Memoria FIGAS 2012 by Branko Zabala

Branko Zabala Peris GERENTE GENERAL BZ GROUP Boris Gómez Uzqueda MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO Ivr Von Borries MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

■ EQUIPO DE APOYO FIGAS 2012 Ema Peris Serrate ADMINISTRACIÓN GENERAL Lauren Montenegro Montes de Oca GERENCIA COMERCIAL Silvia Duabyakosky Lia Ovando LOGÍSTICA Priscila Zabala René Mendoza STAFF Luis Rivera / Isabel Ocampo REPRESENTACIÓN BZ GROUP / FIGAS TARIJA

■ EQUIPO EDITOR MEMORIA FIGAS 2012 Franco García REPONSABLE MEMORIA 2012 Lizzett Vargas Edén García PERIODISTAS J. David Durán R. DISEÑO y DIAGRAMACIÓN Reporte Energía FOTOGRAFÍA

FORO INTERNACIONAL DEL GAS (FIGAS) y REPORTE ENERGÍA SON PRODUCTOS DE BZ GROUP SRL Calle I-Este, Nro. 175, Equipetrol Norte, Santa Cruz, Bolivia. Tel. (+591-3) 341-5941 copyright bz group 2012 www.bz-group.com www.reporteenergia.com

EQUIPO

Miguel Zabala Bishop COMISARIO GENERAL DEL FIGAS Y DIRECTOR DE REPORTE ENERGÍA

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INAUGURACIÓN 5

Miguel Zabala Bishop. Comisario General del FIGAS

Rodrigo Paz. Presidente del H. Concejo Municipal de la ciudad de Tarija

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PANEL I: EXPERIENCIAS DE SERVICIOS EN PETRÓLEO Y GAS

Alfredo Renault. Empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de política de contenido local

Mario Gonzalo Montenegro. Caso de éxito de la empresa Serpetbol Perú y el desafío Camisea

Fernando Benalcázar. Certificación EO 100, producción responsable

Christian Gamarra. Logística petrolera: operación con tecnología, estándares y contratistas confiables

Zhou Tong. Buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos de operaciones en montaña

PANEL II: SERVICIOS PARA OPERACIONES PETROLERAS EN NUEVAS FRONTERAS EXPLORATORIAS Y NO CONVENCIONALES

Fernando Meiter. Cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal

Luis Cezar Quintans. La construcción del marco regulatorio para el Pre Sal en Brasil

Dave William Sobernheim. Más zona productiva, menos tiempo de equipo de perforación y más contacto

con el yacimiento, con menos impacto ambiental

Gerardo Triunfo. Políticas energéticas del Uruguay mirando al 2030

PANEL III: NUEVAS TENDENCIAS Y TECNOLOGÍA EN INGENIERÍA E INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE Y PROCESOS DE GAS Y LÍQUIDOS

Eduardo Alba. Servicios petroleros en mercados de alta demanda, la industria en Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú

Nelson Yañez. Sistema de monitoreo y control para la operación segura de ductos

Miguel Ferrufino. Construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC)

Carlos Pelaez. Arquitectura legal para proyectos de EPCM

Carlos Vidal. La aplicación de información geográfica a mejoras de trabajo en el rubro petrolero

PANEL IV: OPORTUNIDADES DE NEGOCIO PARA SERVICIOS EN EL UPSTREAM 87

Gary Medrano. La Nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos

Demetrio Stanczyk. Las soluciones para la industria de Oil & Gas

CONCLUSIONES 95 MEMORIA FOTOGRÁFICA

Inauguraciรณn

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Miguel Zabala Bishop Comisario General del FIGAS y director de Reporte Energía Periodista y abogado especializado en hidrocarburos y energía, con más de 24 años de experiencia. Director de Reporte Energía y BZ Group SRL. Fundador de los más importantes medios especializados en la materia en Bolivia; creador y fundador de la Federación Latinoamericana de Periodismo Especializado en Energía (FLAPEE); el Centro de Investigación para el Desarrollo Energético y Ambiental (CIDEA); representante de The International Herald Tribune (de propiedad de The New York Times y Washington Post), Colaborador de Petróleo Internacional (edición Kansas-New York), columnista, editor, redactor, productor de prestigiosos medios impresos y de televisión nacionales; ha cubierto varias versiones del Congreso Mundial del Gas, Congreso Mundial del Petróleo, Congreso Mundial de Energía y asistido a congresos internacionales de la industria de la energía en Argentina, Brasil, Canadá, Ecuador, Reino Unido, Estados Unidos, México, Paraguay, Perú, Venezuela y otros. Asesor de empresas del sector energético; consultor internacional en materia de energía.

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Miguel Zabala

l Foro Internacional del Gas (FIGAS) nace el año 2009 como una iniciativa de la publicación especializada Reporte Energía para abrir un espacio de diálogo entre todos los actores de la industria del sector hidrocarburos y del sector eléctrico. Hemos ido incluyendo a medida que pasó el tiempo, también las energías alternativas pero en el fondo este es un Foro que reúne a todos los actores de la energía. ¿Por qué lo hacemos en Tarija? Dirán aquellos que vienen por primera vez al FIGAS. Porque Tarija tiene en el subsuelo los yacimientos más grandes de hidrocarburos de este país y por supuesto, está inscrita como una región con un potencial gasífero muy importante en el cono sur latinoamericano. Por eso es que el FIGAS nació y tiene su cuna en esta ciudad, en esta región tan importante del sur de este nuestro querido país Bolivia.

En años anteriores hemos abordado temas del Upstream, que tienen que ver con la exploración, producción, política energética y con la necesidad que tenemos los bolivianos de ir ajustando estas políticas para mejorar nuestras condiciones económicas, la relación de negocios con nuestros vecinos, nuestras condiciones de mercado, para optimizar el uso de nuestros recursos que obviamente son finitos y tenemos que ser muy inteligentes y prácticos a la hora de ejecutar estas políticas. Decíamos la primera vez el año 2009 que el FIGAS pretende recoger la experiencia de los actores de la industria para trasmitirla como insumo de una política energética de este país y que se proyecte hacia el exterior. Traemos experiencias de actores de primerísimo nivel. Ya han pasado por el FIGAS panelistas y conferencistas de los cinco continentes, y esperamos que sus ponencias sirvan como insumos para mejorar las condiciones del país. Hoy en las últimas horas recibíamos el último boletín de YPFB de que habíamos superado los 52 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo cual es una muy buena noticia, pero queremos seguir escuchando estas buenas noticias porque creemos que aún hay mucho por hacer en la industria. Hay algunos que somos muy conformistas, estamos muy bien! Hemos pasado un proceso de nacionalización que nos ha devuel-

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to la propiedad de los hidrocarburos y estamos muy bien. Sí estamos bien. Las cifras nos muestran que estamos bien, pero debemos pensar en el largo plazo. La industria de los hidrocarburos es una industria de largo plazo, invertimos ahora, desarrollamos en cinco años, y en cinco años empezamos a ver aquello que invertimos y desarrollamos. A veces un poco más, dependiendo de las condiciones geológicas que nos ofrezcan nuestras formaciones y yacimientos. Este cuarto FIGAS ha querido enfocar su eje temático en “Servicios y suministros eficientes en la cadena de hidrocarburos de Bolivia”. Es por eso que hemos invitado y han aceptado venir muy gentilmente, importantes personalidades, que tienen que ver con servicios y suministros para la industria de los hidrocarburos. Durante este cuarto FIGAS queremos resaltar el papel de las compañías de servicios para el éxito de los proyectos en la industria de los hidrocarburos y energía. Es por eso que vamos a tener un programa nutrido en experiencias, servicios, tecnología en la industria a nivel nacional e internacional. Inclusive la compañía internacional ANCAP, de Uruguay, ha querido enviarnos a su vicepresidente y asesor del directorio para que nos cuente cuáles son sus políticas y nosotros podamos aprender de este país que empieza una experiencia hidrocarburífera. Tenemos hace mucho tiempo en el país la experiencia de un marco legal que ha impulsado y fortalecido el contenido local para eso el superintendente de la Organización Nacional de Industrias de Petróleos del Brasil, nos va a venir a contar de cómo este país ha avanzado en esto que es el contenido local. En Bolivia hemos hecho bastante, pero quizá podamos hacer más para que nuestras compañías de servicios tengan mejores y más oportunidades para poder desarrollarse y aportar a la industria. Eso como ejemplo de lo que será mañana y pasado. Quiero invitar a todos a que nos acompañen en estas dos jornadas de trabajo conociendo lo que hacen las compañías de servicios y suministro en la industria y al mismo tiempo puedan retransmitir a sus compañías, a sus autoridades lo que el FIGAS quiere ofrecer este año.

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Inauguración del Figas 2012

Gracias a todos nuestros auspiciadores, a todas las entidades de apoyo que son el puntal de este evento y este año quiero agradecer el constante apoyo y el espíritu propositivo del Lic. Rodrigo Paz, presidente del Consejo Municipal de Tarija, que se ha tomado en serio este compromiso con la energía y con el desarrollo y nos ha brindado todo el apoyo para el FIGAS.

Lo mismo al ejecutivo seccional, Sr. Alfonso Lema, que este año nos apoya en el desarrollo de este evento y particularmente a la Gobernación del Departamento de Tarija que nos está brindando un importante apoyo en este evento. Gracias a todos!

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Rodrigo Paz

Presidente del Concejo Municipal de Tarija Se tituló en Economía y Relaciones Internacionales en la American University, Washington (Estados Unidos). Tiene una maestría en Gestión Pública y Medios de Comunicación y un doctorado en Gobernabilidad. Fue diputado uninominal por siete años. Formó parte del Comité de Participación Popular y desarrolló la Ley de Mancomunidades. Actualmente es el presidente del Concejo Municipal de Tarija.

Inauguración del FIGAS 2012 11

Rodrigo Paz

ablábamos acá de que cuando Repsol se juntara y fuera miembro de Caincotar. Hace unas semanas estaba en Singapur donde pude ver la experiencia del mundo asiático y la visión para que los siguientes 20 años ellos controlen el 50% del PIB mundial. Preguntaba a cada una de las representaciones, qué hace Brasil, qué hace Chile, qué hace Ecuador para ser parte o vincularse a ese mundo asiático que va a tener una presencia y un peso específico más aun en los años que viene. Evidentemente que Bolivia poco y nada hace en el sentido de una relación con el mundo asiático, Brasil hacía toda una explicación de sus relaciones bilaterales, comerciales, culturales. Chile también y Perú también. Nosotros estábamos un poco rezagados; sin embargo, Asia decía: Ustedes tienen todo lo que nosotros queremos, empezando por las materias primas. Todo lo que tiene Bolivia es todo lo que quiere Asia. Me sorprendió esa definición que siendo muy poca y reducida nuestra delegación, fue una de las que más peso e importancia le dieron porque evidentemente había una relación de demanda sobre nuestras materias primas. Quiero hacer una reflexión. Hoy Bolivia está gozando los mejores precios de los últimos 30 años de las materias primas en todos los rubros especialmente los hidrocarburos. Creo que es momento que estas materias primas no tomen el mismo ciclo de tanto discurso que se da colonial, precolonial, postcolonial de que nunca hemos podido superar la importancia de las materias primas. Nueva Zelandia hizo un gran contrato con China. Te vendo materia prima, me pagas por eso pero también me das conocimiento. La primera iniciativa que tengo hoy para reflexionar es que Bolivia está en el momento de no solo vender materia prima sino venderla con valor agregado y que a cambio de los productos económicos que nos puedan dar también generen conocimiento en nuestro país. En lo local, una de las reflexiones que hacíamos es que aquí nos falta conocimiento porque si van a llegar empresas de los hidrocarburos y nosotros queremos una relación con ellos, ne-

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cesitamos conocimiento mediante diferentes estrategias donde las empresas extranjeras tienen que apostar a desarrollar ese conocimiento. Santa Cruz lo ha logrado en cierto nivel, por eso creo que la inmensa mayoría de las empresas están instaladas allá. Pedimos el derecho a que Tarija tenga esta misma oportunidad a través de nuestro empresariado sobre todo aquellos que tienen inversiones directas en nuestro país. Una segunda propuesta, es que me preocupa las cifras a nivel nacional sobre todo en el gasto corriente que sorprendentemente no solo se ha duplicado sino que se ha triplicado a nivel nacional. Yo no sé si algunas inversiones son en base a un simple test de pre factibilidad. Ahí sí que me preocupa, y los tarijeños y bolivianos tenemos que alzar la voz. Necesitamos tener una visión clara de hacia donde van los recursos de los bolivianos, de qué manera se invierten y de qué forma esto es una expresión de la realidad del cambio para todos los bolivianos. En Tarija tenemos el acumulado de 3 mil millones de bolivianos que no gastamos, entonces tal vez sea el momento de plantear al gobierno nacional la creación de un fondo de inversión y ahorro autónomo y estratégico, porque resulta que nos estamos llevando toda una serie de recursos que llegan gracias a la inversión extranjera pero no se quedan en la región. Hablamos de 4 mil o mas millones de bolivianos de los cuales llegaremos a ejecutar ni siquiera 1.500 o 2.000 y el resto no se sabe para dónde va, aunque dice que está acá. Es momento de ir creando nuestros fondos para tener nuestras reservas, para diseñar esa estrategia, para que nuestros empresarios privados le exijan a empresas internacionales que llegan a Bolivia que vengan a invertir a Tarija porque tenemos buena calidad, buen servicio, buen precio, es disponible y es competitivo. Queremos una vez por todas empezar a hacer esa alianza estratégica y FIGAS representa eso. Es un evento que junta a lo público con lo privado. Quiero agradecer y una vez más indicar que el municipio está con todo el respaldo. Nosotros entendemos que no hay modernidad sin empresas y sin mercados, pero también entendemos que eso se da solo con el libre mercado. ¡Bienvenidos a Tarija, bienvenidos a su casa!

Panel I: EXPERIENCIAS DE SERVICIOS EN PETRÃ&#x201C;LEO Y GAS

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Alfredo Renault

Organización Nacional del Petróleo de Brasil ONIP Es profesor de la materia de economía de la Pontificia Universidad Católica. Fue superintendente adjunto de relacionas institucionales de la Agencia Nacional del Petróleo ANP de Brasil, presidente de la fundación estadual Norte Pluminense, responsable para la gestión de la universidad Estadual de esa ciudad. Ha sido superintendente de la Secretaría Estadual de Ciencia y Tecnología del Estado de Río de Janeiro, profesor del Departamento de Ingeniería Química de la Universidad Federal Rural de Río de Janeiro. Es miembro fundador del Congreso Mundial del Petróleo en su momento Rio de Janeiro 2002, coordinador del Diccionario del petróleo de la editora Lexicon. Posee una gran trayectoria en escenarios de foros internacionales.

empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de política de contenido local 15

Alfredo Renault

Muchas gracias. Buen día a todos. Incialmente quiero agradecer la invitación que fue hecha a ONIP y también saludar a los organizadores del FIGAS que se hace cada vez mas importante en la industria de gas natural y petróleo de Latinoamérica. Voy a intentar hablar en español con ustedes. El título de mi ponencia es: ‘El Desafío de la Cadena Productiva en la Industria Petrolera’. Es un título que busca traer la discusión de cómo podemos aprovechar los recursos naturales para aprovechar la industria y los servicios locales para la generación de empleos, de renta en el país. Entonces es muy importante para nosotros en Brasil por la cantidad de nuevos descubrimientos y las inversiones que vamos a tener en los próximos años. Entonces es un tema que se le presta atención no solo en el Gobierno o en las empresas o del país. Yo voy a dividir en tres partes mi presentación. Voy a hablar un poco del panorama de la situación en el Brasil, un poco de que característica tiene la cadena productiva de la industria petrolera y un poco de los desafíos y de la cuestión de contenido local que tenemos que tratar en mi país. Sobre el panorama de Brasil podemos decir que algunos datos macroeconómicos muestran que vivimos un momento especial porque tenemos las cuentas externas en buen estado, con una buena reserva en dólares, baja inflación y tuvimos este año (2012) buen crecimiento. Es un periodo de buen crecimiento con baja inflación y cuentas externas en equilibrio. Entonces tenemos balanza comercial bajando pero todavía con saldo, con casi una década que se cumple de buena condición macroeconómica. Las inversiones en el sector petróleo, las reservas descubiertas nos van a exigir un enorme desafio de recursos y de gestión para desarrollarlas. Entonces la visión de ONIP es que tenemos una década de inversiones y costos de OPEX de más o menos $us 400 mil millones por una década y lo que es mas importante es que esos recursos no son un punto de un periodo corto, o sea por la cantidad descubierta reciente vamos a tener que hacer inversiones para 15 a 20 años para ponerlas todas en producción, mas la exploración que todavía queda por hacer.

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Las inversiones para el periodo 2012-2013 en los planes de las inversiones desde Petrobras hacia las otras empresas privadas suman cerca de $us 285 mil millones solo en actividades vinculadas en petróleo y gas. Ahí no está vinculada a ningún otro tipo de energía y esas son direcciones extremadamente interesantes porque tenemos una media de casi $us 60 mil millones al año consecutivamente en 5 años. Esos datos son muy cercanos al estudio que hicimos, que está concentrado solamente en la parte

offshore y esta es toda la cadena incluyendo refino y transporte. Para que tengan una idea de la importancia del país, se puede afirmar que si comparamos todas las inversiones industriales que se esperan en Brasil para los próximos años, el 60% son de petróleo. Este estudio es del Banco de Desarrollo del país entonces ese porcentaje muestra la importancia del petróleo en el desarrollo de Brasil. Esto es una muestra de lo que pasa con la producción del petróleo en Brasil. Desde 1998 al 2010 se obtuvo el doble. Salimos del final de los años 90’s con cerca de 1 millón de barriles y llegamos cerca de los 2 millones de barriles actualmente. Lo importante es saber que los principales descubrimientos recientes no están todavía en producción. Se diría que 8% de la producción del Brasil proviene del Pre Sal, además que mientras la producción crecía se doblaron las reservas y esto no incluyen las del Pre Sal, que todavía no están certificadas y no se cuentan como reservas probadas. El gas también tuvo un largo crecimiento, aunque un poco más bajo. Tuvimos una producción de 40 millones de metros cúbicos al día para una producción hoy de casi 70 millones de metros cúbicos al día. Claro que una parte significativa de esa producción se destina a reinyección en la propia plataforma. Entonces no es la producción que se puede disponer para el mercado. Las reservas probadas de gas hoy llegan a 450 mil millones de metros cúbicos, lo que muestra también un crecimiento bastante importante en la década. Tenemos actualmente 14 bloques en exploración y 79 campos en desarrollo de producción o sea que hay mucho por hacer y estamos a 5 años sin ninguna ronda para nuevos bloques en exploración. Estamos un poco retrasa-

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Empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de la política de contenido local

dos porque estos bloques están en fase final de devolución y en unos años más vamos a hacer poca exploración en Brasil si no hacemos nuevas rondas, si no hay previsión del Gobierno para el próximo año. En el área del Pre Sal hay una capa de sal bajo la roca. Entonces la perforación llegó debajo de la capa de sal, y ahí si había petróleo. Esta capa de sal bajo la roca puede tener 300 metros en alguna parte, pero también se puede extender hasta 5 km en otra parte de la región y hay perforación que ya incluye esa parte de los 5 o 6 km de la capa de sal. Por otro lado vemos que lo que está licitado en fase de inversión suma un 80% para perforación. Esto demuestra el tamaño de la oportunidad y de lo que pueda haber. La cantidad todavía no está dimensionada pero se sabe que es de importancia para el país y para el futuro del desarrollo de estos campos. La situación actual de las reservas, muestra que podemos salir con 60 mil millones de barriles del Pre Sal para producción, aunque puede ser más o menos, pero es una idea de lo que pasa con el país y es una perspectiva con respecto de la 8va reserva de petróleo más grande del mundo en caso de que eso 50 o 60 mil millones de barriles que se habla se habiliten para producción. Ahora les voy a mostrar la cadena productiva de la industria. Tenemos suerte que el petróleo esté en el mar. Eso exige una infraestructura y un costo de inversión más alto. Entonces hay necesidad de construcciones para la producción del Pre Sal, que está a 300 km. Vamos a tener una cantidad para el gas que viene desde la producción hacia la Costa. Ya tenemos una ruta lista pero vamos a tener 3 para traer el gas. Es una oportunidad para los submarinos o sea hay una cadena productiva en el sector de petróleo y gas pero aún más para la producción

offshore. Las unidades productoras de las zonas de exploración son más que las de tierra. Entonces se va a exigir mas inversiones. Aquí pueden ver un poco de cómo esta cadena se estructura:

la empresa petrolera, la operadora en el centro de la cadena y aquí hay diferentes iniciativas industriales de servicios que se relacionan con la empresa petrolera de diferentes maneras. La primera capa se relaciona directamente con la empresa petrolera, pero esto se va expandiendo hacia diferentes sectores formando realmente una cadena productiva. Un ejemplo. De 15 o 20 bienes de capital que son de extrema importancia en calidad y en cantidad se puede mover la industria y los servicios porque la cantidad que se van a necesitar de todos esos bienes es muy grande para hacer el desarrollo de los campos que fueron descubiertos. Y aquí un perfil de la cadena productiva del petróleo. Son muy distintos los sectores de servicios de los de la industria que pueden aprovechar las inversiones. Segundo, tiene una amplia variedad de tamaño y de localización geográfica. O sea una empresa que puede no tener nada de petróleo puede vivir suministrando al sector petrolero. Es una cadena muy amplia, diversa y que puede tener pequeñas microempresas. Y dos importantes temas que para nosotros en Brasil ha sido muy trabajado: la cuestión tecnológica y la cuestión de la calificación de la mano de obra. La producción de petróleo, el desarrollo de ese campo exige que el país trabaje en el desarrollo tecnológico de la calificación y su mano de obra para adaptarse a esa realidad. Entonces la cadena productiva es exigente lo que es muy bueno porque exige andar adelante. Bueno ese es el desafío, esa es la gran discusión de los últimos años en Brasil y creo que en otras partes del mundo donde los recursos minerales fueron encontrados. Tenemos los recursos minerales finitos y dos maneras de aprovecharlos: la primera con las ventas de la producción que son muy positivas para el país, pero que es de corto plazo y tenemos la otra manera que es la venta de la producción, el desarrollo económico de la industria y de los servicios en el país que va traer desarrollo tecnológico, innovación, calificación de la mano de obra, competitividad de la industria y con resultados de corto y también de largo plazo.

