Global Energy / 107 (suplemento) / Mayo 2016

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S U P L E M E N T O

/globalenergymx

E S P E C I A L

Año 8 Número 107 | Mayo 2017

@globalenergymx

E N C A R T A D O

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M A Y O

2 0 1 7

El Congreso Mexicano del Petróleo 2017 es el punto de partida para fijar nuevo retos y detectar oportunidades, ahora que la reforma energética fijó el camino de rentabilidad que impulsará el desarrollo nacional en los próximos años.

Innovando el Sector Energético Visita el Stand #521 de Baker Hughes en el CMP 2017

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SUPLEMENTO ESPECIAL

MAYO 2017 I WWW.GLOBALENERGY.MX

CMP 2017

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MAPA DE EXPOSITORES Pág. 8

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S U P L E M E N T O

E S P E C I A L

Año 8 Número 107 | Mayo 2017

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E N C A R T A D O

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M A Y O

2 0 1 7

El Congreso Mexicano del Petróleo 2017 es el punto de partida para fijar nuevo retos y detectar oportunidades, ahora que la reforma energética fijó el camino de rentabilidad que impulsará el desarrollo nacional en los próximos años.

Innovando el Sector Energético Visita el Stand #521 de Baker Hughes en el CMP 2017

Presidencia Edgar Chávez • Aldo Santillán Director de Operaciones Gerardo Ruiz

Director Editorial

PEDRO JOAQUÍN COLDWELL Inicia la consolidación del nuevo mercado energético.

Pág. 22

JOSÉ ANTONIO GONZÁLEZ ANAYA

Antonio Sandoval

Redacción Eduardo Medina

Director de Arte

Pemex va hacia adelante con finanzas sólidas Pág. 26

Sandino Yigal García Baca

Diseño Gráfico Marco Alvarado

Edición de Fotoproducción Luis Franco

Dirección Administrativa y Financiera Ericka Ibarra

Asistente Comercial Isvet Medina • Marlene Pérez

Gerentes Comerciales Margarita Morales • Américo Padilla Ignacio Sánchez Izquierdo

ALDO FLORES QUIROGA En tres años se acabaron ochenta de monopolio.

Pág. 30

Colaboradores Kathya Santoyo • Óscar Alcaraz José de Jesús Pedroza • Ricardo Zanella

Distribución y Logística José Cruz Pedroza • David Medina Tabata Medina

Circulación Ivonne Ortigoza • Argenis Aguilar Moises Lara

Suscripciones suscripciones@editorial500.com Tel/Fax: 01(55)5886 1159, 5893 9615, 5868 6147 y 9050

ÓSCAR VÁZQUEZ SENTÍES Generar valor de largo plazo, clave de los proveedores confiables.Pág. 34

GUSTAVO HERNÁNDEZ GARCÍA Fomentan asociaciones dinamismo hacia una industria más rentable.

Pág. 36

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

Directorio Comité Organizador

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

JUAN JAVIER HINOJOSA PUEBLA Mostrará E&P máximos avances tecnológicos en el CMP. Pág. 38

Ing. Juan Javier Hinojosa Puebla Presidente

PEDRO VIRGILIO SÁNCHEZ SOTO Pemex Perforación y Servicios es una empresa que genera valor; diversificamos nuestro negociodas Pág. 40

