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Marzo 2013

La Revista Petrolera de América Latina

Re O f iv i s t a cia l

In Situ

» Roadshow Ronda Suroriente Ecuador

Escenario

» Oil Council Latin America » NAPE Expo 20th Anniversary

Tecnología

» Avances en Coiled Tubing

Marzo 2013 / Petroleum 278

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Marzo 2013 / Petroleum 278


Contenido Marzo 2013 Año 28, Nº 278

La Revista Petrolera de América Latina

Expo celebró su 20 aniversario reuniendo a 20.000 asistentes 24 NAPE en el George R. Brown Convention Center en Houston

Portada:

Trabajadores de Halliburton preparan un nuevo carrete de tubería flexible para su próximo trabajo y despliegue en una completa unidad de CT (Foto: Flickr)

8

Ecuador promueve licitación de 13 bloques

sistema de inspección de tubería 34 Ela tiempo real CoilScan

IN SITU

ESCENARIO

8 Roadshow en Houston de la Ronda Suroriente Ecuador

18 Oil Council The Latin America Assembly

La Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador presentó el 4 de Febrero su “Roadshow” a compañías petroleras y de servicios domiciliadas en Estados Unidos

Por segundo año los líderes de la industria de petróleo y gas de América Latina se reunieron en Bogotá para participar en una amplia discusión sobre las estrategias, la tecnología y el capital necesario para afrontar eficazmente los retos presentes y futuros

www.petroleumag.com GEOPOLÍTICA PETROLERA 36 El Gas Natural: Un nuevo orden económico internacional Por Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum

RESPONSABILIDAD SOCIAL 10ACP presentó perspectivas para el sector hidrocarburos 24 NAPE Expo 20th Anniversary 38 Teoría de juegos y el relacionamiento de la Con todo éxito se realizó en el George R. 12 Presidente de SPE Internacional Brown Convention Center de Houston la industria extractiva con sus edición de invierno de la North America visitó Venezuela comunidades vecinas Petroleum Prospect, el mercado por

12 Reunión del Club de Petroleros Hotel Radisson

excelencia para la comercialización, compra y venta de propiedades y activos para la exploración y producción de petróleo y gas, que este año fue mucho más internacional

13 Distinguished Lecturer sobre TECNOLOGÍA Ingeniería de Yacimientos y el 34 Coiled Tubing Almacenamiento de CO2 Tecnología para mejorar la productividad de los pozos 15 Pinnacle mostró a medios Avances realizados en equipos de superficie especializados potencial de y herramientas de fondo de pozo hoy permiten aumentar la eficiencia operacional sus facilidades en Houston 15 ACIPET ofreció charla técnica sobre Registro de Pozos

SECCIONES

4 CORNISA

y la seguridad, al facilitar la perforación y completación de pozos con tubería flexible, técnica que se ha convertido en esencial en muchas operaciones de intervención de pozos

6 CUADRANTE

46 WAREHOUSE 48 LIBRARY

Por Germán Botero A., Consultor Asociado Trust

PREVIEW 40 Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013 42 3er Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition 44 PECOM 2013

ÚLTIMA PÁGINA 50 Argentina ya importa más GNL que USA Por Alvaro Ríos Roca

49 CALENDARIO Marzo 2013 / Petroleum 278

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VENEZUELA El valor de la gasolina

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora

zsocorro@petroleum.com.ve

Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor María Zajia, Redactora

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Producción Paola Guevara, Diseñadora Gráfica pguevara@petroleum.com.ve

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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

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

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve COLOMBIA Ivan Urrutia Sarmiento / Country Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Oficina 1204. Bogotá Tel: (57 1) 742 8002 Ext. 122. Cel: +57-313-281 9919 iurrutia@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto, Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Cornisa

Jorge Zajia, Editor

L

a nación petrolera por excelencia de Latinoamérica no tiene conciencia de lo que significa un precio justo de los combustibles fósiles, en particular de la gasolina automotor, y cómo una política firme y honesta que coadyuve a incrementar su precio a un valor razonable, puede ser una magnífica herramienta de progreso y una solución efectiva para superar su crisis fiscal. El ciudadano venezolano llena -pone full- el tanque de su automóvil de gasolina sin plomo, limpia, de 93 octanos con 5 bolívares fuertes (BsF). Saque la cuenta usted mismo. Al cambio oficial controlado, un dólar americano vale BsF 6.3, o sea que por menos de un dólar -exactamente 80 centavos de dólar- en Venezuela se surten unos 14 galones de la mejor gasolina del mundo. Para comprender mejor este fenómeno en forma tangible, en el país el precio de una cerveza de 222 ml es de BsF10 a nivel de supermercado; un kilo de jamón de pierna supera los BsF100 y un “delicioso Big Mac” se puede disfrutar por tan sólo BsF70. Una botella de un escocés 12 años -la bebida predilecta de los venezolanos- cuesta hoy unos BsF500, cantidad suficiente para llenar 100 veces el tanque de gasolina del auto. La conclusión obvia que resulta de hacer estas comparaciones que evidencian lo exagerado de la brecha que existe entre el costo del preciado combustible y otros productos de consumo masivo, es que si se multiplica el precio de la gasolina por 10 no debería pasar absolutamente nada, porque esto de ninguna manera afecta las finanzas de las personas. Así, un venezolano “tanquearía” su auto por BsF50, una cifra insignificante para un país que, dada la tasa de inflación del 25% anual durante la última década, ha sufrido un aumento sustantivo y desproporcionado en el costo de la vida, pues todo ha subido de precio (excepto los sueldos y salarios) y el de la gasolina que se ha mantenido congelado por más de dos décadas. A pesar de estas cosas sencillas de entender, en Venezuela pareciera que nadie se ha percatado de lo nefasto de esta situación, que ha distorsionado profundamente sus valores socio económicos. El contrabando de extracción, hijo legítimo de la diferencia de precios del carburante entre Venezuela y sus vecinos, está desangrando las menguadas finanzas de la nación. Además de subsidiar el mercado interno y externo (el del contrabando), producto del deterioro de su infraestructura de refinación, el país está importando volúmenes importantes de gasolinas y sus componentes en el mercado internacional, a precios internacionales, para suplir la demanda nacional, buena parte de la cual -no se sabe cuánto, pero es mucho- sale hacia Colombia, Brasil y El Caribe. Existen -y todo el mundo lo sabe porque operan a plena luz del día- verdaderas mafias del contrabando de extracción de gasolina venezolana, cuya complejidad y la gigantesca masa de dinero que manejan se podrían equiparar sin exagerar a los celebérrimos carteles de la droga. Todo ello financiado con el dinero que sale de las menguadas arcas del tesoro nacional, o lo que es lo mismo, de los bolsillos rotos de los nacionales venezolanos. Sin embargo, plantear un aumento del precio de la gasolina en Venezuela es una cosa sumamente difícil, por la matriz de opinión que existe de que los venezolanos tienen el derecho de disfrutar de unos combustibles casi regalados, no considerando que esa situación genera otra más perniciosa, que es mayor pobreza, gracias a que nada justifica tampoco que los niveles de salario sean proporcionales -digamos sin rubor- al precio del líquido perlino que mueve al mundo. Por ello reiteramos lo que hemos venido diciendo durante más de dos décadas: el aumento sustancial del precio de la gasolina en Venezuela puede ser una magnífica herramienta para impulsar el crecimiento económico, generando bienestar y calidad de vida para todos; pero para adelantar esta acción se necesita más que audacia, mucha voluntad política, capacidad gerencial, honestidad, honradez y verdadera vocación de servicio público. Para detener el desangramiento de dinero de la nación y ganar tiempo, se podría empezar por controlar a fondo el contrabando de extracción y la importación de gasolina. Dos tareas fáciles y sencillas para cualquier gobierno sano. Como el tema es largo y apasionante, y este espacio es corto, en nuestra próxima Cornisa, primerísimamente Dios, lo continuaremos desarrollando. Marzo 2013 / Petroleum 278

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Cuadrante

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dvsa anunció el inicio de la segunda campaña de colocación de equipos submarinos correspondientes al Sistema de Recolección del campo Dragón. Enmarcado en el Proyecto Mariscal Sucre, este sistema permitirá materializar la recolección de los primeros 300 Mmpcd de gas que serán enviados posteriormente (a través de un gasoducto de 115 km) al Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho –CIGMA- que se construye en Guiria, Península de Paria, y de allí ser distribuido al mercado interno. La actividad incluye la instalación, a 150 metros de profundidad, de once estructuras submarinas, 19 km de tubería de 16 pulgadas y 40 km de umbilicales. En un comunicado del 20 de Febrero la empresa informó que la inversión prevista es del orden US$650 millones. La ejecución de los trabajos se estima tomarán entre 70 y 80 días.

E

l Ministerio de Minas y Energía de Brasil se prepara para la décimo segunda ronda de licitaciones en Mayo próximo. Empresas internacionales y nacionales podrán participar en este proceso que comprende la subasta de 172 bloques de petróleo y gas en mar y tierra. La Directora de la ANP, Magda Chambriard, dijo que esta subasta posibilitará la ampliación de la capacidad de exploración de petróleo y gas a otros estados como Río Grande del Norte y Amapá. Actualmente, Brasil produce dos millones de barriles por día, de los que la estatal Petrobras explota la mayor parte. También otras compañías extranjeras operan en el país como Repsol, Shell, Statoil y Chevron. Brasil tiene planes de convertirse en un importante exportador de petróleo, gracias a las grandes reservas de hidrocarburo con que cuenta en aguas profundas.

E

copetrol se estableció una meta de producción para este año de 798.000 barriles diarios. El Presidente de la compañía, Javier Gutiérrez, sostuvo que “de llegar al objetivo se estarían produciendo 45.000 barriles más que en 2012. La producción equivalente de petróleo y gas de Ecopetrol y sus empresas filiales se ubicó el pasado año en 754.000 barriles, equivalente a un crecimiento de 4.1%. La producción de gas natural alcanzó los 119,3 Kbped, con un incremento de 10,4% respecto a 2011. El volumen de crudo y productos transportados fue de 1,2 millones de barriles por día, 1,2% más que el año anterior. Para dar salida a la mayor producción, se incrementó la capacidad de transporte en 75.000 bpd en oleoductos principales y aferentes.

P

acific Rubiales Energy anunció el descubrimiento de gas natural y condensado en el pozo exploratorio Manamo-1X perforado en el bloque Guama, localizado en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, en el norte de Colombia, donde la compañía tiene 100% de participación. Manamo-1X alcanzó una profundidad total de 7.600 pies. La evaluación petrofísica indicó un total de 251 pies de zona productiva con promedio de porosidad de 18% a lo largo de un intervalo bruto que excede los 400 pies. El pozo fue probado a lo largo de una zona perforada de 91 pies en la nueva arena prospectiva. Manamo-1X es el tercer pozo exitoso perforado en este bloque, posterior a los descubrimientos Pedernalito-1X y Cotorra-1X.

E

l complejo Ku-Maloob-Zaap, en la Sonda de Campeche de México, alcanzó en 2012 una producción de 855.000 bpd, cifra que representa 33,5% de la extracción de crudo total de Petróleos Mexicanos. El yacimiento se mantiene como principal productor de hidrocarburos en el país desde 2009, cuando Cantarell comenzó su declive. KMZ cuenta con 170 pozos en operación. La extracción el pasado año representó un incremento de 1,54% respecto al volumen de 2011. De acuerdo a Pemex se ha buscado que la operación de este macroproyecto se sustente en mejores prácticas de administración de yacimientos, por lo que se aplican modelos de simulación numérica y de comportamiento de flujo en pozos e instalaciones.

C

olombia registró en Enero una producción de 1.011.992 barriles promedio por día, 7,65% por encima del volumen reportado en Enero de 2012. El promedio de producción del pasado año fue de 944.000 bpd, equivalente a un incremento de 3,16% frente al año anterior cuando se ubicó en 915.000 bpd. Dicho aumento es el resultado de una mayor actividad de campos productores ya existentes y la entrada en operación de nuevos campos petroleros, explicó el Ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo, quien reiteró que se trabaja para lograr un incremento de las reservas de hidrocarburos y fortalecer la producción.

L

a petrolera argentina YPF anunció el inicio de la exploración de hidrocarburos no convencionales en la sureña provincia argentina de Chubut. En un acto realizado el 13 de Febrero en Comodoro Rivadavia, la Presidenta Cristina Fernández puso en marcha la perforación del pozo 914 en la formación D-129, en el yacimiento El Trébol, perteneciente a la cuenca del Golfo San Jorge. Se trata del segundo proyecto de hidrocarburos no convencionales de la petrolera argentina tras el descubrimiento del gigantesco yacimiento de Vaca Muerta, en el suroeste del país. El Presidente de YPF, Miguel Galuccio precisó que la compañía cerró 2012 con un crecimiento en la producción de crudo del 2,5%, contra una caída del 8% en 2011. La meta de crecimiento para 2013 es de 4%.

G

eoPark cerró 2012 con un cuarto trimestre fuerte, producto de exitosos resultados de perforación en Chile y Colombia y un importante aumento en la producción de petróleo y gas, con un positivo flujo de caja. James F. Park, Director General Ejecutivo de la compañía, destacó el registro del séptimo año consecutivo de crecimiento, al superar los 12.500 barriles de petróleo equivalente por día, “gracias a nuestro éxito de perforación y a nuestra capacidad para adquirir activos poco rentables y convertirlos en proyectos generadores de valores”. El programa de trabajo de GeoPark en 2012 incluyó la perforación de 44 nuevos pozos con un plan de inversión de más de US$180 millones. En 2013 la compañía prevé invertir entre US$200-230 en un plan que incluye la perforación de hasta 45 nuevos pozos. Sus activos incluyen 3 bloques en Argentina, 8 en Colombia y 6 en Chile.

B

olivia continuó exportando en Febrero los volúmenes máximos de gas natural a los mercados de Brasil y Argentina, establecidos en los contratos, de acuerdo a declaraciones del Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Arnez. Al Brasil se exportan en la actualidad 31,5 MMmcd de gas y al mercado argentino 16,5 MMmcd. Arnez dijo que se prevé que Brasil continúe demandando los máximos volúmenes de gas boliviano, hasta que la época de sequía registrada disminuya. Las exportaciones de gas natural a este país generan en promedio alrededor de US$3.500 millones al año según datos manejados por Gas TransBoliviano.

