Enero 2012 - Petroleum 264

www.petroleumag.com

Enero 2012 La Revista Petrolera de América Latina

Especial

» Panorama Petrolero Latinoamericano 2012

Análisis

» Reporte IHS: Shale Gas en EE.UU.

Te c n o l o g í a

» Metodología de interpretación sísmica 1 Enero 2012 / N 264 Petroleum cuantitativa o

2

Enero 2012 / No 264 / Petroleum

Contenido Enero 2012 Año 27, Nº 264

La Revista Petrolera de América Latina

mayoría de las compañías petroleras del mundo aumentarán sus inversiones en 2012. En 12 La Latinoamérica Petrobras lidera el grupo de empresas que prevé intensificar sus labores de E&P

Portada:

La industria petrolera mundial inicia un nuevo ejercicio que demandará mayores esfuerzos para responder a los retos en materia de procesos medulares de E&P, innovación tecnológica, seguridad y ambiente (Foto cortesía: Anadarko)

6

SPE reafirma su liderazgo institucional

IN SITU

6 Reconocimientos SPE Colombia 2011

En su acostumbrado acto de fin de año la Society of Petroleum Engineers - Sección Colombia celebró el positivo balance de su gestión

ESPECIAL

12 Panorama Petrolero Latinoamericano 2012 Pese al pronóstico de cierta desaceleración económica en la región, para el sector petrolero se perfila un panorama estable en el que las petroleras estatales mantendrán fuertes gastos de inversión, cada una apuntalando el cumplimiento de las metas trazadas para este año

ANÁLISIS

18 Reporte IHS: Contribuciones económicas y de empleo del Shale Gas en EE.UU. el gas de esquisto sustenta más de 600.000 empleos en Estados Unidos, y para el 2015 está previsto que sea de aproximadamente unos 870.000 empleos y contribuya con US$118,2 mil millones al PIB, revela un estudio reciente realizado por IHS Global Insight para America´s Natural Gas Alliance

SECCIONES

3 CORNISA

www.petroleumag.com

cuantitativa de las propiedades 24 Interpretación de la roca y de los fluidos

REPORTE

22 BSI PAS 55: El Estándar Mundial Para la Gestión de Activos Físicos en la Industria de Petróleo y Gas La Especificación British Standard PAS 55 provee definiciones claras y especifica 28 requerimientos para establecer y auditar un sistema de gestión integrado a lo largo del ciclo de vida de los activos físicos

E&P

9 Pdvsa ENI y Repsol suscribieron acuerdo de suministro de gas

10 Repsol producirá recursos no convencionales en EE.UU. 11 Pemex salta a aguas profundas en 2012

ÚLTIMA PÁGINA

TECNOLOGIA

32 Los subsidios comienzan a 24 Aplicación de una cobrar factura metodología de Por Álvaro Ríos Roca* interpretación sísmica Los subsidios a los energéticos, cuantitativa para la lastimosamente van contra toda tendencia a conseguir eficiencia y competitividad identificación de zonas y por prolongados periodos también prospectivas y la localización llevan a desabastecimientos. Las de pozos en un campo recientes experiencias en la región son contundentes. Brasil, Chile y Perú por petrolero en Colombia ejemplo, son países que no subsidian sus D. Torres, Grupo de Investigación Petrosísmica UIS-ICP; A. Calle, Andrés; F. Niño, Instituto Colombiano del Petróleo, Ecopetrol S.A; C. Pineda, Universidad Industrial de Santander - Trabajo distinguido en el XIV Congreso Colombiano del Petróleo y Gas en el área de Exploración, Bogotá, Colombia, Noviembre 2011

4 CUADRANTE

energéticos y es muy extraño escuchar hablar de cortes de energía eléctrica, racionamiento o desabastecimientos.

30 CALENDARIO Enero 2012 / No 264 Petroleum

3

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora

zsocorro@petroleum.com.ve

Feliz Año Nuevo 2012

Cornisa

Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

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

María Zajia, Redactora

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

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

msocorro@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

evalbuena@petroleum.com.ve

Circulación Freddy Valbuena

www.petroleumag.com

mzajia@petroleum.com.ve

info@petroleum.com.ve

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

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

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve Caracas Esteban R. Zajia Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Juan González Moreno, Gerente General Calle 73 No. 10-10, Piso 4, Ofc. 401. Bogotá Tel: (57 1) 212 4495 Ext. 122. Cel: (57 317) 5743610 jgonzalez@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleum.com.ve ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año).

Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos.

El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180.

Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.

Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela.

Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988 Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Copyright©2011 Reservados todos los derechos. All rights reserved

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

PETROLEUM, La Revista Petrolera de América Latina, y todo su equipo humano, consideró propicia la primera edición del año para expresar a nuestros apreciados lectores, anunciantes y amigos un muy Jorge Zajia, Editor Feliz y Próspero 2012, haciendo votos por el éxito de sus proyectos y planes personales y la cristalización de todos sus objetivos de negocios en este nuevo ejercicio.

Siguiendo la tendencia de los últimos años, la oferta petrolera en la región siguió diversificándose gracias al auge de la industria en Brasil y Colombia, que en líneas generales ha implicado una mayor competencia, el primero con sus nuevos y “sorpresivos” descubrimientos en el Pre-sal en aguas súper profundas de su frontera atlántica, y el segundo consolidándose como un destino petrolero más atractivo de la región, gracias al potencial de sus cuencas sedimentarias y a una acertada política petrolera que permitió en 2011 ingresasen a Colombia cerca de 13 mil millones de dólares como inversión extranjera directa, cifra nunca antes vista en el país.

Las compañías petroleras nacionales latinoamericanas -incluidas Petrobras, Pemex, Ecopetrol y Pdvsa- han anunciado que seguirán incrementando sus programas de inversión este año, básicamente para apoyar el crecimiento en la demanda de energía global. Un hecho a destacar especialmente son los programas de expansión para el crecimiento de producción, que incluyen áreas no tradicionales, las cuales demandarán costos más altos de tecnología, requiriendo de fuentes externas de financiamiento, que en su mayor parte están garantizadas dado que, por fortuna, disfrutan del fuerte apoyo de los mercados financieros domésticos e internacionales. Un ejemplo son los préstamos y líneas de crédito que por vía de acuerdos petroleros ha seguido firmando China con Petrobras y Pdvsa.

Viendo el comportamiento de la industria petrolera colombiana el pasado año, es fácil imaginarse el futuro inmediato. La mayor actividad en busca de nuevos recursos de petróleo llevó a que el factor de éxito en la perforación de pozos exploratorios por parte de las compañías que operan en el país se ubicara al cierre de Noviembre en 51%. Para este año se espera que la exploración en el país alcance un punto máximo de 205 pozos, el doble del número de pozos perforados el 2010.

Por cierto, Venezuela sigue siendo la incógnita en cuanto al aprovechamiento de sus cuantiosos recursos petrolíferos, pues la Patria de El Libertador Simón Bolívar –quien al final de su vida sentenció amargamente que hubiese sido mejor negociar la Independencia con España que librar la guerra fratricida, “que nos arruinó, mi querido General Montilla”-, sigue enfrascada en un guanteo de sombras contra el imperialismo, cuya consecuencia inmediata es la pérdida acelerada de su formidable potencial de producción y el alto –altísimo-costo- de las nacionalizaciones petroleras, que pudieran desgastar e incluso llevar irremediablemente hacia la descapitalización de Pdvsa, la otrora empresa petrolera más productiva y eficiente de la “bolita del mundo”.

Trinidad & Tobago, una nación pequeña, que discretamente y sin mucho alboroto se ha convertido en uno de los mayores productores de gas natural del mundo. La antigua colonia británica se abrazó sin pudor la “imperialismo” y hoy día muestra una industria gasífera del primer orden, en un país que está a las puertas de lo que llamamos el primer mundo, donde todos sus habitantes tienen una vivienda decente, agua, electricidad y teléfono…más nada.

Ecuador y Bolivia se siguen debatiendo entre el interés nacional y los compromisos patriotas. El primero sin muchos recursos hidrocarburíferos, en proporción con sus vecinos, pero si los suficientes como para mantener una posición importante en el concierto mundial de los países petroleros, pero la política interna, de estira y encoge, liquida cualquier iniciativa que mire hacia el futuro.

Bolivia está muy bien con sus grandes e infinitas reservas de gas natural, lo que le augura un presente brillante, aunado a la ayuda venezolana que los dueños de los medios de producción de esa nación aprecian en demasía.

Dando y dando se nos terminó el espacio y en la cabeza quedaron reflexiones que quisiera compartir con nuestros apreciados lectores en la próxima oportunidad.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

5

Cuadrante

L

a producción de crudo venezolano alcanzó un promedio de 2,36 Mmbd en Noviembre de 2011, según datos publicados por la OPEP en su reporte mensual. Este volumen refleja un incremento de 4,9% respecto al mismo mes de 2010. En Junio la OPEP aprobó una modificación en la definición del crudo, a partir de la cual se reconoce los crudos extrapesados de la Faja del Orinoco como convencionales. En otro orden de ideas, la oferta de los países OPEP se incrementó 560 Mbd en Noviembre, respecto a Octubre, ubicando en 30,37 Mmbd el crudo OPEP en los mercados. La extracción tuvo repuntes significativos de parte de Libia, Arabia Saudí, Angola, Nigeria e Irak, mientras que los descensos en la producción fueron registrados en Emiratos Árabes Unidos, Argelia y Venezuela

L

a Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal) redujo su estimación de crecimiento económico en la región a un 3,7% para 2012 desde cerca del 4%, ante un adverso panorama global. El organismo estima que Venezuela tendrá un crecimiento de 3%, cuando en otros reportes había proyectado 3,5%. También prevé que Chile crecerá 4,2%, Colombia 4,5% y Perú 5%.

Brasil y México repuntarían 3,5% y 3,3%, respectivamente. La Cepal destaca que entre los desafíos de la región está “prepararse para un eventual empeoramiento de la situación internacional, tomando en cuenta la posibilidad de cambios súbitos en el escenario externo y los rezagos del impacto de la política macroeconómica”.

S

chlumberger y el consorcio conformado por Tecpetrol-Sertecpet y Schlumberger cerraron la negociación económica, técnica y legal para llevar a cabo los trabajos de recuperación mejorada en los campos maduros Shushufindi y Libertador, en Ecuador.

La firma de los contratos está prevista para la segunda semana de Enero. Shushufindi y Libertador junto con Cuyabeno y Auca, conforman el grupo de campos maduros licitados por Petroecuador entre compañías de servicios, para recuperarlos mediante la aplicación de técnicas como inyección de CO2 o vapor de agua en los yacimientos. La petrolera estatal aún negocia la entrada de la firma Halliburton a los campos Auca y Cuyabeno, proceso que se estima podría cerrar en el primer trimestre de 2012.