Ing. José Luis Fong Aguilar Presidente Ejecutivo

Ing. Eduardo Poblano Romero Programa Técnico y Cursos Precongreso

Dr. Ulises Hernández Romano Ceremonia de Inauguración

Ing. Carlos Osornio Vázquez Exposición de Ciencia y Tecnología

Ing. José R. Serrano Lozano Conferencias Magistrales

Ing. Rodrigo Hernández Gómez Hospedaje y Logística

Ing. José Manuel Reyes Casarreal

CMP 2017 Testigo de la innovación y diversificación tecnológica Pág. 42

Servicios financieros novedosos para un sector en evolución Pág. 44

Atención VIP

Ing. Lauro González González Tesorería

Ing. Max Joloy Lazcano Tecnología e Información

Ing. José Baltazar Domínguez Hernández Eventos Sociales y Culturales

Ing. Ramiro Acero Hernández Eventos Deportivos

Ing. Juan Manuel Delgado Amador Torneo de Golf

Dr. Jesús Ávalos Soberanis Servicio Médico

Ing. Francisco J. Flamenco López Coordinación de Asambleas de Asociaciones

Ing. Juan Manuel Rodríguez Domínguez Coordinación de Estudiantes

Ing. Teódulo Gutiérrez Acosta

DAVID MADERO SUÁREZ Gas natural, palanca del desarrollo nacional.

Pág. 46

Actividades Pemex Exploración y Producción 2016 – 2017 Pág. 54

Relaciones Públicas

Ing. Jorge Alberto Osorno Manzo Registro e Inscripción

Ing. Luis H. Ferrán Arroyo Editorial

Ing. Lizeth Nava Guzmán Atención Acompañantes

CARLOS MORALES GIL Queremos ser lo suficientemente grandes para competir .Pág. 49

Principal productor y

comercializador de gases

Oxígeno

Nitrógeno

Argón

Gases y mezclas para soldar

CO2

Hidrógeno

Servicios Especializados de Inyección de NITRÓGENO (SEN) en ductos, infraestructuras petroleras o industriales: •Prueba neumática

•Secado

•Inertizado

•Corrida de diablo de limpieza

•Corrida de diablo instrumentado

Atención a clientes SEN 01 993 358 00 10

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

E

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

Mensaje de Bienvenida stamos llegando a la XII edición de nuestro magno evento, el Congreso Mexicano del Petróleo 2017 (CMP 2017), que se realizara en la bella y colonial ciudad de Puebla del 7 al 10 de junio del año en curso y corresponde al Colegio de Ingenieros Petroleros de México AC, su organización y buen desarrollo acompañado por las asociaciones que en conjunto agrupan a la mayoría de profesionistas de esta industria y que son: la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (AIPM), la Society of

Petroleum Engineers (Sección México), la Asociación Mexicana de Geoólogos Petroleros (AMGP) y la Asociación mexicana de Geofísicos de Exploración (AMGE).

El Congreso Mexicano del Petróleo 2017 “Creatividad y talento impulsan la industria petrolera con rentabilidad”, representa la exhibición y reunión de negocios de la industria petrolera nacional e internacional y éste es el único evento del país que se une al sector energético nacional, tanto de la extracción, producción, transportación y refinación de energéticos.

Nuestro CMP 2017 tiene como finalidad el ser un foro para aportar e intercambiar ideas, experiencias y conocimientos profesionales de toda la industria, por medio de trabajos técnicos, conferencias magistrales y la exposición industrial, que permitirá conocer las tecnologías de vanguardia que se han aplicado en otras partes del mundo y que podría aplicarse en México, con la intención de enfrentar los nuevos retos generados a partir de la Reforma Energética.

En esta edición 2017 del CMP nos acompañaran más de 300 representantes de empresas nacionales e internacionales y al igual que en otras ediciones, esperamos la asistencia de más de 6,500 congresistas de al menos 15 países, 215 compañías expositoras y tendremos un programa muy completo de sesiones plenarias, comidas conferencia, sesiones técnicas y un área de exhibición para 1200 stands aproximadamente.

A nombre del CIPM y de la organización de CMP 2017 nos dará mucho gusto recibir y dar la más cordial bienvenida a este gran evento a los asistentes, ponentes, patrocinadores, exhibidores, medios de comunicación y al público en general.