Alfredo Renault

Entonces este es un punto del desafío, y es el punto más relevante de la discusión que tenemos en este momento. Para esto tenemos que tratar los factores de competitividad de un sector industrial o de servicios que suministre a un sector de petróleo y gas. Tecnología, recursos humanos, régimen tributario, financiamiento, o sea estos son temas centrales para la competitividad del país para los productos o los servicios importados y con la dirección de mantener precio, plazo y calidad en conformidad, en competitividad internacional. Permitanme darles un ejemplo. Mientras EEUU y Corea hacen inversiones de 2.7 de su PIB en Investigación y Desarrollo Tecnológico Brasil lo hace con 1% del PIB. Entonces eso tiene consecuencias y que de hecho incluimos en los contratos con las petroleras incluyendo la misma Petrobras que 1% de la producción obligatoriamente es para inversión en investigación y desarrollo tecnológico, 1% de la renta bruta, siendo que la mitad se puede hacer en la propia empresa pero la otra mitad hay que hacerla en la universidad, en los centros de Desarrollo e Investigación del país. Entonces a partir del diagnóstico se toma medidas y se hacen Política Públicas que van a buscar solución para estos puntos principales de la competitividad, claro que es a largo plazo. A su vez el contenido local en la ronda 1 a 4 puede ser colocado en el BID en las subasta. La empresa puede sumar la cantidad que quiera. De 5 a 6 había una exigencia mínima de contenido local y de 7 a10 tiene límites máximos y mínimos. Hubo unos cambios en las exigencias de compra en el país según la política desde la primera ronda en 1999. Petrobras tiene requisitos de contenido local para sus emprendimientos que no tiene reglas establecidas por la Agencia reguladora. Entonces los emprendimientos en Downstream y los emprendimientos que no tengan una exigencia legal de la Agencia reguladora tiene requisitos internos de Petrobras y el Banco de Desarrollo para prestar dinero con bajo interés. En los números de la subasta de las rondas de exploración, se percibe los números medios de las empresas que hicieron colo-

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caciones en el BID para contenido local de las inversiones en la exploración y la producción para que tengan una idea de la evolución de esto. A continuación se mostrarán las principales acciones para aumentar la participación local en bases competitivas con el fin de construir una política de contenido local para llegar a una capacidad productiva del país que sea competitiva y que pueda durar más que la propia producción del mineral. Primero tenemos la ‘expansión de la capacidad productiva de los proveedores actuales de alta competitividad’. O sea tenemos que ampliar nuestra capacidad productiva porque las demandas nos recomiendan ampliar. Segundo, tenemos que Mejorar la competitividad de los sectores que no están con esa capacidad de competición. En tercer lugar se debe desarrollar nuevos entrantes en la cadena nacional de petróleo y gas (P&G) o sea desarrollar nuevas empresas brasileñas que puedan actuar en el sector y tenemos trabajo específico para esto. Cuarto, estimular las asociaciones de empresas nacionales con empresas extranjeras con transferencia de tecnología. Quinto, estimular empresas extranjeras a establecerse en Brasil. Entonces para diferentes productos y situaciones hay diferentes posibilidades de solución para que la participación de la industria brasileña aumente incluyendo empresas extranjeras para hacer producción en el país y eso un poco de la consecuencia de ese trabajo, la atracción de inversión no solo la política sino la escala de la demanda. Hay como ya dije antes un periodo muy largo para que las inversiones sean hechas, entonces eso da tranquilidad para aquellas que van a vender para ese seguimiento, para ese sector. Entonces tenemos en ductos submarinos solo cinco empresas haciendo inversiones en el país, en equipamiento submarino, Aker, FMC, GE, Cameron. Los principales actores (players) internacionales hacen inversiones para producir en Brasil.

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Empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de la política de contenido local

En toda máquina de Roll-Royce se hace ahora una unidad de tubos de generadores en Río de Janeiro porque tienen contratos muy grandes con Petrobras y van a hacer una unidad en Río de Janeiro para garantizar los contratos. Tenemos diferentes tipos de ductos que ustedes conocen V&M con muchas inversiones y al final la conclusión del contenido local como ser la cuestión de un concepto y la herramienta de una política local, no es una política en sí, es una herramienta que se debe sumar con otras gestiones que realmente sean una política industrial más compleja que incluye tributos, financiamiento,

desarrollo tecnológico y mano de obra calificada. Por eso ella es una acción complementaria a las otras dirigidas a los factores de competitividad. Si la política local es transitoria es porque tiene éxito, porque los que construyen competitividad no necesitan más de política para el contenido local y es la manera de garantizar una alternativa sustentable a largo plazo. Entonces hoy las exigencias con los que están produciendo es invertir en tecnología en Brasil, capacitar en mano de obra local y compras con empresas brasileñas que se puedan desarrollar con competitividad.

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Mario Gonzalo Montenegro

Director ejecutivo Serpetbol Perú

Tiene 25 años de experiencia en la construcción en general y en el sector hidrocarburos en particular. Es especialista en diseño, planificación y ejecución de proyectos, gerenciamiento de importantes proyectos, además de la interacción y dirección general de las áreas financiera, legal, y operativa de la compañía Serpetbol en su calidad de gerente general. Actualmente se desempeña como director ejecutivo de esta empresa.

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Mario Gonzalo Montenegro

n el año 2002 iniciamos la aventura de irnos a Perú. Fue un desafío grande, de ansiedad, de cierta incertidumbre pero también con muchas expectativas. Ahí comencé una aventura en base a algo que me ha servido toda la vida: planificar, fijar objetivos sobre todo objetivos intermedios o hitos, seguimiento y control continuo, el saber qué estamos haciendo y cómo lo estamos haciendo cada cierto tiempo. Una vez en el Perú, y habiendo formado la empresa formalmente me fijé el objetivo de entrar en Camisea. En menos de tres meses de estar allá logramos insertarnos en la lista de proveedores aprobados para el proyecto, lo cual fue un primer hito que nos habíamos propuesto. Ya aprobados empecé a ver cuáles eran las verdaderas posibilidades. En ese momento ya el proyecto estaba en curso y habían grandes jugadores en el mismo: Techint, Skanka, locales como Graña & Montero, Tecna y otras. Muchos de los jugadores estaban presentes y no era muy fácil pretender entrar a semejante proyecto con una empresa con una persona. Lo que hice fue fijarme el objetivo de entrar con alguna diferencia. Fue con esa voluntad de cotizar y de entrar con un pequeño contrato marginal cuando ya estaba lo grande adjudicado a una alternativa que era un contratito de proveer una cuadrilla de servicios. En ese entonces era una máquina de soldar, una mezcladora y siete personas, pero para mí era la llave que abría la puerta. Era entrar a un dormitorio de servicios sin hacer ningún ruido, pero a la vez era como entrar a una gran mansión llena de oportunidades. Una vez adentro, uno es el que tiene tiene que hacerse ver y moverse. Ahí empieza el verdadero espíritu de competitividad y abrirse campo. Empezamos el proceso de crecer y de hacer algo importante. Hay dos palabras que abren muchas puertas: jale y empuje. No solo hace falta iniciativas, no solo hace falta ideas, no solo hace falta identificar la oportunidad sino que una vez se está adentro, para conseguir los objetivos hay que empujar.

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Para eso es importantísimo aclarar que las empresas no están hechas de activos sino de gente. Yo quiero reconocer a un gran equipo gerencial que hoy me acompaña en una empresa que tiene casi 3.000 empleados en Perú siendo el mayor contratista en Camisea, teniendo casi 1.500 personas. Nuestra historia va amarrada de objetivos y de un crecimiento sostenido y mesurado. Hemos dado pasos con cierto caso de riesgo pero siempre acompañados de planificación y una revisión constante de nuestra situación. Como contratista que la ha vivido y sufrido, quiero aterrizar un momento en el tema financiero e impositivo. ¿Cómo afianzamos obras? ¿cómo tratamos de crecer y ser competitivos en un sistema complicado donde se nos presentan exigencias y garantías muchas veces inalcanzables para empresas pequeñas como las nuestras?. Lo que hicimos fue conseguir un plan mesurado y con responsabilidad, demostrando la inversión de todos nuestros logros y con transparencia en nuestro manejo. Todo esto no hubiera sido posible, como lo fue en Perú, sin un sistema financiero que lo permite. Yo lastimosamente, entiendo y veo que acá hay un sistema financiero que no viabiliza las circunstancias y está restringido por un parámetro estatal que define parámetros muy duros. O sea para otorgar una garantía hay que afianzar con el 100% del dinero en efectivo o en activos reales. Entonces no es muy lógico que el sistema financiero y el gobierno, más allá de aportar a que se pueda crecer de forma mesurada, más bien tienden a estrangular porque no hay forma de desarrollarse si no es acompañado por un sistema financiero que le permita cumplir con los requisitos. Si es un proyecto de 100 millones de dólares y hay que afianzar el 10% o 20% , ¿Cómo una empresa local puede hacer eso?. Una empresa internacional lo logra con la sola presentación de un papel en función a unos activos internacionales que no le generan ningún inconveniente. En muchos casos, esa empresa no tiene ningún solo activo a su nombre en el país entonces no es lo mismo que un proveedor local, que arriesga y empeña hasta su ropa interior, y que tiene mucho más que perder, que tiene que trabajar para quedarse.

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Caso de éxito de la empresa latinoamericana Serpetbol Perú y el desafío Camisea

En Perú por ejemplo, si hubiéramos tenido un sistema financiero tan rígido como el de acá nunca hubiéramos podido hacer lo que hemos hecho. Hoy nosotros tenemos la capacidad de otorgar garantías muy superiores a las de empresas bolivianas de nuestro rubro combinadas. Eso es porque el sistema favorece la emisión de garantías reales pero combinado con la garantía de los propios contratos y otros factores. Recientemente alguien me dijo que acá hay empresas muy buenas, con tradición pero en lo que tienen que trabajar es en su capacidad de otorgar garantías. Entonces y le digo: No es solamente querer mejorar sino que el medio lo apoye a uno. Ahí hay participación de todos. Tiene que haber la voluntad de las empresas petroleras, las operadoras, y que el gobierno cree medios para viabilizar que ese sistema financiero genere estas medidas. También estoy seguro y es necesario que las contratistas puedan demostrar su capacidad de ejecución porque no es en vano que ocurran situaciones por el hecho de que pretendemos más de lo que podemos. Hay un alto componente de saberse ubicar y creo que hay empresas que tienen muchísimo potencial para lograr mayores objetivos. Una cosa extraña que en Perú no ha sido tan importante como la certificación de calidad. El año 2010 recibimos la certificación y el año 2011 hicimos la certificación completa con la ISO 9000, ISO 14000 y OSHAS 18000, que nos ha ayudado también y podemos decir que somos una empresa que puede responder a los retos. Es normal escuchar entre los proveedores nacionales y la mis-

ma historia se repite en los escenarios, que no hay oportunidad para nosotros, que hay que agarrarse las migajas y pelearse por contratos con bajos precios y condiciones leoninas donde en realidad se termina asumiendo un riesgo que no corresponde. Eso es culpa de nosotros también, porque no puede ser que algo que vale 10 yo me vea obligado a firmar por 8. Es complicado el día de mañana como con esos 8 trato de arreglármelas, entonces hay que hacer un esfuerzo en que las operadores a través de sus contratistas principales no exijan cosas que van a terminar mal. Hay casos recientes donde termina generándose situaciones complicadas entre contratistas y subcontratistas. Las operadoras deberían contemplar tipos de proyectos como se hacen en la minería EPCN, donde la operadora adjudican el contrato internacional pero en la parte de ingeniería y compra, y el tema de construcciones lo maneja tipo management. Al final el beneficio lo va a tener igual pero la relación no es indirecta con los proveedores locales o las contratistas con el cliente. Nosotros tenemos un par de contratos de ese tipo en Perú, donde nosotros firmamos el contrato con la dueña del proyecto y la compañía del EPCN es la vinculadora de todo y obviamente se lleva su parte por eso. Esas son alternativas que deberíamos analizar para enriquecer nuestro modo de operar. Para mí, la idea debe estar clara para cualquier emprendimiento por pequeño que sea. Se debe planificar, se debe fijar objetivos se debe hacer seguimiento. Yo así lo he hecho, no es fácil, el Perú no es un mercado que esté libre y disponible, cuesta como en cualquier otro lugar. Pero hemos demostrado que en una industria demandante y exigente, ya tenemos cierto protagonismo y podemos considerarnos una empresa de un calibre mediano a nivel sudamericano.

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Fernando Benalcázar

VP Latam Equitable Origin, Estados Unidos-Ecuador

Tiene más de 21 años de experiencia en el liderazgo en la gestión, asuntos comunitarios, EHS, operaciones sobre terreno, responsabilidad corporativa y de ingeniería y desarrollo de proyectos. Profesional de Seguridad Certificado (CSP) en EEUU, past-presidente de ASSE en Ecuador, director de SPE Ecuador y miembro del Comité de Sostenibilidad SPE.

CertiFIcación EO 100, producción responsable 25

Fernando Benalcázar

on la innovación en el sector petrolero hidrocarburífero buscamos cambiar ciertos paradigmas que han estado vigentes en los últimos 30 o 40 años en la región latinoamericana.

La agenda mía va a cubrir cuatro aspectos: a) ¿Qué es la Equitable Origin y su sistema de certificación?; b) La situación actual, cómo vemos nosotros ciertos temas en lo social, ambiental y de gobernanza; c) ¿Qué planteamos?; y d) ¿Cómo funciona?. Equitable Origin es una empresa. No es una ONG, y buscamos trabajar con empresas de petróleo y gas y con las reguladoras de gas. Es una compañía que tiene socios, creada y fundada en los Estados Unidos y al momento cuenta con una oficina registrada en América Latina y una sucursal en Colombia. Como empresa hemos creado el primer y único Sistema Socioambiental de Certificación, Canje de Certificados y de Etiquetado Ecológico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, desarrollado con la participación de Stakeholders (grupos de interés ó partes interesadas). Alguien me decía ayer que se entiende perfectamente la palabra de Stakeholders, pero en resumen son aquellos que tienen algo que decir sobre las actividades que desarrollamos. Nuestra visión es catalizar un nuevo estándar para la industria del petróleo y gas donde la protección ambiental y la biodiversidad sea optimizada y se beneficien las comunidades locales social y económicamente. Lo nuestro no es más que decir cómo una empresa tiene su carácter socio ambiental en aspecto de gobernanza, aspectos laborales y más. A eso va unido un sistema de KF de certificados. El sistema de KF de certificados es lo más moderno que tenemos. Esta innovación va cogida de la mano con empresas operadoras del primer mundo que tienen las mejores prácticas socio ambientales, laborales y demás. Esas empresas hoy día ponen recursos para los programas de ambiente, de responsabilidad corporativa, seguridad laboral, los programas de buenas prácticas laborales y demás y ese dinero no tiene ningún reco-

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nocimiento, es parte de la operación. Simplemente nosotros introdujimos el concepto innovador de canje de certificados. Cuando una empresa es debidamente certificada tiene un mercado cuya responsabilidad la manejamos nosotros. Hemos creado un mercado EO, ese mercado EO es similar al concepto de mercado de carbono en lo que es el canje más no en la filosofía. Y tercero. Quien compra esos certificados, que produce el tercer pilar que nosotros llamábamos aquí, es el etiquetado ecológico. Quien compra esos certificados tiene derecho de usar un etiquetado asociado con nuestra marca. Cuando creamos esta empresa definimos una visión muy clara, muy definida y es la que nosotros buscamos catalizar en un nuevo estándar para esta industria, los temas de biodiversidad y de protección ambiental así como incrementar los beneficios directos en las comunidades locales en lo social y económico. Cuando digo comunidades sociales, no son solamente indígenas ni las comunidades nativas de la región. Nosotros vimos la necesidad clara y definitiva por cuatro motivos: Identificamos una brecha en el mercado: No existe una certificación integral, globalmente reconocida, para la exploración y producción de petróleo y gas basada en la participación de los

Stakeholders (grupos de interés). En este proceso iniciamos en enero aproximadamente 27 meses de consulta y participación con aproximadamente 2.500 horas hombres de interacción con organizaciones no gubernamentales, organizaciones petroleras nacionales, grupos de indígenas, asociaciones de grupos de indígenas y universidades. Este proceso lo desarrollamos formalmente con base en Ecuador, Colombia, Perú y parte de Brasil. Las percepciones. La industria del petróleo y gas se mantiene bajo el escrutinio de las comunidades locales, ONGs internacionales y del público en general y aún se mantiene como el sector menos confiable en lo social y ambiental a pesar de las signifi-

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cativas mejoras en sus prácticas operacionales. Todos los que están aquí pertenecen a la industria petrolera y las empresas petroleras que hacen buenas prácticas ambientales y sociales dicen que no tomamos una percepción ante ese stakeholder, que no hacemos las cosas bien, que tarde o temprano vamos a contaminar, o tarde o temprano le vamos a jugar sucio a una comunidad. El conflicto social ambiental está ahí y nadie lo puede negar no importa si es la empresa más grande del mundo. Creemos que esa percepción tiene que cambiar.

Entonces planteamos una solución al ser los primeros en su clase con ecoetiqueado, y tener un sistema que ha sido desarrollado con la participación de los grupos de interés más relevantes/ importantes para el desarrollo de la actividad petrolera.

Los riesgos. La desconfianza general y el descontento local se manifiestan en significativos riesgos operacionales, legales, de reputación y financieros a través de las etapas de exploración y producción de petróleo y gas. Quiénes de ustedes no han enfrentado la situación de que el colono X, o el ranchero Y, o los indígenas Z han paralizado un taladro por 10 o 15 días, tiempo en el que no se tiene pérdidas. Entonces creemos que podemos contribuir de alguna manera a mitigar esos riesgos.

Un sistema de certificación para operaciones de petróleo y gas, administrado bajo los más altos estándares internacionales. Nuestro sistema funciona sin reinventar la rueda. Nos hemos basado en las mejores prácticas que la industria utiliza, desde organizaciones gremiales y empresas líderes.

Demanda por petróleo y gas responsablemente producido. La curiosidad sobre el origen de los productos a base de hidrocarburos está creciendo y los consumidores de petróleo y gas no tiene un mecanismo para influir en las prácticas de producción o diferenciar los “líderes” de los “rezagados”. Puede parecer increíble que hay grupos con poder adquisitivo en el mercado, que así como compran el trigo y café de buen origen, hay tendencias formales de igual calibre para el petróleo y los derivados del petróleo. Estamos seguros que si no somos nosotros definidamente alguien más lo va hacer. En todos los países del mundo, todos los recursos no renovables están en zonas de altísima sensibilidad ambiental, de pueblos indígenas o zonas endémicas. Fijémonos en América Latina. En la cuenca amazónica, en la cuenca del sur, es impresionante, no hay ningún solo proyecto que en expansión de la frontera petrolera no se encuentre con un pueblo indígena o una zona ambientalmente sensible.

En ese sentido ofrecemos un estándar de desempeño, completo, independiente, respaldado por los grupos de interés para las operaciones de petróleo y gas que puede minimizar aquellos riesgos que mencioné inicialmente.

El punto final son los certificados negociables para vincular operadores certificados con los clientes downstream. Aquellos que compran derivados del petróleo y que buscan elevar la conciencia pública sobre las buenas prácticas socio-ambientales y recompensar a las empresas por trabajar de manera responsable. ¿Cómo funciona? La base de todo lo que ofrecemos está en el estándar EO100, y tuvo mucha participación de grupos de interés lo cual es tremendamente diferenciador. El resultado de estas 2.500 horas hombres de interacción en diferentes foros, fechas y circunstancias es que el estándar se basa en 6 principios estructurales que abarcan asuntos gubernamentales, sociales y ambientales relacionados con la producción de petróleo. El primero tiene que ver con el día a día: gestión corporativa, rendición de cuentas y ética. ¿Cuántas empresas no son cuestionadas por asuntos de este tipo, cuántas no son valoradas? Segundo: Derechos humanos, impactos sociales y desarrollo comunitario. Tercero: Condiciones justas de trabajo y laborales.

Cuarto: Derecho de los pueblos indígenas. Cinco: Cambio climático, biodiversidad y ambiente. Sexto: Gestión de ciclo de vida del proyecto. De estos el que más innovación trae es el último. Gestión de ciclo de vida y puntualmente era vital en el grupo indígena crear un elemento asociado con derecho de los pueblos indígenas y no necesariamente, con el principio dos de desarrollo comunitario, porque los indígenas tienen una serie de “privilegios” y logros con instituciones internacionales del más alto nivel como la ONU, OIT y demás. Entonces estos principios nos obligan a establecer ciertos pasos intermedios con el objetivo absolutamente claro. Por ejemplo, en el caso de los pueblos indígenas. A través del estándar establecemos como objetivo claro que las actividades de exploración y producción de gas deben desarrollarse de tal manera que reconozcan, respeten y consideren los derechos específicos, las tradiciones y las implicaciones de los pueblos indígenas cuyos territorios como medio de subsistencia podrían verse afectados por el proyecto. Destaco esto porque hay una palabra clave que es respetar, en todos los proyectos exitosos siempre esa ha sido la base. Respetar e integrar a las comunidades y mucho más a los pueblos originales. Todos los proyectos que se hacen respetando y reconociendo los derechos ancestrales de un pueblo, hacen la diferencia. Las actividades de exploración y producción de petróleo deben llevarse a cabo usando sistema de gestión efectivos, que respeten las leyes nacionales e internacionales. Estos sistemas de gestión deben incorporar marcos conceptuales que exijan una aproximación responsable y de ser posible, sostenible en el uso de recursos. Esto de aquí es interesante, los marcos legales de todos los países de la región ofrecen cierto tipo de postergación y pasan cier-

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tos pozos un tiempo abandonados y con el paso de los años un pozo abandonado bajo motivos técnicos, al momento de cambio de operación o de operador, pasa a ser un pasivo ambiental que después pasa a ser un problema y sirve para que los reguladores digan que no ha habido inversión social ni ambiental en este proyecto y por ende podemos perder el proyecto. El sistema nuestro se basa en principios y cada principio establece una serie de disposiciones y cada disposición es medible. Esta disposición es medida a través de cuotas de desempeño del nivel uno al nivel tres. La empresa para ser certificada debe cumplir con el 100% de la cuota de desempeño mínimo, esto le garantiza elevar la barra de operaciones en el mundo. Es decir, una empresa de mediano porte, una empresa operadora pequeña que no quiera invertir le sugiero no quiera gastar en esto. Simple y llanamente este puntaje es el que implica el porcentaje de la producción diaria, sea en gas o barriles de petróleo, que recibirá certificados y son esos certificados los que entran en el mercado. Es decir, una empresa que es evaluada y certificada que cumple un 30 a 40 % del estándar tiene entre el 30 y 40% de su producción certificada. Esta certificación no es hecha por nosotros, la certificación es hecha por cualquiera de las empresas certificadoras. Finalmente, estas empresas van a decirnos a nosotros, el señor tiene derecho a tantos certificados. Si las cuotas de desempeño 2 y 3 son objetivos a mediano y largo plazo, ese desempeño, esa nota de 30 a 40% subirá a 50 o 60%, entonces es un incentivo económico para el operador. Este mercado se lo realiza a través de lo que llamamos el EO Exchance. Se trate del mercado donde el comprador paga por ese certificado y ese dinero se revierte directamente al operador y eso puede traer ciertos temas de conversación futura entre el operador y el dueño del contrato o contratante, porque es algo que no estaba previsto. Es decir, si a mí me contrató la empresa respectiva en un país, yo produzco, me pagan por eso, ¿Qué pasa si yo tengo un ingreso que no es petrolero? ¿Quién es el dueño , la empresa contratante o el operador? En el caso de Colombia, llegaron a un acuerdo de 50% y 50%.

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Finalmente, esto ofrece los productos derivados del petróleo con certificación EO para esos consumidores. Productos comunes vs productos que tienen certificación. Ejemplos clarísimos de esto son desde la suela de los zapatos hasta la ropa que vestimos, o los servicios de transporte como es el caso del mayor supermercado de los Estados Unidos, que al momento es el primer comprador de certificados que tenemos. Eso permite la elección del consumidor. Actualmente no hay ningún sistema equivalente al nuestro en la industria del petróleo y gas. Nuestro sistema es totalmente compatible y se incorpora a la Iniciativa de Reporte Global (GRI), al Índice de Sostenibilidad Dow Jones (DJSI) y a otros sistemas conocidos de gestión de la industria. Sin embargo aporta un valor adicional al: Contar con un amplio apoyo de los grupos de interés más relevantes para la industria: los pueblos indígenas, ONGs internacionales, reguladores, comunidades locales y las instituciones financieras.

Una prueba de ello es el alcance de la certificación en otras industrias. Por ejemplo, la FSC asegura que los productos forestales procedan de bosques gestionados de manera responsable. 18% de los bosques mundiales están certificados por la FSC con valor de mercado de $us 20 mil millones. La Fairtrade asegura que los agricultores reciban una compensación justa por sus productos. Fairtrade obtuvo ventas de $us 5.8 mil millones por 20 productos específicos y un total de $us 64 mil millones por todos productos certificados. En la pesca, la certificación asegura que los peces silvestres han sido capturados de la manera más sustentable posible. Certifica el 8% de la pesca comercial global de mariscos. El Green Building Council asegura que una construcción sea diseñada y construida para lograr el mayor desarrollo sustentable de un lugar considerando el ahorro de agua, eficiencia energética, selección de materiales y calidad ambiental interior, etc. El 20% de los proyectos nuevos en los EEUU está siendo certificado con Leed.

