV; Ar Armando Lazzari, Ex-director CPV y Vittoria Altera, Ex-Directora Ejecutiva CPV

superiores en la Universidad Central de Venezuela donde recibió el título de Ingeniero Mecánico en 1971, con especialización en Ingeniería de Gas del Instituto Tecnológico de Illinois, Chicago, USA, 1972. También realizó estudios en el área de Decision Quality in Oil a cargo de Gas Exploration and Production Strategic Decisions Group. Es miembro del Colegio de Ingenieros de Venezuela, CIV; la Asociación Venezolana de Ingeniería Eléctrica y Mecánica (AVIEM), y de la Instrument Society of America. Su experiencia en el área petrolera se inicia en 1971 en la Corporación Venezolana del Petróleo, en la cual permanece hasta 1979, cuando funda RLG & Asociados, C.A., dedicada a la consultoría de ingeniería y especializada en el manejo y transporte de Gas Natural, actualmente es su Presidente. Durante casi 38 años de trabajo en el sector Canard se ha vinculado con todos los ámbitos de la industria de petróleo y gas en Venezuela, tanto desde el punto de vista del Estado como el de empresa privada y en los aspectos técnicos, gerenciales y de dirección de la industria petrolera en general. Se vinculó a la actividad gremial en la Cámara Petrolera de Venezuela Capítulo Anzoátegui en 2001 como 2do Vicepresidente. Fue Presidente encargado en 2003 y Presidente titular durante los periodos 2004 – 2006 y 2006 – 2008. Durante el último periodo también ocupó el cargo de Director de la Junta Directiva en la Sede Central. SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

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E&P

Ecopetrol y Talisman adquieren BP Colombia

La operación, con una participación de 51% por parte de Ecopetrol y 49% de Talisman, se realizó por un valor de US$1.750 millones más US$145 millones por la devolución de capital de Ocensa ya aprobada. En dicho valor se incluyen los activos de exploración y producción de petróleo y gas, así como lo relativo a transporte de petróleo y comercialización de gas, BP tuvo presencia continua en Colombia desde 1987, llegando a convertirse en uno de los más grandes inversionistas extranjeros en el país.Sus actividades se centraban principalmente en el Departamento de Casanare, al oriente de Bogotá, en el piedemonte de la cordillera oriental de los Andes colombianos

Ecopetrol y la compañía canadiense

Talisman anunciaron a comienzos de Agosto el acuerdo logrado con la petrolera británica para adquirir su filial en Colombia, BP Exploration Company Colombia Limited, propietaria de todos los intereses y negocios que posee la multinacional en Colombia. El Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez P., destacó que la negociación se enmarca dentro del plan estratégico de la petrolera estatal. “aportando nuevas reservas, producción y áreas de potencial para nuestro portafolio exploratorio. Adicionalmente fortalece nuestros negocios de transporte y gas natural, y aumenta nuestra participación en un grupo de campos en los que tenemos experiencia y conocimiento”. Las reservas 2P (probadas y probables) asociadas a dicha participación se estiman en 94 millones de barriles equivalentes y la producción de BP en Colombia estimada para 2010 es cercana a 24.000 barriles equivalentes por día. La operación comprende la adquisición de las participaciones que tiene BP en los contratos de asociación del Piedemonte Llanero, una de las cuencas más atractivas 8

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La principal actividad de BP en Colombia era la operación de las instalaciones de Cusiana y Cupiagua -en la foto- y recientemente los campos de Floreña y Recetor

para la industria petrolera en Colombia. Los contratos que hacen parte de la transacción son Piedemonte, Río Chitamena, Tauramena y Recetor, los cuales abarcan los campos Cusiana, Cupiagua en Recetor, Pauto y Floreña. Estos campos se suman a Cupiagua y Cupiagua Sur, cuya operación está en cabeza de Ecopetrol desde el pasado 1° de Julio de 2010, tras la terminación del contrato de asociación Santiago de las Atalayas. Asimismo, se suman las participaciones de BP en los contratos de exploración y producción RC4 y RC5, que fueron suscritos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y que están ubicados en la Costa Atlántica colombiana (offshore). La transacción también incluye las participaciones de BP en el Oleoducto Central S.A.-Ocensa (24,8%), el Oleoducto de Colombia (14,57%) y el Oleoducto del Alto Magdalena (4,25%), así como la participación que tiene en la empresa Transgas de Occidente (20%). También se incluye la participación de BP en las plantas de gas que hoy permiten extraer más de 200 millones de pies cúbicos por día en el Casanare.

Garantizada continuidad de las operaciones La nueva compañía dará continuidad a las políticas y actividades planeadas, en virtud de lo cual honrará los compromisos existentes con firmas contratistas y comunidades vecinas, dentro de una política de operación socialmente responsable. BP Exploration Colombia emplea cerca de 470 empleados locales con amplia experiencia en la industria petrolera, quienes en su mayoría continuarán su relación laboral con la compañía operadora, propiedad de Ecopetrol y Talisman, con la cual se espera dar continuidad a una operación históricamente caracterizada por ser segura y eficiente. Talisman es una compañía de origen canadiense que ha estado presente en Colombia por más de una década. Participa en 14 bloques de exploración y producción en el país, entre los que se cuentan dos en sociedad con Ecopetrol y tres con Hocol, empresa del Grupo Empresarial Ecopetrol. Uno de estos últimos bloques es Niscota, donde recientemente se anunció un descubrimiento en el pozo Hurón. Ecopetrol y Talismán también son socios en los bloques 101 y 134 en Perú.


Nuevo sistema anti derrames en aguas profundas Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil y Shell anunciaron que establecerán un sistema de respuesta a posibles vertidos en el Golfo de México

El sistema permitirá capturar y contener el

petróleo en caso des presentarse una avería en un pozo submarino en aguas profundas del Golfo de México. Las compañías contribuirán con aporte inicial de un millón de dólares, que se incrementará a medida que el sistema sea puesto en marcha. Actualmente en fase de desarrollo por parte de un equipo de ingenieros de construcción y marinos de las cuatro petroleras, el nuevo sistema será “flexible, adaptable y capaz de movilizarse en 24 horas desde el comienzo de la fuga”. Según lo anunciado por el grupo de empresas, el sistema podrá usarse en una amplia gama de modelos de pozos y de equipos, en diferentes condiciones meteorológicas y con distintos flujos de petróleo y gas natural”. Se podrá emplear en profundidades marinas de hasta 3.000 metros y tendrá una capacidad inicial de 100.000 barriles diarios, con posibilidad de ampliarlos en el futuro. El sistema ofrecerá “ventajas claras” con respecto a los equipos actuales, pues estará “diseñado, construido y dispuesto para uso rápidamente en aguas profundas”. Como resultado de esta integración de esfuerzos, las cuatro majors formarán la Compañía para la Contención de Pozos Marinos, una organización sin fines de lucro que se encargará de hacer funcionar y de mantener a punto el sistema. Otras empresas podrán participar si lo desean en esta organización. El objetivo de esta iniciativa es mejorar “la seguridad en aguas profundas y la protección medio ambiental en el golfo de México, que representa el 30% de la producción de gas natural y petróleo de Estados Unidos, actividad que genera 170.000 puestos de trabajo estadounidenses”.

El derrame ocasionado tras el accidente de la plataforma Deepwater Horizon, forzó la revisión de los sistemas de seguridad en aguas profundas

Proyectos de Ley El anuncio de las petroleras se produjo al mismo tiempo que la Cámara de Representantes aprobó dos proyectos de ley para promover nuevos métodos de limpieza de mareas negras y la seguridad

en las prospecciones petroleras en aguas profundas. Uno de los proyectos aumenta de los 22 millones de dólares actuales a 48 los fondos federales para la investigación en nuevas tecnologías de limpieza, mientras que el segundo promueve la investigación de sistemas de prevención de accidentes. En el caso del derrame

ocasionado por la explosión de la Deepwater Horizon, el vertido de petróleo al mar debió cortarse mediante la activación de una válvula que hubiera cerrado herméticamente el pozo de la plataforma, pero ese mecanismo nunca llegó a entrar en funcionamiento.

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...E&P

Venezuela y Trinidad y Tobago firmaron acuerdo de exploración conjunta de gas

El 16 de Agosto en Caracas fue suscrito el acuerdo que permitirá a ambos países explotar gas natural a lo largo de su frontera marítima

El convenio firmado por el Ministro para

la Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, y la Ministra de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago, Carolyn Seepersad-Bachan, abarca el bloque 2 que comprende los yacimientos Loran-Manatee, con una reserva probada de 10 trillones de pies cúbicos de gas. Pdvsa destacó en un comunicado que los equipos técnicos de ambos países determinaron que el reservorio, estimado en 7,3 TCF será explotado por Venezuela, mientras que los 2,7 TCF restantes por Trinidad y Tobago. La Ministra Seepersad-Bachan, dijo que el acuerdo tenía una extraordinaria importancia para su país y les permitía pensar en nuevas áreas de colaboración con Venezuela. Ramírez por su parte resaltó que

“los yacimientos en el subsuelo que pasan de un lado a otro en la frontera son muy complejos. Aquí en el continente americano no había un precedente en esta materia. Este es el primer pacto que se hace y nos permitirá explotar esos recursos El convenio abarca el Bloque 2 que comprende los campos Loran-Manatee en el marco de la con una reserva probada de 10 TCF cooperación”. El Ministro venezolano dio a conocer seguridad, cooperación mutua, apoyo la existencia de 3 yacimientos. El primero logístico, y mantenimiento regido bajo en explorar será el Loran-Manatee. una agenda a nivel ministerial. Además, explicó que se conformará También se trabajará en temas de un grupo especial, distinto al de la cooperación conjunta como la producción unificación de yacimientos, encargado y refinación amparado bajo las estructuras de la cooperación en materia ambiental, de ambas estatales petroleras.