Atentamente Ing. José Luis Fong Aguilar Presidente ejecutivo del Comité Organizador del CMP 2017

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

MAPA DE EXPOSITORES

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

MAYO 2017 I WWW.GLOBALENERGY.MX

SUPLEMENTO ESPECIAL

CMP 2017

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PETRÓLEO Y MAR

Una industria de grandes riesgos

Las actividades que involucran petróleo y sus derivados son, por sí mismas, de alto riesgo. Pero, si esa actividad se lleva a cabo en los campos ubicados costa afuera, estamos en el escenario de un posible riesgo catastrófico.

E

l siniestro de mayor magnitud que ha experimentado la industria petrolera del mundo, fue el descontrol del Pozo Macondo cerca de las costas de Luisiana, en donde se realizaban trabajos de perforación en aguas ultraprofundas. El 20 de abril de 2010, un escape de gas provocó la explosión e incendio de la plataforma semi-sumergible Deepwater Horizon.

Más de 4 millones de barriles de petróleo fueron derramados, lo que provocó una superficie contaminada de entre 86,500 y 180,000 kilómetros cuadrados; fallecieron 11 personas y otras más resultaron heridas. Tan sólo los pagos erogados por la empresa British Petroleum (BP) ascienden, de acuerdo con las cifras de la misma empresa, a USD 61 billones, por concepto de los costos relacionados con el derrame, limpieza, reclamaciones económicas y pagos al gobierno1.

Otro caso relevante, en el ámbito del transporte de hidrocarburos fue el del buque de bandera estadounidense Exxon Valdez, propiedad de ExxonMobil, el cual encalló en el distrito de Prince Williams, en Alaska. La encalladura dañó 11 de las 13 cisternas del barco, lo que provocó el derrame de cerca de 250 000 barriles de petróleo2. Fue un accidente de grandes proporciones que no sólo contaminó gravemente el ambiente, sino que además causó perjuicios a miles de habitantes, ya que se afectó una importante zona pesquera.

Fue tal el impacto que ocasionó el accidente que significó el precedente para la emisión de la Ley sobre contaminación con hidrocarburos en los Estados Unidos de América (Oil Pollution Act –OPA 90), así como la reforma de la legislación internacional respecto a la construcción de barcos, ya que a partir de 1990 se estableció en el Convenio Internacional para prevenir la Contaminación por los Buques (MARPOL), la obligación de construir los buque-tanques con doble casco.

1 Gulf of Mexico restoration, disponible en: http://www.bp.com/en_us/bp-us/commitment-to-the-gulf-of-mexico/gulf-mexicorestoration.html 2 http://www.cedre.fr/es/accidentes/exxon/exxon.php

Lecciones aprendidas El mundo ha sido testigo del potencial de daños que pueden causar las actividades que involucran grandes riesgos, mismas que pueden suceder en cualquier momento, aun cuando las empresas cuenten con medidas de seguridad y con la mejor tecnología para el desarrollo de sus operaciones.

pueden significar su desastre financiero.

Los daños causados a terceros en sus bienes y personas, así como a activos, instalaciones y medio ambiente pueden traducirse en sumas económicas muy altas, las cuales en caso de ser absorbidas totalmente por una empresa

Una adecuada gestión de riesgos que incluya el mantenimiento continuo a las instalaciones y equipos, la revisión de los sistemas de emergencia y la capacitación del personal, es fundamental para evitar los desastres, pero no suficiente.

En el caso de los daños al medio ambiente, éstos pueden llegar a ser irreparables, debido a que se afectan especies de flora y fauna, que pueden ser endémicas. Cuando la reparación es posible, generalmente es muy costosa.

Cuando algo falla y se produce un siniestro, las empresas requieren contar con Programa Integral de Seguros que les permitan hacer frente a los accidentes, sin que ello implique un detrimento de su patrimonio.

NRGI Broker® es el especialista más reconocido en seguros y fianzas para los sectores marítimo y de energía, su amplia experiencia y conocimiento son el resultado de más de años de asegurar a las empresas que construyeron la infraestructura o prestaron toda clase de servicios para la industria petrolera de nuestro país.