Estar diseñado específicamente para atenuar y responder a las principales preocupaciones y/o problemas actuales que más influyen en los grupos de interés. Ser totalmente independiente, completo y requerir la verificación por parte de terceros a nivel de operación. Proporcionar un mecanismo para lograr un retorno efectivo de la inversión en las buenas prácticas sociales, ambientales y de buen gobierno. Creemos que el comprometerse con el estándar EO es una oportunidad para aquellas empresas líderes o aquellas empresas que están en la transición de crecimiento de una empresa mediana a grande, ser parte de liderar un movimiento en la industria en general pero que en el área petrolera es la primera vez que lo ofrecemos al mercado.

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Christian Gamarra

Küehne Nagel Alemania, Bolivia

Profesional Bachelor of Science in Business Economics con Especialidad en Administración de Empresas y varios cursos de actualización y especialización. Posee más de 15 años de experiencia en el ámbito empresarial orientado al logro de objetivos comerciales, marketing y hestión tanto en compañías transnacionales como en emprendimientos propios.

Logística petrolera: operación con tecnología, estándares y contratistas conFIables 31

Christian Gamarra

ueremos compartir lo que estamos haciendo y hacia donde está queriendo ir la compañía. Nosotros somos Kuehne Nagel, una compañía alemana y nos cuesta mucho trabajo comunicar quienes somos porque desde la pronunciación es muy difícil. Somos una empresa de logística a nivel global, estamos 190 años en el mercado. Una de las cosas que siempre digo en todas las charlas que tenemos es que hoy en día la logística es un factor importante en el sector petrolero porque escuchaba al Dr. Fernando y a Carlos que decían qué pasa si paramos un taladro 5 días, eso representa 7 millones de dólares. Pues bien las normas de seguridad tienen que ver mucho con eso. Entonces ahí viene la presión para nosotros en cuanto a cumplir tiempos y pensamos que una buena gestión de logística con temas tecnológicos con seguridad hacen la diferencia porque el objetivo de la logística es ser un eslabón mas de la cadena de suministro de la parte petrolera y convertirnos en una parte del contratista. Voy a dividir la presentación en tres partes. Primero les voy a contar un poco quienes somos y toco tres puntos que los vamos a ir abordando. Uno de ellos es compliens que hoy día estamos siendo muy enfáticos en esto, que voy a ir detallando, que procedimientos de Compliance estamos aplicando a nivel global y

qué cosas se están haciendo para cumplir estas normas. Luego tenemos la seguridad a todo nivel con certificaciones y diferentes procedimientos y al final el tema tecnológico, que termina siendo el valor agregado final. Para contarles un poco Kuehne Nagel es una compañía que fue fundada en 1890. Tenemos mas de 900 oficinas en 110 países con 65 mil personas trabajando. En Bolivia estamos hace 14 años y somos uno de los pocos operadores logísticos con presencia propia. Estamos entre las 20 empresas más importante de la Top 40 “world’s best companies” en 2011 y nuestra casa matriz a pesar de que somos una compañía alemana ahora está en Schindellegi, Suiza, ahí es donde todos reportamos. Contarles que en temas marítimos hemos movido más de 2.7

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millones de contenedores, 758,000 toneladas aéreas. Hoy a nivel mundial pone énfasis en compliance. Queremos tener el contrato más importante del mundo y este no se va a desarrollar y obviamente quisimos que así como nosotros cumplimos y tratamos de hacer calificar cero corrupción, nuestra contraparte tenga también los mismos procedimientos. Muchas de las compañías ya lo están exigiendo. Les doy como ejemplo lo siguiente. Una empresa petrolera nos ha exigido que los proveedores estén certificados. Comprenderán ustedes que la informalidad con que se maneja el mercado boliviano es uno de los grandes desafios que tenemos. Muchas veces el proveedor tiene el camión, la esposa y nada más. Entonces, es un desafío muy grande conseguir proveedores confiables, pero en todo caso ya hemos logrado a partir de febrero certificar a tres compañías bolivianas el 2010 a través de nuestro Casa Matriz en Schindellegi y han sido certificadas por Price Waterhouse con prácticas, actas y con todos los requerimientos del FCPA (Foreign Corrupt Practices Act), que es una acta para prácticas internacionales. Para el cumplimiento de este FCPA se requieren dos acciones básicas: manterner los registros de todas las transacciones y por otra parte instrumentar controles de gestión contable de todas las empresas. Entonces somos muy exhaustivos en la selección de los proveedores porque queremos evitar todo riesgo. Generalmente hay mucho riesgo de la comunidad, de la operación en sí, en temas de seguro que se van operando, pero un riesgo que muchas veces no es tomado son los procedimientos de como se va a contratar a las empresas que vamos a dar el servicio. Este probablemente es el riesgo más alto que vamos a exponer a nuestro cliente. Entonces es por eso que nosotros damos cumplimiento a las normas del FCPA y hoy en día estamos en una campaña mundial de capacitación de todos los empleados desde enero de este año en FCPA y hay otras normas internacionales en Inglaterra y en diferentes países, pero la que más se practica en Latinoamérica es el FCPA.

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Logística petrolera: Una operación con tecnología, estándares y contratistas confiables

En el tema de cumplimiento de normas QHSE, y la he puesto en orden intencionalmente porque para nosotros es muy importante y luego viene la seguridad para las empresas petroleras. Acabamos de cumplir un proyecto con todas las certificaciones de este tipo con 0 incidentes. Este tema de seguridad hoy en día los jefes o gerentes de seguridad pueden tener mas poder que un gerente financiero, puesto que pueden parar las operaciones. Hemos visto que un gerente de seguridad para taladros porque los ingenieros dicen esto ‘no pasa’ porque la seguridad está en juego. ¿Cuánto va a costar?. Volvemos a utilizar el ejemplo de los “7 millones de dólares”, paramos por el tema de la seguridad de las comunidades. Entonces es por eso que la seguridad es muy importante desde este ámbito y desde el aspecto logístico también lo es para nosotros. En este sentido, tenemos todas las certificaciones y he escuchado a hablar a varios exponentes de la 9001, la 14000, la 18000 que es una certificación global, pero nosotros tenemos certificaciones específicas para el negocio en términos de aseguramiento de calidad y de seguridad para nuestros clientes. Una de ellas es el Cargo 2000, que es una certificación que se da a la compañía. En este caso, para todos los aspectos que están involucrados en el negocio de logística, la certificación Cargo 2000 consiste en reducir procesos de 40 a 19 procesos en la cadena logística. Cargo 2000 se basa en los resultados de un estudio realizado entre los clientes de la industria del transporte de carga con el fin de satisfacer de forma eficiente sus necesidades. Hace que la operación sea muchísimo más eficiente de lo que normalmente se hace porque estamos enlazados a líneas aéreas y diferentes agentes de la cadena de logística para que la información fluya. En este sentido en nuestro caso particular damos incentivos a la regional si es que estamos divididos en regiones y las regiones dan incentivos por cumplimiento de normas. Según Cargo 2000 el límite inferior esta por 95% y si la región o la oficina, en este caso Bolivia, tiene menos del 95% será penalizada en sus ingresos y si cumple más del 95 será premiada.

en términos logísticos en reducción de procesos y esta certificación está dada exclusivamente para ámbitos aéreos. ¿Cuántas compañías están en esto? Muy pocas porque conlleva una inversión muy grande en términos de interacción de sistemas. Una aerolínea tiene que calificar para entrar a esto y tiene que enlazarse en todos estos sistemas. Luego tenemos el TAPA que es de interés para mis amigos de la Boliviana Ciacruz. Esto está relacionado con la reducción de pérdidas ocasionadas por robos por el transporte mediante el uso de normas TAPA. Nuestra reducción no solamente está en llevar una mercancía de un punto A a un punto B porque siempre les digo a todos, hoy día ustedes pueden llevar una mercancía de un punto A a un punto B y lo único que tienen que hacer es llamar a la aerolínea y decirle “señor cargueme esto de un punto A a un punto B”, por lo que no hay un secreto en esto. No vamos a descubrir la pólvora, pero la gran diferencia es la seguridad que le brindamos, todo el backup y la calidad de información que intentamos darle para que la toma de decisión sea oportuna. Este negocio está en cuánto financias la decisión en ese momento y en qué momento tomas la información para realizar la decisión. Esta especificación TAPA disminuye pérdidas en ventas y el acceso a mejores prácticas de la industria de seguridad para manejar mejor las herramientas y nosotros en este caso nos relacionamos también con los seguros para que hayan menos cantidad de robos. El tema de las certificaciones definitivamente marca la diferencia en estos rubros. Customs-Trade Partnership Against Terrorism (C-TPAT), es una certificación con Estados Unidos que hace que estemos linkeados con la Aduana de Estados Unidos y esto asegura que la calidad y el transporte de sus mercancías están garantizados. Vamos un poco a las normas específicas para el sector petrolero. Hemos desarrollado en Bolivia toda una norma de seguridad para el sector petrolero. Este año hemos terminado exitosamente todas las certificaciones con un proveedor bajo todos los estándares petroleros que tienen que ver.

Entonces las normas Cargo 2000 buscan tener una mejor gestión

Christian Gamarra

Primero, procedimientos de recepción y carguío en puertos de embarque y recepción. Lo que hacemos es enviar todos nuestros procedimientos a puerto de embarque y las personas desde nuestras oficinas para que cumplan con los parámetros de seguridad. En este caso hablamos de izaje de grúas, recepción de cargas, inspecciones y todo lo que conlleva la recepción y despacho de la carga en puerto. En este momento tenemos un proceso estandarizado con el puerto de Arica para recepción de carga petrolera entre Kuehne Nagel y el TPA en Arica. Tenemos contenidos mínimos de capacitación en programas a los conductores, que es un tema super álgido en Bolivia. A ellos los instruimos mínimamente para que los temas de seguridad se cumplan, se tengan los permisos de circulación, requisitos de seguridad. Además tenemos planes de emergencias diseñados exclusivamente en este caso por ejemplo para Margarita I y II donde hemos participado y tenemos desarrollados planes de seguridad y emergencias en términos de la logística de transporte, controles de paradas técnicas y todos los controles que conllevan para que se cumplan todos los requerimientos de seguridad. Para ver cómo se encuentra la logística y dónde se encuentra Bolivia y muchos países veremos hacia dónde quiere llegar Kuehne Nagel, como un líder en el rubro logístico al mercado. En cuanto a tecnología, ¿Dónde se encuentran hoy día las compañías bolivianas? Básicamente una gran parte de las compañías, debido a la inmadurez propia del mercado están en un nivel básico de visibilidad. Cuando hablamos y les decimos que vamos a hablar de tecnología de visibilidad y monitoreo y queremos agregarles un valor, nos dicen yo ya lo tengo. Yo entro en la página web de la naviera y tengo la visibilidad de mis embarques o entro a la línea aérea y tengo la visibilidad de mis embarques, lo cual es el nivel más básico porque me mandan una foto de mi embarque en ese instante. ¿Hacia dónde quiere llegar Kuehne Nagel?, Hay un tema de

Lead Logistics y no es otra cosa que interactuar todo el sistema

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de la compañía llámese cualquiera esto está gestionado, con gestión de embarques, órdenes de compras, entregas, inventarios. Nos hacemos cargo absolutamente de toda la cadena de logística e interactuamos con el sistema que tiene la compañía. ¿Cuántas compañías tenemos en el mundo bajo este sistema? Unas 700 que están interactuadas y están enlazadas con nosotros y con las compañías. Entonces ¿Dónde queremos llegar en el territorio boliviano?. Hoy día estamos siendo muy empáticos de llevar el mercado boliviano hacia una lógica del shipment, donde la gente y nuestros clientes a través de sistemas tecnológicos tengan herramientas de gestión donde tengan niveles de shipment. Level Detail y de Packing List Detail, no es otra cosa que darle visibilidad en el momento en que está ocurriendo el suceso. El primer nivel es en el cual no es ni más antes ni después. Es una fotografía de hoy, puesto lo que se trata es dar el nivel Shipment. Es una fotografía de un antes, de un después y de un durante, esto es lo que busca y hemos desarrollado herramientas de gestión, que estamos aplicando en una infinidad de clientes en Bolivia, lo que genera un valor agregado para la toma de decisiones y para el control incluso de sus inventarios. El siguiente nivel es un Order, que obviamente no lo estamos llevando a cabo. Es un nivel de inventarios y de entregas a los clientes. Sí tenemos operaciones de almacenes en Bolivia pero no tenemos clientes que estén enlazados con esto. ¿Qué es lo que buscamos a través del KN Login Shipment? Que nos proporcionen la visibilidad integral de los embarques, lo cual permita incluso información transparente. Hoy día la información es poder, por lo que cualquier decisión que tenga que tomar el rubro petrolero tiene que estar en base a una información. Si nosotros no somos capaces de brindar información veraz vamos a tener dificultades. Estamos empujando al mercado boliviano en líneas generales tanto al sector petrolero como al de consumo, de contenedores en este caso, con visibilidad, monitoreo, manejo de información y colaboración. Les voy a explicar rápidamente cada uno

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Logística petrolera: Una operación con tecnología, estándares y contratistas confiables

de ellos pero lo que buscamos es insertar a muchos actores de la cadena de suministros que hoy día no tienen acceso a ello. Algunos de ellos son los agentes aduaneros que están fuera de todo ámbito, puesto que son solos probablemente. Dentro de esta lógica lo que buscamos es insertarlos a la cadena de suministros para que ellos le den visibilidad a nuestros clientes. Obviamente esto tiene su proceso y esto identifica una necesidad porque la necesidad de un contratista A a un contratista B puede diferir mucho. Luego configuramos la herramienta para que se adapte a lo que el cliente en ese momento necesita y luego probamos la solución a medida, aunque esto es un nivel relativamente básico. ¿Qué es la visibilidad?, Se trata de opciones de búsquedas flexibles. Llegamos a un nivel en el que los clientes se adaptan a tal nivel tecnológico que les entregamos las herramientas para que todas las búsquedas sean a través de sus órdenes de compra lo cual no me puede dar un nivel básico de visibilidad. ¿Esto que nos da? Eficiencia, optimiza el proceso de toma de decisiones y nos brinda seguridad porque va a haber menos equivocaciones. El monitoreo va por alertas tempranas. Nuestros sistemas al tener enlaces con líneas aéreas y con navieras, funcionan de forma inmediata. Les mandamos confirmaciones de salida. Tienen documentos en líneas para que cuando la carga esté saliendo tengan visibilidad propia ya del documento. No necesitan pedir a su proveedor y eso hace que ustedes puedan hacer correcciones. Entonces estamos avanzando desde un nivel que involucramos a la oficina de origen, a la de destino y a todos los actores que están, porque lo que hacemos es configurar la herramienta a toda la red de oficinas que van a estar involucradas en este negocio como para que todos actúen bajo una misma lógica del sistema, porque se configura y es por eso que decimos que nosotros proveemos la herramienta para que esto ocurra.

¿Qué beneficios tiene?, Es una configuración rápida, notificaciones y mayor eficiencia en comunicación. Los grandes problemas que les decía, desde un inicio la comunicación. Si ustedes quieren hacer un transporte y quieren hablar con su transportista tienen que tener personas dedicadas para esto y un departamento logístico y una compañía petrolera o un contratista. Su negocio no es dar soluciones de logística, es otro su negocio. Como está la gestión de información, y esto es lo que hacemos énfasis, nosotros les damos herramientas donde ustedes pueden sacar reportes al día. Las herramientas se configuran de manera tal que nuestros clientes puedan tener reportes de todos sus embarques mostrándoles cuál fue la planificación del embarque contra cuál fue la ejecución. Hacemos un reporte semanal de cuál ha sido la ejecución. En este momento tenemos proyectos de energía con una relación global dentro de una de estas 700 empresas y se le mandan detalles diarios referidos la planificación, ejecución efectiva y demoras. Estas herramientas pueden configurar las empresas a gusto y paciencia, pueden pedir cualquier tipo de reporte y nosotros nos ajustamos a esos reportes y automáticamente se generan para nuestros clientes, con lo que se reduce costos. Nuestra tarea tiene que ser global y buscamos reducir los costos. Para estas tareas se requiere una compañía, una persona que esté haciendo esta ejecución de estos informes y de estos seguimientos, por lo cual nosotros les reducimos costos. Kuehne Nagel es un proveedor caro pero nosotros no somos caros. Al lado de la ejecución estamos dando un valor agregado y el negocio de la logística es generar valor agregado, no simplemente hacer un servicio de transporte de un punto A a un punto B. Estas son las características, pueden grabar todas las herramientas en Excel, en Word y les da flexibilidad, nosotros guardamos todas sus herramientas durante 3 años y si ustedes lo requieren a solicitud escrita lo hacemos hasta por 5 años, entonces les damos herramientas incluso de almacenaje para que ustedes puedan tener.

Christian Gamarra

Hemos ido mucho más allá de hacer un seguimiento y hemos

que el proceso sea inmediato y más rápido, con lo que se

logrado interactuar con todos los agentes navieros, estamos

podrá tener una mejor gestión, mejor toma de decisiones

en línea con todos los proveedores y eso nos da la posibilidad de que en determinado momento si ustedes desean como

y ahorro de costo. Entonces sí hacemos todo este tipo de herramientas disponibles y varias empresas en Bolivia las

clientes ustedes pudieran hacer sus propios bookings.

están ejecutando.

Una gran disyuntiva es si has hecho o no has hecho el booking.En este caso nuestro cliente puede hacer su propio booking que en muchos casos se ha llevado a malas interpretaciones y decir “por qué quieres que haga un booking si los corresponsales lo tienen”. Todo depende de la perspectiva de

Este tema del notepad hemos logrado introducir a agencias aduaneras bolivianas en este sistema. Podemos poner incluso canales rojo, amarillo y verde en Bolivia con las agencias aduaneras. Ellas tienen que entrar a nuestro sistema para llenar información. No damos acceso a cualquier agencia

cada cliente pero lo que buscamos es darles las herramientas tecnológicas a nuestros clientes para que ellos tengan la oportunidad de usar lo que crean necesario y nosotros confi-

aduanera para que llene los datos, sino previa gestión interna de nuestro departamento financiero que de la confianza para todos los que gestionen la información de manera apro-

gurar la herramienta de acuerdo a lo que necesiten.

piada. Estamos con unos clientes a modo de prueba en Bolivia quienes empiezan a tener visibilidad de sus embarques

Entonces tenemos, itinerarios, booking, instrucciones de embarque, bill of lading, seguimiento y reportes en tiempo

desde el inicio hasta que está en la aduana.

real, hechos por el propio cliente. Eso es lo que buscamos desde el punto de vista tecnológico, integrar a todos los actores. Nuestro nombre como empresa es forward y eso es

Podemos añadir eventos, referencias, soporta EDI (Electronic Data Interchange) transmission de datos electronicos o mensajes estandar o propios, lo cual causa que la tecnología

simplemente adelantar y lo que nosotros hacemos es recibir la información, gestionar la información y reenviarla para

permita que la información fluya de una manera mucho más rápida.

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Zhou Tong

Sinopec Service, China

Zhou Tong, es geofísico de profesión con más de 20 años de experiencia en registro y procesamiento de sísmica. En los últimos años ha estado en Sudán, Yemen, Arabia Saudita, Ecuador y ahora en Bolivia al mando de Sinopec.

Buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos de operaciones en montaña 37

Zhou Tong

hina es un país montañoso, con colinas y mesetas que cubren el 69% de su superficie. En este sentido, Sinopec comenzó a investigar los métodos de exploración geofísicos en zona de montaña y colina desde 1970.

Esto les ha permitido grandes descubrimientos: Chunhui yacimiento en el norte de Junggar; Campos de gas en el norte de Tarim; Campo de gas Puguang; Campo de gas Yuanba; Campo de gas JianNan; Western Sichuan y la estructura de soporte de Gas en el suroeste de Tarim. Desafíos de Exploración - Complex Surface. La elevación de la superficie general de la topografía montañosa contiene cientos de metros de alivio, así que el manejo correcto de las variaciones de la topografía es muy difícil. A través de este análisis de iluminación podemos comprender la distribución de nuestras imágenes. En estas podemos ver el perímetro crítico de geometría que incluye una distancia corta. Hemos desarrollado un software que nos pueda dar la distribución en cada una de las capas y estos servicios pueden ser medidos y nos ayudan a poder llegar a una distribución razonable y plena en lo que es el tipo de capas. En la cuarta, estas geometrías basadas en tamaños, sabemos que es muy compleja, podemos ver las reservas a través del escape y evitar los grandes cambios de esos puntos. La segunda serie técnica de la distribución sabemos que la gran superficie de la heterogeneidad lateral causada por el complejo de afloramientos de litología es también un problema para la exploración sísmica. Además, afloran rocas carbonatadas. Es muy común en nuestra zona montañosa, la creación de un gran desafío para la emisión y registro sísmico en esta área. Entonces usamos diferentes metodologías para conocer las condiciones como la investigación de la parte de prospección en el sistema y procesos electrónicos de búsqueda. En todos estos podemos tener la velocidad, el espesor y cuáles son las condiciones de esta capa. Estas condiciones son bastantes útiles en el proceso.

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La geología estructural de la montaña dentro de nuestros bloques de exploración está dominada por una serie de geología complicada. Por lo tanto, la forma de la imagen influye para comprender dichas estructuras complicadas mejorando así el éxito de la exploración en estas áreas. Especialmente en el área central de China, la mayor parte de las regiones montañosas son de este perfil. En este tipo de áreas antes del 2000 era imposible tener fricciones de sísmica interpretables, pero después de arduo trabajo se avanzó en ello. Esta es una imagen normal y podemos ver que es imposible reconocer estas estructuras. A través de la práctica hemos encontrado que pueden tener una mejor visualización. Podemos ver cuatro padrones y al lado izquierdo podemos ver un solo padrón. Después de 4 perforaciones tenemos un buen resultado en esta estructura. La próxima parte en el área de montaña es muy difícil pero tenemos un sistema de medición que colocamos en estos tipos de perforaciones. Para mejores beneficios sería solamente utilizar una sola perforación y de esta manera nos da un mejor resultado. Anteriormente la exploración en las zonas montañosas traía un montón de dificultades sísmicas, incluyendo el diseño de la geometría y las dificultades de investigación cerca del suelo, debido a la superficie del complejo, además de los problemas de estática graves causadas por el gran relieve topográfico y las variaciones litológicas superficiales, baja relación S / N de datos sísmicos adquiridos en afloramientos de piedra caliza, toma de registros con el ruido grave y los problemas de mala imagen. Con los años de experiencia en exploración sísmica en las zonas montañosas, una serie de técnicas que van desde la adquisición hasta el procesamiento se han desarrollado y desempeñado un papel importante en el descubrimiento de gas de Sinopec. En esta área montañosa cerca del río es muy baja. Entonces es sólo una medición que puede ser hecha. Para el sistema de procesamiento utilizamos diferentes tipos de medición. Normalmente lo que hacemos es una investigación para todo tipo de contenidos con diferentes diferenciaciones de sonido.

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Buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos de operaciones en montaña

Estas técnicas incluyen geometría de diseño, emisión y grabación de carbonato e investigación de superficie cerca del integrado, para la solución de problemas de adquisición en el área de superficie compleja y supresión de ruido, corrección estática e imaging, problema de imagen causada por la superficie complicada y las condiciones del subsuelo.

Debido a las condiciones de enterramiento en bruto de la roca carbonatada, el acoplamiento geófono no es fácil, a través de una serie de pruebas con diferentes maneras de enterrar, encontramos que el agujero de perforación en roca podría conseguir un mejor acoplamiento. sin embargo, la forma más beneficiosa está enterrando geófonos en la pila del suelo.

En el diseño de la geometría, el modelado directo es capaz de ayudar a posicionar a la fuente hasta el lugar adecuado para evitar la distribución de energía no homogénea en el registro sísmico.

En comparación con un solo geófono receptor, la matriz geófono es capaz de suprimir el ruido y mejorar la relación S / N. En esta foto de registros podemos ver el creciente número de geófonos y área cubierta. La relación s / n se ha mejorado considerablemente.