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In Situ

Roadshow en Houston de la Ronda Suroriente Ecuador

La Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador presentó el 4 de Febrero su “Roadshow” a compañías petroleras y de servicios domiciliadas en Estados Unidos y otros países

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omo parte de la agenda internacional de promoción de la Ronda Suroriente, una comitiva liderada por el Ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor y el Secretario de Hidrocarburos, Andrés Donoso, entre otras autoridades, se hicieron presentes en la capital petrolera de Estados Unidos para compartir con potenciales inversionistas detalles de este proceso licitatorio. La Ronda tiene como objetivo principal captar la inversión de compañías nacionales e internacionales, estatales o privadas, que permitan explorar e incorporar nuevas reservas de hidrocarburos existentes en la zona, bajo la modalidad de prestación de servicios establecida en el Art. 16 de la Ley de Hidrocarburos para 13 bloques ubicados en la Cuenca Oriente, hacia el Sur de la misma, los cuales forman parte de la Cuenca de Antepaís denominada POM (Putumayo - Oriente - Marañón). El evento en Houston se inscribe dentro del cronograma del proceso promocional iniciado el 28 de Noviembre de 2012 y que culminará el 30 de Mayo de 2013, permitiendo difundir información de los aspectos legales, técnicos, económicos y socio-ambientales de los bloques, además de todo lo concerniente a los aspectos fundamentales para la toma de decisiones, inscripción y presentación de ofertas al Estado ecuatoriano, todo lo cual estuvo a cargo de autoridades y profesionales de las áreas técnicas, económicas, legales y socio ambientales. Las empresas interesadas en explorar y explotar los bloques de esta licitación deberán inscribirse en la Ronda y presentar sus ofertas, detallando un programa exploratorio, tarifas de explotación, acreditación de experiencia y capacidad financiera. El sistema de gestión ambiental es un prerrequisito para la participación de las petroleras.

Política Hidrocarburífera El Gobierno ecuatoriano fijó como política hidrocarburífera promover la exploración de hidrocarburos para incrementar sus reservas y su explotación racional Las metas

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Presentes en el Roadshow en Houston: Patricio Machado, Subsecretario de Administración de Áreas Asignadas y Contratos de Hidrocarburos, SHE; Daniel Bendig, Director-Consulting, IHS; Alfonso Jiménez, Subsecretario de Estudios y Patrimonio Hidrocarburífero, SHE; Wilson Pástor, Ministro de Recursos No Renovables de Ecuador; Tim Zoba, Managing Director, Global Business Development, IHS Global; (Presentador) Fernando Navia, Regional Commissioner for Trade Affairs of Ecuador; Oswaldo Madrid, General Manager, PetroAmazonas; Ramiro Cazar, Viceministro de Hidrocarburos; y Andrés Donoso, Secretario de Hidrocarburos, SHE

de producción en el largo plazo contemplan el desarrollo petrolero del suroriente.

Áreas de la Ronda El COLH resolvió la designación de los bloques 22, 29, 70, 71, 72, 73, 77, 79, 80, 81, 83, 84, 87 para formar parte de este proceso licitatorio.

Trenes de Prospectividad Hidrocarburífera Tren 1: Cuenca Santiago (Pre-K), Cuenca considerada como generadora y productora de Hidrocarburos. Tren 2: Pungarayacu – Oglán: La Formación Hollín es el reservorio importante en este tren. Tren 3: Moretococha - Lago Agrio, en el SO mostró la existencia de importantes acumulaciones de petróleo en los campos VillanoMoretococha (AGIP) y al Sur en territorio peruano existen descubrimientos importantes en el área de Situche. Tren 4: Curaray – Frontera, los reservorios principales son las areniscas Hollín, U y T, como reservorio secundario arenisca M-1, caracterizado por la presencia de campos como Sacha, Shushufindi y hacia al Sur en el Perú los campos Capahuari y Tambo. Tren 5: Capirón Norte – VHR – Iro - Vinita, el reservorio importante es la arenisca M-1 (Fm. Napo), al Sur en el Perú existen campos importantes como Jibarito y Forestal. Tren 6: Ishpingo – Tiputini, al Norte se descubrió un eje estructural con importantes reservas de petróleo en la arenisca M-1.

Contrato de Prestación de Servicios con Tarifa A partir de la reforma legal a la Ley de Hidrocarburos de Julio 2010, se introdujo la nueva modalidad del contrato de prestación de servicios para la exploración y/o explotación de hidrocarburos, garantizando de esta manera un marco de seguridad jurídica para las empresas. “Son aquellos en que personas jurídicas, nacionales o extranjeras, se obligan a realizar para con la Secretaría de Hidrocarburos, con sus propios recursos económicos, servicios de exploración y/o explotación hidrocarburífera, en las áreas señaladas para el efecto, invirtiendo los capitales y utilizando los equipos, la maquinaria y la tecnología necesarios para el cumplimiento de los servicios contratados”. La característica principal de este contrato es que el Estado asigna un área o bloque a un contratista para que realice actividades de exploración y/o explotación y lo remunera por sus servicios prestados mediante el pago de una tarifa por cada barril producido. Esta tarifa, que no se encuentra asociada al precio del petróleo, se la acuerda contractualmente tomando en consideración un estimado de la amortización de inversiones, de los costos y gastos y de una utilidad razonable en función del riesgo de cada proyecto.

Beneficios de la redistribución de ingresos del petróleo El Estado ecuatoriano asumió el compromiso de redistribuir con justicia los recursos que genera el petróleo y esta riqueza sirve


para dar nuevas oportunidades a los pueblos y comunidades amazónicas. Los beneficios de una actividad hidrocarburífera responsable se traducen en dinero para proyectos de salud, educación, obras públicas y desarrollo local en la Amazonía. Adicionalmente la Secretaría de Hidrocarburos realizó un Diagnóstico Socio-ambiental del área de influencia de los bloques a licitarse, que incorpora una serie de documentos de carácter técnico que permiten adoptar estrategias y políticas sustentables que contribuyan al desarrollo hidrocarburífero del suroriente ecuatoriano.

Bases de la participación De acuerdo a las bases establecidas en la convocatoria de la Ronda Suroriente, por concepto de derechos de participación en la licitación de cada bloque, la compañía, consorcio o asociación interesada deberá pagar el valor de US$100.000, no reembolsables. Los interesados podrán registrarse para acceder a la base de datos (Data Room) disponible en la Secretaria de Hidrocarburos. Asimismo, para cada licitación los interesados podrán visitar el o los bloques y evaluar las condiciones físicas de los mismos. Mayor información en www.she.gob.ec y www.mrnnr.gob.ec

Mapa de bloques de la Ronda Suroriente Ecuador

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In Situ

ACP presentó perspectivas para el sector hidrocarburos

En un desayuno ofrecido el 6 de Febrero a representantes de los medios de comunicación nacionales e internacionales, la Asociación Colombiana del Petróleo presentó el balance de resultados obtenidos en 2012 y las expectativas del sector para 2013

llegó a US$4.356 millones, con una proyección a Diciembre de US$5.800 millones, representando un incremento de14% frente a 2011. Esas cifras equivalen al 37% del total de inversión extranjera directa recibida por el país en 2012. Las exportaciones del sector, a Noviembre, alcanzaron un total de US$27.891 millones, con una proyección a Diciembre de US$30.400 millones, que se traduce en un aumento de 9% respecto a 2011.

Perspectivas para 2013

Alejandro Martínez Villegas, Presidente de ACP

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as metas logradas por el sector petrolero colombiano en 2012, el impacto que la nueva reforma tributaria podría tener en la industria, los índices de crecimiento, la inversión extranjera y los retos y oportunidades para el año en curso fueron los puntos resaltantes de la presentación que el Presidente de la ACP, Alejandro Martínez Villegas, hizo en su encuentro con los periodistas, en el cual subrayó que “el petróleo es la mejor oportunidad que tiene Colombia para acelerar su desarrollo económico y social”. Una de las metas del sector petrolero para el año 2013 es lograr altos niveles de inversión, que permitan encontrar nuevas reservas fundamentales para el autoabastecimiento energético, y de igual forma, mantener la estabilidad tributaria para que el país no pierda competitividad internacional. Martínez explicó que el sector mantuvo su aporte positivo a la economía del país, con un tributo equivalente al 24% de los ingresos corrientes de la Nación. Además fue el principal contribuyente del impuesto de renta, con un cargo del 36% respecto al total tributado por las diferentes industrias del país. Por concepto de regalías la industria

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pagó a las diferentes regiones del país 6,4 billones de pesos. En materia de producción a finales de Diciembre se logró la meta del millón de barriles de petróleo diarios, lo que significó un incremento del 3% respecto a 2011. En cuanto a la actividad exploratoria, en 2012 se perforaron 130 pozos en diferentes regiones del país. El mayor esfuerzo estuvo enfocado en los Llanos Orientales, con el 78% de pozos explorados, el valle medio del Magdalena, con 8%, y en la cuenca del Caguán – Putumayo, con 5%. Por regiones, de acuerdo con cifras recaudadas a Septiembre de 2012, el 80% de la producción de crudo se concentró en cuatro departamentos: Meta, con el 49%; Casanare, 18%; Arauca, 7%, y Santander, 6%. Siguieron en orden, Boyacá, Huila, Putumayo, Tolima, Antioquia y Bolívar. En cuanto a la exploración sísmica, en 2012 se corrió un total de 18.162 km, un nivel alto frente a lo logrado en años anteriores. Otro indicador que demuestra la importancia del sector petrolero en la economía colombiana es el relacionado con la inversión extranjera directa registrada, que a Septiembre de 2012

Para 2013 la ACP prevé un comportamiento similar al del pasado año y que continúen los altos niveles exploratorios y de producción, con incrementos en las diferentes actividades, con lo cual el sector “se mantiene como la mejor oportunidad que tiene el país para acelerar su desarrollo económico y social”, dijo Martínez. Se espera que el crecimiento de la industria en materia de producción para 2013 se ubique entre 9% y 12%. Para los 20 pozos más grandes del país se estima que el crecimiento esté entre 15 y 20%, para llegar a un promedio entre 1.030.000 y 1.060.000 bpd, esto si se logran agilizar los procesos de otorgamiento de licencias ambientales y no se presentan ataques a la infraestructura. Para Martínez los recientes ataques contra la actividad petrolera es preocupante, sin embargo expresó su confianza en el éxito de la labor de la Fuerza Pública. Para este año la industria espera que se exploren 135 pozos y se corran 27.800 km de sísmica.

Estabilidad tributaria y licencias ambientales Una de las mayores preocupaciones del gremio en 2013 radica en que no se mantenga la estabilidad tributaria, pues varias iniciativas legislativas que se tramitan en el Congreso de la República pretenden aumentar los gravámenes al sector petrolero, lo cual hace que Colombia pierda competitividad, puntualizó el Presidente de la ACP. De otro lado, la industria está a la espera de continuar con el trámite de 129 procesos de licenciamiento para desarrollar acciones de exploración, explotación y transporte en diferentes departamentos del país, que le permitan al sector mantener en este año el promedio de un millón de barriles diarios de producción.


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In Situ

Presidente de SPE International visitó Venezuela

El nigeriano Egbert Imomoh desarrolló una productiva agenda durante su estadía en el país, con reuniones, encuentros e intercambios con miembros de las diferentes secciones y capítulos estudiantiles de la Sociedad en el occidente, centro y oriente venezolano

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a visita del Presidente 2013 de la Society of Petroleum Engineers al país formó parte del programa regular de acercamiento con los miembros de SPE a nivel mundial. En esta oportunidad su gira por países de Latinoamérica incluyó paradas en México y Perú previo a su llegada Venezuela, donde cumplió una apretada agenda que arrancó el 18 de Febrero con una visita a la Escuela de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de La Universidad el Zulia (LUZ), en Maracaibo, coordinada por SPE Western Venezuela Section y el capítulo estudiantil “Luz en Petróleo”. El 19 de Febrero se trasladó a Caracas, para dictar una conferencia magistral y departir con directivos y miembros de SPE Caracas Section, la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo-SVIP; la Sociedad Venezolana de Geólogos y la Sociedad Venezolana de Ingenieros Geofísicos. Finalmente, el 20 de Febrero sostuvo un encuentro con los miembros de SPE Eastern

Jussec Bustos, Presidente del Capítulo Estudiantil SPE LUZ en Petróleo; Mario Herrera Boscán, Decano de la Facultad de Ingeniería de LUZ; Egbert Imomoh, Presidente de SPE International; Richard Márquez, Director de la Escuela de Petróleos y Jean Jiménez, SPE Western Venezuela Section

Venezuela, en Puerto La Cruz, altamente provechoso las orientaciones transmitidas por este visionario profesional, en especial el llamado a tomar ventaja de todo el potencial que la Sociedad les ofrece de aumentar sus conocimientos, mejorar sus habilidades y ampliar su red social. En la última década SPE ha incrementado sustancialmente su membresía e igualmente el número de secciones a nivel global, pasando de 150 a 189, pero su misión sigue siendo la misma: recopilar, difundir e intercambiar conocimientos técnicos sobre la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Durante la visita a las instalaciones de la Escuela de Petróleo de LUZ, Imomoh recorrió sus diferentes áreas académicas y los laboratorios en compañía del Decano de la Facultad de Ingeniería, Mario Herrera; el Director de la Escuela de Petróleo, Richard Márquez; el

Presidente de SPE Western Venezuela, Antonio Caldera y el presidente del Capítulo Estudiantil de la SPE Occidente, Jusser Bustos. También impartió la charla “Contribución Técnica de SPE para satisfacer la demanda mundial de petróleo”, en la que mostró las capacidades de la Sociedad para ayudar a la industria petrolera a encarar sus retos. Ingeniero mecánico egresado de la Universidad de Birmingham, Inglaterra, Egbert Imomoh es cofundador de Afren Plc, una compañía independiente de petróleo y gas con una cartera diversificada de activos de producción, desarrollo y exploración en 12 países. Trabajó en Shell desde 1968 hasta 2004. Ha sido miembro de la SPE desde 1973, miembro fundador en Nigeria, Presidente del Consejo en ese país en 1986 y el primer Director Regional de África de 2000 a 2003.