NRGI Broker® asesoró a la ASEA en materia de seguros para las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos y además fue nombrado consultor de la misma institución en materia aseguramiento de responsabilidad civil y responsabilidad ambiental para las actividades de Transporte, Almacenamiento, Distribución y Expendio de hidrocarburos y petrolíferos.

Actualmente NRGI Broker® es el asesor de seguros del Comité de Hidrocarburos del Consejo Mexicano de Energía (COMENER), así como miembro consultor de la Cámara Mexicana de la Industria del Transporte Marítimo (CAMEINTRAM).

Graciela Álvarez Hoth DIRECTORA GENERAL

NRGI Broker®

www.nrgibroker.com

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

CURSOS PRECONGRESO LUNES 05 Y MARTES 06 DE JUNIO / 09:00 - 18:00 HRS. 1

Practical Decline Curve Analysis

2

Production Forecasts and Reserves Estimates in Unconventional Resources

3

Unconventional Reservoir Development

4

Oil and Gas Economics and Uncertainty

5

3D Seismic Attributes for Prospect Identification and Reservoir Characterization

6

Toward Understanding Unconventional Reservoir Characterization

7

Hydraulic Fracturing – Design and Treatment

PROGRAMA DE ACOMPAÑANTES JUEVES, 08 DE JUNIO Desayuno Visita a la Catedral Concierto en la Catedral de los Niños Cantores de Puebla Museo Internacional del Barroco Estrella de Puebla Compras en Angelópolis

VIERNES, 09 DE JUNIO Cholula Zona Arqueológica Iglesia de los Remedios Iglesia de Santa María Tonantzintla Comida

Código de vestimenta: zapato cómodo, bloqueador, sombrero o gorra.

(PROGRAMA SUJETO A CAMBIOS)

Teniendo nuestros cimientos recargados en la filosofía de la mejora continua, somos una empresa líder en la integración de sistemas de medición de hidrocarburos con todas las tecnologías existentes al día de hoy en la industria petrolera.

En los últimos años DYCGSA ha desarrollado importantes proyectos en materia de medición de hidrocarburos que han representado significativos beneficios para el incremento de la productividad y eficiencia de Pemex Exploración y Producción, Empresa Productiva Subsidiaria.

NUESTROS SERVICIOS:

• Desarrollo de ingeniería y construcción de proyectos para la industria petrolera.

• Desarrollo de Hot Tapping.

• Limpieza de líneas.

• Desarrollo, integración y arranque de sistemas de medición de gas a quemador con tecnología ultrasónica.

• Desarrollo, integración y arranque de proyectos para sistemas instrumentados de seguridad • Asistencia técnica especializada para el Departamento de operación con la finalidad de garantizar la confiabilidad de los sistemas de medición.

Av. Edzna s/n entre Av. Central y Abasolo, Colonia Parque Industrial, Ciudad del Carmen, Campeche

ventas@dycgsa.com.mx www.dycgsa.com.mx

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

JUEVES, 08 DE JUNIO CONFERENCIAS TÉCNICAS 09:00 10:00

SALA TEMA

10:30

11:00

11:30

PLENARIA

CHOLULA

ATLIXCO

CUETZALAN

ZACATLÁN

Intervención a Pozos

Yacimientos

Desarrollo de Campos

Implementación de un Modelo Matemático para la colocación de tapones de cemento mediante la técnica de desplazamiento con nitrógeno para reparación de pozos en campos depresionados de México Antonio Urbieta López

Solución de Ecuación de Difusión con Tiempo Fraccional para un Yacimiento con Naturaleza Fractal Ricardo Posadas Mondragón

Determinación de longitud de la sección horizontal recomendable a pozos no convencionales mediante curvas adimensionales Fernando Sebastián Flores Ávila

Innovación tecnológica para incrementar la sostenibilidad de los procesos sustantivos de PEP Diego Arjona Arguelles

Premisas para la recuperación de pozos en aguas profundas y ultraprofundas Luis Eduardo Segura Martínez