Se aplicó el análisis de la distribución de la PCR en la interfaz diferente para guiar el diseño de la geometría a fin de obtener una distribución más razonable. Debido a la complejidad de superficie en zona montañosa, es difícil diseñar la disposición del levantamiento. En esta circunstancia, se utiliza mapas digitales de alta precisión de los para ayudar a conseguir el despliegue matriz de origen-receptor razonable a través de área de obstáculos y lograr la máxima eficiencia de operación. En lo que se refiere a la investigación cerca de la superficie, la información de la intemperie del espesor de la capa, la velocidad, la propiedad acuífera y las variaciones de la litología se obtienen mediante la aplicación integrada de encuesta boca de pozo, la prospección eléctrica de alta densidad, de extracción de muestras y la investigación geológica con el fin de cubrir cada punto . Como he dicho antes, la piedra caliza expuesta en la superficie puede causar problemas de iluminación importantes para el objetivo de profundidad, por lo que la emisión sísmica graba un gran problema debía abordarse. El registro de disparos obtenidos por disparos en un solo agujero muestra débil amplitud y baja S / N, debido a la alta velocidad y las propiedades de densidad de la piedra caliza. En cuanto a las emisiones, se disparó una serie de agujeros que no eran de un solo disparo. El registro de disparos ilustra la energía más fuerte y la mejor continuidad de eventos de reflexión en conjunto de tiro, en comparación con el disparo de un solo agujero.

Como todos saben en un zona típica de colinas geológicas, los cambios de mayor elevación y las complicadas condiciones cercanas a la superficie siempre hacen la corrección estática, lo que es un gran problema. Con el fin de abordar esta cuestión, se ha diseñado un esquema de cuatro pasos de la estática conjunta. En primer lugar se ha aplicado una tomografía restringida. Es evidente que en comparación con la estática de elevación, los eventos de reflexión son más claros después de la estática de tomografía restringida. Después de la estática de tomografía, se aplica una primera llegada de estática residual. A través de este procedimiento, los primeros en llegar son cada vez más suaves y mejoran en gran medida la calidad de la pila. El tercer paso es la estática residual de superficie consistente.Es evidente que después de la estática residual de superficie consistente, los eventos de reflexión son más distintos. Debido a la complejidad en la zona de piedra caliza cercana a la superficie, una estática coherente no superficial a base de pilotaje externo se aplica después de la estática residual de superficie coherente y la comparación de la pila antes y después de la estática de la superficie coherente nos ilustra que el efecto de este método es notable.

Zhou Tong

Nuestra estrategia de supresión de ruido para estribaciones de datos está adoptando métodos integrados adecuados en lugar de utilizar un enfoque único. Adicionalmente, un esquema de multidominio orientado a objetos se aplica para la supresión y dispersión del ruido. Se utiliza la “transform wavelet” para modelar el terreno en eventos de dispersión y el ruido. El resultado de eliminación de ruido es bastante bueno para el registro de disparos. En comparación con la pila de antes, una mejora significativa s / n aparece en la pila con la aplicación de nuestro esquema de eliminación de ruido, lo que demuestra su eficacia. Para la obtención de imágenes de estructuras complejas en el área de colinas, un flujo de imágenes interativo e interpretativo se ha establecido para construir un modelado preciso de velocidad y proporcionar una imagen geológica, razonable y correcta del subsuelo. Antes del análisis de la velocidad, un preacondicionamiento se realiza en CMP reúne para mejorar la calidad del espectro d ela velocidad, mientras que el método integral se ha utilizado para la construcción de modelos de buena velocidad incluyendo la construcción de modelos basados en el horizonte y la red. Para la obtención de imágenes de estructuras de buzamiento con grandes variaciones de velocidad laterales, se aplican cuatro métodos de migración en profundidad antes del apilamiento diferente, a partir de datos flotantes, con una topografía verdaderamente ligera y suavizada. Estas figuras muestran los resultados de las imágenes por la migración desde el punto de datos planos y punto de datos flotantes. Está claro que la formación de imágenes que migran de una datos flotantes es mucho mejor que a partir de datos planos, especialmente en la formación de imágenes de este sinclinal. En comparación con la ecuación de una forma de onda de la migración, la migración del haz gaussiano tiene una ventaja significativa en la formación de imágenes en estructuras complejas. Esta figura muestra que, dado un modelo de velocidad relativamente preciso, la migración de tiempo inverso puede hacer un mejor trabajo en la obtención de imágenes de profunda estructura

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compleja que PSDM kilchhoff. En la sección rtm, la culpa es más clara y la continuidad de las reflexiones es mejor en comparación con la sección PSDM kichhoff. Hay algunos ejemplos de éxito de exploración sísmica a cabo en colinas que les voy a relatar. Basándose en las técnicas que he mencionado antes, se obtiene una imagen clara de estructura compleja, de la sección del segmento de tiempo, podemos ver que los límites de las estructuras complejas son muy distintas. Esta es la comparación entre una vieja sección 2d y una sección 3d recién adquirida y procesada en el mismo lugar. Parece evidente que, en la nueva sección 3d, el punto de falla y la estructura es más clara. La resolución es superior a los datos antiguos en 2D, el ancho de banda de la capa objetivo es llegar a 10 a 135 Hz. ¡La estructura de El Puguang está identificada! En función de esto, los datos sísmicos recién adquiridos y procesado con alta resolución de imagen y estructura fiable, se encuentran en una serie de trampas favorables. Se identificó a la estructura Puguang, que conduce al descubrimiento del campo de gas Puguang. Yuanba Reef plana Embalse. Este es otro ejemplo de la comparación de los datos 2D y una sísmica 3D recientemente adquirida y procesada. La sección de la capa de aplanamiento de sísmica 3D recientemente adquirida y procesada proporciona una imagen clara y distinta de la forma y los detalles del depósito playa Oolitic. Sobre la base de este resultado se encuentra el arrecife depósito playa Yuanba anunciando el descubrimiento del yacimiento de gas Yuanba. Sinopec Service está dispuesta a proporcionar servicios de adquisición sísmica de alta calidad en el área de las colinas de los clientes en todo el mundo. Esperamos sinceramente cooperar con compañías petroleras internacionales para construir un mejor logro.

Panel II: SERVICIOS PARA OPERACIONES PETROLERAS EN NUEVAS FRONTERAS EXPLORATORIAS Y NO CONVENCIONALES

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Fernando Meiter

Director de TNS Latam

Nació en Argentina. Director de la empresa Tns Latam y fue country manger para Argentina, Uruguay y Chile del Drilling Info Inc. A su vez se desempeñó como consultor asociado de Montamat y Asociados. Trabajó como colaborador en publicaciones para la Organización Latinoamericana de la Energía (Olade). Fue asesor en temas energéticos de la Corporación Andina de Fomento y es un profesional que tiene una vasta experiencia y trayectoria como conferencista internacional en eventos energéticos.

Cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal 43

Fernando Meiter

o estaba escuchando esta mañana cuando se hablaba de regulación, de seguridad jurídica y de cómo eran los marcos de negocios de los distintos países. Cuando empecé a hacer esta presentación me dije: ‘bueno todo tiene concordancia con lo que se habló esta mañana’. Particularmente, lo que les quería contar un poquito acá es el estudio de caso de YPF Sociedad Anónima. Ustedes saben que en los años 90 la compró el grupo Repsol de España y en febrero de este año Argentina nuevamente nacionalizó la compañía. A partir de ahí han pasado muchas cosas que vamos a ver un poquitito. Todo lo que pasó fue en función que en octubre del 2010, un informe de la Agencia Internacional de Energía se le ocurrió decir que Argentina, básicamente en una provincia que se llama Neuquén, tenía 770 TCF de gas no convencional recuperable, poniéndonos como el país número tres en reservas del mundo. Argentina hasta ayer en la tarde estaba pagando a un productor en boca de pozo 2,6 dólares por millón de BTU, está importando por ductos a 11 dólares más flete se hace un total de 12 dólares del gas de Bolivia y obtiene por barco a un precio aproximado de 20 a 22 dólares por millón de BTU más costos portuarios que son muy grandes. Entonces yo cuando empecé la presentación les quería poner el loguito de YPF y para los que somos amantes de la ciencia ficción especialmente ‘Star Trek’ o Viaje a las Estrellas les puse todo un dibujito de los ‘Klingon’ que eran unos tipos pelados con las cabezas hinchadas que hablaban un idioma incomprensible.Bueno si ustedes me preguntan cuál es mi opinión sobre YPF en este momento, diría que la empresa que está funcionando rodeada de gente que le está hablando en un idioma incomprensible, que no sabe lo que le está pasando, ese es el tema. Parte del motivo de esto es que las reservas están en su valor mínimo desde hace 20 años. La compañía tiene el mismo valor que el día que se privatizó. Contarles que Tns Latam es una empresa que se dedica a dar in-

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formación especializada en temas energéticos y de consultoría. Bueno al inicio de la presentación quiero comentarles que es la famosa Vaca Muerta de la que tanto se habla, cuál es la infraestructura actual, un poco en línea con el tema principal de este congreso que es hablar de fierros, de las empresas de servicios petroleros. Vamos a hablar de los equipos necesarios en el desarrollo del Gas

in place como se dice en Estados Unidos, de las personas que en Argentina no es un tema menor. Hay tres puntos importantes en Vaca Muerta y donde están concentrados la mayor cantidad de gas no convencional en la república Argentina. La cuenca más importante se llama Vaca Muerta, la otra se llama Los Muelles y una tercera que no se habla mucho, pero también es importante se denomina Agrio, de hecho hay cuatro empresas que están trabajando en esta cuenca con el marco regulatorio canadiense, van por bloquecito sacando todo lo que pueden. Esto es vaca muerta, hay un yacimiento que se llama 2121 que YPF dijo que lo había descubierto este año y que lo había perforado, pero en realidad esto lo había hecho Repsol hace dos años aunque no lo había anunciado. Quiero destacar que en Bolivia en Tarija, en los Monos, según los estudios nuestros también hay una concentración bastante importante de gas no convencional que puede ser y es económicamente viable hacerlo, que quiero decir con esto, por ejemplo Chile tiene shale gas, el problema es que lo tiene a 6.500 ó 7.000 metros de profundidad entonces, sacar este gas no es económico, básicamente también hay algo también en la cordillera de San Jorge pero donde están las compañías es acá, en la famosa Vaca Muerta. En la cuenca paranaense en donde hablan de que hay mucho shale gas y shale oil estoy en discusión, porque la historia de ese famoso informe que emitió la Agencia Internacional de Energía fue subcontratado a un consultor y ese consultor contrató a un ar-

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Cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal

gentino, entonces cuando ustedes ven en base a que se tomaron los datos se darán cuenta que se calcularon mal las profundidades y se tomaron mal la densidad de roca.

que en 44 mil millones metros cuadrados de extensión está todo el yacimiento en Argentina, en Estados unidos está todo dividido en diferentes lados.

Entonces todo mundo está de acuerdo que en Vaca Muerta hay

En Argentina está concentrado en un solo lugar, esto significa que los costos operativos de movimientos de maquinas, de equipos, de personas es importantísimo porbajarían muchísimos.

shale gas, así como en el 2129, en la cuenca Chaco Paraná todavía no se encuentra perforada, sigue en perforación unos 1000 metros todas verticales, no hay grandes resultados todavía, o sea donde hay mayor concentración es donde están operando todas las compañías. Acá podemos ver a nivel global, Argentina quedo en el número 3 del mundo en reservas recuperables. ¿Qué características tipológicas tiene la cuenca del Vaca muerta?, lo cual lo hace muy atractiva en comparación a otras reservas en cualquier parte del mundo. Primero el shale gas es un gas que se saca de las rocas, entonces el costo de sacar este recurso depende de la dureza de la roca entre otras variables. Según los estudios se dice que la cuenca de Vaca Muerta tiene la densidad de roca del yacimiento hídrico en Estados Unidos que está en Texas y que tiene la presión del yacimiento del Haynesville. ¿Porqué son importantes estos datos? para el aprendizaje porque mientras que un pozo convencional en la Argentina está costando entre 4 y 5 millones de dólares, el primer pozo de shale gas que se hizo en febrero de hace dos años costó 25 millones de dólares. ¿Cómo se hace para bajar estos precios? se bajan haciendo prueba de aprendizaje, perforo, veo y miro como es la roca, veo cuánta área tengo que abarcar, la arena y explosivo que tengo que tirar. Es es prueba y error. Se puede bajar mucho más rápido esos números haciendo analogías o comparaciones con las cuencas que ya son estudiadas en Estados Unidos, entonces si tengo una presión como la que tengo en Haynesville voy a hacer una tarea de completacion en el pozo para después ponerme a producir como se hizo en Haynesville.

Yendo al índice de lo que me pidieron que yo hable que es lo que tenemos nosotros ahora, este es el group count que se hace de Argentina, Bolivia y Chile que lo hacemos nosotros todos los meses. Si ustedes se fijan los números, Argentina se queda siempre en 99 equipos ni uno más ni uno menos. Si se quiere hacer un desarrollo no convencional como se hizo en Estados Unidos hay que incrementar de manera muy importante la cantidad de equipos porque en Argentina todavía los equipos no los hay. Les cuento una historia, Ataques en su primer pozo no convencional, ese que costó 25 millones de dólares perforaban con taladros, los taladros se rompían por la densidad de la roca, los llevaban en camión hasta la frontera con Bolivia, se lo daban a unos menonitas que trabajaban muy pero muy bien las maquinas y los volvían a traer para la Argentina. Así fue como se hizo el primer pozo y así fue como costó 25 millones de dólares todo porque hay determinadas restricciones en Argentina para ingreso de equipos por eso fue ese costo. El tema es que hoy en argentina tenemos 99 equipos trabajando, ni uno más ni uno menos, es muy poco. Entonces a ver yo soy de los que piensan que hay que copiar las cosas buenas, qué fue lo que hizo Estados Unidos, que podemos aprender nosotros de lo que hicieron para llegar hoy a casi el autoabastecimiento de gas y que prácticamente sus terminales de regasificación las están convirtiendo en plantas de licuefacción y se supone que a partir del año 2014, van a empezar a exportar gas, o sea qué fue lo que hicieron estos tipos.

Otra característica que es muy importante en este yacimiento es

Fernando Meiter

Muy simple primero entendieron de qué tipo de roca era la que se trataba ¿Qué significa eso? hacer mucha exploración 3D, trabajar mucho con los geólogos con los geocientistas. Cada roca es única e irrepetible o sea antes de ir al pozo y empezar a perforar hay que ver todas las características de lo que es el yacimiento. Así es como se tiene el tamaño del recurso. Hoy también se habló el ambiente social que hay en las comunidades, ustedes saben que para la extracción de este tipo de recursos se utiliza mucha agua, arena, explosivos. En las comunidades esta puesta la impresión de que esto es malo para el medio ambiente, que le ensucien y le contaaminen el agua, que las explosiones generan terremotos. Bueno yo les quiero contar que ya la tecnología ha avanzado de tal manera que hay muchísimas cosas que se pueden evitar. Ustedes vean una película que yo les recomiendo que se llama Batman donde un señor abre una canilla de agua le pone un fosforo y se le enciende un fuego, claro que eran yacimientos convencionales que no le podían ni completar ni cementar. Entonces lo que pasó fue que el gas se fue colando en el acuífero cuando subió el acuífero, traía agua con gas y se encendía, ustedes los pueden ver en la película y a partir de esto se comenzó una campaña terrible, entre lo malo que es el shale gas y de hecho hay países como Francia que tienen laboratorio de fracking y decidieron que hasta que ellos no estudien como se crean las fracturas y como es el tema del shale, se prohibieron todas estas actividades. Es importantísimo para las compañías que entiendan en que comunidad están trabajando y que trabajen mucho con ellos. ¿Cómo es el recurso? ¿Qué tecnologías vamos a tener? ¿Con qué gobierno nos estamos encontrando? ¿Cuál es el marco regulatorio? ¿Qué infraestructura tenemos? ¿Qué acceso al mercado tenemos? y por último ¿Cómo hacemos para desarrollar y producir en este caso?. En castellano, si yo no tengo señales claras de precios para un yacimiento no convencional no pongo in un solo dólar, o sea a 2.65 o

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en caso del programa Gas Plus a 4.50 dólares no es negocio, por eso es que el esfuerzo del Gobierno cuando se da cuenta de que estamos agotados o sea cuando estamos en el tope, para llegar a pagar 7.60 y yo quiero saber quién lo va a pagar eso, todavía no está dicho. Otro tema, necesito equipos, los equipos están dando vueltas por el mundo, los cuales pueden llegar, pero con contratos a largo plazo. Si ustedes hoy quieren traer un equipo acá, un taladro requiere un contrato que no sea por menos de 5 años. Además si se queda 2 años en la aduana entre Argentina y Bolivia, por ejemplo, tampoco es negocio traerlo. Como venía diciendo antes tener acceso a nuevas tecnologías, hay que abrir las fronteras, no queda de otra señores lamentablemente. Las empresas tienen que tener la posibilidad de repatriar sus capitales invertidos eso en Argentina no sucede, entonces es difícil que vengan inversiones y último pero no menos importante, el factor humano. Dos temas, el tema sindical es terrible en Argentina, a mí me consta que muchas de las empresas petroleras que están operando están haciendo lo imposible para que toda la gente esté trabajando, dentro de la ley. Sin embargo por deporte porque no tienen nada que hacer les hacen paros, piquetes, les ocupan los yacimientos, yo les quiero recordar que en junio este años el yacimiento Santa Cruz estuvo ocupado un mes, estuvimos un mes sin producir petróleo por una huelga entre maestros, el sindicato de petroleros se hizo cargo y hubo una pelea en el medio y un mes sin producir petróleo en Santa Cruz. De hecho fue tan grave que la empresa productora emitió un comunicado que decía ‘nosotros hemos terminado la producción acá’ y este otro factor muy importante es el que tenemos acá. Rápidamente vemos en el año 2005 a la año 2011 ajustado por la inflación. Entonces esto también eleva los costos de producción y los costos de extracción.

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Cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal

Rápidamente para que tengan un panorama de cómo es Argentina las reservas actuales están decayendo. En Neuquén, la producción ha empezado a bajar, mientras al mismo tiempo se va aumentando la importación.

Este es el plan maestro de ypf que en el año 2011 los pudo cumplir porque lo estaba manejando Repsol, en el año 2012 de estos 65 se clavan en 53 y no van a ser más. En el año 2013 puede ser que se pueda recuperar algo de esto.

Para que todos tengan una idea para el año 2012 terminamos con 20 mil millones de dólares de déficit energético, ese es el numero que nosotros vamos a tener acá hasta el 31 de diciembre por haber importado energía principalmente de Bolivia, de los barcos de LNG de Venezuela.

El líquido es más negocio y puede ser que se pueda desarrollar, para el año 2012, según YPF, necesitamos 2 equipos, para el año 2013 se requerirán 15.

¿Qué fue lo que se hizo hasta el presente? YPF hizo 57 pozos no convencionales, 53 pozos terminados en Neuquén, 16 verificados 2 entubados, 13 pozos exploratorios de los cuales 12 verticales, están empezando recién ahora en la perforación horizontal que va a ser todo un tema. Aparte de YPF las demás compañías que están trabajando son Apache, Panamerican Energy, Petrobras, Pluspetrol, Shell y Chevron. Chevron ahora tiene un problema porque se asocio con YPF y Repsol le puso un juicio en Nueva York por no haber cumplido un contrato y deja un precedente porque ahora cualquier empresa que se asocie con YPF para extraer shale se va con un juicio en

En eso estamos, en problemas para el año 2014 vamos a necesitar 32 son todos equipos nuevos. Para el 2015 y 2016, se necesitarán 40 y 42 equipos, respectivamente. La verdad no sé, en las condiciones que esta el mercado hoy yo no puedo decir si esto se va o no se va a poder hacer, me suena que será un poco complicado. Esto es importante para todas las personas que están en servicios, en Argentina se van a necesitar. Hay una oportunidad potencial de desarrollo del total de equipamiento sobre todo los track

trailers. La idea de YPF es hacer clusters e ir moviéndolos de un lugar a

Estados Unidos por competencia desleal.

otros o sea los frac trailers para el que sepa cómo fabricarlos y váyanse a Argentina porque van a vender muchísimos. Los plazos de entrega son críticos en el mercado de oil and gas, necesitamos repuesta inmediata para poder ingresar los equipos.

En el espacio futuro del shale, es muy importante y yo lo quiero destacar acá el gas de Bolivia. Yo no soy quien para hablar de este país, pero al menos creo que Bolivia debe plantear una clara política exploratoria, para producir más.

Para entregar los lotes no puede ser que yo gane un bloque en Neuquén, sea dueño de un lote, tenga que pagar impuestos y tenga accesos a esos lotes recién a los 2 años, no puede ser, en cualquier país del mundo no es así.

Les comento que el plan de YPF para desarrollar los no convencionales necesitamos 37.200 millones de dólares de los cuales hasta el momento hemos conseguido 1.500 que lo pusimos todos los argentinos con capitales y empresas estatales.

Tercero, se espera una gran demanda de tractores en los próximos años esto es importante y una cosa que es casi lógica, hay que invertir en el negocio si tu no lo haces alguien más lo va a hacer por vos, o sea es una cosa así de simple.

Osea que todos los argentinos fuimos los únicos que nos animamos a financiar a YPF, no se está consiguiendo plata rápidamente.

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Luiz Cezar Quintans

Experto en derecho energético

Es Socio, responsable de Petróleo, Gas y Consultoría de Negocios en G. Ivo Asociados de Brasil. Formó parte de reconocidas firmas de abogados trabajando en derecho energético. Autor de libros sobre sociedades empresariales. Actualmente profesor de postgrado sobre Derecho Tributario en Rio de Janeiro.

La construcción del marco regulatorio para el Pre Sal en Brasil 49

Luis Cezar Quintans

a evolución del modelo brasilero se basa en los siguientes hechos jurídicos:

1953 - Ley N º 2004, que es el monopolio del petróleo en Brasil, para la prospección y explotación de yacimientos de petróleo (CNP) y crea Petrobras. 1967 - Constitución de la República Federativa del Brasil - El monopolio de la actividad (a cargo de Petrobras) emigró a la esfera constitucional. 1973 - Gobierno Geisel - vinieron los contratos de riesgo, que trabajó al principio como un servicio, ya sea financiera y operativa (por Petroleo Brasileiro SA). 1988 - La Constitución mantuvo el monopolio y determinaron que contenía los resultados y los riesgos derivados de las actividades mencionadas en el mismo, quedando prohibida a la Unión conceder ninguna participación. 1995 - Enmienda Constitucional N º 09, 9 de noviembre de 1995. Flexibilizó el monopolio de la actividad, permitiendo a la Unión contratar a empresas públicas y privadas y la realización de las actividades petroleras, con sujeción a las condiciones establecidas en la ley. 1997 - Ley N º 9478 - “Ley del Petróleo”. Creado el CNPE, ANP, instituyó el sistema de concesión para la exploración de petróleo (a través de subasta) y derogó la Ley 2004/1953.

crea el Fondo Social. En pocas palabras, había monopolio de la actividad petrolera desde 1953, por ley; fue constitucionalizado en 1967. En 1995 se inició una flexibilización de la industria, la cuál se consolidó en 1997 bajo el esquema de concesión. En 2010 aparecieron dos nuevos esquemas: Transferencia de Derechos, en exclusiva para nosotros, y el de Producción Compartida (PSA), que se reserva las aguas profundas y ultraprofundas en áreas específicas y las áreas estratégicas (no definido) con 30% para Petrobras, por lo que las otras compañías se convierten simplemente en inversionistas del PSA. Entre las principales alteraciones con el nuevo marco regulatorio están un único operador y el 30% de participación (mínimo); incapacidad para transferir operador; la firma de bonificación y contenido local predeterminado, criterio sólo en la oferta de petróleo, consorcio obligatorio, producción del régimen compartiendo más regalías, control del PPSA sobre la Comisión de Explotación, responsabilidad del Estado y el inversionista extranjero como mero inversor financiero. Los criterios para la evaluación de las ofertas eran en base a bono de registro, programa mínimo de exploración, contenido local, la transferibilidad de los contratos y del operador, el operador con un 30% de interés (mínimo), el Estado excento de cualquier responsabilidad y el inversionista extranjero asume todos los riesgos. También había la posibilidad del registro de las reservas.