Reunión del Club de Petroleros Hotel Radisson Con el patrocinio de Upstream y de Panthers Machinery, el 31 de Enero se realizó la primera reunión del año del Club de Petroleros del Radisson Royal Bogotá

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laudia Bedoya, Directora Comercial de Upstream; Pedro Gabriel González, Gerente General de Panthers Machinery y Camila Rosero, Director Sales del Radisson Royal, fueron los encargados de abrir el programa de esta primer reunión del año del Club de Petroleros, con un mensaje de optimismo por los resultados del sector de hidrocarburos colombiano en 2012 y las perspectivas de éxito que ya se vislumbran para el presente año, requiriendo de un mayor aporte y compromiso

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por parte de todas las empresas e instituciones involucradas. Contagiados de ese espíritu de optimismo, colegas y amigos de la industria departieron y brindaron por las expectativas de crecimiento que este año trae para todos. Juan Carlos Castillo, Líder Comercial de Panthers; Claudia Bedoya, Directora de Upstream y Pedro Gabriel González, Gerente General de Panthers

Parte del talento ejecutivo del Hotel Radisson Royal Bogotá: Patricia González, Liliana Durán, Camila Rosero,Vanesa Eljach y Diana Canasteros


In Situ

Distinguished Lecturer sobre Ingeniería de Yacimientos y el Almacenamiento de CO2 Con una revisión de la ingeniería de yacimientos en relación al almacenamiento geológico del CO2, la Society of Petroleum Engineers Sección Colombia, inició su ciclo de conferencias Distinguished Lecturer del año, el pasado 11 de Febrero

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n una productiva jornada atendida por más de 50 miembros de la Sección Colombia de la SPE, se constituyó la conferencia promovida como parte del ciclo Distinguished Lecturer, impartida por Mehran Pooladi-Darvish, VP de Ingeniería y Director del grupo de modelado de yacimientos y simulación de Fekete Associates Inc. Mehran explicó que los efectos de composición y de presión de los yacimientos de petróleo, los cuales se encargan de estudiar los ingenieros de yacimientos, son igualmente importantes para el almacenamiento geológico del CO2. Sin

Mehran Pooladi-Darvish, VP de Ingeniería de Fekete Associates y César Patiño, Chairman de la SPE Sección Colombia (al centro) rodeados de un grupo de profesionales del petróleo que atendieron la charla técnica, entre ellos Martha Ruiz (primera a la izq.), Tesorera de SPE Colombia

embargo, pueden surgir desafíos particulares como resultado de los grandes volúmenes y de una caracterización limitada de yacimientos. Para explicar este enfoque compartió con la audiencia varios estudios de caso de almacenamiento de CO2 en Alberta, Canadá, entre ellos el proyecto WASP, el arrecife de Zama X2X, Long Coulee Glauconite F Pool, el Marlowe Keg River y el proyecto HARP. “La ingeniería de yacimiento en cuanto al almacenamiento de CO2 y la producción

de hidrocarburos tienen muchas similitudes”, dijo el experto. Notó que en ambos casos, la baja compresibilidad del agua es una fuerte interferencia. Asimismo que se presenta un separación cromatográfica de los componentes: columna de CO2 tomando H2S. Como desafíos en la caracterización de yacimientos dijo que es observable un agotamiento primario versus desplazamiento y poca información sobre dónde va a ocurrir la inyección.

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In Situ

Pinnacle mostró a medios especializados potencial de sus facilidades en Houston

Periodistas y editores de medios especializados durante el recorrido por los laboratorios de Pinnacle

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innacle, a Halliburton Service, realizó una conferencia de prensa el 19 de Febrero en sus instalaciones de Houston para mostrar sus facilidades de investigación, desarrollo y manufactura de sofisticados equipos y productos, únicos en la industria, para la integración micro sísmica, medidores de inclinación y tecnologías de fibra óptica para maximizar la eficiencia de la terminación y la economía de la producción. La experta en Relaciones Públicas, Zelma Branch, fue la encargada de convocar a los editores y periodistas de los medios de comunicación especializados en petróleo, gas y energía, quienes atendieron masivamente esta conferencia que tuvo como principales anfitriones a Glenn R. McColpin, Director Reservoir Monitoring, Pinnacle; Gregory L. Powers, Ph.D., Vicepresidente Technology, Halliburton; y Karl Blanchard, Vice President Production Enhancement, Halliburton. Durante el recorrido por las distintas instalaciones los comunicadores tuvimos la oportunidad de oír de viva voz de los profesionales y técnicos que trabajan en los diferentes laboratorios, la variedad de tecnologías y productos de calidad superior que allí se elaboran, todo ello orientado a ofrecer una combinación única de servicios de consultoría en fracturación y yacimientos, reconocidos a

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Glenn R. McColpin, Director Reservoir Monitoring, Pinnacle

Gregory L. Powers, Ph.D., VP Technology, Halliburton

Karl Blanchard, VP Production Enhancement, Halliburton

Pinnacle desarrolla en Houston tecnologías y productos orientados a ofrecer una combinación única de servicios de consultoría en fracturación y yacimientos para mejorar la economía de la producción

Mediante una conferencia de prensa y un recorrido por las modernas instalaciones de Pinnacle en Houston, representantes de medios especializados en petróleo, gas y energía profundizaron en las potencialidades de esta unidad de servicios de Halliburton para el monitoreo de micro sísmica, micro deformación (Tilt), fibra óptica e ingeniería de fracturación nivel mundial para mejorar la economía de la producción. Fueron mostradas las facilidades de diseño, fabricación e instalación de fibra óptica para los sistemas y equipos de monitoreo de presión y temperatura. El diagnóstico de fracturas de Pinnacle y las tecnologías de monitoreo de yacimientos están en línea con las capacidades de fracturación y acidificación de Halliburton para proporcionar más que datos, una visión y una solución integral para maximizar el rendimiento de los yacimientos complejos de hoy. Los ejecutivos y profesionales de Pinnacle fueron claros en afirmar que no ofrecen soluciones mágicas, sino que están enfocados en brindar a la industria petrolera respuestas y soluciones prácticas. La visita fue propicia para recordar que Halliburton adquirió recientemente a SensorTran, una compañía que diseña, produce y comercializa fibra óptica como los sistemas Distribute Temperature Sensing (DTS), para el monitoreo de pozos hasta la gerencia de yacimientos. Fueron horas recorriendo las modernas y completas instalaciones de Pinnacle y de escuchar de primera mano todas sus potencialidades en monitoreo mediante micro sísmica, micro deformación (Tilt), fibra óptica e ingeniería de fracturación. Todo muy condensado, pero posible de ampliar en el sitio web: www.pinntech.com


In Situ

ACIPET ofreció charla técnica sobre Registro de Pozos La precisión, incertidumbre y control de calidad en los registro de pozos fueron temas analizados durante la actividad técnica organizada por ACIPET y patrocinada por Estrella Petrolera de Colombia S.A.S y Scientific Drilling

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on el propósito de capacitar a sus miembros en el manejo de herramientas para correr registros de pozos, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo auspició una charla técnica, con el respaldo de Estrella Petrolera de Colombia S.A.S y Scientific Drilling Int. Como conferencista participó Ben Hawkinson, Gerente General de Registros y Sistemas de Medición (MWD) de Scientific Drilling, quien introdujo a los asistentes en la importancia de correr registros de pozos, a la vez que proporcionó conceptos claves

Jorge Chacín, Especialista en Registros, Estrella; Bill Beasley, Director de Latinoamérica, SDI; Ben Hawkinson, Gerente de Línea de Registros, SDI; Polo Gutiérrez, Gerente Corporativo Desarrollo de Negocios, SDI; Germán Acosta, Gerente de Operaciones, Estrella; Andrés Palacios, Gerente Desarrollo de Negocios, Estrella; y Germán Castañeda, Desarrollo de Negocios

necesarios para la mejor toma de decisiones. Entre los objetivos de correr registros mencionó la maximización del valor del yacimientos por la mejor comprensión del campo, la optimización de la geométrica del pozo dentro del yacimiento y el valor incremental que se puede obtener mediante el posicionamiento más preciso del pozo. Explicó las ventajas de tecnologías disponibles como Multishot en Wireline, Multishot en Memoria, MWD y Singleshot. También analizó aspectos críticos en materia de SHA al efectuar

estas operaciones, la interpretación de los resultados y las fuentes de error con base en el modelo ISCWSA (International Steering Committee for Wellbore Survey Acuracy). El experto concluyó que todas las herramientas de registro son diferentes, “aun las del mismo tipo pueden tener incertidumbres diferentes”. Dijo que obtener la inclinación y el Azimut “es únicamente una pequeña porción del trabajo del surveyor pues asegurarse que está correcto es el punto clave”.

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Escenario

Oil Council Events

The Latin America Assembly 29 - 30 January 2013, Hilton, Bogotá, Colombia

de vista acerca de cómo la economía latinoamericana va en crecimiento y mejora en torno al mercado petrolero, los avances en políticas, cuidado del medio ambiente y crecimiento en obtención de reservas y producción. De igual forma fueron expuestos a los participantes el buen manejo de la economía de los países, identificando cómo se ha logrado afianzar el concepto favorable por parte de bancos y firmas extranjeras, en cuanto a la seguridad de la inversión del capital en el sector Petrolero de esta región.  

Sesiones

Por segundo año los líderes de la industria de petróleo y gas de América Latina se reunieron en Bogotá para participar en una amplia discusión sobre las estrategias, tecnología y el capital necesario para afrontar eficazmente los retos presentes y futuros

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l Oil Council es la mayor red mundial de ejecutivos del petróleo y gas creada con la finalidad de conectar a las empresas del sector, promover el liderazgo de pensamiento y mejores prácticas, así como las nuevas oportunidades de inversión. Anualmente organiza una serie de conferencias internacionales con la participación de numerosos ejecutivos, quienes comparten su visión del mercado de los hidrocarburos, tanto a nivel global como regional. Los planes de inversión en Latinoamérica, la implementación de estrategias de crecimiento, fórmulas para superar los obstáculos más comunes cuando las compañías petroleras entran a una economía y oportunidades reales para la inversión extranjera en las etapas de exploración y producción fueron algunos de los temas principales abordados durante el Oil Council Latin American Assembly, celebrado el 30 y 31 en Bogotá, reuniendo a más de 250 participantes, en representación de 40 empresas internacionales

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provenientes de 20 países, interesadas en hacer negocios en Centro y Sur América. Otros puntos importantes en la agenda fueron: los desafíos que la economía Latinoamericana presenta para los bancos extranjeros, la mejor forma de invertir dinero en la región sin poner en riesgo grandes desembolsos, cómo se ha desarrollado el mercado petrolero local en beneficio del mercado internacional y quiénes lideran actualmente la lista de los mejores inversionistas y compradores de los productos petroleros en la región. Los ponentes compartieron sus puntos

Estrategias y planes de gasto de las IOCs y NOCs La sesión de apertura incluyó la conferencia magistral a cargo de Ali Moshiri, Presidente de Chevron E&P para África y Latinoamérica, quien expuso los parámetros para que existan planes de inversión en los países suramericanos que se encuentran en pleno auge petrolero, siendo esto último el mayor atractivo para los proyectos de expansión a mediano y largo plazo; seguido del panel sobre estrategias de crecimiento de la industria en América Latina, conformado por José Alberto Bucheb, Director General Senior de Petrobras; Sergio Guaso, Vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Pemex E&P; Oswaldo Madrid, Presidente de Petroamazonas EP y Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol, cuyo diálogo se centró en las razones por las cuales la región es un destino atractivo para las nuevas operaciones de compañías internacionales.

Durante el desarrollo de la primera sesión sobre Estrategias de las IOCs y NOCs, Luis Giusti, Presidente CCLAEN (moderador); Ali Moshiri, Presidente Chevron E&P África y América Latina; Boris Zilbermints, SVP, Proyectos Internacionales y Desarrollo de Nuevos Negocios TNK-BP; Jurgen Schuster, Head of M&A, New Ventures, Wintershall y José Pena, Socio KPMG


Los avances en producción y tecnología fueron resaltados por los ponentes, en especial Gutiérrez, quien explicó por qué Ecopetrol es la empresa latinoamericana de mayor impacto y reporte de ganancias en los últimos años.

Liderazgo, estrategias de crecimiento y nuevas oportunidades El tercer panel de discusión contó con la participación de los CEOs de PlusPetrol, Steve Crowell; Estrella Energy Services, Warren Levy; Pacific Rubiales, Ronald Pantin y Amerisur Resources, John Wardle, profundizó en el tema del rol de las pequeñas empresas en el desarrollo de los recursos de petróleo y gas de la región, y los principales

Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol habló de los factores que permitieron que 2012 fuese un año récord para la industria petrolera de Colombia. Le acompañaron en el panel Elisabeth Eljuri, Presidente para América Latina de Norton Rose (moderadora); Sergio Guaso, VP Desarrollo de Negocios de Pemex E&P; Oswaldo Madrid, Director General Petroamazonas EP; José Alberto Bucheb, Director General Senior de Petrobras e Ignacio Suarez, Socio de Clifford Chance

obstáculos que dificultan su crecimiento actual. Levy compartió la experiencia de Estrella Energy Services, que mediante alianzas y adquisiciones se ha convertido rápidamente en un proveedor líder en los servicios de perforación para el sector de petróleo, gas y geotérmico de Sudamérica. Pantin mostró cómo Pacific Rubiales ha conseguido resultados altamente productivos superando las barreras y el problema que re-

Bob Fryklund, VP Energy Research de IHS CERA; Barclay Hambrook, CEO de Americas Petrogas y José Luis Manzano, CEO de Andes Energía hablaron sobre las mejores oportunidades en materia de nuevas fronteras de E&P y no convencionales

presenta para las compañías el inicio y fusión de operaciones en territorios de difícil acceso.

Fronteras, zonas activas y no convencionales Moderado por Bob Fryklund, VP Energy Research de IHS CERA, el panel integrado por los CEOs de Americas Petrogas, Barclay Hambrook; President Energy, Barclay Hambrook y Andes Energía, José Luis Manzano, permitió visualizar dónde están las mejores oportunidades en materia de nuevas fronteras de exploración y producción y los mejores y más accesibles plays de no convencionales. Aspectos como la seguridad de infraestructura, la consulta previa con la comunidades y el comportamiento de cada país en cuanto al manejo de los recursos provenientes de los hidrocarburos, son los grandes temas que deben revisarse constantemente para

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Escenario sólo revisar reservas o producción, sino también que los empresarios sientan que su participación es importante, lo que se traduce en mayores beneficios para la nación”, aseguró Maynard Holt.