Paradigm suplirá tecnología para manejo de activo a Gazprom Un acuerdo suscrito recientemente permitirá a los geocientíficos e ingenieros en las empresas del Grupo Gazprom acceso a las reconocidas soluciones de Paradigm

La compañía proveedora de softwares

empresariales para la industria de E y P, firmó un acuerdo con el consorcio ruso Gazprom y sus compañías, a través del cual le brindará acceso al uso sus licencias de software para manejo de activos. Gazprom desplegará las soluciones de Paradigm para procesamiento sísmico, interpretación, caracterización de yacimiento y modelado. Asimismo Paradigm entrenará a los usuarios de Gazprom quienes aprovecharán las bondades del software durante 2010 y más. Geocientíficos e ingenieros del grupo de compañías de Gazprom también 10

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tendrán acceso al software, lo que les permitirá desplegar con facilidad flujos de trabajo y conocimientos en cualquiera de las subsidiarias del grupo. Mikhail Erchenkov, Director de Ventas y Desarrollo de Negocios de Paradigm, dijo que “nuestra meta es suministrar a Gazprom ventajas claras y competitivas a través de tecnologías innovadoras y sofisticadas. Esperamos que en el futuro se amplíe nuestra cooperación para alcanzar”. Paradigm cuenta con una amplia cartera de herramientas de productividad

y aplicaciones avanzadas para los geólogos, geofísicos e ingenieros que trabajan en la construcción de modelos a partir de mediciones del subsuelo petrolero.


Renovables

Venezuela desarrolla su

potencial eólico

El país se prepara para el inicio de operaciones del Parque Eólico de Paraguaná en el primer semestre de 2011, mientras amplía los estudios sobre las potencialidades de esta energía en el oriente venezolano

H

ace algunos años hablar de energía del viento parecía algo surrealista, más producto de la inventiva de mentes “creativas”,

muy distante del contexto de un país privilegiado en recursos de energía fósil como Venezuela. Pero las limitaciones en muchos países, así como el alza en los precios de los hidrocarburos, aunado a la exigencia de cambios en la matriz energética para hacer frente al calentamiento global, ha impulsado el crecimiento del sector de las energías renovables de forma indetenible, y dentro de éstas la eólica o energía cinética, como un recurso abundante y limpio, que ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al reemplazar termoeléctricas a base de combustibles fósiles. Entre los países que lideran la producción de esta energía se encuentran Estados Unidos, Alemania, China, España e India, ocupando ese mismo orden las primeras posiciones en cuanto a capacidad instalada, de acuerdo al balance de 2009. Existe una gran cantidad de aerogeneradores operando, con una capacidad total de 159.213 megavatios, de los que Europa cuenta con el 47,9%. Estados Unidos y 12

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China representaron 38,4% de la capacidad eólica global. La Asociación Mundial de Energía Eólica (World Wind Energy Association) prevé que este año se supere los 200.000 MW de capacidad.

La eólica en América Latina En cuanto a la región, el desarrollo de todas las energías renovables está en sus comienzos, si bien cabe reconocer que se están dando pasos importantes orientados al aprovechamiento de las posibilidades existentes. De acuerdo a la Asociación Latinoamericana de Energía Eólica (LAWEA) el potencial de generación eólica en la región permite pensar en superar los varios cientos de miles de MW de generación técnicamente viables. El número de proyectos, inversiones en nuevas plantas de suministros y los adelantos en marcos regulatorios, ponen en perspectiva la posibilidad de lograr a mediano plazo avances significativos en capacidad instalada, actualmente en el orden de 473 MW, repartidos mayormente entre Brasil, México, Costa Rica,

Argentina, Uruguay, Chile y Colombia. Según la Biomass Users Network Centroamérica, BUN-CA, la eólica tiene mucho futuro en América Central. En Costa Rica por ejemplo, 4% de la electricidad es generada por el viento. Sus cuatro parques eólicos cuentan con una potencia de 66 MW, la mayor de América Latina comparada con 14 MW en Argentina y 20 MW en Brasil. Esta ONG concluye que la región podría producir hasta 600 megavatios a partir de energía eólica, suficiente para abastecer a 12 millones de habitantes. Veinticuatro proyectos están en fase de preinversión en Belice, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá.

En América Latina la energía eólica proyecta un gran crecimiento, por la construcción de nuevos parques como el que muestra la gráfica en Argentina

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...Renovables De la intención a la acción Más allá de la discusión de si tarde o no, Venezuela adelanta la instalación de su primer parque eólico, cuya construcción está a cargo de Pdvsa a través del Centro de Refinación Paraguaná. Con una inversión estimada en 280 millones de dólares, el proyecto consiste en la instalación de 76 aerogeneradores en torres de 55 a 58 metros de altura, en 575 hectáreas en el sector Amuay del municipio Los Taques de la península de Paraguaná, en el estado Falcón, región Noroccidental de Venezuela. Los aerogeneradores, de 1,32 megavatios cada uno, serán instalados en dos fases: 24 en la primera y los 52 restantes en una segunda etapa. Actualmente se desarrolla la fase 1, que comprende la construcción, instalación y montaje de los primeros 24 aerogeneradores, previéndose esté concluida en el primer semestre de 2011, con la cual se generarían los primeros 30 megavatios. Los otros 70 MW comenzarían a generarse a finales de 2011. Los componentes principales de cada aerogenerador son anclaje, tres secciones de torres, una góndola, el buje y cubrebuje. Los trabajos de cada fundación para el levantamiento de los aerogeneradores comprenden la excavación de 438m3 de terreno, el armado de aproximadamente 24 toneladas de acero de refuerzo, colocación y nivelación del anclaje y el vaciado de 270 m3 de concreto. Paralelamente, se realizan trabajos de vialidad en la zona y se construye una subestación de 115 mil voltios que acoplará al sistema interconectando del estado. Ello permitirá liberar energía de la Planta Termoeléctrica Josefa Camejo, localizada igualmente en Los Taques, para exportarla hacia Coro y otros estados del centro de Venezuela, como Yaracuy y Carabobo. 14

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Operación de descarga de componentes de aerogeneradores en el muelle de PDV Naval, ubicado en el municipio Los Taques del estado Falcón

Impulsando las energías renovables La reciente crisis del sector eléctrico padecida en el país, evidenció aún más la importancia de emprender acciones agresivas para acelerar el aprovechamiento de otras fuentes de generación. Complementar la matriz de energía en el país, no solamente con la energía hídrica y térmica, sino también con energía eólica, es un paso de cara al futuro. Se estima que con la entrada en servicio del parque de Paraguaná el ahorro de combustible liquido que dejará de quemarse en generación eléctrica será del orden de 40 millones de dólares anuales. Cada aerogenerador podrá producir diariamente la misma energía que 3,5 toneladas de carbón o una de petróleo, y evitar al año la emisión de 4.000 kilogramos de CO2, 66 de dióxido de azufre y 10 de óxido de nitrógeno.

Potencial eólico de Venezuela De acuerdo a información oficial, las costas venezolanas tienen un potencial de producción de hasta mil megavatios de energía eólica. Las penínsulas de la Guajira y Paraguaná son “barridas” casi todo el año por los vientos alisios que soplan desde el mar Caribe rumbo nordeste suroeste. Estas dos penínsulas, las más septentrionales de América del Sur, conforman, conjuntamente con las más sureñas de las Antillas menores -Aruba, Curazao y Bonaire- el Cinturón Árido Pericaribeño.

La velocidad del viento en la Península de Paraguaná oscila entre los 7 y 9 metros por segundos -de 25 a 30 kilómetros por hora-, siendo en la Guajira un poco menor, razón por la cual se les considera escenarios óptimos para la instalación de parques eólicos que sirvan para generar electricidad en forma barata, ecológica y sustentable. De igual forma existe potencial eólico en el oriente del país, específicamente en Araya y Chacopata, del estado Sucre, y en las islas de Coche y Margarita, del estado Nueva Esparta, y se evalúa el posible aprovechamiento de las corrientes de aire que se producen en ciertas zonas del andino estado Mérida. De acuerdo a lo anunciado por el gobierno, Venezuela tendría cuatro parques funcionando para 2013. Para formular el proyecto de Paraguaná previamente se hizo un estudio para medir la fuerza, lo cual tomó cerca de dos años. Se realizaron análisis en varias zonas de Falcón, determinándose que los mejores vientos están en Amuay. Pocas zonas en el mundo cuentan con un potencial de viento como el de Paraguaná, de allí su elección. Su posición geográfica la convierte en una zona de enorme potencial eólico, que podría generar hasta 10 mil MW eólicos, suficientes para cubrir hasta 10% de la demanda eléctrica del país. Paralelamente a la construcción del primer parque eólico en Falcón, a finales


Para 2010 la Asociación Mundial de Energía Eólica prevé un crecimiento de más de 15% en la capacidad instalada (MW eólicos)

de Julio Pdvsa anunció el inicio de la instalación de torres de medición y registro de la velocidad del viento en la Península de Macanao, al oeste de la isla de Margarita, estado Nueva Esparta. Se realizará un monitoreo sostenido durante un período superior a 12 meses. La instalación de este segundo parque sumaría otros 100 MW, según estimados.