Nuevo modelo de WOR para la evaluación del comportamiento de producción Juan Manuel Ham Macosay

Caso de Negocio Chac EM Gloria Litzaxalla Núñez Carril

Implantación tecnológica en PEP para generar valor en el corto, mediano y largo plazo. Dos casos de éxito Miguel Ángel Lozada Aguilar

Control de agua en YNF en el Golfo de México: desafíos, técnicas y nuevas tecnologías Miguel Ángel Aguilar Rodríguez

Estudio experimental de las permeabilidades efectivas del agua y el aceite que presenta el Gel de Partículas Preformadas (PPG) para el control de agua Ángel Emmanuel Gómez Sandoval

Improving Oil Recovery in Mature Field With Innovative Completion Solution: Dumpflood Application Néstor Hernando Devia Orjuela

La investigación y la innovación en la industria del petróleo hoy: Retos, Oportunidades y Prospectivas Moderador: José Luis Fong Aguilar Generación y aplicación de la investigación en el marco de la nueva industria petrolera en México Ernesto Ríos Patrón

12:00 12:30

RECESO Metales Solubles: Un Nuevo Capítulo en Intervención de Pozos Isaac Avilés

Primer proyecto de CCUS-EOR en México. Campo Brillante Marcela Eduviges Arteaga Cardona

Determinación de la ventana operativa de pozos en campos de desarrollo aplicando modelado de cuencas y análisis de física de rocas Yazmín Huitz Alvarado

13:00

Estrategia optimizada para perforar zonas con pérdida total de circulación Antonio Enrique Zamarrón Galván

Uso de energía solar como alternativa para la generación de energía eléctrica para el BEC Juan José Martínez Quiroz

Relationship and comparison between partitioning coefficient and storativity ratio in a double porosity model Antonio Jonathan Vázquez Zamora

13:30

Mejorando la eficiencia en operaciones de coiled tubing con simulaciones en tiempo real Adrian Larrondo

Análisis, Prueba y Evaluación Enfocadas a Determinar el Comportamiento Dinámico de la Facie Lagunar del JSK José María Petríz Munguía

Diseño de riser híbrido para operar en aguas ultraprofundas en el Golfo de México Luis Ángel Bermúdez Cruz

12:30 Modelo para el futuro Desarrollo de Chicontepec José Luis Fong Aguilar

14:00 16:00

COMIDA CONFERENCIA

16:00

Caracterización de fluidos: Visión Estratégica para la solución del Aseguramiento de Flujo en Campos Maduros Yuri de Antuñano Muñoz

Recuperación adicional de aceite por inyección de agua en yacimientos de aceite ligero Enrique Serrano Saldaña

Potenciales reservas en Jurásico para revitalizar campos en asignaciones de producción Primer desarrollo de un campo de Aceite Pesado Marino Mundial Jaime Javier Ríos López

Reingeniería de diseño de perforación en el campo Gasífero Alejandro Guerrero Benítez

Disparos de producción en pozos para yacimientos naturalmente fracturados: análisis y determinación de intervalos óptimos Francisco Gerardo López Rabatté

Tecnología emergente en la administración de hidratos en aguas profundas Rafael Abel Santiago Ramírez

Perforación etapa de tubería superficial con Agua de mar y baches de lodo bentónico.

Jesús Ramírez Alvarez

Optimización de producción en la problemática de asfaltenos y sus generalidades. Caso de estudio y solución Mario Alejandro Mosqueda Thompson

Oportunidades de Reparaciones mayores en Campo Siní Alfonso González García

Rafael Pérez Herrera

16:30

17:00

La Industria petrolera en la Cuarta Revolución Industrial Ing. Miguel Angel Lozada Aguilar

18:00 19:00

ASAMBLEA CIPM

ASAMBLEA SPE

SUPLEMENTO ESPECIAL

MAYO 2017 I WWW.GLOBALENERGY.MX

CMP 2017

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CONFERENCIAS TÉCNICAS 09:00 10:00