2010 - Crea las leyes:

Ley N º 12.304 autoriza la creación de la PPSA (Empresa Brasileira de Administración de Petróleo y Gas Natural SA - Pre-Sal Petróleo SA)

¿Cuál es la gran diferencia entre el intercambio y la concesión? Para establecer el nuevo marco regulatorio, el gobierno ha prometido el “petróleo” para el pueblo. Sucede que este petróleo, propiedad de la Unión, serán comercializados por Petrobras (art. 45). Pronto, el gobierno recibirá únicamente en efectivo para lo que no sería necesario la creación de un nuevo régimen.

Ley N ° 12.351 sobre el régimen de uso compartido (PSA) y

El nuevo marco promueve y fortalece Petrobras, convierte a

Ley N ° 12.276 que permite la capitalización de los contratos de Petrobras y la cesión onerosa.

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La construcción del marco regulatorio para el Pre Sal en Brasil

las empresas extranjeras en meros inversores, centraliza los proveedores de servicios en un solo comprador.

Petrobras para operar los bloques abiertos forme consorcios con otras empresas. En otras palabras, un solo operador, sea quien sea, no aprovechará de la pre-sal adecuadamente.

Probablemente, Petrobras no tendrá respiro financiero para administrar todos los proyectos que requieren más tiempo para su gestión. La última subasta se llevó a cabo en zonas de altura en 2007. Y ahora estamos 4 años sin hacer una oferta. A pesar del crecimiento en el sector los servicios petroleras internacionales comienzan a asignar sus recursos a otros países.

Teniendo en cuenta las diferencias de percepción, un solo operador dejaría de explorar algunas áreas que otros operadores estarían interesados. Al poco tiempo, un entorno con múltiples operadores proporcionaría un mejor aprovechamiento de la pre-sal. Ejemplos de los campos Peregrino y Polvo, con varios cambios de operadores confirma esta conclusión.

El Comité de Operaciones de la Empresa Pública es una empresa del Estado, multifuncional que tiene por lo menos tres objetivos diferentes:

En comparación con el modelo de múltiples operadores, la operación sólo proporciona una menor inversión y costos más altos.

1) Representa la Unión;

Menos inversión y costos más altos implican menores ingresos para el gobierno y la disminución de los efectos económicos positivos de la Pre-Salt.

2) Ejerce la actividad económica; 3) Ejerce una actividad reguladora / inspección. Esta estructura es peligrosa porque genera la responsabilidad del Estado por cualquier accidente o incidente en un determinado proyecto. Después de todo, es la Comisión la que decide qué comprar y cómo operar. A manera de conclusión, la presencia de múltiples operadores ofrece un entorno con más inversiones en capital en I + D, así como la producción y el desarrollo con menores costes. La competición impulsa la inversión y la innovación, aumentando la eficiencia productiva y reduciendo costos. Restricciones de recursos, ya sea financiera, de gestión tecnológica, o de cualquier tipo, limitan las inversiones. Experiencia brasileña confirma que las limitaciones de recursos son relevantes en la industria petrolera. Petrobras devolvió o cedió bloques de operación Ronda Cero. En las rondas restantes no es poco común para el intercambio de operador a lo largo de la fase exploratoria. No es raro que

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Dave William Sobernheim Marketing Communications Manager (Shale Gas) Schlumberger SA, Houston (EEUU)

Con reconocida trayectoria de mejora de la producción y optimización del desempeño del pozo y de campo con más de 25 años de experiencia en la industria en posiciones internacionales, incluyendo Norteamérica y Sudamérica, Eurasia y África.

Más zona productiva, menos tiempo de equipo de perforación y más contacto con el yacimiento, con menos impacto ambiental 53

Dave William Sobernheim

n Estados Unidos ya se está hablando de exportar gas natural líquido. Esto es una gran trasformación, puesto que hay mucha actividad en esta área y ya estamos viendo que va a sacudir a gran parte del mundo. Como hemos visto hay mucha oportunidad en Argentina pero también en Colombia, Brasil, México y Bolivia. Tantas oportunidades para ver ya que al principio fue solo el gas natural pero ahora también son los líquidos con el petróleo, que están creciendo bastante en Vaca Muerta. ¿Cuáles son los factores de éxito para el desarrollo del gas de lutitas? Hay varios factores que harán que estas áreas sean exitosas. Primero, tienen que tener lo recursos porque hay que ver que hay ahí, pero también se debe considerar el acceso y operabilidad de la tierra. Se tiene que tener sector de servicios competentes, red de distribución de gas abierta y extensa, régimen fiscal y regulador habilitante, base de precios contractuales y poca competencia de recursos convencionales. Si hay mucha competencia de recursos convencionales existe mucho capital. Va ir para eso y finalmente, un crecimiento de la demanda. Cuando se tienen todos estos factores se tienen muchas probabilidades de que el área sea exitosa.

viendo cómo reducir los impactos pero sin tener los beneficios de este tipo de producción. Algo importante en esto es que hay que producir más con menos y esto se puede lograr sólo con la mejor tecnología. Tenemos cuatro categorías que nos van a ayudar con los yacimientos. Evaluar nos permite tener más conocimiento y menos incertidumbre sobre el trabajo con labores como modelado avanzado de cuencas, integración de datos de núcleos/registros/sísmicos, puntos dulces sísmicos, que son las mejores áreas de un yacimiento, saber la calidad del yacimiento y la calidad de la terminación. Perforar más las zonas productivas con menos tiempo de equipo de perforación. En muchos de estos pozos estamos perforando en tramos laterales más largos, en menos tiempo, posicionamiento de pozos, BHA/lodo integrados, análisis de fluidos en tiempo real, recortes y registros de procesos. Terminar. Más contacto con el yacimiento, menos impacto. Diseño de fracturas elaborados con equipos hidráulicos para tener el menor impacto ambiental, equipos eficientes para tratamientos de estimulación, químicos verdes, reducción de agua/apuntalante.

Impacto del desarrollo de lutitas: roles de la tecnología. Cuando se hace este tipo de desarrollo hay muchas cosas que ocurren y que hay que tomar en cuenta. Aquí tenemos la experiencia de Norteamérica y hay que tomar en cuenta las aguas subterráneas, eventos sísmicos, gran número de pozos para lo que hay que tener muchos taladros perforando, intensidad de los servicios en cada pozo lo que trae mucho tránsito de camiones, además que hay muchos recursos requeridos, ruido / emisiones atmosféricas, yacimientos complejos y rentabilidad de la producción. Ahora, ¿Es posible que la tecnología y la innovación desempeñen algún rol para reducir el impacto? La idea es que vamos

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Finalmente producir, teniendo más recuperación con menos residuos. Podemos maximizar la producción con manejo del contraflujo de agua, intervenciones con tubería flexible, contribución por zonas, optimización de la presión / tasa de flujo, maximización de la recuperación. Esa sería la filosofía que tenemos en Schlumberger. Otro aspecto importante es el permiso de la industria para operar desde la comunidad. Recientemente se ha publicado “Las Reglas de Oro para una nueva edad de oro” del gas de la Agencia Internacional de la Energía. Estas “Reglas de Oro” son principios que permiten a los gobiernos, la industria y otros grupos de interés abordar los siguientes impactos ambientales y sociales.

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Más zona productiva, menos tiempo de equipo de perforación y más contacto con el yacimiento, con menos impacto ambiental

Ellos son: 1. Medir, divulgar y comprometerse 2. Escoger cuidadosamente dónde se perfora 3. Aislar los pozos y prevenir fugas 4. Tratar el agua de manera responsable 5. Eliminar los procesos de venteo, minimizar la quema en antorcha y otras emisiones 6 .Prepararse para pensar a lo grande en este proceso. 7. Garantizar un nivel consistentemente alto de desempeño ambiental. Para escoger bien dónde perforar, puesto que hay que tener consideraciones acerca del impacto social, alejarse de las fallas principales, monitorear las operaciones de fracturamiento y la inyección de agua. El otro punto es el aislar los pozos y prevenir fugas a través de la unificación de la integridad del pozo. Cuidar la calidad del pozo con una geomecánica de perforación y mediciones en tiempo real, lodo de perforación de avanzada y limpieza del pozo. La remoción del revoque de filtración, con la limpieza del pozo, diseño del espaciador, tasas de flujo, tubería de revestimiento centralizada, movimiento de la tubería de revestimiento. Diseño de la cementación con flexstone expansible, alto contenido de sólidos, baja porosidad y permeabilidad. Evaluación del cemento. Servicio de evaluación del cemento isolation scanner. Registros de adherencia del cemento segmentados monitoreo del pozo.

Aprovisionamiento de agua. Tener pozos de agua dulce, agua superficial es muy importante sobre todo en lugares donde no hay mucha lluvia porque todos los pozos son perforados con agua. Aguas residuales, agua de mar transporte; número de transportes. Hay una gran tendencia a utilizar líneas de conducción de almacenamiento del agua, utilización de estanques y piletas al aire libre, almacenamiento reutilizable en superficie eliminación del agua, inyección de agua; reutilizar/reciclar. En fin la idea es tratar el agua de manera responsable: Reducir, reutilizar, reciclar. Alto nivel de desempeño ambiental. Para esta tarea estamos empleando la herramienta llamada Open Frac, que ofrece tecnología para limpiar el agua. Antes había químicos fuertes para matar bacterias. De esas cosas no estamos utilizando nada, sino nueva tecnología en base a electricidad con sal y agua para un proceso que se llama MIOX. El sistema MIOX proporciona oxidantes a partir del NaCl, desinfectante residual que tiene un impacto nulo sobre el desempeño del fluido. Hay que prepararse para pensar a lo grande, con más planeación y menos huella ambiental. Hay muchas cosas que se pueden hacer para reducir el impacto. Primero identificar cuáles son los “puntos dulces”, los sitios más importantes del yacimiento y esto se consigue haciendo sísmica. También debemos conocer lo que son los datos culturales y las restricciones de superficie. Hay que planificar el desarrollo considerando eso. Luego debemos prepararnos para la ubicación de la localización de pozos múltiples. Yacimiento favorable y localización de pozos múltiples. Se habla de 8 pozos. Si podemos hacer podemos reducir bastante los impactos ambientales. También en las áreas montañosas es difícil de trabajar. Eso va a ayudar bastante. Mega localizaciones de múltiples pozos, tramos laterales más largos, reducción del tránsito, equipo de superficie, costo en el largo plazo.

Tratar el agua de manera responsable: reducir, reutilizar, reciclar.

Dave William Sobernheim

Pozo horizontal, caso de estudio de la lutita Eagle Ford. Se trata de un nuevo sistema de perforación con la punta de lanza de usos, que se da con agua limpia, apuntalante. Como cada 10 segundos se puede hacer eso, hemos hecho muchas etapas con esos. La técnica de fractura con canales de flujo se basa en la utilización de equipos especiales de baja presión y equipos estándar de alta presión. Más de 5.400 etapas ejecutadas hasta la fecha en la lutita Eagle Ford, tres arenamientos (emplazamiento del 99,94%), ejecución de 175 etapas que combinan equipos de baja presión de Schlumberger con bombas del operador.

Incremento promedio superior al 20%. Reducción significativa en logística, riesgos de seguridad y huella ambiental. También se tuvieron mermas del consumo de agua y apuntalante por operación; del 25% y el 42% respectivamente; más de 5 millones de barriles de agua y un ahorro de 700 millones de libras de apuntalante hasta la fecha; más de 30.000 viajes por carretera para el acarreo de apuntalante y agua evitados y más de 8 millones de libras de emisiones de CO2 evitadas. En resumen, las tecnologías modernas de perforación y terminación de pozos pueden posibilitar la obtención de beneficios significativos en el desempeño de los pozos y la eficiencia de la perforación en los yacimientos no convencionales:

El impacto de la técnica de fracturamiento. El cambio de paradigma en la tecnología de la fractura hidráulica se traduce en: Más de 5.400 tratamientos (más de 320 pozos) en 12 condados, una tasa de emplazamiento de apuntalante sin precedentes (99,94%), más de 100 arenamientos prevenidos hasta la fecha, ahorro de $us 15 millones en costos de remediación para los operadores en la lutita Eagle Ford, con impacto significativo sobre la producción.

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Algunos de ellos son la disminución de la huella ambiental, reducciones de los tiempos de perforación y terminación de pozos, menor carga de apuntalante, agua y químicos, reducción de los riesgos de seguridad e incremento de la producción y de la eficiencia operacional. Estas tecnologías nos van a permitir desarrollar los yacimientos no convencionales.

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Gerardo Triunfo

Director de Ancap

Vicepresidente y director de Ancap de Uruguay. Trabajó en la Agencia de Tecnología Nuclear,. Se desempeñó como un miembro importante del proyecto de GNL entre los años 2005 -2008.

Políticas energéticas del Uruguay mirando al 2030 57

Gerardo Triunfo

n Uruguay no tenemos petróleo, ni gas, pero tenemos algunas cosas que son importantes. Tenemos una solidez económica muy buena desde hace varios años, una apertura comercial óptima, ubicación estratégica y buen ambiente de negocios. Es un país chico de 176 mil kilómetros cuadrados, 6 millones de habitantes, tenemos una esperanza de vida 78 años y una buena formación académica y universitaria. El país tiene buenas calificaciones en la mayoría de los índices económicos que evaluados y atractivos para la inversión. Hemos crecido a una tasa del 6% desde el 2005 al 2011. El 2005 entró un nuevo gobierno y empezamos a mejorar y hoy estamos en una etapa de crecimiento. El producto per cápita del Uruguay es de 14 mil dólares. Es un país que genera y capta mucha inversión. Los principales orígenes del dinero que entra a Uruguay son el 26% de Argentina, 9% de España, 6% Estados Unidos, 5% Brasil. Los principales rubros son ganadería y agricultura, construcción e industria manufacturera. Estamos buen ubicados, vinculados a Buenos Aires a Santiago y a otras capitales, aunque las telecomunicaciones son algo dificultosas. Los inversores extranjeros son tratados en igualdad de condiciones, no existe restricciones para la transferencia de capital, en 2008 se puso un centro único para la atención de las inversiones. En los últimos años el grado de inversión fue incrementado por las compañías inversoras. El último año el grado de inversión por las compañías fue mejorado. La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap) es la empresa que maneja los hidrocarburos en el Uruguay. Nosotros no tenemos producción de petróleo ni de gas, pero somos importadores contamos con una refinería que es monopólica y es estatal. A su vez refina y vende. El Grupo ANCAP, fundado en 1931 está conformado por un grupo de 16 empresas.

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¿Cómo se inserta ANCAP en la política energética del Uruguay? El Estado es el que dirige la política energética del país, es decir, hay un Ministerio de Energía y de ella depende la Dirección de Energía, que es la que elabora los planes estratégicos. ¿Qué buscamos en esas estrategias hasta el 2030? Diversificar con un gran componente nacional, es decir, nosotros somos importadores netos de petróleo y de gas, a través del gasoducto Argentina con una capacidad de unos 6 millones de metros cúbicos por día de los cuales, solo usamos 300 mil pies cúbicos días, o sea no se usa nada porque ese es gas que se nos vende a precios muy altos, para eso es que estamos haciendo algunos proyectos. Estamos también trabajando en el tema de la eficiencia energética que realizan a través de las compañías del Estado. Tenemos proyectos con paneles solares, los molinos eólicos, el cambio de lámparas más eficiente, el etiquetado de los equipos. Otra estrategia es la energía como derecho humano. Nosotros como país chico tenemos el 98% del país electrificado, nos faltan el 2% que es el porcentaje más difícil de llegar. Ancap ahora cuenta con 12 empresas que se dedican a petróleo y gas, biocombustibles, energía a base de biomasa, electricidad, cemento, bebida y alimentos, y alcohol. Los objetivos estratégicos en nuestras áreas de acción son: refinación, distribución, logística, biocombustible, exploración y producción, negocios en Argentina y la Región. Nosotros este año lanzamos la ronda número 2 para la plataforma continental onshore y offshore que nos dio muy buenos resultados. Hemos hecho una planta desulfurizadora para separar las partículas de azufre en el gasoil que tenemos en porcentajes muy altos de 5.000 partes por millón y con esta planta la vamos a bajar a 50 partes por millón. En logística tenemos muchas inversiones en aumentar nuestra capacidad de stock para catapultar a Uruguay con el proyecto Nueva Palmira.

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Políticas energéticas del Uruguay mirando al 2030

Asimismo tenemos planificada la planta de regasificación, estamos esperando la licitación del proyecto para febrero, hicimos una calificación de empresas hace un mes y medio, de las cuales se presentaron como 12 empresas de las que calificaron 4 empresas.

desde hace bastante tiempo en el Bloque Nº 6 de la zona de Ayacucho, en la Cuenca del Orinoco. Ahí un grupo de técnicos de ANCAP junto a expertos internacionales están trabajando en el proceso de certificación de reservas. También estamos viendo en Perú, en Angola y en varios países.

Esta obra solo lo está haciendo Uruguay, en un primer momento se habló de hacerlo con Argentina pero se resolvió hacerlo solo. Es una planta de regasificación que tiene un volumen diario de regasificación 10 MMmcd y está costa afuera. Uruguay si bien es un país que tiene 500 kilómetros de costa, no tiene en toda su costa un lugar que sea protegido y que tenga la profundidad para que vengan los buques, por lo cual hay que hacer la protección, o sea que hay que hacer una gran inversión. Este proyecto incluye inversión, operación y traspaso a los 15 años de todas las obras. Sobre la Ronda Uruguay que se hizo a principios de año, licitamos todas esas áreas que se hicieron y se las adjudicaron para su exploración, prospección y explotación. Se entregaron 2 áreas a BP, 2 áreas a BG, un área a Total, y un área a Tullow Oil. Nosotros quedamos muy contentos con esto porque logramos poner a Uruguay en el circuito petrolero. El contrato que se hizo con estas empresas es que a riesgo de ellos se va a invertir 1.500 millones de dólares en los próximos 3 años en sísmica 2D, 3D y un pozo exploratorio. Estos son contratos por 30 años que pueden ser renovados por 10 años más.

Al no tener petróleo, dependemos de la importación de este recurso. Por ello, entramos a producir biodiesel y etanol, pero los proyectos nuestros siempre hicieron hincapié en la base alimentaria, es decir, nosotros producimos etanol de la caña de azúcar y con el bagazo producimos energía eléctrica y a su vez se está produciendo un alimento animal. Así pasó lo mismo con el etanol. Nuestra inversión en energía para 2013 es de 177 millones de dólares, que tal vez parezca poco. Algunas de las cosas que Ancap ha tomado la iniciativa es en plantas de cemento, barcazas, torres de refinería, equipos y obras civiles. Nosotros también fabricamos cemento Portland que vendemos a Brasil y tenemos a varias empresas trabajando en eso. Algunos de los resultado del Grupo en los últimos tres años indican un crecimiento del 8%.

En tierra también estamos explorando algo de gas no convencional, en la cuenca del norte. Hay empresas extranjeras que solicitan permiso para hacer esta exploración que se conceden. Esto se abre cada 4 meses de forma periódica cosa que las empresas vienen y si tienen buena calificación, se les da un buen contrato para empezar a trabajar. Los países que no tenemos petróleo y gas, tenemos toda la cadena menos el petróleo, entonces nos asociamos a otros países que tienen petróleo. En eso estamos trabajando en Venezuela

Panel III: NUEVAS TENDENCIAS Y TECNOLOGÍA EN INGENIERÍA E INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE Y PROCESOS DE GAS Y LÍQUIDOS

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Eduardo Alba

Gerente General de Equipetrol Es ingeniero electrónico graduado de la Universidad de Texas, cursó un MBA en la Universidad Adolfo Ibáñez School Management. Trabajó en compañías petroleras internacionales con cargos en Egipto, Nigeria, Gamón, Turquía, Colombia, Perú y Bolivia. Fue director de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, entre otros.

Servicios petroleros en mercados de alta demanda, la industria en Bolivia, Colombia, Ecuador y perú 63

Eduardo Alba

os servicios petroleros tienen una particularidad y a pesar de los países a los que nos referimos son países hermanos, hay una diferencia notoria en la relación proveedor - operador o la forma en que se llevan a cabo los proyectos. Los servicios a los que me refiero se dividen en dos grupos: los de construcción, los que hacen montajes de plantas, ingeniería, tendido de ductos y otros. Y los servicios de pozos que están comprometidas a proveer servicios desde la sísmica, el alquiler de servicios de perforación, a proveer los sistemas de producción, los servicios eléctricos, para las empresas operadoras. Esos son los servicios a los cuales me voy a referir. Las empresas de servicios a las que me refiero no son las que producen petróleo y gas. La exploración y producción es un proceso muy complejo, cada una de estas etapas necesita tecnología muy sofisticada, sabemos que los reservorios son identificados con trabajo de campo, sísmica, luego viene la parte de perforación exploratoria, la completación de los pozos, entonces es un trabajo bien complejo. Las empresas operadoras, incluso las más gigantes que son verticalmente integradas tiene la parte de refinería y distribución, normalmente no se involucran en la estos procesos: ni construyen ni tienen la tecnología. Entonces recurren a empresas de servicios petroleros para que les haga este servicio. Hay una relación muy cerca entre las empresas de servicios y las operadoras. Es muy importante esto porque muchas veces no se ve la relación directa que tenemos con las empresas operadoras. En la región están las operadoras internacionales y las empresas del Estado, en este contexto los servicios petroleros son altamente competitivos, el negocio de los servicios petroleros en esta región es muy dinámico y muy cíclico y demanda alta flexibilidad de las empresas que se arriesgan a estar en esta parte del mundo. Para poder trabajar en la región como una empresa de servicios es necesaria una estrategia gerencial, la demanda exige que tengamos una estrategia para poder movernos de país a

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país. Las empresas operadoras de toda esta región, en la solicitud de licitaciones lo primero que piden es que todas las empresas tengan los equipos en el país, inclusive antes de ser adjudicados. Ya no existe la posibilidad de entrar con la licitación donde se pueda ganar sin tener nada en el país eso hace que desde ya tengamos importantes inversiones y tener equipos y recursos. Estas empresas son vulnerables a la fluctuación de la demanda, en Perú hay proyectos puntuales en onshore o fuera de tierra que si uno los pierde puede quedar suelto por varios meses o año. En lugares como Bolivia hay más operaciones del día a día pero pocos operadores. Estos riesgos financieros dependen mucho de la capacidad logística que tengan, en Bolivia, la mayoría de las empresas están en Santa Cruz, tienen su base operativa en Santa Cruz y los clientes están en Santa Cruz. En el caso de Perú, Ecuador o Colombia, la mayoría de las empresas están en su ciudad capital pero las bases operativas están en otros lugares. Entonces es muy importante poder tener esa capacidad y es una exigencia de las operadoras tener la tecnología disponible, tratar de cubrir la mayor cantidad de servicios posible para darles mayor ayuda a estas operadoras. Una de las cosas críticas en el caso de querer arriesgar los recursos, es estar operando en estos tres o cuatro países ya que mover equipos es mucho más fácil que la Argentina por lo menos, y en el caso de que uno quede suelto, trasladarlo de Perú a Ecuador o Bolivia y también viceversa. Eso da mayor soltura a la hora de mover equipos y recursos humanos. Ahora la región nos da una serie de riesgos que están fuera de control de las empresas, es la seguridad física que en Colombia es complicado. También existe el riesgo político, las cosas pueden cambiar de un momento a otro, ha ocurrido en Ecuador, también en Bolivia y no solo afecta a las empresas operadoras sino también a las empresas de servicios. Otro problema serio es la infraestructura local, en Bolivia tenemos muchas empresas que proveen servicios para apoyar a estas compañías por ejemplo, tornerías, empresas que se encargan de importar ciertos productos como válvulas y otros.