Tecnología española La experiencia y conocimientos de España en energías renovables, especialmente en la producción de energía eólica, le convierten en la tercera potencia mundial en producción de esta energía, así como en un suplidor confiable de tecnología para la instalación de sistemas basados en este recurso, con lo cual no es de extrañar que empresas españolas lideren la fabricación, suministro, transporte y montaje de aerogeneradores en América Latina. España es el tercer país del mundo por potencia instalada con más de 16 mil MW. Su desarrollo eólico constituye un modelo, pues ha desarrollado un sector industrial y de servicios con una impactante presencia en la oferta global. La capacidad española

de fabricación de aerogeneradores, además de cubrir la demanda interna desarrolla la exportación entre otros a India, Cuba, Argentina, Francia, así como la transferencia de tecnología a países como Japón o China. Para 2009 las firmas de la Asociación Empresarial Eólica con sede en Madrid, alcanzaron 1.274 MW instalados en la región, con México a la cabeza, con 650 MW, seguido de Brasil y Chile. Los planes a corto plazo comprenden a Argentina,

Entre las energías renovables destaca la eólica, posicionada como la alternativa con mayor crecimiento en el mundo, de 25% anual durante la última década. Le sigue la solar con 20% de aumento promedio, la biomasa con 15% y la geotermia con 5%

con 700 MW; Perú con 110 MW y Venezuela también con 100 MW, además de nuevas inversiones en México y Brasil. Gamesa, uno de los fabricantes líderes de aerogeneradores, logró su entrada a Venezuela mediante un acuerdo con Pdvsa para el suministro de los 76 aerogeneradores para el parque de Paraguaná, correspondientes al modelo AE61-1.320 kW, en su versión de 60 Hz. A mediados de Julio arribó al muelle de PDV Naval , en el municipio Los Taques, Falcón, el buque Thor Leader con algunos de los componentes para el levantamiento de las torres de los aerogeneradores, incluyendo doce tramos inferiores y doce intermedios de las torres y once contenedores con elementos internos (tornillería para fijación, transformadores, interruptores, armarios de control y distribución de potencia). La recepción de un tercer cargamento estaba programada para Agosto, con los tramos superiores de las torres, el resto de los tramos intermedios y superiores, así como también aspas, góndolas y bujes. Entre el ultimo trimestre de 2010 y el primero de 2011 se prevé llegue al país el resto de los equipos del proyecto. SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

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Seguridad

Integridad en instalaciones de petróleo y gas Lograr la excelencia en la gestión de integridad y seguridad operacional de instalaciones industriales tiene un alto costo, no sólo monetario, sino también ético y moral

E

l tema de la inte g ridad en instalaciones industriales ha ido cobrando mayor relevancia. En parte, por el hecho de que más allá de las políticas que asumen las empresas y el establecimiento de nor mativas cada vez más estrictas, los incidentes y desastres continúan presentándose en distintas partes del planeta. Ante las presiones de las organizaciones sociales, ecologistas y de los gobiernos por la materia ambiental, la seguridad y fiabilidad de las operaciones se torna cada vez más crítica. Para muestra toda la controversia causada por el lamentable accidente de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México, calificado como el mayor desastre ambiental en la historia de Estados Unidos, y más recientemente, el derrame de petróleo en China, específicamente en la refinería de Dalian, donde una falla de seguridad durante la descarga de un tanquero ocasionó la explosión de un oleoducto, con el consiguiente derrame de crudo en el mar. También los accidentes causados por atentados evidencian la inseguridad que afecta sistemas de oleoductos e instalaciones de la industria, y ni hablar de la justificada preocupación por operaciones no conformes, con sus consiguientes emanaciones, todo lo cual reafirma la prioridad de mejorar la eficiencia de los sistemas de seguridad física, acción que involucra además de los sistemas de protección propiamente dichos, los alertas de condiciones de amenaza y niveles operativos, administración de proyectos, planificación y diseño, el cumplimiento 16

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de normas internacionales de seguridad física, marco conceptual y estratégico del negocio, análisis y administración de riesgos socio políticos, cultura de Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) y administración de emergencias y crisis, entre otros muchos aspectos vitales. Para la industria petrolera la mejora de la gestión de integridad de sus operaciones es esencial, y debe apuntar, sí o sí, a una reducción de los riesgos. En el área ambiental, por ejemplo, se han destinado cuantiosos recursos buscando minimizar los impactos sobre el entorno, las comunidades y las personas. Firmas especializadas han diseñado herramientas y sistemas para ayudar a las empresas a lograr sus objetivos económicos mejorando la actuación ambiental, pero los hechos demuestran que sólo bajo un estricto control y mejora de estos sistemas es posible identificar, controlar y monitorear los riesgos, adecuar la seguridad de los procesos a las mejores prácticas mundiales y estar permanentemente preparados para actuar ante emergencias. Por lo general las operadoras desarrollan programas orientados a garantizar la seguridad en sus instalaciones y mantener la continuidad de la producción y evitar actos de sabotaje, en estrecha colaboración con las instituciones de seguridad y defensa del Estado. También basan sus estrategias en un efectivo cumplimiento del programa de integridad de equipos y ductos, aseguramiento de procedimientos operacionales, tales como recorridos y sistemas de alarmas de control.

Un sistema de gestión de integridad persigue la correcta aplicación de las políticas de Seguridad, Higiene y Ambiente durante todo el ciclo de vida de la instalación

Cartagena Indias, Seguridad, un temadecrítico

22 – 25 2010 Un informeJunio de la firma de de consultoría Deloitte sobre los principales problemas que las petroleras enfrentarán a corto plazo, destaca que “desde que las compañías comenzaron a perforar, almacenar y transportar petróleo y gas, el riesgo de accidentes ha sido una gran preocupación. Incendios, explosiones, fugas y fallas estructurales, todas tienen la capacidad de ocasionar grandes pérdidas humanas. También pueden provocar severos daños ambientales”. Más adelante agrega, “mientras continúe envejeciendo la infraestructura de la industria, sigan creciendo las presiones de costo y la fuerza laborar opere en ubicaciones cada vez más complejas, las compañías necesitarán aumentar inversiones para mantener altos estándares de salud y seguridad”. La pregunta que generalmente se hacen muchos es, si es posible producir con calidad a los mejores costos y con seguridad. La respuesta indiscutiblemente es SI.


Un Sistema de Gestión de Integridad ayuda De acuerdo al criterio de expertos, un sistema para la gestión de integridad de operaciones “brinda un marco para gestionar los riesgos”. Lo que se busca con este sistema es la correcta implementación de la Políticas de SHA durante todo el ciclo de vida de la instalación, identificar los riesgos y desarrollar e implementar un control de pérdidas apropiado y efectivo, además de la mejora continua del sistema a través de una supervisión permanente. Durante la Conferencia ARPEL celebrada en Uruguay en Abril de 2009, Jihoon Hyun, Gerente de Ambiente, Salud y Seguridad Industrial de Hyundai Engineering, puntualizó que las claves para un exitoso Sistema de Gestión de Integridad de Operaciones (OIMS, por sus siglas en inglés) son administradores de alto nivel de liderazgo y compromiso; política y organización de gestión claras y asumir que la implementación del sistema no es un esfuerzo aislado. El OIMS no es más que un marco de gestión disciplinada en el cual “los compromisos de Políticas de SHA son compatibles con las necesidades ambientales y económicas de las comunidades, y protegen la salud y seguridad de los empleados, los clientes y el público”.

Refinería Pres. Getúlio Vargas o Refinería de Paraná –REPAR- localizada en el municipio de Araucária, en el estado de Paraná, Brasil

las principales amenazas fue obtenida mediante información remitida por los miembros de cada país. Una vez que esta información fue recogida y conocida, el próximo paso fue encontrar algunas tecnologías disponibles en el mercado, aptas para lidiar con estas amenazas. Por último, se trató de conseguir información real sobre la performance de estas tecnologías en la industria. Como una conclusión preliminar, los daños por terceros y la corrosión deben ser tenidas en cuenta con la más alta prioridad en los desarrollos de nuevas

tecnologías, por el nivel de riesgo a nivel global involucrado. “Como los daños por terceros no son problemas originados en el propio gasoducto sino por la acción de terceras partes no hay manera de evitarlos en un 100%. La única posibilidad es ser advertidos tan pronto como sea posible, de manera de minimizar las consecuencias que podría provocar el daño detectado”, aseguró Bonetto. Ayudando a resolver estas amenazas se dará a la industria de transporte de gas las acciones para operar las instalaciones de una manera más segura y eficiente.