PLENARIA

CHIGNAHUAPAN

PAHUATLÁN

XICOTEPEC

HUAUCHINANGO

SALA

Sistemas de Producción

Geofísica/ Geología

Administración y Negocios

RH / SIPA

TEMA

Increasing Production of Oil and Gas

by Application of Black Oil Foamers Scott Lehrer

Construcción del modelo de velocidad en estructuras compresivas inducidas por sal: Caso de estudio Heiner René Sarmiento Cogollo

De la integración vertical al uso de alianzas estratégicas: aumento de la productividad y eficiencia a través de la implementación de Nuevos Modelos de Negocio (Caso de Aplicación TMDB) José Luis Domínguez Damas

Implementando estrategia: Repositorio nacional de datos medidos en tiempo real durante las intervenciones a pozos José Tomás Gutiérrez Peimbert

10:30

Evaluando la centralidad y propiedades topológicas en la red de transporte de Pemex (Activo Bellota-Jujo).

Roberto Juárez López

Discretización de los Factores de Resistividad de Yacimientos Fracturados Vugulares Gustavo Mendoza Romero

Metodología Multicriterio (Modelo de suma Ponderada aplicando el método de la Entropía) para Evaluación de Contratistas para Construcción de Obras Rogelio Estrada Garcia

Modelación estocástica 3D como herramienta de mejora en la simulación de derrames de petróleo subsuperficiales Arturo Mendoza Quintero-Mármol

11:00

Limpieza química de torres contactoras por platos usando dos productos de decapado Jessica Anahí Valdez Gómez

Evaluación de yacimientos usando nueva tecnología de neutrones pulsados extremos en campos maduros Alejandra Solís Garcés

Impacto de la aplicación de variables críticas de la perforación de pozos en Aguas Profundas Manuel Ángel Silva Romero

Estrategia de capacitación para desarrollar ingenieros de alto rendimiento técnico Luis Manuel Perera Pérez

11:30

12:00 12:30

RECESO Nuevos esquemas de participación de terceros para reactivar pozos cerrados con posibilidades de explotación José Luis González Huerta

Seismic sensitivity to variations of rock properties in the productive zone of “El Abra” Limestone Ricardo Octavio Vázquez Romero

Análisis de microfacies sedimentarias, una solución en la distribución de la roca almacén Vindia Itzel Herrera Garduza

Verificación del Cumplimiento Legal Ambiental, instrumento para mejorar el Desempeño Ambiental en el APPRA José Ángel Ventura Pérez

12:30

Casos Históricos en Uso de BEC Recuperables en Pozos Activos David Malone

Análisis multi-atributos e inversión sísmica acústica en un campo subsalino Christian Agni Ramírez Herrera

Confiabilidad Operacional en una empresa de servicios Emilio Silva Atzin

Diseño y explotación de Modelos Electrónicos Tridimensionales Inteligentes de Plataformas en la Sonda de Campeche Enrique Leyva Torres

13:00

Do more than just manage energy Aldo Ignacio Hinojosa Calvo

Mitigación de pérdidas de circulación durante la Introducción de Tuberías de Revestimiento Intermedias en Pozos de Desarrollo de Aguas Someras Ángel Suárez Rodríguez

Caracterización microbiana a condiciones de p-T en sólidos y líquidos de la Sonda de Campeche.