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Servicios petroleros en mercados de alta demanda, la industria en Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú

Por último algo que se vive en la región y que se está trabajando bastante es la corrupción. Otro tema crítico es el tema de los recursos humanos. El negocio de los servicios petroleros, no sé si el de las empresas operadoras, requiere muchísima mano de obra técnica y con la disponibilidad de poder moverse en distintos trabajos a través del mundo. El técnico capacitado no necesariamente un ingeniero, es especialista en un área específica y puede ser requerido en cualquier parte del mundo. Si esta persona está dispuesta a trabajar en distintas tecnologías, a adaptarse a cultura e idiomas puede trabajar en distintos lugares del mundo y va a hacer una mano de obra menos en la región y es lo que ocurre. Estas personas se las entrena muy bien y adquieren importante responsabilidad muy temprano en sus carreras lo que hace que se le abran muy temprano oportunidades y muchas opciones que tienen para escoger, lo cual en la industria crea una especie de artistas, de personas que son muy cotizadas en el área de servicios en la región. Ellos no solo son capaces de conocer el servicio muy bien, sino también saben adaptarse a las tecnologías de las grandes empresas con esto tienen una oportunidad bastante importante y hacen que no haya una lealtad a las empresas y que exista mucho cambio de personal. Las empresas de servicios trabajan muchísimo en esto, pero la idea es crear una cultura propia. La actividad actual es muy importante en Colombia aunque es muy difícil operar allá, lo mismo en Ecuador que veo que es muy parecido a Bolivia. La mano de obra de Ecuador es muy buena, hay mucha actividad, buena infraestructura de apoyo y soporte. En Perú es el lugar donde menos hay, un factor tiene que ver con la industria minera que ocupa un lugar privilegiado para los profesionales. Las empresas grandes o multinacionales en la mayoría de la región está abocada en atender los servicios de exploración, proyectos importantes donde se requiere gran tecnologías aunque hay empresas medianas multilatinas que ya están adquiriendo protagonismo. En el área de desarrollo hay mu-

chas empresas medianas locales que se encargan de este trabajo, obviamente, las empresas multinacionales tienen presencia, pero en Perú, Ecuador y Bolivia se nota más las empresas locales bien establecidas. Otra cosa que se ha notado mucho en Perú y Ecuador es que hay empresas muy pequeñas que se encargan de los trabajos sin equipos. Las ventajas y desventajas, las empresas grandes obviamente tienen tecnologías, muchos servicios pero realmente por los trabajos en esta parte del mundo se ve que están especializados solo en algunos. Las empresas medianas tienen pocos servicios pero si son especializadas. Los pequeños generalmente tienen uno o dos servicios, la calidad es muy baja, tal vez se especializan en uno de ellos y no presentan soluciones o alternativas a los otros tipos de requerimientos y es ahí donde ellos rigen los mercados bajando los precios con servicios de regular calidad. Cómo hacen las empresas para seleccionar al personal. Normalmente es una competencia de precios, rige el precio primario en el servicio dejando de lado un poquito la experiencia. Por ejemplo, muchas empresas bolivianas tienen la dificultad de ir a operar al Perú donde el petróleo es más pesado. Acá nosotros producimos gas y petróleo liviano allá el petróleo tiene 22 API o sea que es otro tipo el que se tiene que hacer. Es importante la reputación de la empresa, el tratamiento de la seguridad y el medio ambiente y la experiencia técnica, aunque casi siempre la competencia de precios es la que rige. Básicamente si uno no está con los equipos en el lugar uno no tiene el personal ni las herramientas, prácticamente no va a trabajar. Aquí el personal básicamente se mueve en la región de Santa Cruz eso hace que sea muy fácil la rotación de personal a diferencia de otros lugares como Perú y Ecuador.

Eduardo Alba

Lo ideal, y en otros lugares del mundo se ve, es que las operadoras y el proveedor han llegado a ser un aliado y a trabajar en conjunto. Las operadoras y las empresas de servicios están presionados por costos bajos, los precios del petróleo. Las empresas en otros países han tratado de hacer reingeniería de sus procesos con la finalidad de bajar costos y capitalizar la experiencia de las empresas de servicios y una forma de hacerlo es no ver que en la licitación está el costo más bajo sino que hay costos globales que afecta otras partes de la operación no solamente del servicio en particular. Si una empresa ha cotizado más caro y garantiza un menor tiempo del taladro, es una cosa que se tendría que considerar porque el taladro es un costo muy importante, pero es algo muy subjetivo.

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Considero que en la región no llegamos a ser socios, tal vez preferidos. Todavía existe la relación laboral o de adversarios, se tiene que trabajar mucho en eso. La idea principal es ofrecer solución y optimización de problemas y es ahí donde tenemos mucho por hacer. Esto nos traería el beneficio de bajar costos, de trabajar juntos. Hay que trabajar en la confianza mutua, tratar de simplificar los procesos y trabajar en conjunto esto va hacer que a la larga, se pueda mejorar la performance de costos y recursos. Esto obviamente, significaría reestructuraciones importantes, presencia de las empresas de servicios en las operadoras, se compartiría información confidencial y estarían involucradas en la elaboración de presupuestos.

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Nelson Yañez Prosertec

Ingeniero industrial mecánico con 27 años de servicios en el país. Cuenta con una maestría en el diseño de manufactura en el Instituto Tecnológico de Querétaro de México y una maestría en la UPB de Bolivia. Ha trabajado en distintas empresas del sector industrial y en los últimos se ha desempeñado en el sector hidrocarburos como gerente de proyectos eléctricos y de instrumentación y control en Prosertec SRL

Sistema de monitoreo y control para la operación segura de ductos 67

Nelson Yañez

a empresa tiene 10 años de trabajar en proyectos para el monitoreo y control de ductos. Para poder transportar los hidrocarburos se tienen que instalar ductos de una región a otra y la naturaleza juega algunos inconvenientes en esto. Este tipo de problemas pueden causar afectaciones al medio ambiente con derrames chicos o grandes que provocan contaminación. Lo que es más grave es el costo que implica su limpieza, una reducción del prestigio de la empresa y los riesgos relacionados a explosiones e incendios que afectan a zonas urbanas que es donde van los ductos. Nosotros hemos desarrollado algunos sistemas basados en regular la presión la temperatura y el caudal de los ductos, donde es importante determinar el perfil de presión de la línea para verificar si existen cambios que son anormales en su comportamiento. Para ello hemos utilizado algunas técnicas como determinar las pendientes o las tasas de cambios de esta variable en los ductos y compararlos contra tendencias normales que puedan definir si tenemos una rotura. Lo mismo podemos hacer con la temperatura para determinar el perfil de temperatura de la línea y aquellos cambios que son ajenos a las operaciones normales del ducto. Por último nosotros podemos conocer el caudal máximo en la estación de salida y en la estación de recepción. También es posible instalar medidores mágicos en el transcurso de la línea para fugas en especial y para los baches que van por la línea. En la eventualidad de una rotura de ducto, la variable que nos dará de manera directa esta información es la presión. Cuando la Tasa de Cambio sea mayor a la establecida (caída de presión), estaremos ante una situación de rotura. Este indicador se utilizará como primaria para construir la lógica de cierre del ducto por sectorres si fuera necesario. En el caso de una eventualidad de fuga por una perdida por desgaste, rotura menor del ducto, o hurto; la variable que nos dará de manera directa esta información será la medición de caudal, la diferencia en el Flujo Másico medido en la estación de envío contra el Flujo Másico medido en la estación de recepción. Este método

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de medición de caudal a la salida y llegada de la estación nos va dar información más propicia para fijar este tipo de inconveniente. La diferencia entre estos flujos deberá tender a cero, si la diferencia esta fuera de una banda establecida, podremos indicar que estamos ante una situación de fuga. Entonces el equipamiento que se usa, y que nosotros hemos venido utilizando en las diferentes instalaciones estos 10 años, son sensores de presión que se ponen aguas arribas y aguas abajo, sensores de temperatura de contacto de la línea, válvulas de bloqueo, control local para labores de mantenimiento, medidores de flujo y comunicación. En estos años hemos venido realizando algunas instalaciones en base a ideas interesantes. Uno de ellos es el control mediante satélite que permite manejar cuatro señales de entrada y dos de salida y se puede comunicar a través del satélite. La información de estas variables se manda a una estación terrena en cualquier parte, donde recibe la información y el servidor lo pone a disposición de internet. Así el cliente a través de un servidor puede recoger esa información y trasferirla a su sistema Scada. Hay otros ejemplos donde se ha asignado una herramienta adicional que es el Controlador Lógico Programable (PLC) y se han incluido otras aspectos importantes. Por ejemplo, como ya tiene un sistema de control para poder monitorear la temperatura del gabinete se han instalado sensores de instrucción en los actores, estos en sala permiten conocer si existe presencia física, además se ha podido comunicar valores como la presión y temperatura. Otro sistema es la Arquitectura de un Sistema de Monitoreo y Control con Comunicación Mixta Satelital Banda C y Radio. Este es mucho más completo, es definitivamente un sistema de monitoreo y control de rotura de ducto donde se ha instalado un comprador. Ante cualquier problema con la línea informará al sistema Scada y además el tiempo de respuesta del tiempo es configurable. Este sistema con el tiempo va adquiriendo mayor información, se monitorea ese punto y tendrá mejor capacidad de detección de todo el ducto.

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Sistema de monitoreo y control para la operación segura de ductos

Existe otro mecanismo muy similar solo que se le ha adicionado el tema de la energía “generación de energía autónoma” como ser el panel solar. Además de tener alimentación externa de la red pública por problemas de la confiabilidad se tomó la decisión de dotar de energía autónoma con paneles solares. Básicamente este sistema tiene un controlador local que envía la información de un sistema satelital a la sala de control. De esta manera se pueden visualizar los parámetros del ducto además de tener las alarmas generadas por el monitoreo. En este sistema, dependiendo de las ubicaciones de los puntos de monitoreo se tomarán decisiones, como el tipo de comunicación que actualmente se está utilizando (satelital). Nosotros empezamos realizando transmisiones con banda C pero en la actualidad se están usando sistemas un poco más modernos, más pequeños, se están usando la banda KU que tiene un metro de diámetro y que han dado buenos resultados.

por las tabletas como display, pantallas móviles o celulares que dan mayor ventaja al operador. También se están utilizando algunas tecnologías para la alimentación de energía autónoma, en nuestro país hemos tenido mala experiencia en el uso de los paneles solares, por lo que se han decidido por sistemas de termogeneradores y las microturbinas pequeñas que nos dan capacidades específicas para este tipo de operaciones.Estos equipos necesitan alimentación de gas que es lo que tenemos en la línea son equipos más sofisticados y más difíciles de hurtar. También se está usando la fibra óptica para el monitoreo de líneas, aunque en Bolivia no se ha instalado esta tecnología se espera que pronto se tenga. Estas fibras ópticas pueden detectar todo los movimientos sísmicos.

Esta es la forma como se ve el punto de monitoreo ya construido con gabinetes a prueba de intrusos. En Bolivia se han tenido bastantes sucesos en los puntos remotos como robos de equipos y de paneles solares. Adicionalmente se han añadido complementos como la vigilancia por video, cámaras web que se instalan en los gabinetes para realizar un mantenimiento asistido que tiene comunicación con sus bases. Hemos aprendido bastante y el futuro es seguir utilizando nuevas tecnologías y esa es la tendencia. En la actualidad por ejemplo se utilizan los gabinetes nema 4X con refrigeración para evitar corrosión en lugares húmedos. Por otro lado se están usando nuevas tecnologías como estos actuadores que son inteligentes que tienen protocolos de comunicación inclusive de clasificación para realizar aplicaciones de seguridad. Estos dispositivos realizan diagnósticos de las válvulas con el tiempo y el equipo nos envía un informe de los pares que se utilizaron en la prueba. También se están utilizando nuevas ideas y técnicas que se utilizan en aplicaciones de seguridad, estas son muy demandas y se están utilizando controladores con redundancia para dar mayor confiabilidad. Además se están reemplazando los paneles fijos

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Miguel Ferrufino Archondo

Presidente de IPE Bolivia

Cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector petrolero. Especialista en el diseño y construcción de plantas de proceso de gas natural. También es especialista en diseño y construcción en gasoductos en Bolivia. Capacidad y experiencia en la negociación de proyectos energéticos. Ha fundado y administrado la única empresa de ingeniería de Bolivia y una de las más reconocidas del Cono Sur.

Construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) 71

Miguel Ángel Ferrufino

l propósito de esta presentación es mostrar la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) que es un gasoducto importante por ser la solución definitiva para llevar gas al occidente del país además de ser un reto tecnológico principalmente en temas ambientales y de construcción.Además lo que se hizo para lograrlo en ingeniería y lo que se debe hacer para que funcione con toda su capacidad. Este gasoducto se realizó para abastecer con gas natural al occidente del país. El Gasoducto al Altiplano (GAA) que es el que actualmente está operando y está saturado, tiene más o menos loops en todo el trayecto y estaciones de compresión,

ba. La importancia de este gasoducto es que garantiza la provisión al occidente por los próximos 20 años. Además de esto, permite la provisión de GNV a lo largo de su trayecto en el Chapare, que es una de las carreteras más importantes del país parte del corredor Bioceánico. Por lo tanto ahora es posible instalar estaciones de servicios desde Villa Tunari hasta Cochabamba. Este gasoducto atraviesa por más de 30 poblaciones por lo tanto va a dar gas natural a todas ellas que forman parte del sector más productivo del país.Convierte a Cochabamba en el centro de distribución de gas natural después de Santa Cruz.

por lo tanto el seguir aumentando más loops y más compresión, al GAA ya no era económico y habría que tomar una decisión diferente para tener opciones de transporte de gas a Cochabamba, Potosí y Oruro.

GCC- Un Reto Técnico Ambiental

El Gasoducto Boliviano Occidental (GABO), es un proyecto que nació hace cinco años, es un gasoducto que sale desde Margarita y va a Uyuni, deja gas en el salar y va hasta La Paz, son 990 kilómetros era una idea inicial de este gobierno pero por el tamaño y la demanda pequeña de estas regiones no es factible.

TRAMO 1. Tiene 110 kilómetros que parte de la localidad de Carrasco y llega hasta la zona de Villa Tunari, son zonas densamente pobladas y muy bajas; tiene tres ríos de gran tamaño que son el San Mateo, el río Sajta y el río Chimoré. Tiene dos ríos medianos y más de 50 quebradas menores.

Ampliar el Gasoducto Taquiperenda Cochabamba (GTC), es un gasoducto que sale de Taquipirenda y llega hasta Cochabamba, de 490 kilómetros de largo, también es un proyecto que está en estudio pero es otra opción. Es muy pequeño y largo. Otra idea que hubo al momento de la capitalización, cuando Shell se hizo cargo del transporte con Transredes, era unir la planta de gas Carrasco con Oconi para dar más gas, del Chapare al existente GAA, pero ellos no se dieron cuenta que está el parque Nacional Carrasco, es una topografía muy complicada a pesar de que solo separan a Carrasco de Oconi 65 kilómetros. Por lo tanto se decide el año 2006 empezar con estudios del GCC para su construcción que une Carrasco con Cochabam-

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Este gasoducto es un reto técnico ambiental porque pasa por tres zonas bien marcadas y diferentes en su construcción:

TRAMO 2. Este tramo o también conocido como el famoso “Sillar”, desde Villa Tunarí hasta pasando la cordillera es un tramo geológicamente inestable, tiene muchos problemas la carretera y para estabilizarla se ha hecho muchos esfuerzos. Por lo tanto para la ingeniería del gasoducto se debían contemplar los problemas de la carretera además de mantenerla expedita durante su construcción. También existen ríos en la zona con gran tamaño y caudal y pocos accesos, hay muchos cruces de carreteras en lugares complicados y todo el trayecto es una geología joven con una inestabilidad general cuando se habla de construcciones. TRAMO 3. Es una zona alta, se pasa por una altura de 3.800 metros y baja al altiplano, es una zona con mucha roca y humedad, pasando la cordillera hay muchas poblaciones rurales y lugares rocosos y pendientes pronunciadas.

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Construcción Gasoducto Carrasco – Cochabamba (GCC)

Contratistas que participaron en el GCC

Los principales componentes

Por temas financieros se decidió licitar los tramos por separado. El primer tramo que se licitó fue el Tramo 3, con Serpetbol – Bolinter, el Tramo 2 fue el último y lo hicieron IST – Serpetbol, luego el tramo 1 por Conpropet – IST. La ingeniería y supervisión estuvo a cargo de IPE Bolivia SRL.

Podemos hablar de tres componentes: línea regular, cruces especiales e instalaciones mecánicas. La línea regular tiene tres tramos y un total 251,59 Km de gasoducto. En el Tramo 1, 110,13 Km en llano, 75,34 Km en el subandino y 66,11 Km en el Altiplano.

Ha sido una estrategia licitar por tramos y hacer consorcios de máximo dos empresas, por lo tanto había que dar oportunidad a las empresas locales para hacer tramos más pequeños.

Se pasa por más de 30 poblaciones y se ha negociado más de 6.000 propietarios para la compra de derecho de vía. Ha sido una tarea tremendamente larga desde que terminamos la ingeniería hasta que empezó la construcción.

La ingeniería conceptual fue realizada por YPFB Transporte porque tenían conocimiento de un Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC), la ingeniería básica y de detalle por IPE Bolivia SRL. Para pasar por El Sillar que es una zona inestable se sub contrató a la empresa BGC de Canadá con pruebas de geología, para el cruce de los ríos se contrató a la empresa Geólogos NHC también de Canadá. La topografía fue realizada por Geosystems. Durante toda la ingeniería que duró más o menos 10 meses de trabajo se requirieron 260.000 horas hombre en el trabajo. Ese es un número récord para una obra de esta envergadura más o menos arroja un promedio de 120 personas por mes solamente haciendo ingeniería en los ocho meses que duró el proyecto. El financiamiento ha sido propio de YPFB Transporte, el gerenciamiento ha sido de YPFB Transporte y se necesitaron cerca de 7.5 Millones de horas/hombre en 4 años de construcción, es decir, 620 personas por mes promedio. La tubería fue comprada de dos diferentes proveedores de la China y un proveedor argentino. Las válvulas y accesorios comprados de proveedores locales, los materiales menores provistos por el contratista de construcción. Este es un contrato de construcción ya que el dueño del ducto ha comprado todos los materiales y ha encargado la ingeniería por separado. Solamente se contrató a las empresas constructoras y se les dio los planos y los materiales.

Vemos las grandes diferencias de terreno que hay los llanos totalmente planos, la parte subandina con muchos ríos con mucha vegetación y el altiplano con montañas grandes y mucha roca. Selección de ruta Uno de los retos más grandes del GCC fue seleccionar la ruta correcta. Se ha destinado mucho tiempo y muchos estudios porque había mucha oposición de hacer el ducto de forma paralela al camino existente debido a los problemas que ya tenía el camino. Se buscó la ruta con el menor impacto ambiental, distancia más corta, menor cantidad de especiales, mayor estabilidad geotécnica, mejor constructibilidad y menor mantenimiento en operación. En el Tramo 2 se han hecho tres estudios grandes, primero se habló de una alternativa norte para evitar pasar por cercanías de la carretera en El Sillar, pero el costo de abrir otro derecho de vía con mayores problemas de acceso y además con la misma topografía ha hecho que se deseche esa opción. Lo mismo con la alternativa Sur que pasa por alguna parte del parque Carrasco, se descartaron estas dos alternativas y se hizo por el centro, por donde se ha construido.

Miguel Ángel Ferrufino

Realmente hay demasiadas anécdotas y demasiado trabajo a la hora de elegir la ruta en una zona tremendamente complicada. Más allá de la topografía del lugar, uno de los grandes problemas ha sido el encuentro de nuestros topógrafos con mini fábricas de cocaína. El Tramo 3, es prácticamente el altiplano con un terreno muy estable pero con otros problemas como muchas poblaciones y mucha roca en el lugar. Aquí se han hecho cerca de 300 cruces especiales en ríos, carreteras, caminos, y quebradas de los cuales 49 cruces han sido con diseño específico y detallado, en ellos han participado más de 5 especialidades diferentes para cada cruce. Como hidrólogos, hidráulicos, geotécnicos y geólogos y otras disciplinas para poder consensuar qué tipo de cruce y su ruta. En total han sido 297 ríos, quebradas y carreteras. 49 ríos con diseño especial, 233 ríos y quebradas con diseño típico y 17 cruces carretera. De los 49 ríos se hizo un diseño especial, 22 cruces son con puente aéreo, de 60 a 150 metros porque le topografía no ha permitido enterrar el ducto; 24 cruces de ríos zanja abierta, 7 cruces con perforación dirigida y un cruce adosado en el puente Chimoré ya que fue imposible atravesarlo con perforación dirigida por los problemas geológicos de la zona y por el caudal de ese río, tampoco se pudo hacer un cruce a zanja abierta. En la parte mecánica, durante la ingeniería se han identificado lugares donde el doblar de la cañería no podía hacerse en el campo, la cañería soporta ciertos grados de doblado en frío por lo tanto se han identificado piezas para someterlas a temperaturas elevadas en los talleres. En seguridad ha sido una obra exitosa, con cero accidentes fatales. Hubo un accidente en carretera que ha dejado dos muertos pero que no ha sido atribuida a la obra sino a un cruce de personas que estaban manejando por la zona. Este gasoducto de 16 pulgadas de diámetros y casi 250 kilómetros, ha costado 146,6 millones de dólares. Los que ma-

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nejan números este es un costo de más o menos 36 dólares la pulgada/metro por lo tanto, es un precio tremendamente óptimo para un tipo de construcción de ese tamaño, siendo que hoy en día los precios están ya pasando los 50 y 60 dólares la pulgada/metro en construcciones similares en nuestro país. En el exterior es mucho más. Cuando se pensó hacer el GCC se pensó en aumentar la producción en el Chapare, hoy en día esas expectativas han caído un poco, los campos están declinación, y hace falta otro tipo de solución para alimentar el GCC y principalmente la planta de úrea que se va a construir en el Chaparé. Esa planta está en la ubicación equivocada, es una planta que produce 2.000 toneladas por día, lo que requiere más o menos 150 camiones que salgan todos los días hacía algún mercado, que es Brasil, con lo que se incrementará en 600 camiones el tráfico de transporte pesado entre el Chapare y Puerto Suárez. Esta planta debió construirse en Puerto Suárez, y el mejor lugar es San Matías porque tenemos un gasoducto que pasa por ahí y el mercado natural de esa úrea es la parte norte de Brasil. Lo que se tiene que hacer para alimentar el GCC y la planta de úrea que consume 50 MMpcd es revertir el gasoducto Yapacaní – Colpa, revertir el gasoducto Carrasco – Yapacaní y de este modo salir con gas por el GCC.

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Carlos Peláez

Consultor en derecho energético, EWeRK, Alemania La experiencia de Carlos Peláez en el ámbito de la energética es muy amplio. Se desempeñó como asesor legal energético en diferentes consorcios alemanes. Además fue director del proyecto INVEST en Brasil para el desarrollo de una plataforma informativa sobre oportunidades de inversión alemana en el mercado energético brasilero.