T

echnip creó la nueva compañía independiente de servicios de ingeniería y consultoría: Genesis, mediante la combinación de la filial Genesis Oil and Gas Consultants y del equipo de ingeniería en aguas profundas de Technip en Houston. Genesis surge con capacidades para ofrecer servicios de consultoría en ingeniería de fase temprana y de servicios de ingeniería submarina y costafuera para el sector energético. Cuenta con importantes centros de desempeño en Houston, Londres, Aberdeen y Perth, y el conocimiento y experiencia de 1.000 ingenieros, incluyendo a 500 personas talentosas en el área submarina. La operación forma parte de la estrategia de crecimiento de Genesis, que ha logrado abrir oficinas en Abu Dhabi, Noruega, Brasil, París y Túnez en los últimos 2 años.

A

ker Solutions pronto contará con el más avanzado simulador de equipos de perforación de Norteamérica, en Houston, Texas, el cual tiene como objetivo hacer operaciones de perforación costafuera más seguras y rentables. La compañía de servicios petroleros está invirtiendo US$2,5 millones en el nuevo simulador que incorpora el estado-del-arte en perforación y que estará disponible para operadores de taladros y empresas petroleras de Norteamérica. El mismo se espera que sea inaugurado a principios de 2012 y duplicará la capacidad del actual centro de entrenamiento de Aker situado en Katy cerca de Houston. Usando la tecnología avanzada de visualización 3D, Aker Solutions ha desarrollado simuladores de perforación líderes en el mercado, que ya están en funcionamiento en Brasil, Singapur, Noruega y Corea del Sur, además de Houston. Otro nuevo simulador está siendo diseñado en Baku, Azerbaiyán.

F

MC Technologies anunció que su sistema Enhanced Vertical Deepwater Tree (EVDT) estableció un nuevo récord mundial de completación de 9.627 pies (2.934 metros) en el campo Tobago, el cual es operado por Shell junto a Chevron, Unocal y Nexen, como forma parte del desarrollo Perdido en el Golfo de México. El récord sobrepasa el hito anterior de 9.356 pies (2.852 metros) establecido en 2008 en el campo Silvertio, que también forma parte del desarrollo Perdido. Fue alcanzado con un innovador diseño de árbol vertical para aguas profundas que le valió a FMC el premio Spotlight on New Technology durante la OTC 2008 en Houston. Este sistema ofrece a los operadores un estándar global para completaciones verticales y contiene una serie de características que garantizan versatilidad, ahorro de instalación y eficiencia operativa en campos de aguas profundas.

P

emex concretó la firma del tercer contrato integral de exploración y producción para el área Carrizo, con la empresa Schlumberger Production México. La firma se realizó a mediados de Diciembre con la participación de Directivos de Pemex Exploración Producción (PEP) Región Sur Región. El campo Carrizo se encuentra cerrado y sin producción, por lo que este contrato propiciará su reactivación y la generación de valor, a través de la producción de hidrocarburos en un área que abarca 13 km2, con una reserva posible de 52 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los primeros dos contratos integrales para exploración y producción de campos maduros en la región sur fueron suscritos en el mes de Agosto.

P

etrobras reportó al cierre de Noviembre 2011 una producción promedio de 2,06 millones de bpd en Brasil y 152.769 bdp en el exterior. La producción de petróleo sumada a la de gas natural en Brasil alcanzó un promedio de 2,4 millones bepd. Considerando también lo producido fuera de Brasil, la producción total de gas natural y petróleo de Petrobras fue de 2,677 millones de bepd, un alza de 2,2% en relación al mismo mes de 2010. La producción de gas natural en Brasil alcanzó 57,6 millones de m3/día, y en el exterior de 17,18 millones de m3/día.

6

Enero 2012 / No 264 / Petroleum

In Situ

Reconocimientos SPE Colombia 2011 La Society of Petroleum Engineers, SPE, Sección Colombia, celebró el 15 de Diciembre la culminación de sus actividades de 2011 con el acostumbrado reconocimiento a personas y empresas del sector petrolero local. Ganesh Thakur, Presidente de SPE International, enalteció con su presencia y discurso la ceremonia en la que también fue lanzado oficialmente el proyecto televisivo SPE TV Colombia, una iniciativa orientada a proyectar con mayor alcance las actividades y el conocimiento académico que promueve localmente esta sociedad profesional

L

a SPE Sección Colombia, culminó con balance positivo su gestión 2011, al tiempo que se trazaron metas concretas para 2012 en torno al crecimiento de su membresía y fortalecimiento de la imagen institucional.

Para celebrar los logros alcanzados, su directiva encabezada por César Patiño como Presidente y Néstor Saavedra, Director para América Latina y el Caribe, junto a Ganesh Thakur, Presidente SPE 2012 a nivel mundial, se reunieron en el Hotel Radisson de Bogotá, bajo el patrocinio de Baker Hughes, para distinguir a las personas y empresas que respaldan la gestión de la Sociedad y aquellas que destacaron durante 2011 por sus aportes a la industria petrolera colombiana.

En sus palabras de bienvenida Néstor Saavedra enfatizó la necesidad de incrementar aún más la membresía de SPE Colombia, pues si bien ocupan el penúltimo lugar de las siete regiones, con orgullo se posicionan en el cuarto peldaño de crecimiento, “lo que significa que hay muchas oportunidades de incorporar más miembros en la región que ya agrupa a 2.000 afiliados. Por otra parte, tenemos también el reto de alcanzar el 90% de la retención para así sumar 4.000 miembros”.

Dijo asimismo que lo importante es aprovechar todas las oportunidades que ofrece SPE de conectarse con la tecnología, y la región en este sentido tiene grandes oportunidades con Brasil en aguas ultraprofundas, en Argentina con shale gas y con Colombia creciendo fuertemente en crudos pesados, por ello “los invito a que entusiasmen a otros miembros, porque así

8

Enero 2012 / No 264 / Petroleum

Eduardo Lima, VP Desarrollo de Proyectos de Pacific Rubiales, fue distinguido con el Reconocimiento Proyectos, Facilidades y Construcción, lo observamos flanqueado por Ganesh Thakur, Presidente 2012 SPE a nivel mundial; y Néstor Saavedra, Director para América Latina y el Caribe

creceremos en conocimiento tecnológico y ello se traducirá en beneficios para todos nosotros y nuestras compañías”.

Ganesh Thakur, subrayó en su intervención la misión de la SPE de “recopilar, diseminar e intercambiar información técnica y tecnológica, la cual ha desplegado cabalmente a nivel mundial y en Colombia, ha estado muy activa desde su fundación hace 45 años, por lo que alcanzar su meta de incrementar miembros no será difícil considerando que ha tenido este año seis conferencias, varios workshops sobre tecnologías aplicadas en campos maduros, así como múltiples cursos sobre reservas”. Destacó también el impecable desempeño de la Universidad Industrial de Santander, UIS, que fue reconocida como la mejor institución universitaria con uno de los mejores capítulos estudiantiles a nivel mundial. Otro resaltante logro de la SPE Colombia que destacó Thakur, fue la realización del

Heavy Oil Latin America Congress, celebrado por primera vez en Colombia del 1 al 3 de Agosto, asimismo destaca su participación en eventos de la industria en Venezuela, Perú y Estados Unidos.

Para 2012 la SPE tiene grandes planes, como cuatro charlas magistrales a cargo de los mejores profesionales de la industria que serán dictadas en diferentes partes del mundo; también se prevén seis conferencias, tres workshops sobre tecnologías aplicadas en levantamiento artificial, recuperación mejorada de crudo y recursos no convencionales. Por otro lado, se desarrollará un programa denominado “Conozca a los Visionarios”, en el que se entrevistarán importantes ejecutivos de la industria para que los jóvenes puedan escuchar de ellos sus aprendizajes y experiencias. Asimismo se contemplarán programas de estudio sobre la responsabilidad social.

La sección Colombia estará muy activa

Parte del entusiasta equipo de SPE Sección Colombia, entre ellos, de pie: Carolina Garzón, Gerson Rivera, Laura Camila Vargas, Carol Acosta, Jair Roberto Montaño, Erika Gómez, César Patiño, Andrés Galvis, Johan David Baracaldo, John Alexander Flórez, Renato Lugo, Natalia Grajales y Álvaro Aldana. Sentados: Ricardo Ramírez, Xiomara Herrera, Ganesh Thakur, Diana Constanza Hernández, Paola Ramos, Martha Ruiz, Leonel Solano y Jaime Florez

en 2012, en términos de desarrollo de conocimiento sobre metodología de reservas, “y es importante que sepan que la SPE es líder en esta materia, por lo que esta sección de la Sociedad tomará ven-

taja sobre esta materia”. De igual forma señaló que se realizará un workshop sobre crudo pesado, y otro en costa afuera sobre energías alternativas, el primero en su especialidad.

Awards Ceremony 2011 Los Reconocimientos Regionales y los de la Sección Colombia de la SPE, buscan honrar a los miembros que de forma excepcional han contribuido en el

Enero 2012 / No 264 Petroleum

9

In Situ servicio y liderazgo, dentro de la comunidad SPE y el sector de hidrocarburos. Es además una distinción a quienes realizan significativos aportes en sus disciplinas técnicas y de servicio.

Las distinciones técnicas se asignan en las categorías de: optimización de completamiento; tecnologías de perforación; evaluación de formaciones; responsabilidad social; salud, seguridad y medio ambiente; administración e información; operaciones y producción; facilidades; proyectos y construcción; y descripción de yacimientos.

Las condecoraciones al servicio profesional refieren a estudiantes destacados por su apoyo; mentor de facultad; corporación o institución de soporte; joven profesional destacado; y premio al servicio SPE. Estos reconocimientos técnicos fueron los nominados por Colombia ante la región SPE América Latina, las cuales competirán con las presentadas por otras secciones de la región para el premio latinoamericano que se entregará en México durante el LACPEC 2012, y esta a su vez será presentada en la SPE-ATCE 2012 en San Antonio, Texas.

10 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

DISTINCIÓN Manejo de Temas ambientales, salud, seguridad y Responsabilidad Social Ingeniería de Perforación Evaluación de Formaciones Administración e Información Producción y Operaciones Optimización de Completamiento y Uso de Nuevas Tecnologías Ingeniería, Administración de Yacimientos Proyectos, Facilidades y Construcción

Los elegidos esa noche, serán responsables de nominar ante la Junta SPE para el próximo año, a quienes por su trabajo y compromiso con la industria colombiana sean los mejores candidatos para dichas categorías.

SPE TV Colombia La ceremonia de premiación culminó con el lanzamiento oficial de esta señal de televisión, cuyo fundamento es comunicar lecciones aprendidas y programas académicos, que puedan ser trabajados entre compañías o sociedades, abriendo así un nuevo vínculo de relacionamiento.

César Patiño, dijo que “esta idea, cuyo principal propósito es llegar a la

CONFERIDA A: Juan Carlos Mejía, OXY Gonzalo Ortíz, Petrominerales César Patiño, Ecopetrol ANH - Agencia Nacional de Hidrocarburos Juan Mario Aguas, AIP Sidharta Sur, Mansarovar Adriano Lobo, Ecopetrol Eduardo Lima, Pacific Rubiales Energy

gente, surgió durante la SPE-ATCE 2011 en Denver, y quisimos replicarla en América Latina con el deseo de vincular los nuevos canales de televisión que tienen las compañías, hacer difusión de esos programas que están trabajando y relacionarlo con todo el sector de hidrocarburos” dijo. Inicialmente estará disponible para los estudiantes y profesionales miembros SPE, mediante la intranet de la Sociedad.