Financiamiento de Infraestructura Joe Amador, Director de Scotiabank; Don Parker, CEO de Brasoil; Sony Gil, Socio de McCarthy Tetrault; Monica Rovers, Head of BD Global Energy, Toronto Stock Exchange; Juan Muñoz, Director Ejecutivo JP Morgan y Christian Coulter, Director General de Macquarie Bank, evaluaron las tendencias del financiamiento de actividades de E & P en la región

que Latinoamérica se mantenga en la preferencia de los inversionistas.  Financiamiento O&G

América Latina

El primer panel en el segundo día del evento, sobre Mercado de capitales locales e internacionales, estuvo integrado por expertos del sector de economía y finanzas, como Joe Amador, Director de Scotiabank; Sony Gil, Socio de McCarthy Tetrault y Pablo Navarro, Global Energy & Power del Bank of America, quienes analizaron las tendencias del financiamiento de actividades de E & P en la región, haciendo una comparación de los escenarios y mayores desafíos en lo que respecta a la captación de fondos y los retos principales que enfrentan actualmente los directores financieros (financiación / riesgos). Según Pablo Navarro “las compañías siempre están observando el mercado del petróleo para ver dónde es más productivo invertir”. La promesa de Colombia y las expectativas que se tienen para las operaciones offshore y no convencionales, hace que el sector bancario invierta en tecnología, estudios y encuentros académicos. En otro orden de ideas, María Victoria

Riaño, Presidenta de Equión Energía, aseguró que debido al avance que la industria suramericana ha tenido en los hidrocarburos, las empresas, la gente y los trabajadores locales ahora están más preparados, logrando estándares internacionales. Ello hace que la industria economice costos, ya que no tiene que traer grandes cantidades de personal para hacer las operaciones. Ahora se tiene un equilibrio lógico entre extranjeros y locales, gracias a lo cual las operaciones son mucho más rentables. El segundo panel, moderado por Maynard Holt, Co-President, Tudor, Pickering, Holt, tuvo como invitados a Emilio de Brigard, Gerente de Correval; Avik Dey, CEO de Remvest Energy Partners y Víctor Muñoz, Director General de Denham Capital, para desarrollar el tema de las estrategias de éxito para operar como inversionistas en América. De manera generalizada los expertos enfatizaron la confianza de las compañías internacionales en la economía de Colombia. Hay una percepción positiva de las políticas públicas para crear el marco legal propicio para la inversión, y condiciones de juego para las empresas estables y transparentes. “Para una economía es muy importante no

El tema de los principales cuellos de botella logísticos y qué se está haciendo para resolverlos, las políticas de la compañías operadoras nacionales y las oportunidades de inversión en el mid-stream, fue abordado por el panel integrado por John Gerez, Vicepresidente Senior de Enbridge; Juan Ricardo Noero, CEO de Pacific Infrastructure; Robert Russell, Director de Operaciones de Raven Pipeline Co. y Bob Szczuczko, Executive Chairman, Transtecol Logistics. Manu Sekhri, CEO de Ascendant Securities y moderador de la sesión, abrió con la frase “No nos gusta perder dinero”, señalando de forma explícita que los empresarios siempre esperan que los gobiernos tengan soluciones a los problemas. La mesa de trabajo concluyó que en Latinoamérica se ha desarrollado la habilidad de encontrar oportunidades y reponerse rápidamente a los problemas. Por lo general las negociaciones se traducen en ganancias financieras seguras, en contraste con el mercado europeo que ha resultado en transacciones fallidas y poco lucrativas. En la actualidad las bolsas mundiales voltean su mirada hacia los países suramericanos. En cuanto a Colombia, existe respeto y respaldo hacia las formas de contratación y seguridad de las compañías, los inversionistas confían que este país representa un lugar seguro para operar, hacer investigación, desarrollar nuevas tecnologías y obtener buenos resultado a mediano plazo. Las entidades financieras esperan que en uno o dos años Suramérica represente un músculo financiero importante para manejar sus dineros.

Deal flow en América Latina Transacciones y valoración El tema de las estrategias de éxito para operar como inversionistas en América fue desarrollado por el panel integrado por Tim Sulser, VP Investment Banking, Tudor, Pickering, Holt & Co.; Somit Varma, Director General de Warburg Pincus; Laurance Narbut, Portfolio Manager, Passport Capital / Acceleration Resources; Víctor Muñoz, Director General de Denham Capital; Avik Dey, CEO de Remvest Energy Partners y Emilio de Brigard, Fund Manager, Correval

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Quiénes son los nuevos compradores y vendedores de bienes que compiten en el mercado latinoamericano, el impacto de las compañías nacionales en la dinámica del mercado y los precios, y los aspectos legales


más importantes asociados con el funcionamiento de empresas mixtas (joint ventures) en la región, estuvieron dentro de las consideraciones del panel final, integrado Steve Molina, Socio de SNR Denton; Joe Amador, Director de Scotiabank; Keith Byblow, Socio de McCarthy Tetrault; Jeff Collins, Vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Gran Tierra Energy y Marcela Vaca, CEO de Geopark Colombia Los especialistas centraron su discusión en el crecimiento exponencial que Latinoamérica muestra en lo concerniente al manejo de los asuntos ambientales, inversión

El impacto de las NOCs en la dinámica del mercado y los precios, así como las consideraciones legales asociadas con las empresas mixtas en la región fueron temas discutidos por los expertos Stephen Molina, Socio de SNR Denton; Joe Amador, Director de Scotiabank; Jeff Collins, VP de Desarrollo de Negocios Gran Tierra Energy; Marcela Vaca, CEO Geopark Colombia y Keith Byblow, Socio de McCarthy Tetrault

social e infraestructura en una operación petrolera. Colombia, Perú, Brasil, Argentina e incluso Venezuela, tienen un poten-

Sobre financiamiento de infraestructura profundizaron Manu Sekhri, CEO de Ascendant Securities; Robert Szczuczko, Presidente Ejecutivo de Transtecol Logistics; Juan Ricardo Noero, CEO de Pacific Infrastructure; Robert Russell, Director de Operaciones de Raven Pipeline Co. y John Gerez, Vicepresidente Senior de Enbridge

cial humano y de desarrollo tecnológico muy grande, lo que hace que compañías con respaldo económico importante y con experiencia en operaciones de E&P estén dispuestas a continuar sus relaciones económicas en Suramérica, siendo estos países buenos destinos para negocios de hidrocarburos. El éxito a largo plazo dependerá de cuán dispuestas estén las naciones a actualizar sus políticas de riesgo, para atender las exigencias del mercado internacional, cumplir las normas y prevenir los malos manejos de las ganancias y resultados del comercio petrolero.

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20th Anniversary Febrero 5-8, Houston, Texas

Con los ánimos calmados –más no deprimidosen el George R. Brown Convention Center de la capital mundial de la energía se celebró con todo éxito la edición de invierno de la North America Petroleum Prospect, NAPE Expo, el mercado por excelencia para la comercialización, compra y venta de propiedades y activos para la exploración y producción de petróleo y gas, que este año celebró su 20 aniversario reuniendo a 20.000 asistentes. En esta ocasión fue notorio el enfoque dado a los prospectos internacionales, los cuales como en anteriores oportunidades se agruparon en el International Pavilion, pero con una mayor relevancia dentro del programa general de la conferencia y exhibición 24

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APE Winter 2013 abrió sus puertas el martes 5 de Febrero con el International Pavilion, que congregó en Houston a representantes de Ministerios de Energía y ejecutivos de compañías nacionales de petróleo (NOCs) de todo el mundo, ofreciendo a los asistentes un panorama global de la exploración y producción petrolera, así como de las oportunidades de inversión, en especial de las rondas o procesos licitatorios en marcha o en planificación en las Américas, Europa, Medio Oriente, África, Asia y el Pacífico de Asia. Además de la tradicional exposición y del pabellón internacional, en el marco de la programación general de NAPE se desarrolló el 6 de Febrero la Conferencia de Negocios organizada por IHS, en la que líderes y expertos del sector petrolero y del gas discutieron tendencias de exploración y producción, retos legislativos y avances tecnológicos. El 7 de Febrero se realizó el “NAPE Charities Industry Luncheon”, que este año tuvo al Ex Primer Ministro de Gran Bretaña Gordon Brown como orador principal, y por primera vez el “Decision Makers Breakfast”, un desayuno especial en el que el legendario T. Boone Pickens interactuó con los asistentes, compartiendo puntos de vista acerca del futuro de la energía en Estados Unidos.


Escenario

NAPE Business Conference

“Transformando el Panorama Energético” La Conferencia de Negocios de la edición de invierno de NAPE, propició un día de diálogo con expertos y líderes de la industria del petróleo y gas natural mundial, acerca de los temas y asuntos de mayor impacto para el negocio, desde tendencias de exploración y producción hasta retos legislativos y regulatorios, así como los avances técnicos En esta oportunidad la Conferencia fue patrocinada por Concho Resources, Whiting, Statoil y PXP, ofreciendo el escenario propicio para que el calificado panel discutiese cómo los recursos no convencionales seguirán teniendo un gran impacto en la economía, la creación de empleo y la revitalización de la energía en Estados Unidos, y cómo afrontar toda esta dinámica en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Pete Stark, Ph.D., Director Senior de Investigación de IHS y moderador de la Conferencia dijo que “estamos muy contentos de continuar nuestra larga asociación con la Expo NAPE, que ya celebra 20 años”. El desarrollo de cuatro sesiones permitió abordar un amplio espectro de temas. La primera orientada a dibujar el panorama de la energía, contó con las intervenciones de Marty Schardt, Vicepresidente Ejecutivo de la American Association of Petroleum Landmen (AAPL), sponsors de la conferencia; Steve Mueller, CEO de Southwestern Energy; Scott Noble, CEO de Noble Royalties y Pete Stark. Esta primera sesión versó sobre la nueva realidad del petróleo a nivel mundial, dado que ahora hay un muy poderoso jugador: Estados Unidos de Norte América que en sólo cinco años ha cambiado dramáticamente el panorama energético global. El gas natural ha pasado de una época de escasez en los suministros y precios altos, a una era de abundancia y, en los primeros nueve meses de 2012, el precio del gas natural promedió los US$ 2,66 por Mpc, menos de la mitad de lo que costaba hace cinco años. Por otra parte, un descenso histórico muy prolongado de la producción petrolera de Estados Unidos, se ha revertido desde 2008 y la producción de petróleo del gigante de Norte América ha aumentado en un 25%, el más alto crecimiento en la producción de petróleo para cualquier país en el mundo durante ese período de tiempo.

Pete Stark, Ph.D., Director Senior de Investigación y Asesor de IHS

Gracias a la Great North America Revival, la producción de esquistos de Estados Unidos, antes del 2020, podría llegar a 5.0 MMbd de petróleo y condensado y a 5.5 MMbd de líquidos del gas natural. Las implicaciones de este nivel de producción son enormes. Los portafolios de exploración y producción deben ajustarse. La infraestructura aguas arriba y aguas abajo debe estar alineada con las nuevas fuentes de suministros que son inmensas. La tecnología y las prácticas de las operaciones deben mantenerse al

La evolución de la perforación en plays de esquisto en Estados Unidos no sólo ha reducido la dependencia del petróleo y gas extranjero, sino que también han ayudado a bajar los precios de los productos básicos, crear nuevos puestos de trabajo e incluso a reducir las emisiones de carbono

día con los desafíos que implica esta tasa de producción. Habrá impactos enormes sobre la economía, la creación de empleo y la revitalización de las industrias dependientes de la energía. Esta dinámica también generará enfrentamientos con la comunidad, los defensores del medio ambiente, la logística y las cuestiones políticas. La segunda sesión, sobre el Panorama Político y de Regulación dio lugar a un diálogo entre Lee Fuller, VP de Relaciones Gubernamentales de la IPAA, hablando sobre Política de Petróleo y Gas Natural; Dan Sullivan, Comisionado del Departamento de Recursos Naturales de Alaska, con el tema de Oportunidades en Petróleo y Gas y Dana Sigalos, Gerente de Relaciones con Stakeholders de ConocoPhillips, centrada en la creación de un impacto positivo. El orador del almuerzo conferencia fue Narriman Behravesh, Economista Jefe de IHS Global Insight, quien compartió su perspectiva sobre la economía de los EE.UU. y el papel de la energía en la conformación de su economía. En la tercera sesión, sobre el Panorama en la Cadena de Suministro, Brad Holley, VP División Southern & Appalachian de Anadarko; Tony Chovanec, VP de Enterprise y Mark Williams, VP Senior de Exploración y Desarrollo de Whiting Petroleum, compartieron su visión del desarrollo de recursos no convencionales, los nuevos suministros como respuesta a los mercados y las oportunidades en plays de petróleo no convencional, respectivamente. La sesión final, sobre tecnología, Jeff Meisenhelder, VP de No Convencionales de Schlumberger; Mike Maneffa, Gerente de la Unidad de Shale Gas de Chevron Technology Co.; Eli Gruber, CEO de Ecologix; y Steve Trammel, Director de Investigación y Relaciones con la Industria de IHS, profundizaron en cómo las tecnologías afectarán la evolución de los suministros de petróleo y gas y los asuntos relacionados con la gestión del agua. Marzo 2013 / Petroleum 278

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Decision Maker´s Breakfast El magnate petrolero T. Boone Pickens, quien aboga por mejorar las políticas de energía de Estados Unidos con el fin de reducir la dependencia petrolera del país, estrenó los desayunos conferencias de NAPE Expo T. Boone Pickens, un legendario leo y gas, estableció un fondos de inversión empresario de la industria petrolera orientado a la energía y más recientemente ha quien se ha convertido en uno de los más guiado el debate sobre política energética en sobresalientes expertos en el tema de la los Estados Unidos. energía, fue el conferencista invitado a Pickens, quien ha sido registrado por este desayuno que debutó este año dentro Forbes como uno de los hombres más ricos de la programación de Expo NAPE. “La del mundo, también es un filántropo que ha intención de este evento es permitir a los donado más de un billón de dólares en obras asistentes conocer más sobre que están de caridad. Su charla se enfocó mayormente pensando los principales líderes de la en la volatilidad de los tiempos presentes y las industria del petróleo y el gas natural”, lecciones aprendidas a lo largo de su sobresaexplicó Marty Schardt. liente vida profesional. Compartió visió acerca Con una larga y exitosa carrera que del futuro de la energía en Estados Unidos, comenzó vendiendo periódicos de niño, esbozando su “Plan Pickens” centrado en la Pickens construyó y dirigió una de las maalternativa doméstica y el gran desarrollo de El legendario T. Boone Pickens yores compañías independientes de petrólas nuevas tecnologías.

NAPE Charities Industry Luncheon El Ex Primer Ministro del Reino Unido Gordon Brown compartió su perspectiva de la economía mundial y en el rol vital que la industria de energía juega en su recuperación El también líder del Partido Laborista héroes americanos y obtener dinero para fue el orador de la conferencia en este beneficiar a los soldados de la patria. El tradicional almuerzo para honrar a los monto total recaudado a la fecha supera

Gordon Brown, Ex Primer Ministro del Reino Unido

los US$2.5 millones, donados a las organizaciones de ayuda a los veteranos de guerra. Además de sus funciones como miembro del Parlamento, Brown sigue siendo un líder mundial, mientras sirve como Enviado Especial de las Naciones Unidas para la Educación Global y asesor para el Fórum de Economía Mundial. Es también un Líder Global Distinguido en Residencia en la Universidad de Nueva York. En el almuerso de NAPE habló sobre los temas de su especialidad, tales como la crisis monetaria, el mercado global y el próximo estado de la globalización y graficó claramente cómo las fuerzas tecnológicas, demográficas, sociales y políticas, son la causas del explosivo crecimiento de una clase a nivel mundial.