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Carlos Peláez

l Figas es muy necesario porque el intercambio de experiencias y conocimientos es vital para que podamos cumplir con los objetivos de lo que es el suministro energético, los proyectos, las actividades hidrocarburíferas y bueno es un desafío muy grande porque todos sabernos bien que es un trabajo multidisciplinario. Constantemente me comunico por teléfono con ingenieros, economistas intentando entender como piensan ellos, como son los fenómenos, como quieren que los contratos sean realizados y justamente aquí, para mí, es importante poder ver las ponencias desde el punto de vista empresarial, ver otros países tan importantes como Brasil y aportar con lo mío que ha sido estar los últimos años en Alemania, una cultura interesantísima, muy científica con un trabajo muy complejo en el área académica, no como docente, sino como investigador porque hoy en Alemania para ser docente hay que prepararse muchos años aún. Resulta que también he estado en la parte de consultoría, asesoría, pero mucho más en el área regulatoria gasífera. Hemos estado con equipos de trabajo con otros abogados en diferentes áreas, mucho se está trabajando en el Este de Europa, Polonia, Ucrania, una zona muy prometedora en el área energética. Muchas veces nos llegan proyectos, por ejemplo una empresa quiere construir un gasoducto, una planta de biogás o de gas y somos un equipo que se forma y cada uno comienza a dar su expertise. A mí me toca normalmente la verificación de los contratos, todo el tema de requerimiento regulatorio y al mismo tiempo quedo empapado en toda la fase de diseño contractual, escuchar mucho al cliente, sus intereses, problemática, cuáles son las capacidades de riesgo que puede asumir. Cuando hablamos de desarrollo de proyectos de hidrocarburos hablamos de la proyección de lo que es el finance proyect, ahí empezamos a dar importancia a lo que es determinar qué estrategia contractual se va a seguir y no es una tarea fácil, se debe determinar esto en base a cada caso en especial, esto quiere decirse que siempre significa trabajar a medida, continuar aprendiendo y seguir

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investigando. En los últimos años, la evolución del derecho en todo el mundo del derecho energético ha sido muy constante y dinámica, en Europa hemos visto a finales de los 90s que se introdujeron normativas en lo que es el derecho supranacional para la conclusión de lo que sería el mercado interno de energía con unas normativas muy complejas que no todos los países han conseguido implementarlas y que a nosotros los consultores, los abogados ponen en un dilema porque tenemos que estar siguiendo lo que dice la Comisión Europea todo el tiempo, las sentencias y decisiones que saca la corte europea y tenemos que meternos en el tema del país donde se está realizando la inversión, como verán ustedes es muy compleja y cuando se trata de la realización de proyectos de energía e hidrocarburos la primera pregunta es cómo hacemos, qué contratos utilizamos, cuál es la estrategia contractutal que vamos a definir. Mi exposición tiene dos partes voy a hablar del contrato en sí, de la arquitectura legal del contrato y del marco jurídico porque de nada sirve un contrato si el marco jurídico no ofrece una estructura de normas institucionales para alcanzar objetivos, porque un contrato no es otra cosa que un instrumento para alcanzar objetivos y eso es muy importante que toda la estructura legal sea dada para que se evite el riesgo de tener que ir a pleitos, de que los incumplimientos que no permitan que se cumplan los objetivos de la obra. Vamos a entrar en la presentación y lo primero que quiero resaltar es que es importante la estrategia contractual para proyectos de hidrocarburos, lo primero que se debe entender es que estos proyectos tienen características que definen como va a ser la estrategia contractual empezando por el costo, o sea los proyectos de energía e hidrocarburos son de alto costo y esto conlleva una serie de problemática en cuanto a precios, servicios a contratar y financiero. Estos proyectos son de alto riesgo y el riesgo es el común denominador de estos proyectos, empezando por la organización y función de todo lo que es la empresa y el contratista hay riesgos también en el diseño de ingeniería, en la subcontratación de servicios, en fin es una serie de riesgos y es nuestra labor como abogados saber reconocer qué compromisos pueden asumir y la teoría nos dirá que

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asuma el riesgo aquel que tenga la posibilidad de hacerlo.

va a ser un nuevo desafío el proyecto siguiente que se va a realizar.

Tenemos una relación inseparable de que a mayor riesgo mayor precio. Si yo como propietario quiero derivar riesgo a mi contratista obviamente tengo que pagar otro precio. Ustedes tienen que entender que van a estar con su contratista trabajando probablemente 3, 4, 5 años son casi como un matrimonio.

En estrategia contractual, hay varias entre las más conocidas en Latinoamérica es el modelo de contrato es el EPC cuyas siglas en ingles significan contrato de Ingeniería, Decisión y Construcción. Es un contrato que nace y se desarrolla mucho en el sistema anglosajón ya desde hace 30 años que se viene realizando, pero digamos que después de la caída del muro de Berlín con la liberación de diferentes mercados con la internacionalización de tantos proyectos de energía este contrato gano muchísima importancia.

O sea que tiene que haber un contrato muy claro en el que se definan los sistemas de comunicación, los cambios puedan aplicarse adecuadamente y se eviten conflictos que atrasen la realización del proyecto. Entonces es muy importante pensar en una relación jurídica relativamente larga. Son proyectos únicos hechos a medida, en hidrocarburos no existe un proyecto igual a otro, hay algunos que lo han estandarizado y que tiene ciertos modelos que fácilmente se reproducen, por ejemplo un parque solar. No son los así llamados proyectos de procesos, que son las plantas refinadoras, separadoras de líquidos, por ejemplo la petroquímica, son proyectos hechos a medida, ya sea que uno le cambie la capacidad instalada. Un proyecto que tiene plantas generadoras de electricidad que es combinada a gas en Argentina tiene que ser completamente diferente en Bolivia porque tienen marcos jurídicos diferentes, y eso es lo primero que uno tiene que entender, que uno tiene que adaptarse al proyecto y no al revés. Son proyectos complejos porque ellos implican la aplicación de diferentes técnicas, tecnologías, mecánicas, físicas, químicas que se aplican con diferentes profesionales y otra vez vuelvo a lo multidisciplinario. Entonces lograr coordinar armónicamente esto es un gran desafío y nosotros tenemos que crear la plataforma para ello desde el tratamiento jurídico y contrato y finalmente hay proyectos de diferentes magnitudes esto quiere decir que desde el punto de vista cada vez que tenga que revisar un proyecto tendrá que ponerse en tela de juicio si realmente va a tener la capacidad de hacerlo, la experiencia que haya tenido de 10, 11, 20 proyectos antes siempre

En el Proyect Financial es el contrato de bancos e inversionistas que no van a hacerse proyectos si no es con ese contrato. Bueno otro elemento importantísimo es el tema internacional de este contrato, vamos a verlo luego en detalle y luego tenemos la opción, que aquí lo que quiero es que quien quiera realizar el proyecto, que opción tengo, que hago, de qué me disfrazo. El EPCM trae muchos cambios que muchas veces son difusos y mucha gente no los comprende. El EPCM es un contrato de servicios de Ingeniería, Adquisición y Gestión de la Construcción, es un contrato que nace mas en el área minera que desarrolla mucho en el Canadá hace 30 años y solo en el área minera, pero en los últimos años se ha considerado en el área de hidrocarburos porque presenta varias fortalezas que las vamos a ver luego, varias ventajas con respecto al EPC. Hay contratos que se llaman también Diseño, Licitación y Construcción por ejemplo, el tema de contratos es flexible, de negociación. Es interesante porque el EPC es muy estandarizado ya, tenemos instituciones de ingenieros en Suiza, la Cámara de Industria y Comercio Internacional que ya presentan modelos estandarizados, porque ya se han hecho tan común encontrar en el internet miles de modelos y pueden utilizarlos pero ojo, algo muy importante estos modelos son una referencia, hay que recurrir al abogado por más de que sea caro y realmente readecuar el contrato y el proyecto a medida.

Carlos Peláez

Por su parte, el EPCM no es tan estandarizado, es más hay algunos ingenieros en Canadá y Estados Unidos que tienen modelos pero a nivel internacional todavía no se ha difundido mucho, ahora viene la pregunta por cual nos decidimos y porque lo cual conlleva a una complejidad. Lo que considero relevante para decidir por cuál de estos contratos, se decide primero el tipo de proyecto es un proyecto de tipo proceso o un proyecto tipo estándar donde la realización de la obra va a ser relativamente conocida, un parque solar, una planta de ciclo combinado o sea que se realiza día a día. Toda la situación en el mercado si yo soy el propietario y soy la empresa y quiero hacer un proyecto y tengo que ver quién puede hacer conmigo que, nivel de competencia la experiencia no nos olvidemos que en Europa ya tenemos la calificación y la evaluación de empresas especificas. En Alemania ha habido una empresa muy conocida es una verificadora de calidad de servicios que se llama TUV. Para que sea buena idea cuando se comenzó la licitación para la ‘Nabuco High Line’, uno de los proyectos colosales que va a haber ahora en Europa, esperemos que en el 2016 se termine. La TUV se encargo de verificar el nivel de calidad de experiencia. Esto quiere decir que el mercado es vital el abogado y los consultores tienen que saber cómo es la situación del mercado, es muy importante conocer al mercado, porque un contrato EPC es más caro que un contrato EPCM y también importante ver las fases que se va a tener del financiamiento, a veces uno no tiene todo el dinero, sino que se lo van desembolsando por etapas. ¿Cuál es el nivel de experiencia no solo del prestamista sino de la empresa? si una empresa que no tiene nada que ver con lo quiere construir quiere realizar el proyecto, obviamente tendrá muchísimas dificultades si no tiene experiencia es decir probablemente tendrá que decir no tengo idea de cómo se hace esto haremos un EPC por que hay que pagar un precio puede ser caro ellos me lo hace todo, yo controlo algunas fases y punto

Pero si la empresa tiene cierta experiencia en el medio y sabe de que se trata, se puede decir que EPC es interactivo, pero puede tener los conocimientos y la experiencia para ver que si el contratista está cumpliendo con el contrato adecuadamente. La posibilidad para asumir riesgo es un punto vital, quien va a asumir riesgos, quien, como, en qué medida, eso es negociación pura, ahí se necesita mucha experiencia, ahí se hacen estudios. Esto es otro tema que define muchísimo el nivel del riesgo porque en el EPC el riesgo se va al contratista y en el EPCM el riesgo se queda con el propietario, entonces si el propietario no tiene la posibilidad de asumir ese riesgo, mejor que no se meta en ese contrato. ¿Qué unidades administrativas disponibles y calificadas se cuenta? si se ve que tiene una capacidad administrativa, es decir, disponemos un equipo de trabajo que va a coordinar todo el tiempo con el contratista EPC, fantástico, es una gran ventaja, tiene que ser así por que en el contrato se establece el sistema de comunicación, por ejemplo cambio de órdenes. Quieren un equipo que esté todo el tiempo durante esos años trabajando en conjunto con los contratistas. Finalmente lo que define así ya la filosofía del proyecto, que quiero, que es lo que más me interesa para este proyecto, el plazo, interesa mucho que sea entregada la obra en un plazo vital, por ejemplo nos salimos del petróleo y nos vamos al futbol. El mundial de futbol en Brasil 2014 tenemos que construir un estadio, el plazo es vital, el costo ya no importa, quiero que esté listo para el pitazo del primer juego, es vital, es un escándalo si el estadio no está. Me voy por un EPC ellos me garantizan el plazo si o si, el EPCM es mas variable ahí que estar haciendo un seguimiento, en realidad no hay EPCM para construcción de estadio, es solo un ejemplo de qué importante es el plazo. El precio de esta intervención financiera probablemente no nos permite pagar un precio caro por un EPC, entonces me voy por un EPCM. Finalmente que tan importante es para mí es la calidad, si voy a es-

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tar muy presente en todos los procesos desde el proyecto para garantizar de que la calidad de los diferentes procesos y aplicaciones sea muy buena, probablemente sea mejor un EPCM, porque en un EPC se tiene un precio global y por querer marginar, economizando costos se puede perder un poco de calidad Aquí tenemos una estructura EPC, para ver cuáles son los elementos importantes ustedes ven arriba que el propietario de una línea imaginaria, que es la línea imaginaria donde ya se transfiere la responsabilidad de contrato, las obligaciones etc., los riesgos etc. Se trata de un solo contrato, contratos muy complejos son contratos que pueden tener 60 y 120 páginas dependiendo el nivel de detalle que usted quiera especificar es un solo punto de contacto y usted no tiene nada que ver normalmente. Siempre el propietario habla, se comunica con el “EPCista”, con los otros subcontratistas, probablemente no va a tener mucho contrato como uno quisiera, el riesgo se va completamente al contratista EPC y normalmente, no siempre, hay un precio global llamado la sumariada, hay sistemas de precio unitarios, precios de costos reembolsables, con un margen de ganancias razonables por ejemplo en fin. Ahora el contratista firma el contrato y comienza la carrera, el contratista tiene que ir y ver con quienes va a realizar el contrato, a quienes tiene que subcontratar, y va a asumir los riesgos de, si un subcontratista no se cumple con cierta fase o un proveedor de ciertos insumos se atrasa o le provee elementos de mala calidad, si va a decir comprare el motor eléctrico alemán o chino, alemán va ser un 40% más caro en china más barato, que riesgos corre en cuanto a calidad. Seguro es importantísimo quizás uno de los elementos más complejos en el tema contractual. Significa que tenemos que negociar un seguro adecuado. Incluso se pude hablar de un seguro global y también se puede hablar de seguros específicos. Es un tema complejo y lo más importante es el tema de certidumbre son lo que nos lleva a discutir a considerar que es lo mejor es la certidumbre o la incertidumbre, yo quiero saber qué es lo más probable.

En el EPCM en cambio, el propietario le asigna un contrato al EPCM contratista, el contratista tiene dos funciones una como principal cuando se hace el diseño de ingeniería pero cuando va a realizar los servicios de adquisiciones y la gestión o dirección de la construcción elige un representante como un agente del propietario entonces todo el tiempo el contratista está controlando y fiscalizando que todos los participantes del proyecto hagan bien y va a firmar los contratos va pedir costos, va a presentar informes, pero siempre en nombre del propietario al final. Las ventajas del contrato EPCM Mayor control e influencia del propietario, sobre los diferentes procesos y capas del proyecto luego, ingeniería de detalles más aplicada al proyecto porque justamente hay un trabajo más conjunto donde todo el tiempo están discutiendo en base a los sistemas contractuales de comunicación que establecieron y luego se tiene por ende también mayor flexibilidad a través de órdenes de cambio hay que producir un buen sistema de ordenes de cambio donde el propietario diga ‘bueno esto quiero que se cambie’ vamos a eliminar esta capa, vamos a incluir esta otra’ porque hay que ver el sistema de consolidades bien fuerte porque por ahí estamos frente al juez y hay que ver ‘aquí me dijeron que yo cambie, yo cambié y el problema no es mío es de él’. Se puede apuntar a Mayor eficiencia de costos y flexibilidad financiera porque justamente no como en el NPC el propietario puede llevar pero, ‘porque no le compramos unas tuberías de aquí a Fulana y no a Perengana’ se puede jugar mucho con los precios de costo y, por ende, al final tenemos un contrato más económico, esas son las ventajas del EPCM. En su naturaleza como contrato, es un contrato atípico es poco estandarizado no hay muchas instituciones internacionales que han presentado modelos como en el EPC. Comprende relaciones jurídicas recíprocas obligaciones que tienen ambas partes, obligaciones múltiples porque ya hemos visto que es “EPCemista” que tiene diferentes obligaciones incluso como agente o como principal.

Carlos Peláez

Luego tenemos que es un contrato flexible y de carácter sucesivo es decir extendido en el tiempo para diferentes tareas y obligaciones, es utilizado en la industria minera y cada vez más en proyectos de energía e hidrocarburos, el inicio en sí del contrato puede variar, uno puede comenzar incluso antes de la licitación de la obra, puede comenzar ya con una licencia, con una concesión ya y con un diseño en mano de por lo menos con un bosquejo, primero puede haber un estudio de pre factibilidad o puede haber o puede empezarse todo desde el inicio.

Es decir, que el propietario es como un asesor, una mano derecha, que le guía y apoya en todo, como les dije es casi como un matrimonio.

El EPCM puede ser incluso con las condiciones y obligación de realizar todos los requerimientos regulatorios, licencias eso puede incluir, es flexible pude terminar llave en mano, puede terminar con una garantía de 6 meses, 3 meses de funcionamiento de la planta. Luego es un contrato frecuentemente ligado a licitaciones y su precio es variable en función de costos.

Ahí se puede colocar una lista para hacerlo todo asegurado y que nadie se queje después de que no sabía, que no le dijeron. Se dicen ‘sujetos a aprobación final del propietario por escrito’, ahí ya no hay que contraté a fulano o sultano, todo tiene que ser por escrito, muy importante.

Voy a ser un poquito más rápido y hoy he traducido unas pequeñas claúsulas en las que yo trabajé en contratos alemanes, al español puede leerse “...el contratista deberá coordinar y organizar los servicios prestados por los subcontratistas en observancia de los requerimientos del propietario...” en los puntos suspensivos se puede poner lo que uno quiera, mucho, se puede justificar, colocar plazos. En servicios de adquisición lo que es todo el tema de procuras, insumos, servicios el contratista verá los servicios de adquisicion de los materiales insumos subservicios seguros de acuerdo a requerimientos del propietario, plan de ejecución, etc, segun uno le pueda aumentar varias cosas.

En la subcontratación es posible no como en el NPC. Aquí el propietario puede celebrar contratos independientes con otros subcontratistas, si así lo quiere pero también el contratista deberá coordinar, organizar y fiscalizar la ejecución de estos servicios que se han subcontratado, luego el contratista va a representarlo.

En precio y pago, el propietario retendrá en favor del contratista el monto equivalente a un X porcentaje del valor de los servicios y los materiales, cuyas facturas, comprobantes o listas de precios sean presentadas por el contratista. O sea el sistema de precios, los costos se determinan y esos costos tienen un margen que es lo que va a ganar el ‘EPCemista’. El pago al contratista queda condicionado a la elaboración y presentación de un informe de gastos y costos que incluya las facturas y comprobantes originales. Eso es normal porque si no como vamos a saber realmente que es lo que se va a pagar.

Los aspectos fundamentales seguimos en cuanto al Servicio de Gestión de la Construcción, el propietario asume la responsabilidad y los riesgos por los trabajos de construcción que serán realizados bajo la dirección del contratista.

Y bueno una serie de aspectos, estamos hablando de garantía, obligaciones o sea de contratos muy extensos y yo les puse solo algunos ejemplos, podemos hablar de discusión si quieren sobre otros aspectos y los más importante es el cumplimiento de las politicas con las leyes y las políticas para el sector que es el riesgo legal que es esto.

El propietario tomara el riesgo y este punto es bueno. El contratista será responsable por la dirección de la construcción de acuerdo al Plan de Ejecución y a los requerimientos del propietario, prestando asesoramiento al propietario sobre la estrategia de construcción y las empresas candidatas para los trabajos de construcción.

Aquí se nos abre una ventana enorme que varía de país en país y de región, en región de ordenamiento jurídico, en ordenamiento juridico y les voy a mostrar que tan complicado puede llegar a ser el derecho energético con un simple proyecto de energía e hidrocarburos. Ahí es donde entramos nosotros como equipo porque

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una persona es imposible que pueda entender y manejar todo este tema. El marco juridico comprende que tenemos normas supranacionales internacionales en caso de la Unión Europea eso es vital, directivas estan siendo ejecutadas por la Comisión y uno tiene que conocerlas para saber que requerimientos tiene. Como es el ordenamiento jurídico nacional, en un espacio como Brasil. En un estado Federado tenemos que ver el derecho a nivel nacional y el derecho estadual, son dos dimensiones que hacen muy complejo el tema, leyes sectoriales, hay leyes del gas o de hidrocarburos, de ripiado o sea que hay que conocer muy bien realmente para ver que uno tiene que observar. Normas regulatorias resoluciones de agencias regulatorias por ejemplo, normas administrativas, temas ambientales, de concesiones, licencias, y las estructuras hay que conocerselas muy bien por eso muy importante aunque ustedes contraten un asesor internacional para el contrato trabajen tambien con gente local, eso es vital, sino van a tener graves problemas y miren esto (Diapositiva N° 16) esto demuestra que tan complejo puede ser el Derecho Energético. Ahí tenemos, esto lo hemos elaborado con otros abogados, ahi tenemos aproximadamente en Alemania cerca de 10.550 normas que hay que considerar directa o indirectamente para la realizacion de actividades hidrocarburiferas y energía y es un nivel absurdo diría, en fin, de todo, estamos hablando de derecho de competencias, derecho de sociedades, derecho civil, derecho energético con la ley de la industria energética alemana, concesiones, planeamiento, concesión de obras y la primera pregunta que nosotros es para qué queremos semenajante enmarañado de normativas.

sector crezca en equilibrio para cumplir sus objetivos principales porque sino es muy dificil organizar la industria energética a largo plazo en 20 años o 30 años. Si todo se va cambiando de un día para otro, si las normas no existen o las que existen no se aplican esto va a ser una carrera a la suerte al azar y al azar nadie invierte porque se quiere tener una certidumbre saber que el sistema funciona y eso conlleva a este enmarañado de normas para que se equilibre el sector, de que los actores principales desde el area política, industria y los consumidores puedan beneficiar al máximo sus intereses pero respetando los compromisos que tiene lo regulatorio. Para eso yo en lo académico y en lo profesional creo en la regulación definitivamente porque la regulación es una entidad, es un elemento jurídico, económico, independientemente de lo que sean los intereses incluso mezquinos de empresas o a veces la política, el político tiene sus intereses propios esa es la teoría americana de los intereses. Entonces eso es muy importante y eso tiene que considerarse en los objetivos fundamentales seguridad de suministro, eficiencia, precio justo, protección al consumidor y del medio ambiente por ejemplo y eso tiene que ser organizado con una normativa clara, transparente, institucional tiene que ser independiente, una regulacion no puede estar todo el tiempo impulsado hacia mí por los empresarios que la capturan ni por la política, porque sino no va a funcionar, tiene que ser especializada, imparcial, solo asi podemos lograr que los contratos funciones sino lo tenemos que botar a la basura si el marco jurídico no funciona.

Porqué quiero realmente esta complejidad, yo quiero mi proyecto y punto, pero los alemanes son en eso realmente un modelo, en eso podría decir un poco porque ellos no dejan al azar nada y quiere que las cosas estén claramente y transparentemente reguladas para que no hayan abusos de poder, para que los intereses del más fuerte no se impongan ante los intereses del menos, para que el

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Carlos Vidal

Gerente General Geosystems

Ingeniero electrónico graduado de la Universidad de Río de Janeiro en 1986. Trabajó en diseño de software en Brasil. Se especializó en información geográfica y procesamiento de imágenes satelitales. En 1992 fundó Geosystems con actuación en América Latina, hoy con sede en Santa Cruz y sucursales en La Paz y Quito.

La aplicación de información geográfica a mejoras de trabajo en el rubro petrolero 83

Carlos Vidal

i intención es hablarle de la tecnología que estamos utilizando y de cómo puede cambiar mi forma de trabajar haciéndola más eficiente. Tenemos un ejemplo del gasoducto Carrasco – Cochabamba concretamente del Tramo 1, en el que vemos que el ducto tiene un montón de información que fue cargada a partir de actividades, de ingeniería, de topografía, de geofísica, que fue introducida en una base de datos geofísica. En la imagen, vemos el Gasyrg que está en color verde y el oleoducto Carrasco – Cochabamba que pasa por abajo en color rojo. Dentro del fragmento que estoy tomando como ejemplo, hay una cantidad enorme de información de todo tipo, que es información tabular, información geofísica que está en ciertos formatos y de lo que se trata es de tener toda esa información en una base de datos y un sistema. En este caso, la base de datos está puesta en mi máquina, esto nos permite realizar preguntas al sistema, a la base de datos, como por ejemplo, información de la topografía, de los puntos de control que se utilizaron, en este caso se realizaron actividades de geofísica en este caso vamos a ver esa información que está conectada. Este es un perfil que arroja, el equipo de geofísica donde se puede ver la resistividad del suelo. Eso es un ejemplo, pero amarrada a esa información tenemos el informe geofísico del proyecto donde está el nombre de quien lo hizo y la actividad completa de la geofísica y toda esta información está en la base de datos geográfica del gasoducto y está relacionada con la geografía. Entonces es una manera nueva de trabajar que permite hacer mucho más eficiente nuestra actividad. Imagínense que es en este caso además esté colocada la información de la ingeniería, se podría haber cargado la información que uno quisiera, como análisis especiales y situaciones de las muestras que se tuvieron. Esto es como cargar la información del gasoducto en un dis-

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positivo, en este caso de una máquina. Lo interesante es que en este caso estamos utilizando una laptop, pero esta información puede ser cargada en cualquier dispositivo pequeño y ser llevada al campo. Acá tengo información de tramos, por ejemplo dice en qué tramos el gasoducto estaba enterrado y sus características. Es decir es información que está completamente abierta para ser cargadas por ustedes, en algún momento en el proyecto. Hay una línea de alta tensión y esa es información que está cargada para ustedes, lo mismo con los ríos. Tenemos el caso de un río llamado Mariposa, que tiene una forma rara y ha tenido que ser atravesado. Entonces esa información está cargada y hay registros de unos puntos de control acá y está toda la información relacionada al cruce de ríos acá. Esta información le ha permitido a los ingenieros tomar decisiones extremadamente importantes, este es un ejemplo de la información que se podría colocar en el programa. Ahora voy a mostrarles y vamos a simular que nosotros vamos a hacer una inspección en el ducto. Se puede cambiar el proyector y colocarlo al ‘Iphone’, entonces ya no estamos en la base de datos, ahora estamos en la nube, o sea que se puede acceder a esta información desde cualquier lugar en que se tenga Internet. Uno puede hacer actividades de monitoreo y de inspección no solamente consultando a la base de datos, en el caso que se llegue a una torre de alta tensión o a una alcantarilla, aunque visualmente vea a esa torre o alcantarilla no tiene la información de ella. En este caso, un inspector no carga papeles e información de los elementos, esa información está en la web y yo puedo llegar a ella. Además si detectara una anomalía o algo raro, permite modificar o editar la información en la nube sobre lo que estoy encontrando.