El próximo paso de este proyecto, apunta a concretar alianzas con televisoras educativas, para penetrar el target estudiantil, “pero para ello necesitamos tener un cúmulo de material audiovisual que nos permita alcanzar un alto nivel de calidad y variedad de información”.

E&P

Pdvsa ENI y Repsol suscribieron contrato de suministro de gas Los presidentes de las tres empresas firmaron en Caracas el convenio para la explotación de gas del bloque Cardón IV, ubicado en el Golfo de Venezuela, el cual será suministrado a Pdvsa-Gas

E

l Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, el Presidente de ENI, Paolo Scaroni y el Presidente Ejecutivo de Repsol, Antonio Brufau, suscribieron el acuerdo que garantiza el ingreso de 80 Mmpcd de gas al mercado interno venezolano a finales de 2012 y 100 Mmpcd para 2013, a un precio 3,69 dólares por millón de BTU.

Ramírez destacó que avanzan los proyectos para la explotación acelerada de la base de recursos de hidrocarburos líquidos para dar prioridad a la petroquímica, el mercado interno y la industrialización, y reiteró que Venezuela va “hacia un proceso para certificar hasta 400 TCF de gas, con todas las oportunidades que tiene costa afuera y en tierra firme”.

Enfatizó asimismo, que se evalúan otras áreas por desarrollar, conexas al proyecto Cardón IV, y citó las posibilidades sobre el bloque Róbalo, así como la explotación de condensados asociados al gas, aspectos que se están trabajando por fases, que incluyen la contratación de plataformas y facilidades temporales destinadas al sector gasífero.

El Presidente de Pdvsa destacó que con el acuerdo en Cardón IV “tendremos una producción de hasta 300 Mmpcd de gas para el año 2013; aspirando llegar a 800 Mmpcd en 2016 y alcanzar el máximo de desarrollo del campo con 1.200 Mmpcd en el 2019.

El Presidente de ENI, Paolo Scaroni, reconoció las expectativas de producción gasífera de Venezuela y ratificó el respaldo de la empresa italiana a los proyectos desarrollados en el país. Por su parte, el directivo de Repsol, Antonio Brufau, dijo que este “es el mayor descubrimiento de gas que se ha producido en Latinoamérica, por lo que para Repsol es un proyecto bandera, y sin duda vamos a dedicarle el mejor de nuestros esfuerzos”.

El campo gigante Perla fue descubierto por Repsol y Eni en 2009 en el bloque Cardón IV, en aguas someras del Golfo de Venezuela, a 50 kilómetros de la costa.

Desde entonces se han perforado un total de cinco pozos, que ahora se pondrán en producción mediante plataformas y conexiones submarinas que llevarán el gas a la costa para ser procesado y enviado a la red de distribución de gas venezolana.

El proyecto se desarrollará por fases, con una inversión estimada en la primera de ellas de 1.500 millones de dólares.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

11

E&P

Repsol producirá recursos no convencionales en EE.UU. La participación de Repsol será de un 16% en el área Original Mississippian y de un 25% en Extension Mississippian, ambas zonas en producción, situadas en los estados de Oklahoma y Kansas

R

epsol y la petrolera estadounidense SandRidge Energy alcanzaron un acuerdo mediante el cual Repsol adquiere aproximadamente, 1.500 km2 del vasto yacimiento Missisippian Lime, ubicado en una zona rica en petróleo liviano y gas, donde planea invertir 1.000 millones de dólares para incorporar producción y reservas a partir de 2012.

La participación de Repsol será del 16% y del 25% en dos áreas dentro de este yacimiento, situado entre los estados de Oklahoma y Kansas, Estados Unidos.

Se espera que la producción de Repsol alcance un pico de 90.000 barriles de petróleo equivalente al día en 2019.

Según el acuerdo, Repsol hará un pago inicial de 250 millones de dólares al

12 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

cierre de la operación y el resto a lo largo de aproximadamente tres años. La compañía prevé perforar más de 200 pozos horizontales durante 2012 y superar los 1.000 en 2014, en una superficie de 6.900 km2 rica en carbonatos fracturados.

Missisippian Lime es un yacimiento con una elevada producción histórica y recursos probados, rico en petróleo liviano y gas que se produce a partir de carbonatos fracturados. Existe una extensa infraestructura en el área que opera desde hace más de 30 años, y que permitirá acelerar la puesta en producción y la comercialización de estos hidrocarburos.

La operación se enmarca en la estrategia de Repsol de diversificación geográ-

fica hacia países OCDE. La compañía desarrolla en Estados Unidos distintos proyectos clave de su plan estratégico Horizonte 2014, como la exploración de hidrocarburos en el Golfo de México.

También realiza actividades en Alaska y cuenta con una terminal de importación de gas en la frontera de Estados Unidos con Canadá.

SandRidge Energy, Inc, es una compañía de petróleo y gas natural con sede en Oklahoma, que desarrolla actividades de exploración y producción, principalmente. La compañía centra sus actividades de exploración y producción en la cuenca Permian, Mid-Continent, oeste de Texas Overthrust, Costa del Golfo y del Golfo de México.

Pemex salta a aguas profundas en 2012

La inversión directa en exploración y producción será de entre 600 y 800 millones de dólares

T

res años después de que fueron aprobadas las reformas al marco legal de Petróleos Mexicanos (Pemex), la paraestatal puede, finalmente, prepararse para explorar y explotar las aguas profundas del Golfo de México, con tirantes de agua cercanos a los tres mil metros y competir con las empresas que desde Estados Unidos ya están produciendo en el yacimiento de Perdido.

Carlos Morales Gil, Director de Pemex Exploración y Producción señaló que en 2012 finalmente, la inversión directa de Pemex será de entre 600 y 800 millones de dólares, entre 150 y 200 millones por pozo, dependiendo de la complejidad de cada uno.

“En Perdido tenemos programado cuatro pozos para perforar el próximo año: Trion, Supremos, Maximino y PEP, son los programados en ese orden”, informó.

Los costos parecen altos, reconoce, pero es lo que cuestan hoy en día, con la alta demanda de equipos la inflación del sector es muy fuerte, las rentas son más del doble de lo que fueron hace dos años.

No es para menos, el recurso prospectivo, dadas las circunstancias que están en el otro lado de la frontera con Estados Unidos, sólo en ese yacimiento son 3 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El modelo de negocio a seguir aquí es que estos pozos se desarrollarán directamente por la empresa, sin contratistas de por medio, expresó.

Pemex cuenta en este momento con cuatro equipos (plataformas Centenario, Bicentenario, West Pegasus y Max Smith) para trabajar en aguas profundas, uno se va del país en el corto plazo porque se le termina el contrato (Max Smith) pero ya se negocia la renta de un equipo adicional, de tal forma que se tengan completo el equipo necesario.

Para Morales Gil es importante aclarar que Pemex deberá de seguir rentando equipos hasta que tenga un buen manejo de las complicaciones de las aguas profundas y haya también un mercado más profundo y desarrollado. Una vez que se

Las principales líneas de negocio de la paraestatal siguen siendo: mantener estable la producción de Cantarell, desarrollar campos complejos —como Chicontepec y Aguas Profundas, reactivar campos marginales mediante contratos incentivados e incrementar el aprovechamiento del gas cumplan estas características se deberán de comenzar a adquirir los equipos.

“Hasta que no sepamos de que tamaño es el pastel entonces, hasta entonces.

(Ahora) estamos comprando otros equipos como los de aguas someras”, en donde ya Pemex tiene una gran experiencia, dijo.

Debe destacarse que con los cuatro equipos en la frontera Pemex, en especial PEP, será la segunda empresa que más

equipos tenga trabajando en la zona del Golfo de México. La que más tiene es Shell con ocho equipos y detrás suyo esta la paraestatal mexicana.

Pero además del yacimiento de Perdido, PEP ha definido entre seis y siete áreas que se van a explotar por medio de los contratos incentivados: se habla de Perdido, Campeche Profundo, Pánuco, Cordilleras Mexicanas, Oreos, Coatzacoalcos, todas están en evaluación.

Del diseño de los contratos para los trabajos el avance que se tiene es superior a 50% y lo que se busca es mantener el equilibrio entre las utilidades de los contratistas y las necesidades de Pemex.

Es urgente hacer este tipo de proyectos porque los equipos de las empresas petroleras en Estados Unidos están muy cerca de la línea, a penas a unas 12 millas.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

13

Especial

Panorama petrolero latinoam ericano 2012 Frente al pronóstico de cierta desaceleración en el crecimiento económico en la región, afortunadamente para el sector petrolero se perfila un panorama estable en el que las petroleras estatales mantendrán fuertes gastos de inversión, cada una apuntalando el cumplimiento de las metas trazadas para este año Petrobras La petrolera brasileña, distinguida con el premio Platt Global Energy 2011 a la mejor empresa del año, por su “clara visión sobre el futuro de la industria energética”, prevé intensificar este año sus actividades de exploración y producción La petrolera líder de Latinoamérica inicia 2012 con muy buenas perspectivas.

De acuerdo a los lineamientos trazados, Petrobras contempla para este año el aumento de la capacidad de producción de petróleo con la entrada de nuevas unidades. Los proyectos pilotos de Baleia Azul, con una capacidad de 100.000 bpd, y de Tiro/Sidon, con 80.000 bpd de capacidad, deben entrar en operación en el tercer trimestre de 2012. En ambos proyectos Petrobras posee 100% de participación. Asimismo, el proyecto piloto de Guará , con 120.000 bpd de capacidad y en el que la compañía posee 45% de participación, está programado para entrar en producción en el último trimestre del año.

De acuerdo al programa 2012, más pozos serán conectados a la P-56, que alcanzará su pico de producción de 100.000 bpd en el primer trimestre y su producción máxima, de 180.000 bpd, en el tercer trimestre. El FPSO Cidade de Angra dos Reis (piloto de Lula), llegará a su capacidad de producción de 100.000 bpd a lo largo del año.

El Plan de Negocios 2011-2015 prevé

inversiones de US$13,2 mil millones en el área de Gas y Energía. La mayor parte de los recursos (US$5,9 mil millones) se destinará a la conversión de gas natural en urea y amoníaco para la producción de fertilizantes y a la producción de metanol, melamina, ácido acético y ácido fórmico, así como a los proyectos GTL Parafinas, Flua (Arla 32) y sulfato de amonio.

En Marzo la empresa prevé iniciar la construcción del Terminal de Regasificación de Bahia, con capacidad para regasificar 14 millones de millones de m³/día de GNL. Su conclusión está programada para Enero de 2014, sumándose a los terminales de Bahia de Guanabara (RJ) y Pecém (CE), permitiendo en conjunto ampliar a 41 millones de m³ / día la capacidad de regasificación de Brasil.