Miguel Ángel Cortés Cortés

13:30

Historia de pozos no convencionales en el Activo de Producción de Gas Veracruz Roberto Aguilar Razo

14:00 16:00

COMIDA CONFERENCIA Consistent reprocessing and reimaging of 9 narrow azimuth surveys across the Campeche Salt Basin Ika Novianti

Texturas en rocas carbonatadas y su relación en la geometría y propagación del fracturamiento Juana Orquídea Salas Ramírez

Solvente espumado base agua de mar utilizado como alternativa de solventes aromáticos convencionales Katya Campos Monroy

Metodología sísmica-geológica aplicada en desarrollo de campos, Cuenca de Burgos, Estudio base campo cucaña Erick Omar Reyes Hernandez

16:00

Procedimiento para determinar las RME´s con condiciones superficiales para el mantenimiento de la producción Roberto Lagunas Tapia

Wellbore strengthening interpretation to increase the LOT and best practices to recognize unstable rathole Joao Paulo Castagnoli

Uso del walkaway VSP y walkaround VSP para caracterizar la anisotropía HTI y VTI en la Formación Vaca Muerta David Curia

Reproducibilidad computacional y herramientas de código abierto en sismología de exploración y producción Liliana Vargas Meleza

16:30

Innovations in hydrogen sulfide treatment using chemical and equipment Jeffery Caleb Clark

Porosidad de la Formación Cupido y su analogía con rocas del Cretácico Inferior de Cantarell Ángelo Iván Chávez García

Estrategia de Intervenciones a Pozos durante el Desarrollo de un Proyecto en Aguas Profundas Moisés Ortíz González

Aplicación de la simulación dinámica integrada a líneas de flujo e instalaciones de proceso para el aseguramiento de la producción en un campo de gas.

Víctor Martínez Ortiz

17:00

ASAMBLEA AAPG

18:00 19:00

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

VIERNES, 09 DE JUNIO CONFERENCIAS TÉCNICAS 09:00 10:00 SALA

PLENARIA

CHOLULA

TEMA

10:30

11:00

11:30

Modelos de negocios y alianzas en el entorno de la reforma energética.

Moderador: Juan Manuel Delgado Oportunidades de crecimiento para las empresas en México en el Sector Energético Horacio Méndez Visión estratégica de las operadoras en los resultados de las Asignaciones Joel Vázquez Nuevos esquemas de negocios para Pemex Exploración y Producción Miguel Ángel Maciel Torres

ATLIXCO

CUETZALAN

ZACATLÁN

Intervención a Pozos

Yacimientos

Desarrollo de Campos

Análisis del comportamiento de una zona caótica altamente tectonizada Mario Noguez Lugo

Metodología para el monitoreo de los contactos de fluidos a través de datos de superficie (°API) Ivet Loyo Pastrana

Primer desarrollo de un campo de Aceite Pesado Marino Mundial Juan Ernesto Ladrón de Guevara Torres

Metodología para la caracterización del agua de formación para el aseguramiento de flujo en pozos de gas en aguas profundas Michelle Montiel Garza

Método Calcular las Propiedades Volumétricas en el Experimento de Agotamiento a Volumen Constante Alfredo León García

ESP Methodologies, strategies in wells of high temperature in Samaria Luna filed José Francisco Martínez Mendoza

Caracterización en zona crítica de intercalaciones y su influencia en operaciones de perforación/ampliación a 14½” x 17½” Alejandra Hernández Hernández

Método simplex evolutivo: una alternativa para la caracterización dinámica de yacimientos con sistemas porosos complejos Fidel Reyes Ramos

International crude oil market Carlos Graciano Hernández Sánchez

12:00 12:30

RECESO Interfases del Sistema Landing String durante el diseño de las Terminaciones de Pozos en Aguas Profundas Juan Marcelino Delgadillo Herrera

Análisis de conificación de agua en pozos verticales con una Herramienta computacional María Dolores Torres Alfonso

Determinación de la estrategia segura de arranque por primera vez para un campo en aguas profundas Gerardo Bravo Garcia

13:00

Metodología de análisis hidráulico para la perforación en formaciones con rangos reducidos de geopresiones Juan Carlos Espinoza Castro

Determinación de la presión estática del yacimiento en pozos inyectores de Nitrógeno a partir de un modelo de red superficial Karla Karina Aguilar Baeza

Flujo de trabajo para el diagnóstico y control de incrustaciones inorgánicas Omar Pérez Ascencio