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International Pavillion El Pabellón Internacional de NAPE ofreció durante dos días presentaciones relacionadas con la actividad de exploración y las oportunidades de inversión en las distintas regiones del mundo, donde Suramérica y el Caribe destacó con su oferta de áreas petroleras En un cómodo y práctico “Theater” acondicionado especialmente, representantes de 35 países presentaron su oferta en exploración y producción. Este programa de presentaciones de alto nivel, patrocinado por TGC, incluyó un total de 35 charlas, un almuerzo conferencia patrocinado por las provincias de Alberta, Saskatchewan, New Brunswick, Nova Scotia, Newfoundland & Labrador, de Canadá, y una conferencia especial. La agenda se inició con la conferencia especial “Frontier Energy Plays & Trends”, dictada por Jerry Kepes, Socio y Director de Prácticas de Upstream de PFC Energy, quien profundizó en el tema de las tendencias y oportunidades que ofrecen las nuevas fronteras en el sector de petróleo y gas, alen-

tando un renovado interés en estos plays, al tiempo que emergen también nuevos retos y roles para las compañías de E&P tanto independientes como las majors globales. Entre los factores que determinan el crecimiento de la exploración y producción a nivel internacional, Kepes mencionó la intensa competencia en América del Norte, los avances tecnológicos, el apetito por el riesgo, el acceso restringido a las fuentes convencionales y los altos precios de E&P. El ciclo de charlas correspondientes a América dio un importante énfasis a las oportunidades en Centro y Sur América, con las presentaciones de Guatemala, Jamaica, Trinidad y Tobago, Surinam, Ecuador, Perú y Uruguay, de las cuales presentamos a continuación un breve resumen:

Jerry Kepes, Socio y Director de Prácticas Upstream de PFC Energy, orador de orden del programa de conferencias del International Pavilion

Jamaica Brian Richardson, Gerente de Petróleo y Gas de la estatal Petroleum Corporation of Jamaica (PCJ) se refirió a las oportunidades de exploración basado en el potencial de petróleo y gas. La exploración en esta nación caribeña se gestó en dos fases, la primera realizada por empresas privadas entre 1955 y 1973, y directamente por PCJ, de 1978 a 1982. En las dos últimas décadas Jamaica emprendió una nueva fase que permitió demostrar que estructuras en la cuenca Walton pueden contener cantidades importantes de hidrocarburos, concretamente prospectos en

Brian Richardson, Gerente de Petróleo y Gas, PCJ

aguas profundas como Cooper y Bluefields. Data geológica actualizada del territorio sugiere la posibilidad de que volúmenes comerciales de petróleo y gas se encuentran en una zona de agua ultraprofunda, al SE de Jamaica. El área Pedro Bank es también prospectiva, como son los bloques que rodean la costa de Jamaica. Se estima además que los hallazgos en tierra también pueden ser comercialmente significativos. 31 bloques offshore y 4 en tierra están disponibles para exploración de petróleo y gas. www.pcj.com

Tr inidad y To ba g o Penélope Bradshaw-Niles, del Ministerio de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago, dijo que el sector energético sigue siendo el principal motor de la economía del país, el cual por más de un siglo ha sido un productor comercial de petróleo y gas. En 2012 se lanzó la Competitive Bid Round con seis bloques costa afuera y a finales de Enero pasado la Onshore Bid Round 2013, en la que se ofrecerán tres bloques. Para este proceso se expedirá una licencia de Exploración y Producción al adjudicatario (s), que se asociará con la compañía petrolera estatal de Trinidad y Tobago (Petrotrin). El período de oferta comenzó el 15 de Febrero 2013, a partir del cual están disponibles los paquetes de datos a un costo de US$40.000. Las ofertas se cerrará el 14 de Junio de 2013. www.energy.gov.tt

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El mapa de actividades upstream muestra la cantidad de áreas nominadas en T&T


Surinam Marny Daal-Vogelland, Gerente de la División de Contratos de la estatal de petróleo de Surinam, Staatsolie, presentó el alcance de la quinta ronda de licitación pública que promueve la compañía, y que incluye los bloques 54, 55, 56 y 57, en la meseta Demerara. Las empresas interesadas pueden acceder al Data Room Online

(staatssuriname3111.ezdataroom.com) para ver el paquete de datos, el cual incluye aproximadamente 4.952 km de sísmica 2D en los bloques ofertados. El plazo para la presentación de ofertas se cumple el 26 de Junio, y por un máximo de dos bloques hasta el 26 de Julio. www.staatsolie.com

Ecuador

Andrés Donoso, Secretario de Hidrocarburos de Ecuador

Andrés Donoso, Secretario de Hidrocarburos de Ecuador, se refirió al surgimiento de nuevas oportunidades en su país, como resultado de clara política orientada a promover la exploración de hidrocarburos e incrementar las reservas y su explotación racional. Las metas de producción en el largo plazo contemplan el desarrollo petrolero del suroriente, para lo cual se preparó la Ronda Suroriente 2013, que comprende la licitación de 13 bloques de exploración en el sur de la Amazonía,

Marny Daal-Vogelland, Gerente de la División de Contratos de Staatsolie

cada uno con una superficie aproximadamente de 200.000 has. El proceso iniciado en Noviembre pasado, culminará el 30 de Mayo. Las empresas interesadas deberán inscribirse en la ronda y presentar sus ofertas, detallando un programa exploratorio, tarifas de explotación, acreditación de experiencia y capacidad financiera. Los bloques en licitación se desarrollarán bajo criterios de sustentabilidad, para no afectar el Sistema Nacional de Áreas Protegidas. www.she.gob.ec

P e rú Oscar Miró Quesada, Gerente de Promoción y Comunicaciones de la estatal de promoción de hidrocarburos de Perú, Perupetro, compartió información relacionada con el potencial de este país, que cuenta con 18 cuencas (en tierra y offshore) con documentación técnica a disposición de las compañías interesadas en invertir en actividades de E&P. Se requiere incentivar la búsqueda de nuevas reservas, y a tal fin se promueven la licitación de lotes exploratorios, en el marco de procesos

competitivos, un modelo de contrato que simplifica la negociación y programas de trabajo flexibles. En Octubre de 2012 Perupetro convocó a un proceso de selección de empresas para la adjudicación de la licencia de explotación del Lote 192 (ExLote 1-AB), ubicado entre las provincias de Alto Amazonas y Loreto, en la zona Selva Norte de Perú. El lote tiene una producción de 17.500 bpd y reservas probadas de 72.5 millones de barriles. www.perupetro.com.pe

Oscar Miró Quesada Rivera, Gerente de Comunicación y Promoción, Perupetro

Expo 20 Aniversario Creado por la American Association of Professional Landmen (AAPL) como la North America Petroleum Prospect Expo en 1993, Independent Petroleum Association of America fue agregada como socio en 1995, y en el año 2004 la Society of Exploration Geophysicists y la American Association of Petroleum Geologists también se unieron como socios. Desde 2005, cuando se llevó a cabo la primera convención Summer NAPE, dos veces al año, profesionales de la industria de gas y petróleo viajan a Houston para la exposición E&P (upstream) más grande del mundo. En esta ocasión organizadores y asistentes a la NAPE Expo celebraron por partida doble, pues este mercado de activos petroleros no solamente ha crecido en cantidad y calidad de los exhibidores, sino que también se han incrementado año tras año las cifras de visitantes procedentes de todos los rincones del planeta. Brooks Yates, Chairman, NAPE Operators Committee, y Craig Young, Chairman, NAPE Advisor Committee, señalaron muy complacidos que la AAPL y sus socios en la Expo, “unieron esfuerzos para ofrecer una exposición superior cuantitativa y cualitativamente”. La edición de invierno 2013 ocupó toda la capacidad de la planta baja del George R. Brown Convention Center, con más de 1.000 exhibidores -80% de ellos ofreciendo prospectos-, capaz de satisfacer cualquier necesidad según lo que la gente busque. Marzo 2013 / Petroleum 278

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Escenario Colombia, Perú y Brasil, los mejores lugares para invertir en América del Sur Este tema fue desarrollado por Edgar Chajid Kairuz, Gerente de Exploración de Trayectoria Oil & Gas, cuya presentación denominada Oportunidades de Exploración, ofreció detalles de la experiencia de esta empresa dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos en la región, principalmente en Colombia. Durante sus seis años de existencia,

la compañía ha desarrollado una excelente cartera y potenciales de los activos de petróleo en las principales cuencas productivas en Colombia. A partir de 2008 amplió sus fronteras hacia Perú y Brasil mediante la adquisición de activos que están ahora en su primera fase de exploración. Actualmente produce 663.000 bpd y tiene un potencial de 250 MMbls gra-

cias a las reservas de exploración para la participación en 12 activos de petróleo en América Latina, con aproximadamente un millón de has., de las cuales 6 son operados directamente. Trayectoria Oil & Gas está presente en países con ambiente de negocios estables, un sistema jurídico sólido y con modelos de contratos entre los más atractivos del mundo. www.trayectoriaoilgas.com

Uruguay Santiago Ferro, Líder de Administración y Contratos E&P de ANCAP, al presentar las oportunidades de exploración offshore en Uruguay dijo que la empresa contempla poner en marcha una nueva ronda de licitación (Ronda Uruguay III), la cual tentativamente podría ser anunciada oficialmente en el segundo semestre de 2014 y dar a conocer la decisión final sobre la mejor propuesta para cada área en el primer semestre de 2015. Al cierre de la Ronda Uruguay II, en

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Marzo de 2012, ANCAP recibió 19 ofertas para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma marítima uruguaya en 8 de 15 bloques ofertados, provenientes de 9 empresas petroleras (tanto en forma individual como en consorcio). En 5 de los bloques se presentó competencia entre 3 o más empresas. Más del 50% del área ofrecida cuenta con trabajo de exploración, a cargo de 4 nuevas empresas que se suman a Petrobras, YPF y GALP en la exploración en la platafor-

ma marítima: las británicas BG y BP, la francesa Total y la irlandesa Tullow Oil. La duración del contrato será de 30 años, pudiendo ANCAP extender el plazo por un máximo de diez años más. El proceso dejó además una amplia experiencia en cuanto a la promoción de oportunidades de inversión, manejo de procesos de licitación, trabajar con empresas reconocidas internacionalmente, todo lo cual redunda en el éxito de futuros proyectos. www.rondauruguay.gub.uy


En el Pabellón de Exhibición Internacional

Distintas empresas petroleras estatales y gobiernos de Suramérica y el Caribe participaron en la exposición, aprovechando al máximo el potencial de NAPE para el mercadeo de prospectos hidrocarburíferos y otras oportunidades de inversión

En el estand de Perupetro: Verónica Rollandi, Desarrollo de Negocios Latinoamérica, Spectrum; Oscar Miro, Gerente de Promoción y Comunicaciones (Perupetro); Joe Erickson, Vicepresidente de Spectrum; Malena Valdivia, Banco de Datos ( Perupetro); Elmer Martines, Exploración (Perupetro) y Richie Miller, Presidente de Spectrum

En el módulo de la petrolera estatal de Uruguay, ANCAP: Jasper Mason, Global Commercial Land Unconventional Capture & Appraise, HESS Corp.; Héctor de Santa Ana Álvarez, Gerente Exploración y Producción, ANCAP; Bruno Conti, Geólogo E&P ANCAP (conferencista); Juan Tomasini, Ingeniero E&P y Weifeng Shen, Director of Research & Development, OOGC America

El equipo de la Secretaria de Hidrocarburos de Ecuador integrado por Juan Aguiar; Ingrid Vásquez; Ricardo Obando; Andrés Donoso, Secretario de Hidrocarburos, SHE; Patricio Machado, Subsecretario para la Administración de Áreas Asignadas y Contratos de Hidrocarburos; Patricia Valenzuela y Cristina Poveda

La representación del Ministry of Energy and Energy Affairs - Trinidad and Tobago: Penelope Bradshaw-Niles (Conferencista); Derek Meighu, Petrotrin; Kimberlee London, Ministry of Energy; Curtis Archer, Petrotrin e Indira Rampaul-Chediie

Frente al estand de la exitosa Trayectoria Oil & Gas: Cristian Ducuara, Gerente General; Monty Robertson (visitante); Carlos Chiquillo, Presidente de Innovatech; Edgar Chajid Kairuz, Gerente de Exploración (conferencista); Luis Enrique Uribe, CEO; Luis Alejandro Uribe, Business Developer

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Tecnología

Coiled Tubing Tecnología para mejorar la productividad de los pozos Avances realizados en equipos de superficie y herramientas de fondo de pozo hoy permiten aumentar la eficiencia operacional y la seguridad, al facilitar la perforación y completación de pozos con tubería flexible, técnica que se ha convertido en esencial en muchas operaciones de intervención de pozos

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a industria de petróleo y gas está utilizando cada vez más la tubería flexible, continua, enrollada o simplemente Coiled Tubing (CT), en una amplia gama de proyectos de intervención de pozos, debido a que ofrece una serie de ventajas operacionales y económicas incluyendo: intervención del pozo activo, eliminación de la necesidad de matar el pozo, reducción de huella operacional, intervención horizontal y capacidad de intervenir sin un equipo de perforación. Estas ventajas han llevado al desarrollo de verdaderos sistemas de tubería flexible ajustados a la medida de su uso, por parte de grandes proveedores de soluciones a la industria. Con el término CT, comúnmente se describe los tramos continuos de tubería de acero de pequeño diámetro, el equipo de superficie relacionado y las técnicas de reparación, perforación y terminación de pozos asociadas. El desarrollo de CT tal como lo conocemos hoy se remonta a principios de la década de 1960, y se ha convertido en un componente integral en más del 75% de los servicios y operaciones de reacon-

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dicionamiento de pozos. Su utilización se ha incrementado debido a las mejores características de fabricación, los diámetros más grandes de los tubos y los avances introducidos en los equipos que han mejorado la eficiencia operacional. El factor clave asociado al desarrollo de CT está en la capacidad que ofrece para efectuar trabajos de reparación en un pozo activo, lo que llevó a superar tres desafíos: el primero, un conducto continuo capaz de ser insertado en el pozo (sarta de CT); el segundo, un medio para correr y recuperar la sarta de CT dentro o fuera del pozo mientras está bajo presión (cabezal del inyector), y tercero, un dispositivo capaz de proporcionar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería (dispositivo separador o de empaque). Los avances técnicos de las unidades de tubería flexible desde 1965 hasta la fecha han sido sustanciales. Si bien los antecedentes del desarrollo de tubulares continuos comenzó durante la Segunda Guerra Mundial, en 1944, con el proyecto PLUTO (líneas de conducción por debajo del Océano), fue en 1960 cuando se utilizó CT en principio para lavar arena, recuperar válvulas de seguridad de fondo de pozo y extraer fluidos. Sus aplicaciones se expandieron para incluir tratamientos ácidos y por fracturamiento hidráulico, bajada de herramientas, levantamiento artificial, cambios de tuberías y terminación de pozos. De unos pocos equipos en 1965 la cantidad de unidades de CT en operación en todo el mundo se elevó notablemente a más de 1.000 unidades en 2004. ICoTA, Intervention and Coiled Tubing Association, atribuye el desarrollo de la primera unidad de CT completamente funcional a California Oil Company y Bowen Tools en 1962, específicamente para el lavado de puentes de arena en pozos de petróleo y gas en el Golfo de México. Más tarde en la década de 1970, Bowen Tools y Brown Oil Tools continuaron mejorando sus diseños para ajustar CT

de hasta 1 pulgada de diámetro exterior. A mediados de los 70, más de 200 unidades de CT estaban en servicio y nuevas empresas fabricantes de equipos arrancaron influenciadas en mejorar el diseño del cabezal inyector. La sarta de CT también fue sometida a mejoras significativas durante este período.  Los servicios de CT fueron dominados por tuberías de 1 pulgada y menos, así como longitudes de la sarta relativamente cortas.  El diámetro de los tubos y la longitud estaban limitados por las propiedades mecánicas de la tubería y por los procesos de fabricación disponibles en ese momento. Si bien las primeras operaciones de CT experimentaron muchas fallas debido a la calidad desigual de los tubos y a las numerosas soldaduras requeridas para contar con una longitud apropiada de la sarta, los cambios en la longitud de la sarta de CT (más largas y con menos soldaduras a tope) y las mejoras en las propiedades del acero contribuyeron en gran medida al crecimiento continuo de la industria de la CT. Hoy en día las sartas de CT son construidas con tuberías continuas sin soldaduras a tope y pueden exceder una longitud de 9.500 metros (31.000 pies). Los diámetros de los tubos siguen creciendo al mismo ritmo que los requerimientos en cuanto a resistencia, estando disponibles de hasta 4 1/2 pulgadas para las crecientes aplicaciones en los campos petroleros. 