En el exterior, tendrá secuencia en 2012 la exploración de los bloques 57 (participación del 46,16% de Petrobras) y 58 (100% Petrobras), ambos operados por la compañía en Perú, donde hay perspectivas prometedoras en gas natural. También se pondrá en marcha la producción de los campos de Cascade y Chinook, en la parte estadounidense del Golfo de México.

En Angola, hay previsión, para inicios de 2012, de perforar un pozo en el bloque 26 del presal. A su vez, en Tanzania se deberá concluir la perforación de un pozo exploratorio en el bloque 5 al igual que en Namibia.

La crisis internacional no afectará los planes de inversión de la petrolera estatal de Brasil, que en 2011 logró captar US$18 mil millones en financiamiento.

Pemex El Plan de Negocios 2012-2016 de Pemex y sus organismos subsidiarios define el rumbo para cumplir con el mandato de la creación de valor y alcanzar la sustentabilidad operativa y financiera en el mediano y largo plazo

14 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

Pemex es el séptimo mayor productor de crudo del mundo y sus ventas al exterior alimentan una tercera parte de los ingresos fiscales del Gobierno, además de ser un importante proveedor de petróleo a Estados Unidos.

La empresa está incrementando su inversión en exploración y explotación,

tras años de destinar insuficientes recursos. No obstante, ha logrado estabilizar su producción en alrededor de 2,5 millones de bpd y espera regresar en los próximos años a los 3 millones de bpd.

A partir de la situación actual y del análisis del entorno, se identificaron 14 objetivos agrupados en cuatro líneas de

Enero 2012 / No 264 Petroleum

15

Especial acción: crecimiento, eficiencia operativa, responsabilidad corporativa y modernización de la gestión.

Licitación de contratos en región norte Para Enero está prevista la realización de una nueva ronda de licitación de Contratos Integrales de Exploración y Producción en la región norte de México, para seis áreas en campos maduros.

Las áreas de Altamira, Pánuco, San

Andrés y Tierra Blanca se ubican en tierra, mientras Arenque y Atún son marítimas, presentando en conjunto oportunidades para el desarrollo y producción por sus significativas reservas remanentes y recursos prospectivos.

Los contratos contarán con la flexibilidad para atraer nuevas tecnologías, así como prácticas para incrementar la producción de hidrocarburos en el país, al estar suscritos en el marco de la Ley de

Petróleos Mexicanos. La petrolera estatal mexicana planea un endeudamiento total de US$10.000 millones en 2012, similar al de 2011. El Director de Finanzas, Ignacio Quesada, explicó que US$4.000 millones se colocarían en mercados externos y entre US$ 2.000 y US$2.500 millones en el mercado local. Además, se contratarían cerca de US$2.000 millones en créditos bancarios y el remanente en otros mecanismos crediticios.

Ecopetrol 2012 será un año fundamental para hacer realidad la visión de Ecopetrol, cuyas inversiones estimadas para el año ascienden a US$ 8.477 millones

16 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

US$7.452 serán invertidos directamente en la empresa y US$1.025 millones en compañías del Grupo. 94% se realizará en Colombia, y el 6% restante irá a proyectos de exploración y producción en la Costa del Golfo de EE.UU., Brasil y Perú.

La producción del Grupo Empresarial alcanzará 800.000 barriles de petróleo equivalente por día en promedio en 2012, mientras la de Ecopetrol (sin otras empresas del Grupo) será 750.000 bped.

65% de las inversiones se destinarán a E&P. Fue ratificada la meta de producir un millón de barriles limpios por día en 2015 y 1,3 millones para el 2020.

Finalizando 2011 la empresa anunció que aumentaría su participación a 119

bloques, en la costa del golfo de Estados Unidos, tras presentar las mejores propuestas para siete bloques ofrecidos en la ronda “Oil & Gas Lease Sale 218”, según reveló en Nueva Orleans, la autoridad gubernamental encargada del proceso en ese país, Bureau of Ocean Energy Management (Boem).

El proceso se hará a través de Ecopetrol América Inc, filial de la empresa colombiana en Estados Unidos.

La participación en todos los bloques es del 100% de Ecopetrol y comprenden un área de 163 km2, localizados en la parte occidental de la costa del golfo de Estados Unidos, en las zonas conocidas como East Breaks and Keathley Canyon.

La adjudicación oficial de los bloques la realizará la Oficina de Gestión de la Energía Océano en los próximos meses, luego de verificar las ofertas y validar que las empresas cumplen las condiciones exigidas para la ronda.

Los nuevos bloques se suman a los 19 obtenidos en la costa del Golfo en 2010, en compañía de otras empresas petroleras.

Ecopetrol anunció el primer descubrimiento en la zona el 27 de Octubre de 2011, en el pozo Logan-1, en el que tiene una participación de 20% y es operado por la noruega Statoil.

Petroperú La empresa planea colocar en Abril hasta un 20% de sus acciones en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), buscando levantar capital y financiar parte de su expansión El Presidente de Petruperú, Humberto Campodónico, anunció que la empresa tiene planes de volver a producir petróleo - siguiendo los modelos de otras firmas estatales de Sudamérica como la brasileña Petrobras o la colombiana Ecopetrol- y acometer la modernización de su principal refinería.

Actualmente Petroperú se dedica solo a la refinación, almacenamiento y comercialización de petróleo y sus derivados y compite en el país con la española Repsol-YPF. En la década de 1990 la firma dejó de explorar y extraer petróleo ante la privatización de varias de sus actividades.

Campodónico manifestó que todo está listo para abrir el accionariado al sector privado, tal como lo vienen manejando otras petroleras estatales en la región, sin embargo, previamente tienen que evaluarse las condiciones económicas y el ámbito internacional También dio a conocer la firma de un memorando de entendimiento con Repsol para desarrollar un proyecto de gas natural y la posibilidad de distribución del LNG hacia el sur del país, al tiempo que gestiona con la brasileña Braskem otro memorando de entendimiento para desarrollar un plan de petroquímica en base al etanol.

Modernización de Refinería de Talara Petroperú evalúa préstamos bancarios, emisión de bonos y hasta fondos de pensiones para financiar los US$ 1.700 millones de inversión estimada para duplicar la capacidad de producción de su mayor refinería.

El diseño y mecanismo de financiación están siendo evaluados por la firma Societé Generale y en principio estará conformado con un 80% de deuda y un 20% de recursos propios de Petroperú.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

17

Especial Petroecuador El Presupuesto Corporativo aprobado por el Directorio de Petroecuador para el ejercicio fiscal del 2012 asciende a US$3.749,5 millones, de los cuales el rubro más importante corresponde a Inversiones, con un total de US$1.821,6 millones, y el de Gastos de Operación de US$1.927,9 millones El presupuesto 2012 de Petroecuador prevé inversiones en la realización de estudios sísmicos y perforación de pozos de gas en el Golfo de Guayaquil, así como de otros 98 pozos en la Amazonía. Además, construirá dos poliductos, instalaciones para almacenar y distribuir gas, y ampliará su red de gasolineras.

En total empleará US$528 millones en exploración y producción petrolera, y US$337 millones en la rehabilitación de la refinería de Esmeraldas. También invertirá US$352 millones en la construcción de la Refinería del Pacífico y otros US$127 millones a través de su subsidiaria Río Napo, proyectos en los cuales la estatal venezolana Pdvsa es socio minoritario.

En Octubre Petroecuador anunció que entregaría todas las operaciones de exploración y explotación de crudo y gas a Petroamazonas, y se limitaría al

transporte, refino y comercialización de hidrocarburos, como parte de una reorganización del sector petrolero estatal de Ecuador. Sin embargo el proceso para la cesión de sus activos, pasivos y contratos tardará al menos un año.

Principales proyectos El presupuesto contempla la ejecución de proyectos de Exploración y Producción, entre los cuales destaca el desarrollo de programas de sísmica y de pozos exploratorios de gas en el Golfo de Guayaquil, y de sísmica y perforación de 98 pozos en el Distrito amazónico.

En Transporte y Almacenamiento: la Construcción del Poliducto PascualesCuenca; construcción del proyecto de almacenamiento y distribución de GLP para la zona Sur; Repotenciación de los poliductos Esmeraldas.-Quito; construcción del poliducto Ambato-Riobamba; de la Red de Gasolineras en las fronteras Norte y Sur del país y construcción de la estación de servicios en la isla Isabela, Galápagos.

En Refinación se continuará con el Programa de Rehabilitación de Refinería Esmeraldas; de Sostenimiento de plantas refinadoras y Mejoramiento de la calidad

de los combustibles; así como la ejecución de los Programas de Gestión Ambiental y Responsabilidad Social, Mitigación y Remediación Ambiental.

La inversión prevista para el 2012 respalda el cumplimiento de metas operacionales, como el incremento de la producción de la EP Petroecuador y Río Napo, en un 16% con lo que se prevé alcanzar una producción total de 82.6 millones de barriles de petróleo; lo que significa ingresos adicionales para el Estado ecuatoriano por US$752 millones, de los cuales EP Petroecuador generará US$420 y Río Napo US$332 millones.

También se espera producir 30 millones de pies cúbicos de gas natural proveniente del campo Amistad, en el golfo de Guayaquil. Otra de las metas primordiales para el periodo, es exportar un volumen de 134 millones de barriles de petróleo y comercializar derivados a nivel interno un volumen de 89.1 millones de barriles.

En 2011 Ecuador extrajo 500.378 bpd de crudo, reportando un incremento de 3% respecto a 2010. Las empresas estatales aportaron 357.798 bpd y el resto correspondió a las extranjeras Repsol, Agip y la china Andes, entre otras.

YPFB Las inversiones programadas a cargo de la boliviana YPFB Corporación, sus empresas subsidiarias y las empresas operadoras están orientadas a la ejecución de proyectos de desarrollo en las actividades de exploración explotación, transporte, refinación, almacenaje y plantas de separación YPFB Corporación y las petroleras que operan en Bolivia, invertirán este año en todo el sector hidrocarburos US$

18 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

2.050 millones, de los cuales 60% corresponde a la estatal La inversión prevista por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, YPFB, para los próximos 12 meses constituye un récord en la historia de los hidrocarburos bolivianos, duplicando prácticamente lo invertido en 2011, por US$1.200 millones.

Este año el plan se enfoca en el desarrollo de campos, la construcción de plantas de procesamiento e infraestructura, todo lo cual contribuirá a obtener mayor producción de gas natural y otros hidrocarburos líquidos asociados para satisfacer necesidades del mercado interno, cumplir con los compromisos de industrialización y los de exportación.

El Gobierno boliviano prevé que el plan de exploración y explotación de hidrocarburos presentado por YPFB garantice energía e ingresos para el país. El propio Presidente Evo Morales declaró que a pesar de las críticas, la explotación continuará en las zonas productoras, puesto que la venta de esta energía a

mercados del exterior constituye “la mejor forma de captar recursos económicos para el Estado”.