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La aplicación de información geográfica a mejoras de trabajo en el rubro petrolero

Esto significa un cambio muy importante en el flujo del trabajo que es a lo que yo quería llegar desde el inicio. Hay una diferencia en cómo se realizan las actividades actualmente y cómo se podría utilizar con el uso de nuevas tecnologías.

Ahora suponiendo que soy un inspector y que he encontrado alguna cosa anómala, puedo tomar una foto incluyendo las observaciones como adjunto. Esa información ha sido subida a la nube y alguien de la oficina central puede recuperar esa información o lo que fuera.

Panel IV: OPORTUNIDADES DE NEGOCIO PARA SERVICIOS EN EL UPSTREAM

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Gary Medrano

Director Djecutivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Graduado como oficial de caballería, en Ecuador. Cóndor Satinador y paracaidista. Ingeniero Comercial (EMI) y MBA por el TEC de Monterrey. Fue jefe de la Distrital Comercial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en los departamentos de Cochabamba, Pando, Beni y Santa Cruz. Fue gerente nacional de Comercialización y asesor comercial de YPFB.

La Nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos 89

Gary Medrano

stamos viviendo un momento en que la ley no coincide con la realidad. Estamos viviendo un momento de nacionalización sin embargo, la Ley de Hidrocarburos fue hecha en un momento de capitalización, entonces sí necesitamos una nueva Ley de Hidrocarburos.

dicción reguladora designando los interventores correspondientes. Aplicar sanciones económicas y proponer al ejecutivo normas de carácter técnico y dictaminar reglamentos relativos al sector. Por supuesto, la norma macro que está en la ley de hidrocarburos.

Estamos trabajando arduamente con el Ministerio de Hidrocarburos, YPFB, y la ANH para poder tener una proyecto coherente con la realidad para ponerlo en mesa de discusión.

Algo interesante para mostrarles es que la Agencia Nacional de Hidrocarburos hasta hace un año solamente existía en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz, hoy la ANH está en todo el territorio nacional. Primero queríamos prepararnos puertas adentro para luego cumplir con ese mandato constitucional.

Estamos también en un periodo de dar a conocer la ANH que tiene tres años de actividad. Antes era la Superintendencia de Hidrocarburos que es más conocida que la ANH, por eso estamos en ese proceso. Nuestra misión, aquello que queremos ser es: ser el instrumento, ese vehículo, esa herramienta para poder explotar la verdadera fuerza de la nacionalización de los hidrocarburos. Queremos ser la entidad que permita que la nacionalización llegue a todos los bolivianos. Soñamos con que todos los vehículos tengan gas natural vehicular, soñamos con que todas las casas tengan gas domiciliario y soñamos con que no falte diesel, gasolina y GLP en las casas de las personas. La nueva Constitución Política del Estado es el certificado de nacimiento de la ANH, en ella se establecen las cuatro palabras: regular, controlar, supervisar y fiscalizar toda la cadena de hidrocarburos. Fíjense tamaño labor que le da la Constitución a la ANH. Algunas de esas atribuciones es la importación y exportación de hidrocarburos. Tenemos los registros de todas aquellas personas que realizan actividades hidrocarburíferas, estamos hablando de 3.000 a 3.200 regulados entre personas naturales y empresas que realizan actividades hidrocarburíferas en el país. También disponemos de conocer y procesar las denuncias. Tenemos una herramienta para aquellos que se portan mal tenemos la capacidad de intervenir las empresas bajo juris-

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El control y fiscalización en los ductos y en las refinerías tenemos a cargo todas las autorizaciones, licencias, ampliaciones, proyectos y presupuestos. También tenemos el control y fiscalización en las unidades de proceso: Paloma, Carrasco, Kanata, Colpa, Río Grande, Vuelta Grande, estamos presentes ahí con fiscalización y control. Hay algo importante que realiza cada mes la ANH que es la contrastación entre la producción y la demanda. De ahí salen los volúmenes que se producen o se importan y que luego son distribuidos en el mercado nacional. En la parte de plantas de almacenamiento de líquidos, combustibles de aviación, también tenemos, importación y exportación como había mencionado. La distribución de mayoristas y las estaciones de servicios. En cuanto al GLP también la distribución tanto a granel como el engarrafado. En el área de gas natural, las empresas distribuidoras de gas natural, los talleres de conversión vehicular, la distribución industrial y domiciliaria y las estaciones de servicio. Eso es lo que estamos haciendo en este momento. Tenemos convenio con los comandos departamentales de la Policía Nacional, tratar de controlar los problemas entre la subvención de los hidrocarburos y los altos que existen en los países vecinos en 7.000 kilómetros de frontera que tenemos es sumamente difícil de controlar.

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La Nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos

Tenemos algunas medidas de control del abastecimiento por tanto desde el despacho, trasporte, comercialización y la distribución es en lo que estamos presentes cada día. Esto es algo importante porque esto es la cara del sector de los hidrocarburos. La población ni siquiera se entera que ha habido algún problema en un pozo, en algún transporte por ducto, o en alguna planta, pero si saben que no hay combustible en la estación de servicio o no hay gas en su domicilio. Hasta aquí hemos visto lo que la ANH hace, ahora tenemos una propuesta de lo que es el nuevo rol institucional. Desarrollamos un sistema de información del sector hidrocarburos básicos, este es el producto del Art. 365 de la CPE: regular, controlar, fiscalizar toda la cadena de hidrocarburos. Esto es en el upstream y downstream. Diseñar estrategias de promoción de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos. Habíamos hablado de que el modelo que estamos tratando de adoptar es el modelo de la ANP de Brasil y la ANH de Colombia. Hemos tomado contacto con gente de Noruega y estamos queriendo elaborar un futuro coherente con estos tres modelos. Realizar estudios de evaluación técnica en áreas de interés hidrocarburífero, administrar el mapa de áreas con potencial hidrocarburífero del país, diseñar directrices para programas anuales de áreas de exploración y producción de áreas con actividad hidrocarburífera, certificar la producción de hidrocarburos en volumen y cantidad. Hasta aquí hemos mostrado lo que hacemos y los nuevos retos con la Ley de Hidrocarburos. Quiero detenerme acá para decir que para cumplir con el mandato constitucional en el Art.365 hemos tenido que arreglar las cosas puertas adentro de la ANH. Definitivamente hemos tenido que dar un salto tecnológico en todas nuestras actividades, desde las más pequeñas en la administración hasta las de control y las que tenemos. Hemos implementado cuatro sistemas que veremos rápidamente.

SIREL. Tenemos un poco más de 3.000 regulados que cuando tenían que regular sus licencias era un proceso engorroso y burocrático, pues ahora desde la comodidad de su casa puede regular lo que antes demoraba entre 2 y 3 meses en 15 minutos. El Sistema de Video Vigilancia. Hemos puesto cámaras en todas las estaciones de servicios, ahora tenemos las imágenes de las casi 700 estaciones de servicios que hay en todo el territorio nacional. Estamos colocando en este momento GPS a cada una de las cisternas para ver donde están en este momento, todo esto en una plataforma que tenemos en la ANH. La estrella es el B-SISA (Boliviana de Sistemas de Autoidentificación), nació del sistema de cajeros automáticos que están entrelazados y hay reportes de arqueos de cada uno de los cajeros, como ntambién hay reportes de las tarjetas de crédito o de débito. En este sistema no se pierde ni un solo peso, y lo que nosotros queremos con este sistema es que no se pierda ni un solo líquido. Hay algunos inescrupulosos que lo que hacen es comprar barato y vender caro para el contrabando y para actividades ilícitas en todo el territorio nacional. ¿Cómo funciona? En una estación de servicio de cualquier tipo cada vehículo tiene un dispositivo electrónico que al solamente ingresar a la estación de servicio va a ser leído por esta antena receptora y la información del vehículo va a aparecer en la computadora de la estación de servicio, el vehículo ingresa hace la compra del producto y esa transacción queda almacenada en el sistema. Con este sistema se va a controlar a los contrabandistas, a los acumuladores ilegales, a los especuladores. Ese es el objetivo de este sistema y es único en el mundo. En todas las movilidades del país, mediante ley tienen que tener este

stickers para identificar a los vehículos. Este dispositivo no es para controlar impuestos o si el vehículo tiene papeles o no.

Gary Medrano

La nacionalización y el actual escenario político plantea las mejores condiciones de trabajo para desarrollar el sector hidrocarburos. Al igual que en la Biblia se nos va a preguntar a nosotros qué hemos hecho con estas condiciones inmejorables para desarrollar un grandioso futuro. ¿Qué estamos esperando…qué alguien con la barita mágica nos diga cuál es la solución? Los problemas se los soluciona hablando, reuniéndose, probando, fallando, intentando, cooperando, aprehendiendo, sudando más y durmiendo menos. El compromiso todo lo puede, todo lo intenta, todo lo soporta. En esta sala estamos reunidos todos los que podemos ha-

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cer en esto que se ha convertido en nuestra pasión, los hidrocarburos. Aquí estamos todos los que soñamos con ductos, plantas y campos. Los que olemos a diésel y nos emociona hablar de gas y petróleo, juntos con estudiantes y autoridades públicas, empresas privadas, normadores y reguladores. Todos reunidos, los actores y responsables de los resultados del futuro y lo que queremos es un sector eficiente, dinámico y equitativo. La capitalización ha entregado nuestros recursos sin necesidad de una guerra, por lo tanto, si la capitalización ha sido como perder una guerra, entonces la nacionalización ha sido como ganar una guerra.

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Demetrio Stanczyk Gerente de Nakase

Es encargado de la Unidad de Negocios para Oil & Gas de esta compañía. Nakase presenta al sector petrolero una amplia gama de insumos de protección contra explosiones de la reconocida marca alemana Stahl.

soluciones para la industria de oil & gas 93

Demetrio Stanczyk

esde nuestros inicios Nakase se ha caracterizado por la búsqueda continua de la innovación ofreciendo soluciones para las industrias de la región que resulten eficientes, durables y rentables. Es una empresa que surge hace 20 años para dar soluciones integrales para todas las industrias oil & gas, farmacéutica, energías renovables, minería, alimentos y bebidas, automotriz, distribuidores, Siderúrgicas y otras. Tiene stock permanente de productos con alta rotación. Nosotros éramos una empresa de importación, pero la nueva normativa nos exige poder exportar en las mismas condiciones en que importamos, entonces NAKASE decidió volcar todos sus esfuerzos para llegar a los países en los que tenemos representación. Son seis marcas de empresas alemanas las que representamos. Por ejemplo, Heidenhain es una empresa de equipos de mediciones longitudinales; Murr Elektronik que fabrica periferia descentralizada, válvulas; Murrplastik tiene cadenas porta cables, sistemas de identificación, torcadoras y torquímetros. Asimismo Stahl que es una marca líder a nivel mundial que produce insumos eléctricos para instalaciones con riesgos de explosión. Cubre ampliamente todo tipo de productos desde gabinetes, sistemas complejos, luminarias, sistemas de alarmas, sistemas de visualización. También esta LappGroup, uno de los fabricantes más grandes del mundo de cables, los ofrecen de media y baja tensión, además que fabrican todo lo que son los conectores industriales de los mismos cables, conectores circulares, verticales, rectangulares. Sistemas de identificación y todo tipo de accesorios para las telecomunicaciones. Muchas de las empresas que tienen presencia en Bolivia nos prefieren, la idea es acentuar nuestra presencia con estas empresas. El objetivo que tiene NAKASE es que a partir de las nuevas tecnologías y productos pueda volcar todo este conocimiento para que los procesos en Bolivia puedan surgir con

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mayor éxito y mayor seguridad. Básicamente, lo que plantea las nuevas tecnologías es la optimización de procesos y hay un tema de seguridad en las personas, los bienes y la seguridad del medio ambiente. Las empresas que nosotros representamos, al provenir de Alemania cumplen con certificaciones de muy alto rango con respecto a las certificaciones locales, con lo cual cumplen a cabalidad los requerimientos de los proyectos. Soy un convencido de que la gente y sus acciones son las que movilizan los grandes proyectos. En mi caso, represento a una empresa que vende insumos, soy un eslabón en toda esta cadena de grandes inversiones, pero como un eslabón mi compromiso con ustedes es que ese eslabón sea lo más fuerte posible para que la cadena de desarrollo se cumpla sin ningún inconveniente. Nuestro trabajo es el asesoramiento técnico y las ventas son una consecuencia de un buen asesoramiento técnico.

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odos los años presentamos conclusiones que no son políticas ni mucho menos, sino aportes desde el punto de vista de todos nosotros sobre todo de ustedes que han estado participando para enriquecer la política energética del país. En los tres años anteriores hemos aportado puntualmente en temas como exploración, desarrollo, perfeccionar mejorar y abrir aquellos candados jurídicos que están impidiendo mayor inversión en el país. Hemos propuesto al Estado porque lo que hacemos aquí. Si bien es un muy buen ejercicio entre nosotros también queremos darle al Estado un aporte, diciéndole: “miren, esto es lo que nosotros pensamos por favor tómenlo en cuenta consideramos que es bueno, surge de nuestra experiencia como empresarios, como líderes de opinión, etc y consideramos que ustedes lo tomen en cuenta”.

servicios y suministros eficientes para la cadena del valor de los hidrocarburos que tiene algunos cuellos de botella y ese es uno de ellos por lo que me parece muy importante su solicitud. Gracias por el aporte ingeniero Rojas y seguramente los vamos a incluir en estas conclusiones, es muy importante.

En los tres eventos anteriores personalmente he llevado las conclusiones y se las he entregado al presidente de YPFB en sus manos. Este año no será la excepción para que sean tomadas en cuenta nuestras ideas. Vamos a escuchar los aportes, el ingeniero Aníbal Rojas por favor.

Miguel Zabala, Comisario General del FIGAS:

Ing. Aníbal Rojas: Buenos días. Quería aprovechar este momento de conclusiones para solicitar la inclusión de un pedido al Gobierno. Lamentablemente no está el personero que representa a la ANH pero como le consta a todas las empresas petroleras y a nosotros las empresas de servicios quiero pedir que se incluya en las conclusiones que la ANH y sustancias controladas trabajen de manera más coordinada, más ágil. Nadie está pidiendo nada a cambio de nada. Simplemente es la agilidad que perjudica en nuestros contratos a todas las empresas petroleras y a todas las empresas de construcción. Es un tema que se volvió una odisea poder comprar combustible para las obras. Muchas gracias. Miguel Zabala, Comisario General del FIGAS, No podía ser más oportuno. Este foro que tiene que ver con

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Manuel Ochoa, de la Sociedad de Ingenieros de Bolivia departamental Tarija: Reflexionar al Gobierno nacional para que cumpla el compromiso que tiene con Tarija en términos de que esta pueda concretar sus alianzas estratégicas que defina para su desarrollo y si se me permite una política clara del Gobierno para participación del sector privado en el sector de los hidrocarburos.

Quiero recordarles y lo mencioné en alguna nota de prensa, que el presidente Evo Morales hace dos meses en un acto en la Asamblea Legislativa mencionó o invitó, dijo que las empresas privadas bolivianas deberían involucrarse en la cadena de hidrocarburos y yo diría involucrarse en el tema de comprometerse con participación en el upstream etc. Yo creo que aquí hay mucha capacidad, este es un aporte absolutamente personal. Ayer hemos escuchado a alguno de nuestros panelistas referirse a hacer ajustes importantes en la norma que regula el sistema financiero. Si hay una pata coja en el país es justamente un ajuste al sistema financiero para permitirles a las compañías nacionales que puedan ser directamente contratistas y no ser subcontratistas de una gran compañía internacional que si tiene la espalda para poder encarar un proyecto grande que podría encararlo cualquiera de ustedes sin ningún problema siempre y cuando la norma financiera se lo permita. No soy experto en el tema financiero pero se ve a las claras que aquí hay un problema muy complejo en el tema de las garantías que habría que ajustar. Entonces recogiendo esas iniciativas creo que es importante que lo mencionemos en algún momento..

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René Arze, gerente general de Schlumberger Bolivia Lo mío es bastante simple. La verdad que después de estos casi 3 días escuchando panelistas de diferentes países con expertise en diferentes áreas lo que más ayudaría a Bolivia sería buscar nuevos horizontes. Me gustaría transmitir e invitar a la gente de YPFB Corporación que asista masivamente a este foro tan importante. Miguel Zabala, Comisario General del FIGAS Para información tuya y de los presentes hemos invitado a todas las autoridades en los tres eventos anteriores. Tuvimos la presencia del presidente de YPFB, de los viceministros, ministros etc. Probablemente la agenda estaba más saturada que en años anteriores. Esperamos que en el próximo Foro tengamos respuestas a nuestras cordiales invitaciones. Incluso invité al vicepresidente del Estado personalmente y con todas las prerrogativas del protocolo para que puedan estar pero no pudimos contar con su honrosa presencia en este Foro. De todas maneras lo vamos a tomar en cuenta e insistiremos en este tema invitándolos cordialmente a la próxima versión. La verdad que hemos recibido muchas muestras de cariño de Tarija vuelvo a decir que no tanto apoyo, sino cariño y para mí eso es muy importante. Quiero agradecer a Álvaro Baldivieso de la Federación de Empresarios que ha comprometido todo su apoyo para el próximo año. Eso de verdad es muy valioso para nosotros. El próximo año en alguna fecha de noviembre estaremos en Tarija en el V Foro Internacional del Gas y Energía y les prometemos de verdad una canasta de panelistas del más alto nivel como lo hemos tenido en este Foro y en los tres anteriores.Me siento muy orgulloso de poder recibir aquí en nuestro país a personalidades tan prestigiosas.

por el aporte que han hecho. Ustedes han visto las ponencias el día de ayer de verdad, el trabajo que está haciendo Eduardo, Gonzalo, Miguel, Nelson. Estamos a nivel de los estándares internacionales no tenemos que envidiarle a nadie entonces sintámonos optimistas porque de verdad tenemos todas las condiciones de competir con cualquiera. Me olvidaba de Carlos Vidal que nos hizo una presentación tecnológica, aunque el internet no lo acompañó ahí y este es un tema que debemos trabajarlo como política de Estado. Hay que irles dando apoyo para que nos ayuden en mejorar la carretera virtual de información para que tengamos un mejor internet en Bolivia y podamos acceder a la mejor a la tecnología para que su software funcione mejor para que ahorremos tiempo y plata. Iver Von Borries (lectura de las conclusiones) Un gusto poder ya casi cerrar este evento tan prestigioso y que siempre tiene tanto éxito. Las conclusiones a las que se han arribado en resumen son las siguientes: 1.- Los servicios y suministros se constituyen en un eslabón fundamental dentro de la cadena hidrocarburífera nacional. 2.- Bolivia atraviesa un periodo post nacionalización donde se encaran proyectos de industrialización pero donde no puede descuidarse el área de exploración, en que las empresas de servicios desempeñan un rol preponderante. Únicamente una campaña exploratoria agresiva permitirá cumplir los compromisos de abastecimientos internacionales del mercado interno y de los proyectos de industrialización antes mencionados. 3.- Las experiencias de empresas internacionales de servicios de otros países se constituyen en una ayuda valiosa para optimizar resultados, transferir tecnología y sobre todo capacitar profesionales, técnicos y mano de obra boliviana.

Asimismo quiero destacar la participación de los empresarios bolivianos. De verdad estoy impresionado por el trabajo,

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4.- Casos de éxito como el de Serpetbol demuestran que los profesionales bolivianos y las empresas bolivianas son capaces de competir en igualdad de condiciones en el extranjero con empresas extranjeras de talla mundial y con óptimos resultados; sin embargo el acceso al crédito a empresas bolivianas mediante una modificación a la normativa bancaria permitirá la contratación directa de estas empresas con el beneficio consiguiente. 5.- Persiste el desfase normativo producto de la promulgación de la Constitución Política del Estado con posterioridad a la ley de hidrocarburos. Alinear los conceptos y principios de una nueva Ley de Hidrocarburos con los lineamientos constitucionales eso es de trascendental importancia. La promulgación de una nueva Ley de Inversiones también se

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constituye en una sentida necesidad para brindar seguridad jurídica a la inversión nacional y extranjera a través del incentivo y estabilidad normativa. Asimismo se sugiere una mayor coordinación entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Dirección de sustancias controladas para dar celeridad a los tramites y demoras. 6.- Decir que el desafío para la industria del gas y petróleo en Bolivia es grande por lo que recomendamos la implementación de una adecuada y transparente política energética, así como la colaboración de todos los actores involucrados, Gobierno central, Gobernaciones, Municipios, así como empresas y profesionales en su conjunto a fin de generar sinergia y traducir este trabajo en desarrollo y prosperidad para el país.

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IMáGENES DEL FIGAS 2012 | FORO

Autoridades de carácter departamental, regional y local participaron activamente en la noche de la inauguración de la cita internacional, distiguiéndose como huéspedes ilustres a los disertantes provenientes de otros países. El Concejo Municipal con su directiva en pleno fue el encargado de dar la bienvenida e inaugurar este espacio de debate y discusión energética. En esta versión al igual que en las anteriores generó gran expectativa entres los asistentes y de los medios de comunicación social que cubrieron cada una de las jornadas.

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Los coffee break y los almuerzos fueron los espacios informales para la conversación agradable sobre temáticas diversas en un marco de camadería y relación entre visitantes y actores de larga trayectoria en la industria petrolera y energética. Asimismo, muchos aprovecharon esta excelente oportunidad que brinda el Foro para el intercambio comercial o networking, puesto que están presentes representantes de diferentes segmentos de la cadena de los hidrocarburos y energía y se facilitan los diferentes contactos.

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IMáGENES DEL FIGAS 2012 | EXPOFIGAS

La Expo Figas 2012 permitió a las compañías del sector petrolero y energético, además de otras de rubros diferentes que prestan servicios a las mismas, mostrar a a la masiva concurrencia sus operaciones, las actividades que realizan y los beneficios que reciben las comunidades con la labor que realizan. De sde arriba en sentido del reloj, los stands de Repsol, ANH, Transierra y Campos de Solana, la bodega oficial del evento.

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PREMIACIÓN

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Expositores y disertantes fueron distinguidos por la organización del FIGAS y las autoridades locales destacándose su aporte valioso para la elaboración de las políticas energéticas a nivel nacional y la consolidación de Tarija como el mejor escenario para esta actividad, por ser el centro hidrocarburífero del país.

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IMáGENES DEL FIGAS 2012 | NOCHE CHAPACA

Además de la calidad de las presentaciones y el impacto de la Expo FIGAS, la tradicional Noche Chapaca se ha convertido en el aderezo especial que acompaña la realización del evento. En esa esperada cita nocturna, los asistentes al Foro disfrutan de la más exquisita variedad de quesos, vinos y el mejor “Chancho a la Cruz”, delicia gastronómica que deja deliciosos recuerdos, junto a melodías entonadas por el mejor conjunto musical local configuran una noche de confraternización inolvidable.

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