Diseño de una Unidad de CT Una unidad CT es un sistema portátil accionado hidráulicamente diseñado para inyectar y recuperar una sarta continua de tubería concéntrica en una tubería de producción más grande o sarta de revestimiento. Sus componentes básicos se ilustran en la figura 1. - Cabezal inyector - Arco guía de la tubería ó cuello de cisne - Carrete de almacenamiento y transporte de CT


Tecnología de transmisión de datos, o cables de alimentación en el interior de la sarta de CT, permite la adquisición de registros de pozo, monitoreo y control de fondo de pozo, la perforación direccional y la instalación de bombas electrosumergibles.

Nuevas herramientas y técnicas de CT Una selección sin igual de soluciones, productos y servicios de CT están disponibles para brindar mejoras en el desempeño y confiabilidad de esta tecnología para satisfacer necesidades de aplicaciones particulares. A continuación recientes desarrollos introducidos al mercado.

Figura 1. Elementos mecánicos de unidad de CT (Tomado de Petrowiki.org / cortesía de SAS Industries Inc.)

- Unidad de suministro de energía - Cónsola o cabina de control - Equipo de monitoreo y control - Conectores de CT y conjunto de fondo de pozo (BHA) - Equipo de control de pozo o preventor de reventones (BOP)

Funcionamiento Una unidad motriz hidráulica controlada desde una cónsola instalada en una cabina de control central acciona el cabezal del inyector para desplegar ó recuperar la tubería flexible (CT). La tubería pasa por encima del arco guía (cuello de cisne) y por el cabezal inyector antes de su inserción en el pozo a través del equipo de control de pozo. Este equipo de control consta generalmente de un prensaestopas, un tubo prolongador y un conjunto de preventores de reventón sobre el cabezal del pozo. El proceso se invierte para recuperar la tubería y enrollarla en el carrete de almacenamiento, el cual también aplica contratensión sobre la tubería.

así como mayor capacidad de tracción o sobretracción en el fondo del pozo en comparación con las operaciones con cable o línea de acero. También ofrece flexibilidad de trabajar bajo presión en pozos activos sin matar el pozo, y capacidad de bombear fluidos en cualquier momento, independientemente de la profundidad o de la dirección del viaje de la tubería. Por lo anterior, el uso de CT resulta particularmente útil en una serie de operaciones que abarca: limpieza de pozos, limpieza por chorro con gases inertes o fluidos livianos, lavados ácidos de los disparos, tratamientos de estimulación ácida o por fracturamiento hidráulico, tratamientos de consolidación de arena, operaciones de cementación, pesca y fresado, ensanchado y perforación de pozos en condiciones bajo balance. Al incorporar líneas eléctricas, cables

CoilScan CT El nuevo sistema de inspección de tubería a tiempo real CoilScan de Schlumberger usa la pérdida de flujo magnético (MFL), la corriente inducida y codificadores de profundidad para la evaluación no destructiva de la integridad de la tubería, tanto en la fábrica como en el campo. Este dispositivo detecta los defectos de la tubería midiendo el escape MFL, el espesor de pared, ovalidad, longitud y velocidad de la tubería flexible. Los datos son interpretados por el software de modelado en 3D durante las operaciones en tiempo real. El software de modelado suministra marcas de salida de MFL que detectan escapes tales como agujeritos, soldaduras a tope y soldaduras de costura. Ofrece una variedad de mediciones cada 0.005 pulgadas. No requiere contacto con la tubería (no estático) e incorpora alarma audible y visual a tiempo real.

Ventajas de su uso Los equipos modernos de CT ofrecen diversas ventajas con respecto a las unidades de perforación y reparación convencionales. Algunas son la eliminación de la necesidad de efectuar interrupciones para conectar empalmes de las tuberías, capacidades de cargas más grandes en alcances verticales más profundos y de alto ángulo,

CoilScan detecta el desgaste de tuberías, incluyendo señales de corrosión, picaduras, espesor de pared y ovalidad

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Tecnología

La unidad CT de la serie Intrepid™ ofrece capacidad de monitoreo continuo y de inspección tubular a bordo

Intrepid™ La nueva unidad CT de la serie Intrepid™ de Weatherford ofrece capacidad de tubería flexible de hasta 30.000 pies (9.144 metros) de 2 pulgadas ó 25.000 pies (7.620 metros) de 2 3/8 pulgadas. La unidad está equipada con capacidad de monitoreo continuo de la fatiga en tiempo real, y también con tecnología de inspección tubular a bordo para realizar una inspección completa de la tubería flexible en tiempo real durante cada viaje en y fuera del pozo. La extensión de Intrepid incluye todo el equipo de bombeo y de control de presión requerido para ejecutar las operaciones de fresado a presiones de hasta 15.000 psi (103.4 MPa)

CoilCommsm Services Bajo un enfoque en tiempo real, el servicio de comunicación de tubería de flexible CoilCommsm de la compañía de Halliburton, Boots & Coots, ayuda a maximizar el rendimiento de la producción del pozo y la tasa de éxito de las intervenciones. Ofrece correlación precisa de la profundidad y perfiles de presión y temperatura de las zonas que se benefician de un tratamiento de estimulación y que son pasadas por alto en un solo viaje. Para las operaciones de inyección y bajo balance, permite medir la parte superior del fluido y optimizar la cantidad de producto inyectado.

Transfiere una cantidad significativa de datos a la superficie en tiempo real. Al usarse conjuntamente con los equipos de detección de la distribución de temperatura (DTS) y de detección de la distribución de acústica (DAS) proporciona información muy valiosa sobre los eventos cercanos al pozo a través del análisis simultáneo térmico y de sonido de campo, y también de la interpretación de la energía distribuida. Junto a datos puntuales adquiridos en el BHA, CoilComm™ proporciona una comprensión completa de lo que ocurre debajo de la superficie, como una imagen detallada o como una tendencia más general, durante un cierto período de tiempo. Su tecnología se basa sobre las más

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TeleCoil™ El sistema de registro de datos en tiempo real TeleCoil™ de Baker Hughes, captura y transmite datos sobre condiciones críticas del fondo de pozo como temperatura, pre-

Ejemplo de un sistema TeleCoil instalado en un CT de 1 ¾ pulgada

Con relevantes propiedades de fibra óptica CoilCommsm ofrece omprensión completa de lo que ocurre debajo de la superficie

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relevantes propiedades de fibra óptica: la capacidad de actuar como cargador de datos, así como sensores directos para varios parámetros. Encapsulado en un tubo dentro de otro tubo de aleación INCONEL 1, proporciona confiabilidad y rendimiento de larga duración, incluso en ambientes extremadamente agresivos. Otra novedad es el servicio de CT DeepReachsm que utiliza múltiples secciones tubería flexible de diámetro exterior dentro una sola sarta, con secciones de diámetro exterior grande cerca de la parte superior de la sarta y secciones de diámetro exterior más pequeñas cerca de la parte inferior. Con esta disposición, se reduce la tensión a lo largo la longitud de la sarta mientras que la capacidad de flujo es retenida para realizar operaciones de intervención de pozos.

sión y profundidad, durante operaciones cruciales como estimulación, cañoneo, levantamiento artificial, labores de limpieza y fresado, registros e intervención mecánica. Se presenta como un sistema de CT más confiable que aquellos que usan tecnología de fibra óptica. Consta de un conductor no intrusivo resistente a la corrosión, de hardware y software en la superficie, y de un BHA con sensor integrado. Preinstalado dentro de la tubería flexible, el sistema usa un conector en su extremo y es fijado al BHA integrado, mediante conectores mecánicos y eléctricos,


Tecnología requiriendo sólo minutos para conectarse a las herramientas de fondo de pozo en el campo. En la superficie, el conductor se enlaza a un sistema de adquisición de datos que procesa y gráfica la información de fondo de pozo. Un ensamblaje de registro adicional y adaptable se puede intercambiar con el ensamblaje de sensor integrado, para su uso en un siguiente nivel, lo que permite cambiar del modo “detección en tiempo real” a “registro a tiempo real” en sólo minutos.

Coiled Tubing – Tubería flexible De acuerdo al glosario de términos de Schlumberger, el CT es descrito como una sección larga y continua de tubería enrollada en un carrete, que se endereza para ser bajada en un pozo y luego se rebobina para recogerla nuevamente en el carrete de transporte y almacenamiento. Dependiendo del diámetro de la tubería (1 pulgada a 4 1/2 pulgadas) y del tamaño del carrete, la longitud del CT puede variar entre 610 y 4 570 m [2 000 pies y 15 000 pies] o una longitud mayor.

ZETA Safety System Desarrollado por National Oilwell Varco, el sistema de seguridad y monitoreo de riser Zeta consiste en un avanzado diseño de trabajo y de medición en tiempo real para las operaciones de intervención de pozos, que proporciona una óptima configuración de la plataforma. Utiliza un modelo 3D de análisis de

El total de unidades de CT a nivel mundial supera 1.700, y más de la mitad se encuentra en Norteamérica (USA y Canadá), según el más reciente conteo de ICoTA

elementos finitos (FEA) en combinación con mediciones de alta precisión mediante fibra óptica, que permite modelar con precisión los cambios en los niveles de estrés a lo largo de todo el apilamiento de intervención, que comúnmente es muy alto y susceptible a las fuerzas de excitación e inclinación de la grúa, del riser de producción y a los movimientos de la plataforma.

XSR 200 Ultra-Deep CT Rig Xtreme Drilling and Coil Services sigue expandiendo su flota de unidades de CT XSR para atender inclusive el rápido crecimiento de la perforación en plays de

Unidades de servicio de CT de estilo mástil

esquistos. En 2012 desplegó la primera unidad de alcance extendido en Eagle Ford Shale. XRS consiste en unidades de servicio de CT de estilo mástil que cuenta con inyectores eléctricos de 20.000 libras AC y capaces de transportar hasta 23.500 pies de tubería flexible de 2-5/8 pulgadas. In-

corpora dos unidades de mezcla y bombeo de fluidos quintaplex de 1.000 HP, partes de almacenamiento y trailer móvil para el soporte auxiliar. Incluye software para el modelado de la fatiga y de adquisición de datos, así como equipos de control de pozos de 5.000 – 15.000 PSI. Marzo 2013 / Petroleum 278

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Geopolítica Petrolera

El Gas Natural: Un nuevo orden económico internacional

La tendencia es que el recurso tenga un rol cada vez más preponderante en la satisfacción de la demanda global de energía, la cual se estima aumentará significativamente en los próximos años, a consecuencia del incremento de consumo de China, India y el Medio Oriente, aumento que será mayormente en materia de electricidad y se prefiere que se supla con plantas generadoras a gas, de alta eficiencia

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os eventos climáticos catastróficos en el planeta van en aumento, al igual que su temperatura, como consecuencia de los gases de efecto invernadero, producidos por la energía que se obtiene de los combustibles fósiles, según conclusiones de la cumbre mundial sobre cambio climático celebrada en Doha a finales del año pasado. Sequías e inundaciones que dificultan la habitabilidad y los cultivos agrícolas, con especial incidencia en los países más pobres. El mundo también está en cuenta, que el gas natural es un combustible fósil más limpio, menos dañino al medio ambiente. Además de producir bajas emisiones de contaminantes, los productos de la combustión del gas natural, contribuyen bastante menos a las emisiones de gases de efecto invernadero, porque produce un 80% menos de dióxido de carbono que el carbón y un 40% inferior, al producido por la combustión de los productos derivados del petróleo. No emite partículas sólidas ni cenizas en su combustión, las emisiones de óxidos de nitrógeno son inferiores a las del carbón y los productos petrolíferos y las emisiones de dióxido de azufre, son prácticamente nulas. Se usa como energía, pero también como insumo petroquímico y siderúrgico. Todo lo anteriormente expuesto ha contribuido al entusiasmo con que han sido recibidos los “shales gas” o gas de lutitas o esquistos, para el aumento de la producción de gas natural a nivel mundial, pues se vislumbran posibilidades de explotación de este tipo de reservorio de hidrocarburos en varias partes del mundo, incluida América Latina, donde existen buenas expectativas en 8 países: Brasil, Argentina, Colombia, Perú, Chile, Ecuador, Uruguay y Paraguay. Según muchos analistas, la expropiación que hizo el Gobierno argentino a la petrolera RepsolYPF el año pasado, fundamentalmente fue para quedarse con el Campo Vaca Muerta, el cual se considera que contiene la acumulación de gas de lutitas más grande del mundo.

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Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum

En EE.UU., el gas de lutitas ha permitido incrementar la producción y bajar los precios del gas natural, reduciendo el uso del carbón para generación de electricidad. Se tiene además previsto iniciar este año plantas de gas natural licuado, GNL, en Oklahoma, Texas y Nuevo México, con capacidades de procesamiento, de entre 7.500 y 40.000 galones de diarios de diesel equivalentes. La empresa Repsol en asociación con una petrolera estadounidense, comenzó a producir en 2012, petróleo liviano y gas asociado, de yacimientos ubicados en los estados de Kansas y Oklahoma. En Francia y Alemania hay una creciente presión para que se levante la prohibición que existe sobre la técnica del fracturamiento hidráulico, clave para la explotación de gas y petróleo de lutitas. En Inglaterra, el gobierno autorizó a fines del año pasado, el uso de esa técnica que había prohibido en 2011, luego de que se registraran dos temblores sísmicos en el norte del país. En Polonia, las autoridades han otorgado 111 licencias para la exploración de gas, que abarcan prácticamente una tercera parte del territorio nacional.