El plan de Exploración de Hidrocarburos 2011-2020 de YPFB tiene por objetivo incrementar la búsqueda de nuevas áreas hidrocarburíferas, así como ampliar las reservas de gas natural y petróleo en beneficio del país. Se contempla trabajar en 118 áreas en los próximos 10 años en la búsqueda de gas natural, condensado y petróleo crudo.

Actualmente se ejecuta la exploración de 27 áreas, de los cuales siete son contratos de operación y 20 a cargo de YPFB, con sus subsidiarias YPFB Andina, YPFB Chaco y la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE).

Bolivia tiene entre sus objetivos estratégicos convertirse a partir de 2015 en exportador neto de Gas Licuado de Petróleo (GLP) como resultado del proceso de industrialización de los hidrocarburos, lo cual se concretará con la puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco, en el depar-

tamento de Tarija, que producirá 2.037 tmd de GLP, 2.087 barriles de gasolina natural y adicionalmente procesará 2.030 tmd de etano, que es el principal elemento para el proceso de industrialización de los hidrocarburos, además de 1.054 bpd de isopentano.

La construcción de la mega planta de Gran Chaco -la tercera más grande de Latinoamérica y la primera de ese tipo en Bolivia- tendrá una inversión de

US$498.650 millones, en el marco del Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB. También está en planes la Planta de Separación de líquidos de Río Grande, en la localidad que lleva el mismo nombre, en el departamento oriental de Santa Cruz, y producirá cerca a 361 toneladas métricas de GLP, alrededor de 596 barriles de gasolinas naturales no estabilizada y estabilizada y procesará un caudal máximo de 5,7 MMmcd de gas natural.

Pdvsa

La petrolera estatal venezolana seguirá enfatizando el desarrollo de Faja Petrolífera del Orinco, cuya producción se espera incrementar de 1.200.000 bpd a 1.700.000 bpd en 2012, de acuerdo a cifras publicadas por la empresa En diferentes foros y publicaciones especializadas los directivos de Petróleos de Venezuela han destacado el impulso de proyectos que persiguen seguir consolidando al país como potencia petrolera, en el marco de un plan que sustenta la expansión en los cuantiosos recursos de la Faja Petrolífera del Orinoco.

El Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, ha reiterado que el futuro de la producción petrolera del país está en la Faja, reserva que permitirá lograr un crecimiento interanual de 15% en los próximos años. Según datos oficiales, a través del proyecto Magna Reserva se certificaron los barriles que convirtieron a Venezuela en el país con las mayores reservas del planeta, con 296,5 mil millones de barriles en la FPO. Para finales de 2011 se esperaba totalizar 316 mil millones de

barriles con las últimas cuantificaciones y un factor de recobro estimado de 20%, “factor que pudiera ser mayor, de hasta 45%, incrementando aún más los niveles de reserva”, según Ramírez.

La FPO tiene como meta de producción 4 millones 330 mil barriles diarios para 2030, objetivo que se logrará a través del cronograma de perforación de 14.700 nuevos pozos desde 2012 hasta 2024, con una inversión de 80 mil millones de dólares. A su vez, se afianza en el Plan Tricolor y su proyecto de macollas, orientado a optimizar la producción.

El sistema de macollas permite agrupar los pozos y con nueva tecnología acelerar la producción. Según datos publicados por la empresa, 27 macollas están activas (distribuidas en los bloques Junín, Carabobo y Ayacucho) en distintas etapas del proceso de producción al que se han ido incorporando paulatinamente. Gracias a este esfuerzo la producción en la FPO reporta un crecimiento constante, previéndose para 2012 un aumento de 190.000 bpd, tomando en cuenta la producción incorporada en 2011.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

19

Análisis

Las contribuciones económicas y de empleo del Shale Gas en EE.UU. En la actualidad, el gas de esquisto sustenta más de 600.000 empleos en Estados Unidos, y para el 2015 está previsto que sea de aproximadamente unos 870.000 empleos y contribuya con US$118,2 mil millones al PIB, revela un estudio reciente realizado por IHS Global Insight para America´s Natural Gas Alliance, según el cual el “vendaval de esquisto” ha tenido impacto también en los bajos costos del gas natural y de la electricidad, y en el incremento de los ingresos fiscales del país

E

l “vendaval de esquisto” de gas natural, que está transformado radicalmente el panorama de suministro de energía estadounidense, está teniendo un profundo impacto económico – con la creación de puestos de trabajo, la reducción del costo de consumo de gas natural y electricidad, la estimulación del crecimiento económico y el reforzamiento de los ingresos fiscales locales, estatales y federales, según un estudio de IHS Global de Insight, dado a conocer en Diciembre.

El estudio titulado “La contribución económica y de empleo del gas de esquisto en Estados Unidos”, es el más concluyente a la fecha para hacerle seguimiento al impacto económico a largo plazo de la producción de gas de esquisto de EE.UU. Presenta las contribuciones económicas de gas de esquisto en términos de empleo, valor económico e ingresos del gobierno hasta el 2035, así como los impactos macroeconómicos en los hogares y las empresas. El informe es el primero de tres sobre los efectos del gas no convencional y desarrollo petrolero en Norteamérica.

“El rápido crecimiento de la producción del gas de esquisto –que actualmente representa el 34% de la producción total de EE.UU-, es uno de los desarrollos de energía más importantes en las últimas décadas y está teniendo un impacto sig-

20 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

nificativo en la economía del país en términos de creación de empleo estimulando el crecimiento económico”, dijo John Larson, Vicepresidente de IHS y autor principal del estudio.

El estudio es una evaluación independiente encargada por la Alianza de Gas Natural de Estados Unidos (ANGA, en inglés), que mide totalmente la influencia económica de esta industria mediante la captura de toda la cadena de suministro y los efectos de ingresos asociados a la actividad de gas de esquisto en los EE.UU. Conclusiones Entre otras conclusiones importantes, el estudio revela que: • El gas de esquisto permitió aumentar en 27% la producción de gas natural en 2010; actualmente contribuye con el 34% y alcanzará el 43% en 2015 y más del doble, 60%, en 2035.

• Durante 2010, la industria del gas de esquisto fue el soporte de más de 600.000 puestos de trabajo, y para el 2015 el total crecerá probablemente a cerca de 870.000 y más de 1,6 millones en 2035.

• Entre 2010 y 2035 se espera tenga cerca de US$1,9 billones en inversiones de capital acumulado.

• Los gastos anuales de capital, especialmente fuerte en los primeros años, crecerán

a US$48,7 mil millones en 2015.

• La contribución del gas de esquisto en el producto interno bruto de EE.UU. (PIB) fue de más de US$76,8 mil millones en 2010; en 2015 será de $118,2 mil millones y se triplicará a US$231 mil millones en 2035.

• En los próximos 25 años, la industria del gas de esquisto generan más de US$933 mil millones en ingresos fiscales para los gobiernos local, estatal y federal.

• Los ahorros por los bajos precios del gas, así como por los precios asociados a otros consumos, equivalen a un promedio anual de US$926 de la renta disponible por hogar entre 2012 y 2015, y aumentará a más de US$2.000 por hogar en 2035 sobre una base anual.

Los resultados del informe reflejan el impacto dramático de la producción de gas de esquisto en Estados Unidos. No hace tanto, en 2007, se creía que el país tendría que importar grandes volúmenes de gas natural licuado (GNL) para consumo interno. Pero en su lugar, la producción de gas de esquisto ha más que duplicado el tamaño de los recursos naturales de gas descubiertos en América del Norte, suficientes para satisfacer más de 100 años de consumo al ritmo actual.

Una razón clave del profundo impacto económico de esta industria es que actúa como gran “multiplicador de empleos”,

con puestos de trabajo indirectos e inducidos creados para apoyar la industria. Por cada empleo directo creado en el sector de gas de esquisto, se crean más de tres puestos de trabajo indirectos e inducidos, una tasa mayor que las industrias financieras y de construcción, según el informe.

“El gas de esquisto combina una industria intensiva en capital con una cadena de suministro nacional amplia”, dijo Larson. “Estados Unidos es líder en todas las áreas de la industria del gas de esquisto lo que significa que la mayoría de sus proveedores tienen su base en el país y que una mayor cantidad de los dólares gastados están apoyando a los trabajos domésticos en transporte, fabricación de acero, manufactura de equipos pesados, hoteles y restaurantes, entre otros”.

El desarrollo del gas de esquisto requiere taladros de perforación, camiones, equipos y cuadrillas para perforar y com-

pletar pozos de gas; plantas para remover los líquidos y los gases que cumplan con los estándares de calidad, y líneas de gasoductos para transportarlo hacia el mercado, lo que requiere de miles de millones de dólares de inversiones, así como decenas de miles de empleados que trabajen directamente en esta industria, ó bien para las empresas que prestan servicios y suministran materiales, ó en puestos creados en toda la economía relacionados con el gas que gastan sus ingresos en alimentos, vivienda, transporte, ropa, y otros bienes y servicios; actividades todas que se traducen en aportes significativos para la economía estadounidense.

El estudio también arrojó que el gas de esquisto y los trabajos relacionados pagan salarios en promedio más altos – actualmente US$23,16 por hora - que los que se comúnmente pagan a los trabajadores en manufactura, transporte y educación.

Bajos precios del gas También midió el gran impacto de los bajos precios del gas natural. Entre 2000 y 2008, el precio del gas natural Henry Hub promedió los 6,73 dólares por MMBtu (en dólares constantes 2.010). Pero como la producción de esquisto comenzó a incrementarse con volúmenes significativos en 2009 y 2010, el precio se redujo a un promedio de 4.17 dólares por MMBtu. En Octubre de 2011, había declinado a 3,50 dólares. A partir de 2011 hasta 2035, IHS Global Insight estima que el precio promediará los 4,79 dólares por MMBtu. En consecuencia, por primera vez en décadas, la producción de gas natural se encuentra en una ruta de crecimiento a largo plazo, con precios bajos y estables.

Estos bajos precios del gas natural se han traducido en una reducción del 10% en los costos de electricidad a nivel nacional y fluye a través de la economía para propiciar precios más bajos en otras compras de los consumidores.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

21

Análisis Asimismo los bajos precios del gas refuerzan la competitividad internacional de los fabricantes nacionales, lo que resulta en 2,9% más de producción industrial para el 2017 y en 4,7% más en 2035.

“En ausencia del suministro de la producción de gas de esquisto, se requeriría la importación de grandes volúmenes de GNL y los consumidores estadounidenses tendrían que pagar precios europeos o asiáticos, que son dos a tres veces a los actuales en los EE.UU.”, dijo Larson. Pero “los beneficios de estos ahorros repercuten en la economía en general”.

Mayor productividad de los pozos Mucho antes del desarrollo de plays de gas no convencional, los recursos de gas recuperables de EE.UU. se estimaban en 1,268 Trillion cubic feet (Tcf). En Febrero de 2010 la base de recursos de los seis mayores plays del país (Haynesville, Eagle Ford, Marcellus, Fayetteville, Woodford y Barnett) sobrepasó los 1,100 Tcf, lo cual representa 40% del total de recursos de gas natural de la nación.