Integridad en gasoductos Más recientemente, en el marco del Congreso de Integridad en Instalaciones de Petróleo y Gas 2010 celebrado en Buenos Aires del 13 al 15 de Julio bajo auspicio del Instituto Argentino del Petróleo y Gas, el especialista Jorge Bonetto se refirió a los principales desafíos de la integridad en la industria del gas, los cuales, dijo, son fundamentalmente dos: corrosión y daños por terceros. “Mantenerse enfocados en ellos garantizará los mejores resultados”. Bonetto compartió los resultados de un análisis sobre las amenazas que afectan la integridad de las instalaciones encomendado por el grupo de estudio IGU – WOC3. Aprovechando que prácticamente todas las diferentes regiones del mundo están representadas en este grupo, una idea acabada de

Nuevas tecnologías están disponibles en el mercado para hacer frente a los problemas generados por terceros en los gasoductos (foto gasoducto Cochabamba, Bolivia)

Más información y fotografías sobre este reportaje en: www.petroleum.com.ve

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Reporte

Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en Suramérica – Última Parte

Venezuela En 2005 Gazprom y Chevron ganaron las licencias de tres yacimientos de gas en las costas del Golfo de Venezuela y al Noreste del estado de Falcón (Norte del país)

U

na de las características centra centrales de la legislación en Venezue Venezuela es que existen dos tipos de contratos según sea el hidrocar hidrocarburo explotado. La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que la explotación de hidrocarburos líquidos se realiza mediante la firma de Contratos de Empresas Mixtas (CEM). Por otra parte, la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos establece las Licencias para la Exploración y Explotación de Gas no asociado (LEEG). Características Generales Costos y Riesgos La Ley Orgánica de Hidrocarburos define, entre otras, a las actividades de exploración y explotación como actividades primarias. En este sentido, el artículo 22 de la Ley menciona que las actividades primarias serán “realizadas por el Estado, ya directamente por el Ejecutivo Nacional o mediante empresas de su exclusiva propiedad. Igualmente podrá hacerlo mediante empresas donde tenga control de sus decisiones, por mantener una participación mayor del cincuenta por ciento (50%) del capital social, las cuales a los efectos de esta Ley se denominan 18

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En materia hidrocarburífera, los países de América del Sur pueden dividirse en dos grupos: aquéllos que poseen petróleo y/o gas natural en abundancia, y los que importan ambos productos para satisfacer las necesidades del mercado interno. Por ello, los contratos de exploración y explotación en cada grupo son distintos, En el primer grupo generalmente se encuentran los contratos de servicios, a través de ellos el operador del campo, empresa pública y/o privada, recibe una compensación por las actividades de exploración y explotación, sin embargo, la propiedad del recurso se queda en el Estado

empresas mixtas. Las empresas que se dediquen a la realización de actividades primarias serán empresas operadoras”. El artículo 24 establece que “El Ejecutivo Nacional mediante Decreto podrá transferir a las empresas operadoras, el derecho al ejercicio de las actividades primarias. Asimismo, podrá transferirles la propiedad u otros derechos sobre bienes muebles o inmuebles del dominio privado de la República, requeridos para el eficiente ejercicio de tales actividades. El Ejecutivo Nacional podrá revocar esos derechos cuando las operadoras no den cumplimiento a sus obligaciones, de tal manera que impida lograr el objeto para el cual dichos derechos fueron transferidos”. La selección de empresas operadoras se realiza según lo establecido en el artículo 37: “Para la selección de las operadoras el organismo público competente promoverá la concurrencia de diversas ofertas. A estos efectos, el Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Petróleo, creará los respectivos comités para fijar las condiciones necesarias y seleccionar a las empresas. El Ministerio de Energía y Petróleo podrá suspender el proceso de

selección o declararlo desierto, sin que ello genere indemnización alguna por parte de la República. Por razones de interés público o por circunstancias especiales de las actividades podrá hacerse escogencia directa de las operadoras, previa aprobación del Consejo de Ministros”. Respecto a los costos de operación y riesgos, el artículo 35 menciona que “La República no garantiza la existencia de las sustancias, ni se obliga al saneamiento. La realización de las actividades se efectuará a todo riesgo de quienes las realicen en lo que se refiere a la existencia de dichas sustancias. Tales circunstancias en todo caso, deberán hacerse constar en el instrumento mediante el cual se otorgue el derecho a realizar las actividades y para el caso de no constar expresamente, se tendrán como incorporadas en el texto del mismo”. Propiedad El artículo 24 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que “El Ejecutivo Nacional mediante Decreto podrá transferir a las empresas operadoras, el derecho al ejercicio de las actividades primarias. Asimismo, podrá transferirles la propiedad u otros derechos sobre bienes muebles o inmuebles


mentará anualmente en un dos por ciento (2%) durante los primeros cinco (5) años y en un cinco por ciento (5%) en los años subsiguientes”. 2. “Impuesto de Consumo Propio. Un diez por ciento (10%) del valor de cada metro cúbico (m3) de productos derivados de los hidrocarburos producidos y consumiLas actividades de exploración y explotación son realizadas por el Esta- dos como combustible do venezolano directamente a través de empresas de su propiedad, o en operaciones propias, de empresas mixtas. Foto Faja Petrolífera del Orinoco calculados sobre el predel dominio privado de la República, cio al que se venda al consumidor final, requeridos para el eficiente ejercicio de en el caso de que dicho producto no sea tales actividades. El Ejecutivo Nacional vendido en el mercado nacional, el Minispodrá revocar esos derechos cuando las terio de Energía y Petróleo fijará su preoperadoras no den cumplimiento a sus obligaciones, de tal manera que impida lograr el objeto para el cual dichos dereLos temas centrales en el diseño chos fueron transferidos”. de un contrato petrolero y/o Duración: Los CEM tienen una duragasífero están relacionados ción de 25 años con prórrogas de hasta 15 años adicionales, por otra parte, las LEEG con: 1) la propiedad del recurso, tienen una duración de 35 años, con próentendida como la capacidad rrogas que no pueden extenderse de los para decidir el mercado, precio 30 años adicionales. Dichas prórrogas sólo y volumen de venta; 2) la pueden solicitarse a partir de la mitad del participación Estatal en la renta período en el cual se otorgó la licencia y antes de los 5 años de su vencimiento. El petrolera; y 3) el desarrollo de período de exploración para las LEEG es nuevas inversiones en determina de cinco años, como máximo.

área de interés hidrocarburífero

Sistema Tributario Regalías: La explotación de hidrocarburos líquidos debe pagar una regalía de 30%, pudiendo disminuirse a 20% siempre y cuando se demuestre que su explotación económica es inviable. La explotación de hidrocarburos gaseosos originados en las LEEG debe pagar una regalía del 20% sobre el valor bruto de producción. Impuestos: El artículo 48 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de los siguientes impuestos: 1. “Impuesto superficial. Por la parte de la extensión superficial otorgada que no estuviere en explotación el equivalente a cien unidades tributarias (100 U.T.) por cada km2 o fracción del mismo, por cada año transcurrido. Este impuesto se incre-

cio”. 3. “Impuesto de Consumo General. Por cada litro de producto derivado de los hidrocarburos vendido en el mercado interno entre el treinta y cincuenta por ciento (30% y 50%) del precio pagado por el consumidor final, cuya alícuota entre ambos límites será fijada anualmente en la Ley de Presupuesto. Este impuesto a ser pagado por el consumidor final será retenido en la fuente de suministro para ser enterado mensualmente al Fisco Nacional”. 4. “Impuesto de Extracción. Un tercio (1/3) del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida en el artículo 47 de esta Ley para el cálculo de la regalía en dinero.

Este impuesto será pagado mensualmente junto con la regalía prevista en el artículo 44 de esta Ley, por la empresa operadora que extraiga dichos hidrocarburos. Al calcular el Impuesto de Extracción, el contribuyente tiene el derecho a deducir lo que hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. El contribuyente también tiene el derecho a deducir del Impuesto de Extracción lo que hubiese pagado por cualquier ventaja especial pagable anualmente, pero solamente en períodos subsecuentes al pago de dicha ventaja especial anual”. “El Ejecutivo Nacional, cuando así lo estime justificado según las condiciones de mercado, o de un proyecto de inversión específico para incentivar, entre otros, proyectos de recuperación secundaria, podrá rebajar, por el tiempo que determine, el Impuesto de Extracción hasta un mínimo de veinte por ciento (20%). Puede igualmente restituir el Impuesto de Extracción a su nivel original cuando estime que las causas de la exoneración hayan cesado”. 5. “Impuesto de Registro de Exportación. Uno por mil (0,1%) del valor de todos los hidrocarburos exportados de cualquier puerto desde el territorio nacional, calculado sobre el precio al que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. A tal efecto, el vendedor informará al Ministerio de Energía y Petróleo, antes de zarpar, sobre el volumen, grado API, contenido de azufre y el destino del cargamento. El vendedor presentará copia de la factura correspondiente al Ministerio de Energía y Petróleo dentro de los cuarenta y cinco (45) días continuos a la fecha de haber zarpado el buque junto con el comprobante de pago del Impuesto de Registro de Exportación”. “El Ejecutivo Nacional podrá exonerar total o parcialmente por el tiempo que determine el Impuesto de Consumo General, a fin de incentivar determinadas actividades de interés público o general. Puede igualmente restituir el impuesto a su nivel original cuando cesen las causas de la exoneración”. Tomado de “Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos: América del Sur 2009”, publicado por OLADE. SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

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Discriminación: Gas fizz de gas comercial en el Caribe Colombiano mediante atributos AVO y modelado de substitución de fluidos -

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Lorena Giraldo, Andrés Calle, César Pineda y María Plata; Convenio Universidad Industrial de Santander – Instituto Colombiano del Petróleo

Mejor trabajo del área de Exploración del XIII Congreso Colombiano del Petróleo, celebrado en Bogotá, Colombia, del 1 al 4 de Diciembre de 2009 Resumen

En este trabajo se plantea una metodología para discriminar

zonas de gas comercial de gas fizz, mediante análisis de atributos AVO y modelado de substitución de fluidos, integrando geofísica con petrofísica para generar indicadores de hidrocarburos confiables y disminuir el nivel de incertidumbre en la etapa de exploración petrolera.