Crecimiento vertiginoso Recientemente se puso en operación un gasoducto de 1.200 km entre Noruega e Inglaterra, a un costo de US$10.500 millones, para transportar 70 millones de pies cúbicos de gas por día, y otro también de 1.200 Km, entre Rusia y Alemania, con una inversión de €7.300 millones, para conducir 55.000 millones de metros cúbicos de gas anuales. En 2009 se construyó el gasoducto entre Turkmenistán, vía Uzbekistán-Kazajstán y China, por donde fluirán 40.000 millones de metros cúbicos por año. El proyecto requirió una inversión de €20.000 millones. Asimismo, a fines del pasado año se inició la construcción del gasoducto de 2.400 km entre Rusia y Austria, que permitirá el suministro

de 63.000 millones de metros cúbicos de gas ruso por año a los países del sur de Europa, a través del Mar Negro, con un costo estimado de €16.000 millones. También está en consideración lo que será el gasoducto más largo del mundo, de 4.128 km, entre Nigeria y Almería, en España, para llevar al país ibérico 25.000 millones de metros cúbicos de gas por año. Y ha sido por demás vertiginosa la construcción de tanqueros para transportar gas natural y gas licuado (actualmente circulan 400 alrededor del mundo) e igualmente la de terminales de licuefacción y de regasificación (sumando a la fecha105 entre los dos). En América Latina destacan las inversiones en materia de exploración de nuevas reservas y procesamiento de gas natural para los próximos años, en Venezuela (desarrollo de yacimientos de gas libre en el Golfo de Venezuela y construcción del Complejo Criogénico de Occidente, entre otros), Brasil, Méjico, Bolivia, Perú, Chile, Uruguay, Ecuador, para sumarse al gigante del gas natural de la región, como lo es Trinidad y Tobago. En los últimos 11 años el consumo de gas natural en el mundo aumentó en un 34% vs 13% del petróleo, con un incremento en ese período, de las reservas globales de gas natural de 150.000 a 208.000 billones de metros cúbicos, a pesar de haberse consumido 30.000 billones de metros cúbicos, reservas que se encuentran ubicadas principalmente en Europa, Asia y el Medio Oriente. Se mantiene Rusia como el principal exportador de gas natural del mundo y Qatar e Indonesia, como los mayores exportadores globales de gas licuado. Por todo lo aquí expresado, los apreciados lectores de Petroleum estarán de acuerdo conmigo que este artículo pudo haberse denominado también “Revolución del Gas Natural” o “Edad dorada del Gas Natural”, como atinadamente expertos analistas petroleros han calificado este desarrollo.


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Responsabilidad Social

Teoría de juegos y el relacionamiento de la industria extractiva con sus comunidades vecinas Germán Botero A, Consultor Asociado Trust, gbotero@trust.com.co

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l resultado del relacionamiento entre la industria extractiva y sus comunidades vecinas puede analizarse a la luz de la Teoría de Juegos, que modela, entre otras cosas, la relación entre dos actores que persiguen sus objetivos teniendo en cuenta la estrategia del otro. Según la Teoría de Juegos, los actores llegan a un “equilibrio Nash” (en honor a John F. Nash, premio Nobel de Economía 1994) cuando no les conviene modificar sus decisiones porque de hacerlo, tendrían una ganancia menor. Una particularidad del equilibrio Nash es que puede no ser eficiente, es decir, que ambas partes podrían mejorar su condición, aspecto que se ilustra en el “Dilema del Prisionero”, donde los sospechosos prefieren delatarse mutuamente, a pesar de que si no lo hacen la condena sería mínima

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por la debilidad de las pruebas, debido al riesgo de que el otro sí delate para obtener beneficios de reducción de pena a cambio de hundir a su compañero. Como ninguno confía en que el otro no delate, ambos deciden confesar y en consecuencia ambos obtienen la pena máxima. Los juegos pueden ser de competencia o de colaboración. El equilibrio Nash resulta de un juego de competencia y su posible resultado ineficiente se corrige transformándolo en un juego de colaboración. Si los sospechosos colaboran entre ellos no delatándose, ambos obtiene una pena irrisoria. Pero no lo hacen porque no hay confianza.

En Colombia, las comunidades y las empresas extractivas han hecho de su relacionamiento mutuo - muchas veces incentivados por los gobiernos - un juego de competencia: el objetivo de la comunidad es maximizar el valor que la empresa le aporta y el de la empresa es opuesto, minimizarlo. Como resultado del juego de competencia, las partes acuerdan el pago de una suma (en dinero o en especie) cuyo valor depende del poder de negociación de cada parte y de su habilidad para ejercerlo. En algunas pocas ocasiones, las partes identifican objetivos comunes y diseñan estrategias para alcanzarlos, esto producto de transformar la usual competencia en un juego de colaboración. La ineficiencia del juego de competencia entre comunidades y empresa es producto de la imposibilidad de tener un horizonte de largo plazo debido a la desconfianza que existe entre ellas. El largo plazo exige compromiso mutuo y éste a su vez requiere de confianza. Sin confianza solo se pueden hacer negociaciones de resultado inmediato cuya secuencia en el tiempo no es superior, para ambas partes, al resultado que se obtendría si la optimización de cada paso evaluara los beneficios y costos de largo plazo. Para convertir el juego de competencia en juego de colaboración es necesario construir confianza, valorar la confianza, para que así las partes construyan relaciones duraderas que permitan trabajar conjuntamente en la definición y logro de objetivos de conveniencia mutua.


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Preview

El programa de conferencias de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe tiene lugar este año del 9 al 11 de Abril, en Punta del Este, Uruguay, cubriendo un amplio rango de temas relacionados con el entorno en el que se desenvuelve la industria, con énfasis en los desafíos y las oportunidades para satisfacer las necesidades energéticas de la región

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a cumbre de ARPEL es un foro de diálogo del sector de petróleo y gas, centrado en el desarrollo energético sostenible de América Latina y el Caribe. Su objetivo es analizar la dinámica y tendencias del entorno de la industria, a la par de profundizar sobre los desafíos y las oportunidades que ella enfrenta para satisfacer las necesidades energéticas de la región, dialogar sobre temáticas estratégicas de sostenibilidad e intercambiar experiencias, lecciones aprendidas y buenas prácticas que faciliten la mejora continua en su desempeño.

Un programa innovador El programa de la Conferencia se extiende durante 3 días y cubre un amplio rango de temas relacionados con las áreas de:

Entorno de negocios y dinámica empresarial • Escenario económico-financiero y su impacto en el sector • Escenario geopolítico y social e impacto • Marcos regulatorios y su impacto en el sector • Evolución del mercado y la matriz energética • Integración y seguridad energética regional • Evolución de la dinámica empresarial en el sector • Cambiante rol de las empresas nacionales • Agenda energética regional

Sostenibilidad económica Desafíos y oportunidades para el acceso a recursos, crecimiento y rentabilidad del sector en las áreas de negocio: Upstream, Downstream, Gas natural y Energías renovables.

Sostenibilidad ambiental, social y ocupacional Cambio climático • Acuerdos internacionales sobre cambio climático y su impacto en la región • Políticas de mitigación del cambio climático y regulación ambiental Sostenibilidad ambiental • Desarrollo de tecnologías limpias y su potencial impacto en el sector

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• Gestión de emisiones de GEI en toda la cadena productiva del sector • Eficiencia energética del productor al consumidor; rol del regulador • Respuesta a derrames; respuesta a emergencias Sostenibilidad social • Responsabilidad social empresarial; relacionamiento comunitario • Acceso a energía limpia, segura y en precio para todos Sostenibilidad ocupacional • Salud y seguridad industrial

Aspectos transversales de gestión empresarial Experiencias, lecciones aprendidas, mejores prácticas y soluciones en aspectos de gestión empresarial en áreas y temáticas de actualidad: • Captación, retención y desarrollo de talento humano • Identificación y desarrollo de futuros líderes y gerentes • Gestión del cambio; evolución cultural • Gestión del conocimiento • Gestión de grandes proyectos • Gestión de riesgos • Gestión de costos

Programa General Martes 9 de Abril 09:00 - 10:45 - Foro de Agencias de Hidrocarburos Sesión I – Rondas, Oportunidades de Inversión, Modelos de Contratos (Brasil, Bolivia, Uruguay) 11:30 - 13:00 - Foro de Agencias de Hidrocarburos Sesión II – Rondas, Oportunidades de Inversión, Modelos de Contratos (Colombia, Perú, Argentina) 14:15 - 16:00 - Sesión Plenaria I. No convencionales en América Latina – Presente y Futuro 16:30 - 18:00 - Sesión Plenaria II. Promoviendo la Inversión en el Upstream en América Latina – Clima, Oportunidades y Obstáculos 19:30 - 20:30 - Ceremonia de Apertura de Conferencia 20:30 - Cóctel de Bienvenida

Miércoles 10 de abril 09:00 - 10:30 - Sesión Plenaria 1. Seguridad Energética en un Mundo con Crecientes Desafíos e Incertidumbres 10:30 - 11:00 - Conferencia Notable I. Visión Geopolítica y Económica Global y su Impacto en la Región 11:30 - 12:30 - Sesiones Técnicas Simultáneas – Bloque I 12:30 - 13:00 - Plenaria - Resumen de Sesiones del Bloque I 14:15 - 16:00 - Sesión Plenaria 2. Visión hacia el Futuro – Construyendo un Modelo Energético Sostenible basado en la Cooperación Regional 16:30 - 17:30 - Sesiones Técnicas Simultáneas – Bloque II 17:30 - 18:00 - Plenaria - Resumen de Sesiones del Bloque II 20:30 - Cena de Confraternidad Jueves 11 de abril 09:00 - 10:30 - Sesión Plenaria 3. Abordando la Pobreza Energética en un Contexto de Riqueza Hidrocarburífera 10:30 - 11:00 - Conferencia Notable II. Creatividad e Innovación Abierta – Explotando la Inteligencia Colectiva 11:30 - 12:30 - Sesiones Simultáneas de Talleres (4 grupos). Establecimiento de un Modelo de Sostenibilidad Cooperativo que explote con éxito la Inteligencia Colectiva de la Industria en América Latina y el Caribe – ¿Qué se requiere? 12:30 - 13:00 - Plenaria – Conclusiones de Talleres 14:15 - 15:15 - Sesiones Técnicas Simultáneas – Bloque III 15:15 - 15:45 - Plenaria - Resumen de Sesiones del Bloque III 16:15 - 17:30 - Sesión Plenaria 4 (Directores Ejecutivos). Talento Humano, Tecnología e Innovación – La Clave para el Crecimiento Sostenible de la Industria 17:30 - 18:00 - Conferencia Magistral de Cierre. Transformación Sostenible a través del Liderazgo Responsable Mayor información: www.arpel.org


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Del 9 al 11 de Abril se realizará en Cartagena la tercera edición de este evento que ofrece una plataforma para afrontar los retos de la industria petrolera colombiana

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on el aval del exitoso desarrollo de sus dos anteriores ediciones, esta cumbre organizada por CWC Group con el auspicio del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, reunirá a participantes de 25 países, interesados en conocer las nuevas oportunidades en el sector. El evento incluye dos días de conferencias a cargo de autoridades ministeriales, líderes y reguladores de la industria de hidrocarburos, una mesa redonda, un taller de comunidades locales, y un espacio de networking. Adicionalmente, con la participación de expertos nacionales e internacionales, se prevé la realización de Seminarios Técnicos enfocados en recientes avances y casos exitosos en áreas tales como Tecnología Costa Afuera, Procesamiento (refinación), Crudos Pesados

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y Campos Maduros, (recuperación mejorada de petróleo -EOR), No Convencionales, Gas Natural e Ingeniería de Yacimientos. El taller sobre Comunidades Locales, programado para el Jueves 11 de Abril, se desarrollará bajo el liderazgo de Mónica Heincke, Presidenta de Biz for Life, quien compartirá sus conocimientos y experiencias en la formulación de mejores prácticas y estrategias para obtener un compromiso exitoso con las comunidades. El programa de conferencias contempla el desarrollo de varias sesiones para abordar los tópicos de: la Energía en Colombia en el contexto regional y hemisférico; el Mercado gasífero como impulso al desarrollo de las operaciones upstream; las oportunidades y retos en el descubrimiento de recursos no convencionales; el fomento del talento humano en la

industria del petróleo y gas; el desafío de Aguas Profundas, con énfasis en los resultados hasta la fecha en Colombia; ampliación de la base del conocimiento para operaciones exitosas; experiencias internacionales de tecnologías aplicables en el medio colombiano y optimización de la logística offshore, entre otros aspectos. Entre los conferencistas invitados se encuentran John Wardle, CEO de Amerisur Resource; Jack Scott, COO de Petrominerales; Héctor Manosalva, Vice Presidente de E&P de Ecopetrol; José Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales; Chris Spaulding, Director, VP de Desarrollo de Negocios de Talisman Energy; y Mauricio Vargas, Presidente Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger para Colombia y Perú, entre otros destacados líderes del sector. www.cwccolombia.com


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“Punto de encuentro internacional para la Industria Petrolera de México”

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esde 1994 PECOM ha sido el principal evento de la industria petrolera en México, alojado en Villahermosa, sede de las oficinas regionales de Pemex y sus asociaciones afiliadas, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (AIPM) y Colegio de Ingenieros Petroleros de México (CIPM), creando una oportunidad única de adquirir conocimientos sobre tecnologías recientes y establecer contactos con los líderes mundiales de la industria. La edición 2013 de Petroleum Exhibiton & Conference of Mexico tendrá lugar del 9 al 11 de Abril en

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el Parque de Tabasco, ofreciendo un programa académico con sesiones que cubrirán con las últimas tendencias y tecnologías de la industria, además de los desafíos y oportunidades en materia de aguas profundas, aspectos reglamentarios y marco jurídico en torno a los contratos basados en el desempeño. De igual forma se dará un importante énfasis a historiales de casos, mejores prácticas y lecciones aprendidas para fomentar el intercambio de conocimientos durante los dos días de sesiones, centradas en las áreas de Exploración, Perforación, Terminación, Tecnología de la Producción,

Salud y Seguridad, Medio Ambiente, Tendencias y Estrategias del Mercado. La Exposición por su parte, ha sido el escenario por excelencia para interactuar con clientes clave y relacionarse con quienes toman decisiones en la industria petrolera mexicana, lanzar nuevos productos y servicios, crear y expandir redes de distribuidores, desarrollar relaciones comerciales y en general fortalecer la imagen del sector. PECOM es organizado por International Exhibitions Inc., la cual cuenta con un amplia experiencia en el diseño y participación en eventos a nivel mundial. www.pecomexpo.com


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Warehouse

Neptune™

Tecnología de punta en sistemas de aislamiento submarino de Dow Oil & Gas ofrece un amplio rango en el uso de la temperatura

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l sistema avanzado de aislamiento y aseguramiento del flujo submarino Neptune™ responde a los requerimientos de los operadores en alta mar para un sistema de aislamiento y aseguramiento de flujo de alta temperatura, al ofrecer rendimiento comprobado a temperaturas desde -40°C hasta 160°C. Con componentes diseñados para usar en líneas de tubería, juntas de campo y revestimientos de la arquitectura submarina, Neptune™ protege los activos desde el cabezal del pozo hasta el punto de entrega, y ofrece la más amplia instalación de extremo a extremo y el rango de temperatura operacional que cualquier sistema de aislamiento sumergido del mercado. Posee unas excelentes propiedades físi-

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oilandgas.dow.com/neptune cas, permaneciendo altamente flexible hasta -40°C a la vez que retiene una excelente estabilidad térmica para temperaturas de trabajo de al menos 160°C. Con una capa de aislamiento homogénea y fácil de aplicar sobre una capa de FBE (Fusion Bonded Epoxy), Neptune™ elimina la necesidad de múltiples capas adhesivas, contribuye a un perfil de revestimiento más delgado y mantiene un constante factor K bajo desde el árbol hacia la línea de tubería y la junta de cam-

po, reduciendo así los riesgos potenciales asociados con la unión de diferentes materiales y potencialmente incompatibles. El sistema fue desarrollado por Dow Oil & Gas en cooperación con otros aplicadores de revestimientos industriales, incluyendo Pipeline Induction Heat Ltd, PIH, especialista en la aplicación de revestimiento de juntas de campo para la industria petrolera. Neptune™ obtuvo el 2012 World Oil Award como Mejor Tecnología de Producción.