Debido a que las técnicas de producción convencionales permiten acceder a una amplia gama de rocas madres me-

22 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

diante un solo pozo, la productividad de los pozos de gas esquisto es muy alta, con una tasa de producción típica inicial (IP) de 3 millones de pies cúbicos (MMcf) por día o más, comparado con 1 MMcf por día o menos, de un pozo de gas convencional. IHS CERA estima que el costo del ciclo completo del gas de esquisto producido en pozos perforados en 2011 fue 40-50% menor que el costo del gas

producido en pozos convencionales.

Ahora los recursos de gas de esquisto están disponibles a un menor costo y la curva de oferta de gas natural viene a ser relativamente elástica De manera que la base de recursos de gas natural puede ahora dar cabida a un aumento significativo de la demanda sin necesidad de un precio alto para obtener nuevos suministros en Norteamérica.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

23

Escenario Reporte

BSI PAS 55: El estándar mundial para la Gestión de Activos

Físicos en la Industria de Petróleo y Gas

Creado para entregar las orientaciones necesarias y mejores prácticas para la industria como respuesta al contexto actual, BSI PAS 55 tiene la misión de “gestionar los activos físicos de manera óptima a fin de garantizar los resultados deseados de manera sostenible” Senior Principal Consultant Stork Technical Services 7 Jos Van der Aelst, Mecánicos Asociados S.A. AMS Group Ltd

L

a Especificación British Standard PAS 55, disponible al público para la gestión optimizada de activos físicos, provee definiciones claras y especifica 28 requerimientos para establecer y auditar un sistema de gestión integrado a lo largo del ciclo de vida de los activos físicos. Dicha especificación ha demostrado ser clara y objetiva al definir todo lo requerido para establecer prioridades de mejora y capitalizar dichas mejoras, lograr conexiones claras entre los planes estratégicos organizacionales y el trabajo real diario y las realidades de la gestión de activos físicos.

Para industrias como la de Petróleo & Gas, con una alta dependencia en infraestructura o equipos físicos e intensivas en inversión de capital, esta define lo que debe hacerse en la gestión integrada de las

actividades del ciclo de vida de los activos físicos productivos: adquisición/creación, operación, mantenimiento y renovación/ desincorporación garantizando un desempeño óptimo y sustentable, y el mejor retorno financiero sobre dichos activos.

Para el análisis, diseño e implementación de Modelos de Gestión de Activos Físicos, AMS Group se soporta en el Modelo de Gestión de Activos de su casa matriz Stork Technical Services (STS)1, empresa europea líder en la implementación de este tipo de Modelos. La visión de Stork sobre Gestión de Activos Físicos ha sido desarrollada y gradualmente mejorada a través de la implementación de proyectos con diferentes compañías de diferentes sectores industriales.

Estas experiencias han contribuido al

Figura 1. Ciclo de actividad de los activos en relación con el ciclo de la cadena de suministro

establecimiento de un modelo práctico e integral, el cual ha sido implementado en diferentes sectores industriales como Petróleo & Gas, Energía y Petroquímica alrededor del mundo y el cual ha permitido desarrollar planes de gestión integral de activos con políticas y estrategias claras, medibles y auditables que hacen negocios sostenibles en el tiempo.

Procesos y roles alrededor de los Activos Existe una clara dependencia entre las actividades del ciclo de vida de un activo y los elementos del ciclo de la cadena de suministro. El ciclo de vida representa la vida de los activos, desde la etapa conceptual hasta su disposición final. Los activos deben ser diseñados, mantenidos y operados para alcanzar su tiempo de vida esperado, para satisfacer los requerimientos de la cadena de suministros (perspectiva del cliente) y para cumplir con los requerimientos ambientales y de seguridad.

Los principales procesos en el ciclo de vida de un activo son: – Adquisición / creación del activo – Utilización /operación del activo – Cuidado /mantenimiento del activo – Mejoramiento del activo – Disposición del activo

Actividades de la Gestión de Activos Las actividades incluidas en un modelo de gestión de activos están reflejadas en el Modelo de Gestión de Activos de Stork Technical Services.

1

Stork Technical Services, grupo holandés al cual pertenecen las empresas colombianas Mecánicos Asociados S.A. y AMS Group Ltda. – Este grupo de servicios industriales es líder en servicios relacionados a la operación y mantenimiento de los Activos Físicos Productivos y desde hace varios años viene trabajando, a través de AMS Group, en la implementación de sistemas integrales para la gestión de activos.

24 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

Jos Van der Aelst

Figura 2. Modelo de Gestión de Activos de Stork Technical Services

La implementación de un modelo o sistema de gestión de activos en una organización es un proceso de agrupación, adaptación y de reunir una gran cantidad de procesos existentes, iniciativas y modelos organizacionales. En primera instancia se aconseja a las organizaciones primero considerar cuidadosamente la “arquitectura”, también llamado “marco”, para su futuro sistema de gestión de activos.

La recopilación completa de todas estas descripciones se conoce como el Modelo de Referencia para la Gestión de Activos (también llamado el Sistema de Gestión de Activos).

Este modelo es la base para la aplicación y las subsecuentes revisiones, auditorías y mejoramientos. Hoy en día las empresas deben afrontar nuevos retos cada día. El mundo está evolucionando rápidamente.

Un alto retorno sobre el capital invertido (ROCE) es necesario para entregar el valor agregado esperado por los accionistas. Excelente seguridad y desempeño medioambiental son un requisito para obtener y mantener las Licencias de Operación.

En la mayoría de empresas, diversos procesos, tareas y funciones necesarias en el contexto de la gestión de activos ya están presentes. Realmente para integrar las diferentes funciones y hacer que trabajen en conjunto hacia la misma meta, es necesario desarrollar una estructura clara y evidente que cubra todos los aspectos de gestión de activos.

Con este artículo, Stork Technical

Services quiere entregar ideas, modelos y estructuras a nuestros clientes, y a las empresas impulsadas por activos con el fin de ayudarlas a permanecer o convertirse en una sobresaliente empresa de “clase mundial”, ahora y en el futuro.

Es Consultor Senior en Gestión de Activos de Stork Technical Services. Comenzó su carrera en la industria automotriz con la firma Renault en Bélgica, donde cumplió varias funciones en las áreas de mantenimiento, producción e ingeniería durante más de 10 años. En 1998 inició su carrera en el área de consultoría de mantenimiento en ABB (Asea Brown Boveri) y desde entonces ha trabajado para varias empresas multinacionales de diferentes industrias, en proyectos de auditoría de mantenimiento, aplicación de planes maestros, mantenimiento y proyectos e ingeniería de confiabilidad. Con Stork Technical Services, del cual Mecánicos Asociados hace parte, Jos se encuentra liderando varios proyectos de mejora como Consultor de Gestión de Activos y Director de proyectos enfocado a la norma BSI Estándar PAS 55

Enero 2012 / No 264 Petroleum

25

Tecnología

Aplicación de una metodología de interpretación sísmica cuantitativa para la identificación de zonas prospectivas y la localización de pozos en un campo petrolero en Colombia Investigación Petrosísmica UIS-ICP; A. Calle, Andrés; F. Niño, Instituto Colombiano del 7 D. Torres, Grupo dePetróleo, Ecopetrol S.A; C. Pineda, Universidad Industrial de Santander

Resumen La interpretación sísmica en cualquier proyecto de exploración petrolera está sujeta a un alto nivel de incertidumbre a la hora de establecer las propiedades de la roca y la existencia de hidrocarburo. En la actualidad se implementan diversas metodologías de análisis estadístico para obtener variables de respuesta que describan de forma más exacta, y la incertidumbre asociada, de las cualidades de la roca y eviten sobreestimar o descartar un posible prospecto.

La metodología de interpretación sísmica empleada en este trabajo permite predecir de manera cuantitativa los fluidos presentes en la roca, mediante la integración de técnicas estocásticas basadas en el análisis estadístico de los principales parámetros que caracterizan el reservorio, con la utilización de datos sísmicos (velocidad, impedancia, amplitud), registros de pozo (gamma ray, densidad, y resistividad, entre otros) y relaciones de física de rocas (litología, porosidad, permeabilidad, fluido de poro y net to gross). Mediante el método probabilístico de Bayes se obtienen funciones de densidad de probabilidad (pdf) condicionadas a los parámetros que se van a estudiar y en las que se describe la distribución esperada de las propiedades una vez se especifica el estado de saturación de la roca reservorio. Estas pdfs son empleadas para predecir la zona más probable para la ubicación de nuevos pozos.

Esta investigación busca favorecer procesos de toma de decisiones con base en la aplicación de técnicas de inferencia estadística resumidas en una metodología de interpretación sísmica de tipo cuantitativa. La metodología integra múltiples fuentes de información exploratoria para cuantificar la probabilidad de ocurrencia de fluidos en reservorios, así como establecer criterios de decisión con bajos niveles de riesgo e incertidumbre en procesos de exploración petrolera.

Introducción La fase de exploración en un proyecto petrolero es posiblemente la etapa más decisiva del mismo, en la medida en que durante su desarrollo se establece la posibilidad de encontrar recursos de interés y la información necesaria para identificar donde perforar. Como es sabido, las conclusiones de este proceso están sujetas inherentemente a un nivel de incertidumbre que varía según el manejo que se dé a la información (adquisición y procesamiento) y su posterior uso por parte del intérprete (interpretación) quien finalmente afirma acerca de la existencia o no de un prospecto petrolero1.

Durante la exploración petrolera se ha tratado de reducir dicha incertidumbre, mediante la implementación de diferentes metodologías de análisis estadístico. Algunas de las técnicas más empleadas hacen referencia al análisis de discriminante, clasificación Bayesiana y la clasificación de redes neuronales1. Estas técnicas utilizan datos sísmicos e información de pozo para

26 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

la construcción de un modelo cuantitativo del subsuelo, el cual permite aumentar la confiabilidad sobre la información, minimizando costos y resolviendo, a su vez, interrogantes que surgen alrededor de las principales propiedades que caracterizan la roca reservorio como prospecto. A su vez, interrogantes que surgen alrededor de las principales propiedades que caracterizan la roca reservorio como prospecto.

De esta forma, resulta relevante estudiar y aplicar metodologías que reduzcan factores de riesgo para evitar sobreestimar o descartar un posible yacimiento.

Metodología La metodología desarrollada usa técnicas estocásticas basadas en el análisis estadístico de los parámetros que caracterizan el reservorio por medio de la integración de Figura 1. Esquema del desarrollo general de la metodología. Fuente El autor.

datos sísmicos (velocidad, impedancia, amplitud), registros de pozo (gamma ray, densidad, resistividad y potencial espontáneo, entre otros) y relaciones de física de rocas (litología, porosidad, permeabilidad, fluido de poro y net to gross) para predecir características y posibles saturaciones de fluidos en la roca, reduciendo en gran medida el nivel de incertidumbre que siempre afecta las interpretaciones.

Ver Figura 1.

Modelo inicial El Modelo Inicial de capas empleado es caracterizado por parámetros que obedecen a una distribución estadística Gaussiana.