Introducción La técnica AVO estudia las variaciones en la amplitud de la reflexión sísmica con cambios en la distancia entre puntos de disparo y receptores. El análisis AVO permite a los geofísicos tener una mayor identificación de las propiedades de la roca en los yacimientos, tales como porosidad, densidad, litología y contenido de fluido. Esta técnica ha sido desarrollada desde inicio de los 80s, y desde entonces, es de gran utilidad como indicador de hidrocarburos, obteniendo, resultados exitoso y otros no tanto (Mukerji et al 2002). En las etapas de exploración y explotación de yacimientos es necesario hacer un estudio preliminar de las características elásticas de las rocas y realizar un estudio de factibilidad AVO

con el uso de registros de pozo que permitan tener una mayor confianza en los resultados obtenidos. El análisis de atributos AVO, basado en modelos geofísicos, física de roca y modelado sísmico se ha convertido en una herramienta importante en estudios de proyectos de exploración petrolera, ayudando a reconocer zonas de posible interés comercial. Desafortunadamente se ha reconocido que es difícil hacer una discriminación de rocas saturadas con gas comercial (mayores a 50%) de aquellas con bajo contenido, llamado Gas fizz (1-10 %) utilizando exclusivamente el análisis AVO (Amplitud Vs Offset). En el cual se ha reportado fracasos en la literatura donde el gas fizz ha sido fuente de interpretación errónea de indicadores de hidrocarburos comerciales. En este trabajo se integró geofísica y petrofísica para observar la respuesta de las rocas del Caribe Colombiano utilizando toda la información de registros de pozo disponible. Mediante modelado sísmico, substitución de fluidos y extracción de atributos, evaluando los indicadores de hidrocarburos que hagan confiable la identificación y discriminación de gas comercial y gas fizz, para determinar la sensibilidad de los atributos a través de la aproximación lineal de Bortfeld y Factor Fluido (Smith y Gidlow 1987), este último analizado a través de los cross plots (intercepto y gradiente).

Metodología

Figura 1a - Metodología utilizada en el pozo del Caribe Colombiano para la discriminaFigura 1b - Imagen del Caribe Colombiano objeto del presente trabajo ción de gas fizz y gas comercial

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Para el desarrollo de este trabajo, se seleccionó un área de interés de una cuenca del Caribe Colombiano con información de pozo y geológica bien definida. En términos generales se tomó como referencia un pozo con una profundidad aproximada de 6000 pies, de sedimentos poco consolidados. Con el


fin de diferenciar zonas de roca saturadas con gas fizz y gas comercial estableció una metodología en la zona de estudio del Caribe Colombiano ver figura 1a- 1b. Selección de datos de entrada Para el desarrollo del modelado es necesario contar con información de registros de pozo, tales como, registro de densidad (RHOB), litológico (GR), y un registro que permita el cálculo de velocidad de la onda P (DT). A partir de la ecuación de Castagna (ecuación 1) se creó un registro de velocidad de la onda S sintético para medios Húmedos (Sw100%). ......................................(1) Modelado de Substitución de fluidos El modelado de substitución de fluidos estima la diferencia entre posibles escenarios de saturación en la roca, que mediante la ecuación de Gassmann (1951), (ecuación 2 y 3) se obtienen registros de pozo sintéticos a partir de las condiciones iníciales del modelo, con el fin de predecir un comportamiento en los diferentes cambios de saturación de la roca.

Figura 2a - Registros de pozo en el intervalo de arenas productoras con Sw 100% (estado original)

Figura 2b - Registros de pozo sintético en el intervalo de arenas productoras con Sw 30%. Traza roja registros sintéticos Traza negra registros originales

.................................................................(2) ......................................................................(3) Donde, = Módulo de cizalla de la roca saturada. = Densidad de la roca. = Módulo de Volumen. Para realizar el modelado de substitución de fluidos, Gassmann (1951) propone las siguientes suposiciones: 1) La roca es homogénea y elástica. 2) El espacio poroso está conectado totalmente. 3) La roca está 100% saturada de un solo fluido. 4) Distribución de la roca es isótropa (minerales).

Inicialmente, la zona de interés (arenas productoras) tiene una saturación de 100% agua, donde solo varían las propiedades elásticas en este intervalo, generando registros de pozo sintéticos para cada escenario de saturación, mediante los registros originales ver figura 2a y 2b. A partir del análisis de registros de pozo y modelado de substitución de fluidos se determinan las propiedades elásticas de la roca mediante un modelo geofísico y una columna estratigráfica generalizada de la zona de estudio, variando para cada uno de los escenarios de saturación el intervalo objetivo mediante relaciones no lineales que permiten la caracterización del yacimiento, ver figura 3a y 3b. Para generar indicadores de hidrocarburos confiables en la Identificación de zonas de interés comercial en el Caribe Colombiano se analiza el comportamiento de la variación de las velocidades con respecto a la saturación de fluido en la roca para

Figura 3a - Modelo geofísico del pozo del Caribe Colombiano. Velocidad de la onda P. (Estado Inicial, Sw 100%). Figura 3b - Columna estratigráfica generalizada para la zona estudio

determinar la sensibilidad que permita hacer la discriminación del gas fizz y gas comercial, en la figura 4a, se observa el cambio de las velocidades en función de la saturación para el caso estudio, nótese que la velocidad de la onda P tiene un gran impacto en la zona de gas fizz (GW 90%), donde se presenta un cambio abrupto de pendiente. La velocidad de la onda P permite definir una discriminación en zonas de gas fizz y comercial, determinando la sensibilidad que presenta ante la rigidez del medio; mayor rigidez, mayor saturación de agua, menor rigidez, mayor saturación de gas. Este 8 comportamiento es

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...Tecnología explicado por Biot-Gassmann el cual estudia la teoría de propagación de la onda en rocas saturadas de fluido. En la figura 4b se observa la sensibilidad del coeficiente de poisson (dinámico), respecto a la relación Vp/Vs que es útil para determinar cambio de litologías mediante al cambio de velocidades estableciendo parámetros cuando la roca contiene en sus poros sólo agua (Sw 100%) o estado de gas (comercial).

Figura 4a - Comportamiento de la Velocidad vs Saturación de agua, para el pozo modelado del Caribe Colombiano Figura 4b - Radio de poisson vs Vp/Vs, para el pozo modelado del Caribe Colombiano

Respuesta AVO El análisis AVO es una técnica utilizada en estudios de exploración, como una alternativa para la identificación de zonas de interés, fue propuesta por Ostrander (1984) quien demostró que los coeficientes de reflexión en arenas saturadas de gas varían de una forma anómala con el incremento de la distancia fuente-receptor (offset). Las reflexiones sísmicas de arenas con gas muestran un amplio rango de características AVO. Los factores que determinan el comportamiento de la variación de la amplitud con el offset son el coeficiente de reflexión de incidencia normal (R0) y la relación de poisson. (Rutherford y Williams, 1989). Rutherford y Williams basados en las características AVO en términos definieron las anomalías como tipo I, II, III. Donde las anomalías tipo I se caracterizan por tener alta impedancia, las tipo II impedancias cercanas a cero, tipo III y IV impedancias bajas (negativas), siendo la IV la única que incrementa en valor absoluto de la amplitud con el offset, ver figura 5a. De acuerdo al análisis del pozo del Caribe Colombiano se obtuvo anomalía tipo II, las cuales tiene la misma impedancia que la roca suprayacente, esta clase se puede dividir en:

• Clase II-a, cuando el coeficiente de reflexión es positivo (0 a 0.02), donde se observa un pequeño cambio en ángulos cercanos (Caso Sw100%). • Clase II-b, cuando el coeficiente de reflexión es negativo (0 a -0.02) donde se observa que decrece la amplitud con el offset (caso Sg 5-70%). Ver figura 9. La solución exacta del estudio de las reflexiones sísmicas sobre una interfase que separa dos medios homogéneos, isotrópicos, semi-infinitos y elásticos, esta representada por la ecuación de Zoeppritz. Sin embargo esta ecuación no brinda un fácil entendimiento de la relación entre las amplitudes y los parámetros elásticos de la roca. Actualmente la técnica AVO no solo hace uso de la solución exacta de Zoeppritz sino de aproximaciones hechas por diversos autores. Entre las más conocidas esta la de Bortfeld (1961), Aki- Richards (1980), Shuey (1985), Hilterman (1987) y Donati y Martin (1998). Expresiones válidas para ángulos pequeños y antes del ángulo crítico (en sísmica de reflexión menor a 35o). Con el propósito de hacer un estudio de las propiedades elásticas de la roca generando diversos escenarios de saturación de fluidos y determinar la sensibilidad de los parámetros, se propone en este trabajo el uso de la ecuación de Bortfeld (ver ecuación 4), que formula para el cálculo de los coeficientes de reflexión una función del ángulo de incidencia y la ecuación de Smith y Gidlow, denominada Factor Fluido.

Discriminación y análisis de atributos AVO

Figura 5a - Clasificación de anomalías. Para topes de arenas saturadas con gas Figura 5b - Anomalía tipo II para la zona estudio. Fuente: Theory and Practice of AVO Analysis. John Castagna

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Ecuación de Bortfeld. Una característica importante de la ecuación de Bortfeld es que provee al intérprete una predicción de cómo varia la amplitud con el offset en función de las propiedades de la roca. Esta ecuación consta de dos términos, el primero es denominado término fluido y el segundo término rigidez (ecuación 4).