Warehouse

Una conexión inteligente para construir valor integral

La firma Windmills-Acierta S.A.S presenta una nueva propuesta en servicios de consultoría para la industria del petróleo y gas Suramericana

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l desarrollo integral y acelerado del sector energía en varios países del nor-oeste de Suramérica está exigiendo altas inversiones y recursos especializados para satisfacer los objetivos estratégicos de crecimiento y productividad. Dentro de esta realidad, un grupo de profesionales valorados por su capital técnico intelectual, con más de 30 años de experiencias en la industria petrolera, decidió conformar a Windmills-Acierta S.A.S, (Winac), empresa registrada en Colombia y centrada en identificar áreas de alto valor estratégico y productivo, con el propósito de mejorar el desempeño de las empresas operadoras y de servicios, conectándolos con aliados internacionales y especializados en el diseño e implementación de tecnologías y consultoría innovadora de actividades medulares y de servicios de la industria.

Angel Ceballos, Director Ejecutivo de la firma, subraya que la propuesta de valor de Winac se basa en facilitar y habilitar soluciones en las cuatro direcciones de la brújula de valor: valor financiero, valor productivo, estratégico y humano, fundamental para satisfacer las necesidades energéticas de la sociedad, de manera que sean social y ambientalmente viables. Dentro de esta propuesta de valor, ya ofrecida en Colombia, Perú y Ecuador, destaca la capacidad de conexión de Winac con expertos y especialistas en identificación y desarrollo de áreas prospectivas de exploración y producción en campos de crudos maduros, convencionales y noconvencionales; de igual forma, con expertos en diseño de proyectos de cambios de patrón de refinación con soluciones en ca-

pacitación, arranque y estabilización, así como estudios especializados a través de convenios de asistencia técnica en el desarrollo de una optimización técnicaoperacional, todas Angel Ceballos usando las mejores prácticas de la industria petrolera. Adicionalmente, la empresa está en capacidad de facilitar alianzas con fuentes atractivas de financiamiento. Intervenciones con más de 40 clientes en 5 países, soportan el compromiso y la confianza de Winac para co-constuir valor integral . www.winac.com.co

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Library

Geochemistry of Fossil Fuels From Conventional to Unconventional Hydrocarbon Systems

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a nueva publicación de Editions Technip ofrece una visión general sobre los diferentes aspectos de la geoquímica de los combustibles fósiles, en particular sobre el funcionamiento de un sistema petrolero. En este sentido, puede ser visto como fundamento para acercarse al modelado de cuencas. Escrito por Alain-Yves Huc, Director Asociado de la División GeologíaGeoquímica-Geofísica y además Director Experto de IFP Energies Nouvelles, el libro además introduce el papel de la geoquímica en la caracterización de yacimientos, la producción y el aseguramiento de flujo. “El concepto de sistema petrolero es lo suficientemente robusto para abarcar la lógica geológica que subyace a la ocurrencia de hidrocarburos en lugares

no convencionales, un dominio en auge en la escena de la energía”, dice el autor. No es presentada como una publicación muy especializada, sino más bien un texto escrito para proporcionar, en forma concisa, el resumen general de un tema que a lo largo de los años ha sido ampliamente desarrollado por equipos de investigación industrial y académica internacional con la contribución de IFP Energies Nouvelles. Es recomendado para un público amplio que incluye tanto especialistas del campo y profesionales no especializados, así como a estudiantes de pregrado y postgrado. Se despliega en 248 páginas en idioma inglés. Mayor información, visite www.editionstechnip.com

Políticas de Subsidio a los Combustibles en América Latina: El Precio del GLP

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onsiderando que el análisis de las políticas de subsidio forman parte de la agenda política, económica y energética de la región, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP) bajo la coordinación de OLADE promovieron el estudio sobre subsidios al Gas Licuado de Petróleo. El objetivo de este estudio fue identificar los criterios empleados en la determinación de los precios de GLP en la región; presentar algunas experiencias en materia de focalización de subsidios y observar el impacto de determinadas políticas públicas en materia energética en un estudio de caso referido a la República del Perú; como un aporte para los

países, sin perjuicio de las realidades y características propias de sus mercados. Entre las conclusiones del estudio se destaca que el problema de fondo con los precios de algunos derivados del petróleo, como las gasolinas, diesel oil y GLP, es que cada uno de ellos constituye un solo instrumento llamado a cumplir objetivos de políticas de diversa índole: energética, social y fiscal. Por ello, un ajuste de políticas, su extinción o sustitución dependerá en buena medida del llamado momentum, del empuje que hace coincidir el ciclo real de la política con la preocupación social, el apoyo político y la solución técnica más adecuada. Información adicional en: www.olade.org/publicacion/subsidios-glp

Fe de errata

La Revista Petrolera de América Latina

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En el artículo “Escenarios de Producción de Petróleo para Venezuela”, publicado en la edición No.277, Febrero 2013 de Petroleum, Pág. 24, los datos de la tabla identificada como “Tabla No.1” corresponden a la identificada como “Tabla No.2” y viceversa.


Calendario 2013 MARZO 14 – Latin American Investment Forum - Londres, Inglaterra www.emaoflondon.com/index.php/latam-forum-2013-latin-americaninvestment-forum-2013 17 – 21 - NACE - Corrosion 2013 Conference & Expo - Orlando, USA events.nace.org/conferences/c2013 17 – 21 - SAGEEP 2013 - Denver, USA - www.eegs.org 18 – 20 - SPE Americas E&P Health, Safety, Security and Environmental Conference -Galveston, USA - www.spe.org/events/hsse/2013 20 – 21 - Deep Gas and Condensate Exploitation - Best Practices and Technology Applications - Santa Cruz de la Sierra, Bolivia www.spe.org/events/13ascz 20 – 22 - 11th Offshore Mediterranean Conference & Exhibition - MOC 2013 Ravenna, Italia - www.omc.it/2013 20 - 23 – XVI Congreso Naturgas – Cartagena, Colombia www.naturgas.com.co/minicongreso 23 – 26 - SPE Production and Operations Symposium - Oklahoma, USA www.spe-pos.org 26 – 27 - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2013

ABRIL 08 - 10 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ocs/2013/ 08 - 11 - Latin American Geosciences Student Conference - IGSC - Medellín, Colombia - www.lagsc.org/ 09 - 11 - Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2013 - Cartagena, Colombia - http://www.cwccolombia.com/ 09 - 11 - Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013 - Punta del Este, Uruguay - www.conferenciaarpel.org 10 - 12 - SPE Unconventional Resources Conference - USA - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2013 11 - 13 - PECOM 2013 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - Villahermosa, México - www.pecomexpo.com 16 - 19 - 17th International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas - LNG 17 - Houston, USA - lng17.cwcgroupevents.com 17 - 18 - IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference & Exhibition - San Antonio, USA - www.iadc.org 21 - 23 - Oil & Gas Summit Latin America - Río de Janeiro, Brasil latam.oilgassummit.com 25 - 26 - 6th Annual Sub-Saharan Africa Oil & Gas Conference - Houston, USA - www.energycorporateafrica.com

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Última Página

Argentina ya importa más GNL que USA Quién podría pensar esto solo una década atrás, cuando el país del tango era todavía un prominente exportador de gas natural a sus vecinos y USA se perfilaba como el mayor demandante de GNL del planeta. Cambia, todo cambia, de la mano de la tecnología

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a producción de petróleo y gas no convencional (shales) continúa su ritmo ascendente en Estados Unidos (USA). Este 2013, la producción está llegando a los 7 MMBEP de petróleo y gas natural combinados de shales. Es decir, USA actualmente produce de estos yacimientos de esquito, en solo 6 a 7 años, más de lo que México y Venezuela producen de petróleo y gas convencional en forma combinada. Estamos seguros que esto tiene algo que ver con lo que ocurre en la Bolsa de Valores de Nueva York, que viene subiendo a un compás acelerado en los últimos meses. Fuera de que puede haber una pequeña burbuja en el NSE, la industria manufacturera la impulsa con un fuerte nivel de productividad, con uso directo de gas competitivo y con electricidad competitiva del mismo gas natural. La industria del acero que estaba adormilada viene recuperándose a un ritmo muy intenso por ejemplo. Lo mismo acontece en la petroquímica, donde la alta producción de líquidos asociados al shale gas, ha dispuesto que los precios del etano (materia prima para la producción de

ANUNCIANTES

MARZO 2013 / No 278/ Petroleum

Acipet..................................................................20y21 Amezulia...................................................................41 ANH .............................................................................2 Antek............................................................................5 Cepcolsa.....................................................................19 ClampOn....................................................................24 CWC Group...............................................................39 Fugro Jason...............................................................11 Halliburton...............................................................C.P Inelectra.....................................................................9 LHR Americas...........................................................35 Magnetrol..........................................................14y15 National Instruments..............................................7 Naturgas......................................................................43 NOV..............................................................................25 Panthers Machinery...............................................17 PCM............................................................................42 Radisson Royal Bogotá...........................................37 Schlumberger...........................................................P.I Serimpet.................................................................C.P.I Servitrans..................................................................40 SPE................................................................................47 Sugaca.......................................................................36 Tradequip...................................................................44 VAM Drilling...............................................................28 Welltec.........................................................................13 Winsted .......................................................................45

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Álvaro Ríos Roca*

polietilenos), en términos energéticos, llegue al mismo precio del gas natural en la zona de más uso en el Golfo de México (cercano los 3.5 US$/MMBTU). En todo el continente Americano, las importaciones de GNL se han incrementado notablemente de 2011 a 2012, con excepción por supuesto de USA y Canadá, que han reducido significativamente sus importaciones de GNL. En un tiempo más, probablemente se sumará México. En Argentina las importaciones de GNL treparon en un 16.5% durante el mismo período, llegando a 184 billones de pies cúbicos (Bpc). Este aumento se debe principalmente a la puesta en marcha del segundo terminal de regasificación de GNL en Escobar. Las importaciones de GNL de Brasil también se incrementaron en 75% de 2011 a 2012, llegando a 136.4 Bpc en sus dos terminales de regasificación. El aumento se debe mayormente a la baja en los reservorios de agua para la generación de hidroelectricidad en los últimos meses de 2012. En Chile, las importaciones de GNL también se incrementaron en 7.5%, llegando a 145.54 Bpc, con principal demanda hacia la minería y generación de energía eléctrica en el norte del país. Esta tendencia continuará gradualmente en los próximos años. Los tres países de América del Sur ya suman importaciones combinadas anuales de 464 Bpc. Para efectos de comparación, en promedio diario, se traducen en 36 MMMCD, algo superior a lo que Bolivia exporta a Brasil, del orden de 30 MMMCD. Las importaciones de República Dominicana llegaron a 46.35 Bpc el 2012, 25% más con respecto a 2011, debido principalmente a la tendencia de apartarse del “sucio” fuel oil para la generación de energía eléctrica. Recordar que un segundo terminal de regasificación está siendo proyectado en este país para este 2013 o 2014. Las importaciones en Puerto Rico subieron en 45%, llegando a 47.38 Bpc por las mismas razones explicadas para Republica Dominicana. Las importaciones de México de GNL en México subieron 16%, situándose en 170.67, principalmente debido a la puesta en marcha

de su nuevo terminal en Manzanillo con gas proveniente de Perú. México debe impulsar la construcción de gasoductos para integrarse y beneficiarse del mercado del gas natural en Norte América y paralelamente desarrollar su enorme potencial de gas no convencional, para aportar más adelante a este enorme mercado integrado. En el otro lado del espectro, las importaciones de GNL en USA se redujeron 94%, llegando a 181.02 Bpc, debido al incremento de producción de shale gas. Nos preguntamos si es posible que una parte de GNL no fuera importado y luego reexportado inmediatamente, situación que ocurre por el cumplimiento que debe darse a los contratos de GNL de largo plazo. Importar y reexportar es un muy buen negocio. En Canadá las importaciones de GNL se redujeron 90% entre 2011 y 2012, llegando a 61.41 Bpc, impulsados por la abundancia de gas y la reducción de exportaciones a USA. Estas tendencias muy probablemente se repetirán en 2013. En USA la producción de los shales de Marcellus y Utica continuarán acelerándose e incrementando la producción interna, y por supuesto reduciendo la importación hasta llegar al punto de inflexión, donde este país se convertirá en un neto exportador de GNL. Muy interesante es hacer notar que Argentina ya importa más GNL que USA. Quien podría pensar esto solo una década atrás, cuando el país del tango era todavía un prominente exportador de gas natural a sus vecinos y USA se perfilaba como el mayor demandante de GNL del planeta. Cambia todo cambia, de la mano de la tecnología. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo


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