El Modelo consiste de N capas definidas por el tiempo del tope de cada capa y el tiempo de la base de la última capa a modelar. Cada capa es modelada como una mezcla de dos tipos de roca, un miembro permeable (arena o carbonato) y un miembro impermeable (shale o mudstone).

La Figura 2 muestra el modelo de capas con su parametrización indicando las propiedades que definen cada tipo de “miembro”.

Propiedades que definen el miembro permeable:

Los miembros permeables son susceptibles a substitución de fluidos por lo que se requiere información acerca de las propiedades del grano de la matriz, saturaciones, densidades y velocidades de la onda P de los fluidos de substitución.

Propiedades que definen el miembro impermeable:

Cálculo de la símica sintética y su función de probabilidad El cálculo de la sísmica es un modelo convolucional que trata las capas como unidades isótropas y homogéneas con propiedades efectivas calculadas a partir de la substitución de fluidos de Gassman4 en rocas permeables y Promedio de Backus4 en rocas impermeables.

La convolución se realiza entre la ondícula (w) y las reflectividades (R), calculadas a partir de la sísmica observada y el ruido asociado.

La teoría Bayesiana requiere de una función de probabilidad que describa el estado final probabilístico de un modelo dado a partir de los datos sísmicos observados. La función de probabilidad asociada a la sísmica sintética se calcula a partir de la diferencia entre los datos sísmicos reales y los datos sintéticos creados a partir del modelo inicial de capas. La expresión que define dicha función viene dada por:

Los puntos del muestreo del error son calculados a partir de los rangos de tiempo del modelo de capas y a la ondícula respectiva de cada apilado.

Figura 2. Modelo de N capas y parámetros que lo caracterizan. Fuente El autor

Datos requeridos Los datos requeridos para realizar la inversión están especificados en un archivo de extensión .XML el cual a su vez tiene varias secciones como se explica en la Figura 3. En esta figura vemos como la inversión requiere datos extraídos de la sísmica, de relaciones de la física de rocas, de registros de pozo y conocimientos de tipo geológico de la zona con el fin principal de describir las capas y armar el modelo inicial.

Inversión de los datos La inversión se realizó con base en un algoritmo que invierte traza por traza (Gunning et al. 2004). El software supone trazas independientes haciendo del proceso un evento paralelizable.

El algoritmo opera en un ambiente informático donde una traza sísmica local (usualmente post-apilado) en formato SU (Seismic Unix) es enlazado en una rutina con el modelo inicial, también en formato SU y los parámetros descritos anterior-

Se debe tener en cuenta que las propiedades de los granos son conocidas pero la saturación de fluidos, densidades y velocidades pueden formar parte del modelo estadístico, por esta razón se incluyen como curvas de restricciones (Ecuaciones 1,2,3,4) con su respectiva desviación estándar, teniendo en cuenta que la roca permeables se caracteriza con la porosidad y la roca no permeable con la densidad.

Figura 3. Cuadro resumen con los datos requeridos en el archivo .XML. Fuente. El autor

Enero 2012 / No 264 Petroleum

27

Tecnología mente. Los datos de salida son los parámetros que caracterizan el reservorio descritos como distribuciones de probabilidad seleccionadas internamente por el software con base en la metodología de un hibrido entre cadenas de Markov y Simulación MonteCarlo (MCMC)3.

Aplicación a campo La metodología fue desarrollada en un campo onshore ubicado en el Valle Medio del Río Magdalena en Colombia. El modelo de capas se estableció con base en la litología discriminada por medio del registro de Potencial Espontáneo (SP).

El modelo consta de 9 capas para el pozo 1, como se muestra en la figura 4. Las capas son intercalaciones de shale y arena, el miembro impermeable y el permeable respectivamente. Cada uno de estos miembros fue caracterizado con las propiedades extraídas de los registros de pozo, datos sísmicos e información geológica de la zona para su posterior inversión mediante el uso del algoritmo de inversión3 (Gunning et al. 2004). Como se mencionó anteriormente la información del modelo inicial va incluida en un archivo de extensión .XML.

Figura 4. A. Izq. Modelo de capas en tiempo. Der. Registro SP en profundidad. El autor

Análisis de resultados Como resultado de la inversión se obtuvo las trazas sintéticas calculadas a partir de los parámetros establecidos en el modelo de capas. La figura 5 muestra a la izquierda las trazas extraídas de la sísmica real en la zona donde se realizó el modelado y a la derecha su respectiva traza sintética. La homogeneidad horizontal que se observa a lo largo de las trazas sintéticas es producto del modelado de las capas las cuales son tratadas como un sistema homogéneo que distingue entre dos miembros, el permeable (arena o carbonato) y el impermeable (shale o lutita).

En las figuras 6, 7, 8 y 9 se observan las curvas de las principales propiedades que permiten validar el modelo propuesto inicialmente. Los datos reales están representados por una lí4. B. Principales parámetros que describen el modelo de capas. Fuente. El autor nea púrpura y los datos obtenidos de la inversión por una línea verde. A su vez, la desviación estándar asociada a cada propiedad representa la incertidumbre o posible rango de error de la propiedad específica.

El análisis de porosidad muestra que los valores “resultado” están por debajo de los datos extraídos de los registros de pozo, por lo que se puede subestimar dicha propiedad. Ver figura 6. La diferencia entre los datos de pozo y los obtenidos de la inversión es de 4.8%.

Igualmente, las figuras 7 y 8 representan el análisis para los espesores y la densidad en cada capa con un error del 12.89% y 1.36%, respectivamente, entre los datos invertidos y los de pozo. La figura 9 muestra una buena correlación entre los datos de profundidad, de cada Figura 5. Izq. Trazas extraídas de la sísmica real. Der. Trazas sintéticas. Fuente. El autor capa, establecida en el modelo inicial a

28 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

Figura 7. Valores de densidad obtenidos de la inversión y de pozo. Fuente El autor

Figura 6. Correlación de los valores de porosidad obtenidos de la inversión y los del pozo. Fuente El autor

partir de los registros de pozo y datos sísmicos, y los que resultan de la inversión. La poca diferencia se ratifica con el porcentaje de error del 0.11% que genera la diferencia entre los dos casos.

Potencial de arena productora y ocurrencia de fluidos La relación Net-to-gross, establecida en el modelo inicial para las capas permeables, indica que dentro del espesor bruto de cada arena existe un porcentaje que, por estar contaminado con algún tipo de arcilla, dificulta alojar fluido alguno.

Para las capas impermeables la relación Net-to-gross tiene un valor de 0, por lo cual se excluyen del análisis. La figura 10-A muestra la arena con potencial de alojar hidrocarburo en cada capa permeable, resaltando que la arena 2, la cual tiene un espesor de 390 ft, presenta mayor cantidad de arena petrolífera en comparación con los demás paquetes de arena.

A su vez, la figura 10-B indica que el 35% de este paquete está saturada con fluido hidrocarburo. Otra evidencia de que el paquete permeable objetivo es la arena 2 lo muestra la Figura 10-C, a la cual se atribuye un porcentaje de 94% de probabilidad de alojar hidrocarburo comparado con las demás capas de arena.

En cuanto a la presencia directa de fluidos, la figura 11-A resalta que la Arena 1 y la Arena 2 alojan mayor cantidad de hidrocarburo en comparación con los otros dos paquetes de arena. La Arena 1 tiene una probabilidad de estar saturada con 70% petróleo y 30% salmuera, ver figura 11-B. Por otra

Figura 8. Correlación de los valores de espesor de cada capa leídos de los registros de pozo y los obtenidos de la inversión. Fuente. El autor

Figura 9. Análisis de la Profundidad de cada capa de los datos observados y los obtenidos de la inversión. Fuente El autor

parte, la Arena 2 tiene una probabilidad de estar saturada con 63% petróleo y 37% salmuera, ver figura 11-C. Teniendo en cuenta que la arena de mayor espesor es la arena 2 comparado con los 160 ft de atribuidos a la arena 1, la primera se ratifica como el espesor objetivo.

Ubicación de un pozo Al concluir que la arena 2 es el objetivo a perforar y teniendo en cuenta que ya existe un pozo exploratorio que atraviesa la formación, pasando por la zona de interés la cual inicia a los 6370

Figura 10. A. Arena petrolífera en cada paquete permeable. B. Porcentaje de arena petrolífera en la arena objetivo. C. Hidrocarburo neto para cada paquete de arena. Fuente El autor

Enero 2012 / No 264 Petroleum

29

Tecnología

Figura 11. A. Saturación de aceite en cada paquete de arena. B. Fluidos saturantes en la Arena 1. C. Fluidos saturantes en la Arena 2. Fuente. El autor

ft y llega hasta los 6760 ft como lo indica el registro SP en la figura 4-A, se concluye que se podría perforar dicho espesor asegurando en esa capa de arena la zona potencialmente más productora sujetos a un nivel de incertidumbre mucho más bajo. Lo anterior gracias a la información extraída después de realizar una interpretación cuantitativa de las propiedades de la roca y de los fluidos que la saturan, como se puede observar en la figura 12.

Figura 12. A. Esquema que muestra la arena de interés en el pozo exploratorio 1. Fuente. El autor

Conclusiones - La interpretación sísmica cuantitativa es una técnica aplicable DURANTE LA Exploración petrolera y permite predecir ocurrencia de fluidos y propiedades determinantes de la roca reservorio.

- El modelo de capas utilizado inicialmente permitió obtener resultados con un rango de error confiable, comparado con los datos reales, por lo que las afirmaciones que se realicen a partir de la información extraída de la inversión son adecuadas.

- Con base en estudios anteriores de pozo, es sabido que la formación productora corresponde a las profundidades de la capa llamada arena 2, de esta forma se valida la conclusión acerca de la existencia de fluido hidrocarburo en la arena mugrosa, que corresponde al paquete

30 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

mencionado anteriormente, y su condición de ser potencialmente petrolífera, en comparación con las demás capas.

- Lo que hace atractivo al paquete de arena 2 frente a las demás capas de arena es que posee un espesor mayor que estas y permite alojar mayor cantidad de fluido hidrocarburo a{un conociendo una saturación de aceite en un porcentaje un poco mas bajo.

Reconocimientos - Delivery: Open Source.

- Grupo de Investigación Petrosísmica (Convenio UIS-ICP) - Instituto Colombiano del Petróleo; Ecopetrol S.A - Universidad Industrial de Santander.

Referencias 1. AVSETH, P., MUKERJI, T and MAVKO, G., “Quantitative Seismic Interpretation: Applying Rock Physics Tools to Reduce Interpretation Risk”, 2005 2. CAERS, Jef et al. “Stochastic integration of seismic data and geologic scenarios: A West Africa submarine channel saga”. 2003.

3. GARCÍA, Víctor. “Aplicación de un algoritmo de inversión sísmica Bayesiana pre-apilamiento para estimación de propiedades elásticas en un yacimiento gasífero costa afuera, Trinidad & Tobago”.

2006.