.......(4)

El término rigidez depende principalmente de la Velocidad de la onda S. Para sedimentos poco consolidados (caso offshore Colombia), el factor de rigidez varía de acuerdo con la profundidad, debido a las propiedades de las formaciones y comportamiento de las velocidades y propagación de la onda en arenas y lutitas. La suma del factor de rigidez y factor fluido, dan como resultado la aproximación lineal de la ecuación de Bortfeld. Para arenas saturadas inicialmente con agua el término fluido tiene coeficientes de reflexión positivo. A medida que la saturación de gas en la roca es mayor, aumentan negativamente los coeficientes de reflexión (amplitud) en función del ángulo de incidencia, ver figura 6, donde se observa cualitativamente los cambios en los diferentes escenarios de saturación de gas en la roca. El término fluido tiene cambios significativos de la variación de la amplitud Vs. el ángulo de incidencia, debido a la sensibilidad de la propagación de la onda P ante diferentes medio de saturación motivo por el cual las curvas de termino fluido presenta mayor sensibilidad al análisis AVO, mientras que el término rigidez no tiene cambios significativos para realizar una discriminación en los diferente escenarios de saturación de agua o gas. Factor Fluido. El Factor fluido propuesto por Smith y Gidlow en 1987, como una simplificación de la ecuación de Aki- Richards es considerado como otro atributo AVO, para identificar anomalías de gas y es basado en la ecuación de la tendencia background de Castagna (ecuación 5), que es asumida inicialmente estado húmedo (Sw 100%) en la zona de estudio. ..........................................................(5)

La ecuación del factor fluido es usada frecuentemente para la identificación de zonas anómalas, en los cross plot, este muestra de forma cuantitativa el comportamiento de la variación de la saturación de gas en roca mediante un análisis de velocidades y densidades en relación con el atributo intercepto y gradiente (ecuación 6). .................................................................(6) Donde (Estado Húmedo).........................................................(6.1) ........................................................................(6.2) ..........................................................................(6.3)

Figura 7 - Factor Fluido Vs Saturación de agua para la zona de estudio

En la figura 7, se muestra la sensibilidad del factor fluido ante los diferentes cambios de saturación en la roca, definiéndose tres zonas: • Zona gas comercial: saturaciones de agua entre 30-50 % . • Zona de Transición: esta depende principalmente del volumen poroso, para ser definida comercialmente viable.

Figura 6 - Discriminación en los diferentes escenarios de saturación en la roca, mediante la ecuación de Bortfeld

• Zona de gas fizz: saturaciones de agua superiores a 90% (no comercial). El análisis directo del factor fluido es representado en el estudio del intercepto y gradiente, como la magnitud que hay entre la tendencia background y las anomalías de gas. Estas aumentan proporcionalmente en forma negativa a medida que la saturación de gas en la roca es mayor, debido a la sensibilidad de las velocidades en los diferentes escenarios de saturación, ver figura 8. 8

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...Tecnología

Figura 8a - Cross plot para caso húmedo Figura 8b - Cross plot para caso gas fizz, magnitud factor fluido Figura 8c - Cross plot para caso gas comercial, magnitud factor fluido

Conclusiones

Referencias

• Es de gran importancia verificar y analizar la calidad de los registros de pozo para tener una adecuada y correcta interpretación. • Las ecuaciones de Gassman solo serán utilizadas para formaciones de arenas, debido a que presentan mayor porosidad y conexión entre poro. • La ecuación de Castagna solo se utiliza para el cálculo de velocidades en estado húmedo, si se asume lo contrario los resultados serán erróneos. • Las anomalías en el pozo del Caribe Colombiano reportadas son de tipo II, motivo por el cual en la sísmica debido a las pequeñas amplitudes no se podrán observar muy bien. • La ecuación de Bortfeld es una adecuada aproximación lineal para la discriminación de gas fizz y gas comercial, los parámetros mostraron las sensibilidades ante los diferentes panoramas de saturación de fluidos. • El factor fluido permite determinar zonas anómalas de gas ante los diferentes escenarios de saturación, sin embargo no es buen discriminante. • Ante las respuestas de los diferentes escenarios de saturación en la roca el mejor discriminante es el uso de la ecuación de bortfeld, ya que presenta cambios mas representativos ante las zonas de posible interés comercial, debido que tiene en cuenta el sistema roca-fluido explícitamente y el análisis de las velocidades se analiza por separado, mientras que el factor fluido tiene implícitamente estos términos y no se observa en detalle un comportamiento en detalle de las velocidades.

1. Avseth, Per; Mukerji, Tapan y Mavko, Gary: Quantitative seismic interpretation, Primera publicación (2005). 2. Castagna, John. y Backus, Milo: Offset dependent reflectivity- Theory and practice of AVO, Houston: SEG 1993. 3. De-hua Han: Fizz Water y Low Gas Saturated Reservoirs, San Antonio: SEG 2007. 4. George, Smith y Arid, Sutherland: The fluid factor as an AVO indicator, GEOPHYSICS, Vol 61, No. 5 (Sep-Oct 1996). 5. Gidlow, Maurice y Smith, George: The fluid factor angle. EAGE 65th Conference & Exhibition — Stavanger, Norway, 2 - 5 June 2003. 6. Gonzáles, Ezequiel; Mukerji, Tapan y Mavko, Gary: Near and far offset P-to-S elastic impedance for discriminating Fizz water from Commercial Gas, (2003). 7. Hilterman, Fred J.: Seismic Amplitude Interpretation. Distinguished Instructor Series No 4. (2001). 8. Hongbo, Zhang y Brown, James:, A review of AVO analysis. CREWES Research Report. Volume 13. (2001). 9. Kui, Zhang y Weiguo, Li: Gulf of Mexico fizz and gas separation with calibrated AVO Impedance, University of Houston, and Fred Hilterman, Geokinetics, San Antonio SEG: 2007. 10. Malcotti, Hermes: Inversión AVO en la exploración y caracterización de yacimientos de gas: Campo Kosni, Golfo de México, Veracruz, México, (2003). 11. Pennington, Wayne D: Seismic Petrophysics. Course Notes (2004). 12. Plata, María: Tesis de pregrado, Análisis de variación de la amplitud sísmica con la distancia fuente-receptor en calizas de la formación Jimol, Guajira costa afuera, (Mar. 2009).

Agradecimientos Grupo de Investigación Petrosísmica, Convenio UIS-ICP. Universidad Industrial de Santander. Instituto Colombiano del Petróleo. Ecopetrol. 24

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Responsabilidad Social

Concurso “Una Historia para Las Morochas” La Fundación Las Morochas Siglo XXI -con el aporte de las empresas Z&P y Constructora Los Sesenta-, promovió un concurso intercolegial para seleccionar la Mejor Página Web sobre la historia de la comunidad de Las Morochas del estado Zulia

Estudiantes de los planteles Br. Toribio Urdaneta y Dr. Blas Valbuena

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esde Febrero de 1996 la Fundación Las Morochas Siglo XXI ha hecho contribuciones significativas mediante proyectos de índole social y ambiental que buscan promover el desarrollo sustentable en las comunidades del sector Las Morochas, en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, cuya historia está estrechamente vinculada a la industria del petróleo en el occidente venezolano. La institución fue creada por las empresas Zaramella & Pavan (Z&P) y Vinccler, y como parte de sus actividades ha venido patrocinando el proyecto Una Historia para Las Morochas, dentro del cual recientemente organizó un concurso intercolegial para premiar a varios estudiantes de unidades educativas del sector por sus propuestas de páginas web sobre la historia de la comunidad. Los ganadores en este concurso fueron Moisés Acosta, Gregorio Gómez, Eunín Jiménez y Emilio Chirinos, cursantes de sexto grado en el plantel Br. Toribio

Los ganadores, acompañados por las docentes coordinadoras del grupo y el personal directivo del G.E.N. Br. Toribio Urdaneta

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Anailen López, facilitadora de Uniojeda para los talleres de Informática; Enrico Herencia y Dr. Hugo Cuevas, miembros del Jurado; Idania González y Delvis Figueroa, representantes de la Fundación Las Morochas Siglo XXI, durante la lectura del veredicto del jurado

Urdaneta, así como las docentes Zoraida Malavé y Arcelia Pérez, coordinadoras del grupo ganador. En el espacio web www.emiliochirinos.wordpress.com los estudiantes resaltaron aspectos de la historia, la cultura, los sitios emblemáticos, los deportes y las creencias religiosas del populoso sector de Las Morochas.

Proyecto “Una Historia para Las Morochas” El concurso intercolegial forma parte del proyecto Una Historia para Las Morochas, el cual en su primera fase editó el libro Las Morochas hacia el Siglo XXI, presentado en Junio de 2009. El proyecto fue financiado con aportes de las empresas Z&P y Constructora Los Sesenta en cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación (LOCTI). Posteriores talleres con docentes de las unidades educativas G.E.N. Br. Toribio Urdaneta y E.B.N. Dr. Blas Valbuena, permitieron dotar herramientas para estimular a los alumnos el interés por conocer y difundir la historia de su localidad. Con la apertura del proceso para participar en la creación de un espacio web para Las Morochas, la Fundación brindó talleres de capacitación en informática, con el apoyo de la Coordinación de Extensión de la Universidad Alonso de Ojeda (Uniojeda), en los cuales participaron 156 niños y jóvenes. La plataforma empleada fue una plantilla de “wordpress”, en

conjunto con un trabajo de investigación realizado por los mismos estudiantes y sus coordinadoras dentro del sector Las Morochas, al que se añadieron videos, fotografías y relatos de los mismos habitantes con el objetivo de potenciar el uso de las nuevas tecnologías entre los estudiantes, docentes y miembros de la comunidad, para luego ser difundidos a través de un sitio web en el cual se diera a conocer la historia geográfica y cultural de la localidad. Una vez preparados los blogs de los participantes, 11 propuestas de 51 estudiantes de ambos centros educativos, fueron recibidas y evaluadas por un jurado conformado por Enrico Herencia, José Gregorio Marcano, Iraima Rivero, Daniela Clerico y Hugo Cuevas, quienes evaluaron las páginas web bajo los criterios de creatividad, originalidad, facilidad de navegación, recursos audiovisuales y contenido. Como premio se les otorgó una computadora personal a cada uno de los estudiantes ganadores y a sus respectivas coordinadoras; dispositivos de almacenamiento portátil (pendrive) a los participantes en el concurso. También la institución educativa ganadora G.E.N. Br. Toribio Urdaneta, fue dotada de equipos de informática. De esta manera finaliza con éxito el proyecto Una historia para Las Morochas, pero continúa la labor de la Fundación de contribuir en el rescate y fortalecimiento de los valores de esta localidad.


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Gente

SPE distinguirá a profesionales latinoamericanos

En el marco del SPE Latin American and

Caribbean Petroleum Engineering Conference, LACPEC 2010, que se celebrará en Lima, Perú, del 1 al 3 de Diciembre, la Society of Petroleum Engineers, otorgará el reconocimiento en la categoría de Servicio Regional a cinco destacados profesionales, entre ellos Néstor Fernando

Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales recibirá el reconocimiento de la SPE en la categoría de Technical Management

Saavedra, Director del Instituto Colombiano de Petróleos, ICP, y los venezolanos Javier Rodríguez y Ronald Pantin, de Pacific Rubiales. Con estas distinciones se busca que los futuros ingenieros de petróleos y profesionales del área, identifiquen modelos a seguir por su calidad profesional. Al recibir este reconocimiento Saavedra, queda como candidato para participar en la distinción mundial que otorgará la Sociedad en 2011. Pantin por su parte será reconocido con el Management and Information Technical Award y Rodríguez con el Outstanding Young Professional Award. Todos los años la SPE recibe postulaciones para entregar este reconocimiento a nivel regional, en este caso Latinoamérica y el Caribe.

Néstor Fernando Saavedra, Director del Instituto Colombiano de Petróleos será distinguido por su esfuerzo, entusiasmo y capacidad profesional

Rubén Caligari, Director Regional de la SPE con sede en Brasil, dijo que la distinción al director del ICP obedece al “esfuerzo, entusiasmo y capacidad profesional”. Saavedra organiza una sección en Colombia, dirige y ha ejercido su liderazgo para captar nuevos miembros, en especial a jóvenes estudiantes de ingeniería.

Society of Exploration Geophysicists La Society of Exploration Geophysicists,

SEG, designó a Steven H. Davis como nuevo Director Ejecutivo, cargo que ocupa oficialmente desde el 1 de Agosto en sustitución de Mary Fleming, quien se retiró tras ocho años de servicio. Davis ha dedicado toda su carrera a asociaciones profesionales y científicas. Recientemente ocupó el cargo de Director Ejecutivo del American Industrial Hygiene Association en Estados Unidos desde 1998. Previamente también se desempeñó como Director Ejecutivo y Director de Horticultura para el American Horticultural Therapy Association y la American Horticultural Society respectivamente.

Graduado en 1974, con maestría en biología de Old Dominion University, Davis tendrá la responsabilidad de supervisar las actividades del staff en las oficinas de la Sociedad en Tulsa. La SEG, fundada en 1930, ahora cuenta con más de 32.000 miembros en 138 países. Su Annual International Meeting ha sido por muchos años la mejor vitrina para mostrar lo más nuevo en tecnología e instrumentación sobre geofísica. “Davis posee una reputación de honestidad personal e integridad, que para dirigir una organización da garantía de transparencia a sus miembros. Por otra parte, es conocido por tener fuertes instintos financieros y de entendimiento, lo cual es

L

Guy Elliott

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Steven H. Davis

necesario para los negocios de la SEG”, dijo Steve Hill, Presidente de la SEG. Agregó que Fleming dejó su huella como Directora Ejecutiva de la institución, “por el crecimiento, tanto del número de miembros como de los servicios prestados a estos”.

Shell

a Junta Directiva de Royal Dutch Shell anunció el nombramiento de Guy Elliott, Chief Financial Officer de Rio Tinto desde 2002, como Director y Miembro del Comité de Auditoría de la Junta a partir del 1 de Septiembre. Antes de convertirse en Director Financiero de Rio Tinto, empresa de minería líder a nivel mundial, Elliott ocupó distintas posiciones ejecutivas en

marketing, estrategia y gerencia general de Rio Tinto. Fue presidente de la compañía en Brasil. Se unió al grupo en 1980 después de obtener un MBA y de haber prestado servicios en la banca de inversión. También fue Director, Presidente del Comité de Auditoría y Director independiente de Cadbury plc antes de la adquisición por parte de Kraft.


Library

El Petróleo viene de la Luna de Gustavo Coronel

El geólogo y conocido columnista Gustavo

Coronel presenta bajo un sorprendente título una obra en la que lo real y lo imaginario se enlazan en una historia que busca dejar un testimonio. Como él mismo refiere, la obra “trata de ser didáctica, al describir aspectos de la vida en la industria petrolera que no son de circulación frecuente. Es también un análisis político sobre una etapa importante de la industria petrolera y de la sociedad venezolana. Creo que puede ayudar a llenar la laguna existente en el conocimiento de lo acontecido en la industria petrolera en la etapa 1950-2000”. En su célebre blog “Las armas de coronel”, el autor comparte que no pretende que esta sea la novela del petróleo venezolano, atribuyéndose como único mérito el haber lanzado “una primera piedra”. La obra tiene 20 capítulos que hablan del proceso de formación de un geólogo, sus tareas, su conversión en gerente, el gran debate petrolero de los año 70, el papel de los técnicos petroleros en ese debate, la nacionalización, el proceso interno de

formación de Pdvsa, las pugnas ideológicas, los triunfos y los fracasos. Asimismo, describe la vida en el medio rural venezolano de la época y la maravillosa gente del medio rural venezolano y de las pequeñas poblaciones de provincia que tanto llegué a amar. Mezcla personajes de ficción con personajes de la vida real, que el lector podrá diferenciar claramente. Sobre el título explica que aunque parezca extraño, no lo será para quienes saben “que el grueso del petróleo venezolano fue formado en las bellas rocas de edad cretácica que se agrupan bajo el nombre de formación La Luna. Los geólogos clasifican las rocas dándoles nombres de Grupos, Formaciones o Miembros, asignándoles la edad geológica en base a sus contenidos de los restos animales o vegetales fósiles. La Formación La Luna fue llamada así por haber sido descrita por primera vez en la Quebrada La Luna, en la Sierra de Perijá”. Con esta obra el autor rinde tributo a la generosidad y empeño de los ingenieros José Francisco Arata, Luis Pacheco y Gustavo

Nueva novela de Gustavo Coronel

Inciarte †, “quienes pensaron que este testimonio debía salir a la luz pública”. La publicación de 351 páginas, editada en Bogotá, puede ser adquirida en Venezuela a través de la organización petroleumworld. com – www.petroleumworld.com, en la dirección electrónica editor@ petroleumworld.com. Los interesados residenciados en Estados Unidos o cualquier otro país, pueden escribir a gustavocoronelg@hotmail.com

Warehouse

Baker Hughes adquirió la canadiense Tanroc La adquisición de esta compañía, amplía el portafolio de Baker en sistemas de bombas de cavidad progresiva

Baker Hughes adquirió la compañía

canadiense Tanroc, proveedora de bombas de cavidad progresiva (PCP, por sus siglas en inglés) y equipos de producción para superficie, incluyendo unidades de frecuencia variable para sistemas de bombeo y cabezales de pozo. La adquisición complementa la línea de PCP de Baker Hughes, mientras que permite brindar servicio y reparación, así como ofrecer un canal directo para la distribución de dichos productos en el mercado canadiense de Baker Hughes. Desde 2006, Tanroc ha brindado

servicio, reparación y distribución de sistemas PCP en Canadá, desde sus facilidades en Lloydminster, y un pequeño centro de servicio en Bonnyville, ambas en Alberta. Antes de la adquisición, servía como distribuidor de los sistemas LIFTEQ de Baker Hughes. Mike Davs, Presidente de Baker Hughes en Canadá, dijo que “la fuerza laboral de Tanroc no sólo aportará su valiosa experiencia en equipos PCP, sino un modelo probado de negocios, aspectos clave para servir bien a nuestros clientes en este país y otros mercados”. 8 SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

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...Warehouse

MaK M 20 C cumple con regulaciones IMO II

C

Baker Petrolite SULFIX™ Aditivo de asfalto que reduce niveles de sulfuro de hidrógeno

Caterpillar Motoren anunció que el modelo M 20 C ya cumple con la nueva normativa para la industria marina

on la entrada en vigencia de las regulaciones IMO II para la industria marina a partir del 1 de Enero 2011, los fabricantes de motores están ajustando sus estrategias y desarrollos para realizar modificaciones

El motor MaK M20 C también cumple con las especificaciones de emisiones NOx

que cumplan con estos estrictos requerimientos. Caterpillar Motoren, la división de manufactura de Caterpillar Inc. que se encarga de la fabricación de los motores MaK, ha estado trabajando durante tres años en una estrategia para cada una de sus series de motores de velocidad media. Caterpillar Motoren anunció que el modelo M 20 C ya cumple con las especificaciones de las regulaciones IMO II. Tras meses de trabajo en el motor más pequeño

de la serie MaK, este modelo ya se encuentra disponible en el mercado bajo configuraciones de 6 y 8 cilíndros. De esta forma el motor M 20 C será capaz de producir entre 1020 a 1520 kW a 900 - 1000 rpm y será capaz de operar

con Heavy Fuel Oil (HFO) o Marine Diesel Oil (MDO). Fabricado en el Kiel Engine Center en Alemania, el M 20 C se ha caracterizado por ser un motor con una amplia gama de aplicaciones en todo el mundo, por la gran potencia que genera y el reducido espacio que ocupa. De hecho desde que empezó a fabricarse en 1992, más de 1.200 unidades han sido vendidas a través de la red global de distribuidores MaK para aplicaciones marinas y en tierra.