4. GUNNING, James and GLINSKY, Michael. “Delivery: an open-source model-based Bayesian seismic inversión program”, 2004.

5. GLINSKY, Michael, et al. “The value of using relative amplitude changes”, 2007.

Enero 2012 / No 264 Petroleum

31

Calendario 2012 FEBRERO 01 – 03 - 1er Congreso Internacional de Logística, Transporte y Distribución de Hidrocarburos - Guadalajara, México - www.expoltd.com.mx 06 – 08 - SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference - The Woodlands, USA- www.spe.org/events/hftc/2012/index.php 15 – 17 - SPE International Symposium & Exhibition on Formation Damage Control -Lafayette, USA - www.spe.org/events/fd/2012/ 21 – 24 - NAPE Expo - Houston, USA - www.napeexpo.com/ 22 – 24 - The Power Turbine Congress North America 2012 - Miami, USA www.turbinecongressamericas.com/ 23 – 25 - Oil & Gas Outlook Brazil - Río de Janeiro, Brasil – www.terrapinn.com/2012/brasiloil/

MARZO 05 – 09 - CERAWeek 2012 - Houston, USA - www.ceraweek.com/ 06 – 08 - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition 2012 - San Diego, USA www.spe.org/events/dc/2012/index.php 07 – 08 - Deepwater Production Tech 2012 Londres, Reino Unido - v11. vuturevx.com/exchange-sites/Whitmore%20Group/59/conferences/eu-ess2.asp 13 – 15 - Oceanology International 2012 -Londres, Reino Unido - www. oceanologyinternational.com/ 13 – 16 - Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition - Cartagena, Colombia www.cwccolombia.com/ 20 – 21 - IADC/SPE Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Exhibition - Milan, Italia - www.iadc.org/conferences

32 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

20 - 21 - Hydraulic Fracturing Water Management Canada 2012 - Calgary, Canadá - www.hydraulic-fracturing-water-management.com 21 – 22 - CCS: Converting CO2 From Waste Into Profit - Rio de Janeiro, Brasil –www.spe.org/events/12ari2/ 21 - 22 - Emerging Shale Plays USA 2012 - Calgary, Canadá - www.emergingshale-plays-usa.com 21 – 22 - Integrated Intelligent Completions Río de Janeiro, Brasil - www.spe. org/events/12ario/ 26 – 28 - Deepwater Development 2012 - París, Francia - www.mcedd.com/ 27 – 28 - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition -The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2012/index.php 27 - 28 - Reserve Estimations For Tight Oil & Shale Gas Caanada 2012 Calgary, Canadá - www.reserve-estimations-canada.com

ABRIL 09 – 13 - XXXIII Convención Panamericana de Ingenierías - UPADI 2012 - La Habana, Cuba - http://www.upadicuba.com/index.php?module=default/principal 16 – 18 - SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2012 - Ciudad de México, México - www.spe.org 17 – 18 - IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition - Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org/event/iadc-international-deepwaterdrilling-conference-exhibition/ 22 – 25 - AAPG Annual Convention & Exhibition - Long Beach, CA, USA www.aapg.org/longbeach2012/ 30 - May 03 - OTC 2012 - Houston, USA - www.otcnet.org/

Enero 2012 / No 264 Petroleum

33

Última Página

Los subsidios comienzan a cobrar factura En una entrega de meses atrás comentábamos sobre los perversos que han sido los subsidios prolongados a los energéticos en varios países de América Latina. No cabe la menor duda que los gobiernos de nuestra región crean o mantienen subsidios algunas veces con muy buenas intenciones, y las más de las veces para ganar votos y mantenerse en el poder. Empero, tarde o temprano los subsidios pasan factura

7 Álvaro Ríos Roca*

L

os subsidios a los energéticos, lastimosamente van contra toda tendencia a conseguir eficiencia y competitividad.

Cuando los energéticos tienen muy bajos precios, nadie los valora o cuida y el consumo es generalmente desmesurado.

Además no dan ninguna señal para tomar la eficiencia energética con seriedad. El derroche resulta el derrotero.

Queda además claro que los que más se benefician de los subsidios son quienes más tienen. Aquellos con dos o tres vehículos, los que viajan constantemente, que tienen yates, piscinas calefaccionadas y muchos otros placeres con alto consumo energético. Por lo tanto, el que menos tiene, el que anda en bus, en metro, que vive modestamente, termina subsidiando al que más tiene.

Del mismo cuero salen las correas dice el adagio. Fuertes subsidios a la energía por prolongados periodos también llevan a desabastecimientos. Las recientes experiencias en la región son contundentes.

Brasil, Chile y Perú por ejemplo, son países que no subsidian sus energéticos y es muy extraño escuchar hablar de cortes de energía eléctrica, racionamiento o desabastecimientos.

ANUNCIANTES

ENERO 2012 / No 264 / Petroleum Alkhorayef……………………………..….14 AME…………………………………...…31 ANH…………………………………...……2 Baker Hughes……………………….….C.P.I. Corpac Steel………………………………15 Fugro-Jason……………………………….20 Halliburton………………………………C.P. LHR Americas……………………………29 Merla……………………………………...23 Multiomega……………………………….10 NAS Colombia…………………………....7 Panthers Machinery…………………….….5 Repsol.............……………………………13 Schlumberger…………………………....P.I. Servitrans………………………………...8 SPWLA 2012………………………..…...21 Sugaca…………………………………....11 Summit Energy…………………..……....19 Tejas Tubular…………………………….9 Tradequip…………………………………30 UPCO………………………………...…..17

34 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o

Fuertes subsidios también ahuyentan inversiones en generación de energía eléctrica y exploración de hidrocarburos.

Países con tradición productora y exportadora terminan importando energía o hidrocarburos. El caso de Venezuela es patético, que tiene las reservas más grandes de gas natural del mundo, pero ya importa por años de Colombia, y de no dar un muy fuerte golpe de timón en relación a los subsidios al gas natural, terminará importando GNL y del imperio, que está mirando exportaciones para subir los bajos precios por la excesiva oferta de shale gas.

Los efectos citados párrafos arriba generalmente no conmueven a los gobiernos para cambiar la situación de los subsidios.

Lo que sí conmueve es cuando duele en las arcas públicas y fruto del efecto combinado de subsidios y excesivo gasto público. No importa si son gobiernos neoliberales, socialistas, derechistas o izquierdista, cuando la factura llega y pega en el balance fiscal, algo hay que empezar a hacer.

En los últimos meses vemos que varios países de la región están analizando iniciativas para salir de los fuertes subsidios a sus energéticos, situación que aplaudimos y que consolida las macroeconomías. Colombia lo ha estado haciendo gradualmente desde hace algunos años con los precios de los hidrocarburos y de la electricidad.

En Bolivia a finales del 2010 se ensayóuna de las medidas más neoliberales jamás vista y se trató de subir los hidrocarburos en forma bastante abrupta, pero se tuvo que dar marcha atrás muy rápidamente.

Durante todo el 2011 se han lanzado globos de ensayo mediáticos para ver cómo reacciona la población y salir de fuerte subsidios a los hidrocarburos. Tarde o temprano algo tendrá que ocurrir porque las arcas están bien afectadas por subsidios y por fuerte gasto social y en empresas estatales deficitarias no productivas. También se estudia el subir las tarifas eléctricas a aquellos que más consumen, es decir foca-

lizar el subsidio, situación que así debe ser.

Argentina también así lo ha entendido y se ven claras señales para focalizar subsidios a los más necesitados y subir a los que pueden pagar. No sólo ocurre en energía, sino en agua y otros sectores y hacer que los que más tienen sean los beneficiados de los subsidios.

Lo que acontece actualmente en Argentina en materia de gas natural es casi inaudito. Remunerar en promedio de 2 a 3 US$/MMBTU a los productores nacionales e importar entre 8 a 16 US$/MMBTU es muy difícil de entender. Los recientes avances en desarrollos de petróleo y gas no convencional le dan un enorme potencial de recursos a Argentina, pero sin duda que se necesitan precios más altos para desarrollarlos. Los programas Gas Plus avanzan en esta dirección.

La coyuntura en Ecuador es también compleja y toca la caja fiscal cada vez más fuerte. Recientemente los precios de los combustibles para aviación han sido elevados y se han dado focalizaciones en electricidad y se estudia mecanismos de focalización para el GLP. Tarde o temprano los subsidios energéticos pasan a la factura y nos alegra que gobiernos que se oponían a estas medidas estén tomando el toro por las astas para la requerida y ansiada estabilidad macroeconómica. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drilling Info

MICRO-CURE

TM

–

Tecnología innovadora de yacimientos

Rehabilitación de pozos entubados Sistema de rehabilitación de pozos para incrementar la producción

Los sistemas típicos en base a disolventes simplemente diluyen las emulsiones perjudiciales y se respaldan fundamentalmente en la agitación mecánica, además de que la acidificación generalmente causa problemas en la zona del yacimiento cercana al pozo. Estos medios convencionales de rehabilitación han demostrado ser ineficaces y dan

MICRO-CURETM tiene propiedades de tensión superficial ultrabaja y alto poder detersivo que le permiten esparcirse fácilmente en la formación rocosa perforada y solubilizar espontáneamente el petróleo y eliminar las emulsiones para recuperar el máximo caudal de producción en pozos deteriorados.

Contrariamente a la tecnología convencional, MICRO-CURETM no depende de medios mecánicos de agitación para rehabilitar un pozo.

Basta solamente un tratamiento con MICRO-CURETM para obtener resultados. Tanto en pruebas de laboratorio como en el campo, MICRO-CURETM ha demostrado tener una contundente superioridad sobre los sistemas de tratamiento en base a disolventes.

Características y Beneficios ■ Tratamiento multifuncional para eliminación de problemas cerca del pozo ■ Aplicación fácil para tratamiento de pozos entubados ■ Química avanzada de Mesofase para eliminar condiciones deteriorantes y aumentar la producción rápidamente ■ Prolonga la vida productiva de pozos en yacimientos en declinación ■ Recupera el retorno de inversión en pozos nuevos que sufren deterioro de condiciones en zonas aledañas ■ Una alternativa eficaz a los onerosos métodos de fractura o nueva perforación

Producción de gas, mcf

Baker Hughes Drilling Fluids presenta el innovador sistema de rehabilitación de pozos entubados MICRO-CURETM, que elimina los problemas comunes que se encuentra en la zona aledaña al pozo y permite recuperar la producción y así optimizar el retorno de inversión.

resultados parciales. MICRO-CURETM está formulado con tecnología de Mesofase, que es el medio más apto y eficaz de rehabilitación con fluidos de pozos entubados.

Inicial

Tratado

Pozo 1 en tierra

Producción de gas, mmcf

La inducción de fracturas con medios hidráulicos o una nueva perforación no siempre son las mejores medidas para recuperar la producción en un pozo. El método más rápido y económico de incrementar la producción en un pozo en declinación es inyectar una solución rehabilitante en las perforaciones existentes.

Inicial

Tratado

Pozo 2 en tierra

35

Mesophase INSIDE

Enero 2012 / No 264 Petroleum

36 Enero 2012 / N 264 / Petroleum o