B

aker Hughes desarrolló una línea de aditivos químicos denominados Baker Petrolite SULFIX™ 9610 y SULFIX™ 9614, diseñados específicamente para disminuir los niveles peligrosos de sulfuro de hidrógeno de los productos de asfalto o bitumen. La tecnología desarrollada por Baker Petrolite para tratamiento de asfalto, reduce la exposición a este gas a lo largo de la cadena de suministro de asfalto, desde la refinería hasta el proceso de pavimentación. Jerry Basconi, Vicepresidente de Baker Petrolite , destacó que los productos SULFIX han demostrado su eficiencia en la reducción de los niveles de sulfuro de hidrógeno, mejorando la seguridad de los empleados y cumpliendo con el compromiso ambiental.

ClampOn suplirá equipos submarinos a Chevron

La compañía especializada en el diseño

y fabricación de sensores ultrasónicos inteligentes, proveerá un gran número de monitores cuantificadores de arena y detectores raspatubos para el proyecto Jack & St. Malo de Chevron en el Golfo de México, cuyo inicio está previsto para finales de 2013. Los sensores submarinos de ClampOn son sólo acústicos con cámaras atmosféricas y de elevadas presiones, de verificación de contacto con la tubería, soldadura electrónica y componentes electrónicos duales independientes. La calidad de estos equipos radica en que no son invasivos en sus aplicaciones. El proyecto Jack & St. Malo está localizado a 270 millas al suroeste de New Orleans y será desarrollado a 7.000 pies de profundidad de agua. 30

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Calendario

2010

SEPTIEMBRE 12 - 15 – AAPG International Conference & Exhibition - Calgary, Canadá - www.aapg.org / calgary 12 - 16 – World Energy Congress Montreal 2010 Montreal, Canadá - www.wecmontreal2010.ca 13 - 15 – Segunda Conferencia Latinoamericana de Galvanización - II LatinGalva 2010 - Cartagena, Colombia - www.latingalva.com 13 - 16 – Rio Oil & Gas Expo and Conference - Rio de Janeiro, Brasil - www.ibp.org.br 14 - 15 – Oil Sands Trade Show and Conference - Fort McMurray, Canadá - www.oilsandstradeshow.com

28 - 30 – International Pipeline Exposition - Calgary, Canadá www.petroleumshow.com/IPE/ 28 - 01/10 – 23rd World LP Gas Forum - Madrid, España www.wlpgasforum-aegpl2010.com OCTUBRE 05 - 06 – Developing Unconventional Gas Eagle Ford Conference & Exhibition – San Antonio, USA - www.dugeagleford.com 10 - 12 – GCAGS 50th Annual Meeting - San Antonio, USA www.gcags.org

19 - 24 – Corrosion Technology Week 2010 - Orlando, USA - www.events.nace.org/technical/ctw2010

11 - 16 – XII Semana Técnica Internacional de Ingeniería de Petróleos - Bucaramanga, Colombia - www.petroleum.com.ve/xii-semanatecnica.pdf

20 - 22 – SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Florencia, Italia - www.spe.org/atce/2010

16 - 17 – SEG/Chevron Student Leadership Symposium - Denver, USA www.seg.org

22 - 23 – European Base Oil & Lubricant - Londres, Reino Unido www.acius.net

17 - 22 – SEG International Exposition and 80th Annual Meeting Denver, USA - www.seg.org

27 - 30 – Africa Energy Week - Cape Town, Sudáfrica www.cwcaew.com

17 - 20 – Ingeniería 2010 - Argentina Congreso Mundial y Exposición - Buenos Aires, Argentina - www.ingenieria2010.com.ar

27 - 01/10 – XV Congreso Peruano de Geología - Cusco, Perú www.congresosgp.com

26 - 27 – Global Refining Strategies 2010 - Houston, USA www.globalrefiningsummit.com

27 - 01/10 – Evaluation of Canadian Oil and Gas Properties Calgary, Canadá - www.spe.org

Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

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Última Página

Ruta Económica del

Gas Natural

Por Alvaro Ríos Roca*

En repetidas oportunidades hemos manifestado que el potencial de recursos de gas natural a nivel mundial, tanto convencional como no convencional, es enorme. Si consideramos adicionalmente que es un energético mucho menos contaminante y eficiente en su combustión que otros combustibles fósiles, la razón nos lleva a pensar que será el energético preferido para las demandas globales de energía del presente siglo y, bisagra hacia otras energías renovables, que vendrán de la mano de la innovación tecnológica

L

os países tradicionalmente exportadores de gas natural como Rusia, Canadá, Algeria, Qatar y otros más recientes, han entendido y entienden muy claramente que el gran problema del gas es su difícil almacenamiento y transporte, y por ende su elevado costo asociado. En esta línea, es que el ser humano, después de los gasoductos, ingenia el GNL, que puede cruzar océanos y llevar las reservas de gas a través de los océanos competitivamente. Estos países tradicionalmente exportadores, entienden estos altos costos y por ende tratan de enviar el gas a los mercados demandantes más cercanos y donde no existe competencia de gas próximo. Entienden que mandar el gas a los mercados más cercanos permite tener un mucho mejor “netback” hacia boca de pozo y

ANUNCIANTES SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

AME...............................................27 Area...............................................31 Baker Hughes Inc................................2 Petroleum.............................25 Emerson Process Management......11 Impact Solutions Group...................5 Expo Oil & Gas Colombia 2010.....13 Halliburton..................................C.P. Caterpillar................................C.P.I. V I I I S e f l u c e m p o. . . . . . . . . . . . . . . . P. I . Sugaca.................................9 Wabash Power..........................30

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Para cristalizar sus metas de exportación futuras de gas natural a países vecinos Bolivia acomete la ampliación de sus gasoductos

mayores beneficios en la producción, impuestos y regalías asociadas y en la cadena en general, para así llegar competitivamente a otros energéticos alternativos. Esta situación, no parece haber sido muy bien entendida o explicada en nuestra parte del continente, donde se reclaman mejores precios en boca de pozo, de manera de obtener mejor renta petrolera. En esta dinámica, se está tratando de propiciar un gasoducto desde Bolivia hasta Paraguay y Uruguay. Algo más de 2.000 Km., para atender un mercado ínfimo de no más de 4 a 6 MMMCD en un horizonte de 10 años. Uruguay tiene 3 millones de habitantes y Paraguay tiene energía eléctrica competitiva de Itaupu y Yacereta y no tiene demanda de gas para termoelectricidad. Los que estamos en la industria, sabemos lo difícil que es financiar un proyecto económico de gas natural sin el ancla de la termoelectricidad. Seguiremos insistiendo que Bolivia debe mirar a su vecino Chile, que es el mejor mercado para su gas. En Perú, se ha planteado la necesidad de mejorar la base imponible de precio en boca de pozo para el pago de regalías para la exportación de GNL. Nos parece justo y razonable que se trate de maximizar los tributos para generar más recursos por la exportación del energético no renovable. Perú puede lograr buenos precios de gas natural en boca de pozo y por ende la renta del gas si deja que la producción de GNL vaya a Chile. Si lo hace puede disminuir tremendamente los costos de viaje por barco a mercados muy lejanos como España y Norte América. Recordar que los precios de gas en esta última región están y estarán bastante deprimidos en los próximos años, debido al

intenso desarrollo de gas no convencional, principalmente de Shale Gas. Y porque no, de esta manera fomentamos la integración regional y la confianza entre nuestros países. Creemos importante que en el marco de estas negociaciones se pueda seriamente considerar permitir que el GNL de Perú pueda ir a Chile sino también a Argentina que ha elevado notablemente la demanda de importaciones de GNL en los últimos tres años. De ninguna manera pretendemos que se rompa el contrato firmado para el envío de volúmenes de gas ininterrumpible a México. Eso sí, planteamos que mientras dure la construcción de la regasificadora en Manzanillo y futuros volúmenes interrumpibles puedan destinarse al mercados de Chile y Argentina. Así todos ganan en la negociación en los precios base para la exportación de gas de Perú. En esa misma línea, en Brasil, de la mano de Petrobras, se viene estudiando muy seriamente el “Floating LNG”, que permitirá evacuar producción de gas de lugares alejados costa afuera en el Presal y llevarla a terminales de regasificación en su costa y también a Uruguay, Argentina y Chile. Seria inaudito económicamente, pensar que Brasil pretenda llevar este gas a Japón, si tiene mercados cercanos que atender con GNL. La industria del gas beneficiara aun mas a nuestra región (países productores y demandantes, empresas y toda la cadena) si actuamos con lógica económica y permitimos que el gas fluya a los mercados más cercanos.

*Actual Socio Director de Gas Energy y DI International. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.



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