13:30

Primer Trabajo con Sistema Catenary en México Juan Martin Huerta Ramírez

Metodología práctica para la predicción de procesos de inyección vertical de gas en yacimientos carbonatados Iker Eli Pérez Castelán

Deepwater Gulf of México Asset Transformation Hugo Antonio Sánchez Telesforo

12:30 Jorge Morales

14:00 16:00

COMIDA CONFERENCIA

16:00 Alianzas y Asociaciones en PEP dentro del Marco de la Reforma Energética José Manuel Reyes Casarreal 16:30

17:00

Optimización de costos: un cambio de paradigma, de metas volumétricas a generación de valor Miguel Ángel Hernandez Garcia

18:00 19:00

ASAMBLEA AIPM

Control de gas con geles espumados utilizando TF con fibra óptica y sensor de fondo Miguel Ángel Aguilar Rodríguez

Estimación de la compresibilidad total en yacimientos naturalmente fracturados mediante las variaciones del potencial gravitacional Fernando Ascencio Cendejas

Modelo de reingeniería para la optimización de procesos, instalaciones e infraestructura del Activo de Producción AS01-01 José Ángel Cigarroa Arias

La perforación más profunda de México en diámetro de 4 1/8” “Madrefil21” Daniel Leyte Álvarez

Introducción de nuevas tecnologías para la optimización de perforación de pozos en aguas profundas Omar Antonio Salazar Gracida

Monitoring of the dynamic gas-oil contact for NFR wells by analyzing production tubing data Pedro Rubén Sánchez Loera

Novedosa metodología para desplazar el fluido empacante en pozos de Alta Presión-Alta Temperatura Ricardo Ledesma Peña

Caracterización dinámica del campo Jolote mediante, análisis de presión transiente (PTA) y sincronización de producción (RTA) Aarón Medina Ramírez

Propagación electromagnética azimutal ultraprofunda. Maximizando exposición, incrementando rentabilidad y reduciendo riesgos Pablo Marcos Razo Leyva ASAMBLEA SEG

SUPLEMENTO ESPECIAL

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CMP 2017

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CONFERENCIAS TÉCNICAS 09:00 10:00

PLENARIA

CHIGNAHUAPAN

PAHUATLÁN

XICOTEPEC

HUAUCHINANGO

SALA

Sistemas de Producción

Geofísica/ Geología

Administración y Negocios

RH / SIPA

TEMA

Comparación experimental y numérica (CFD) de flujo bifásico aire-agua de patrones de flujo segregado y bache en un sistema horizontal Edgar Eduardo Salazar Carrillo

Análisis de la corrosión mediante software especializado para un campo de gas en aguas profundas.

Lenin Julio Velazquez Rebollar

Mejoras al proceso de evaluación de costos programados y reales Víctor Bernal Lastiri

Procedimiento y Metodología de Cumplimiento a los Términos y Condicionantes de Resolutivos Ambientales en el APPRA José Ángel Ventura Pérez

10:30

A centralized control tower to preserve operational integrity and increase efficiency in Latin America well construction Projects Arnott Evert Dorantes García Barzanallana

Relaciones escalares entre las propiedades estáticas y dinámicas del yacimiento: Yacimientos autoafines Carlos Ulises Pérez González

El riesgo global del proyecto, ¿cómo estimarlo?

Freddy Jose Márquez Morales

Proceso realizado para el farm out de Trion Blanca Margarita Arroyo Ventura

11:00

Precipitación de depósitos orgánicos en pozos de aceite del Activo Integral de Producción Bloque N03 Julio César Terrazas Velázquez

Successful Introduction of the First Worldwide 30” Casing while Drilling Job Saves 1.31 days in an Exploratory Well in Shallow Waters, México Octavio Luna González

Aplicación de atributos sísmicos para delimitar abanicos submarinos durante la caracterización estática Martha Elena Tienda Bazaldúa

Determinación experimental de la corrosión en aceite crudo + salmuera sintética + inhibidor, por el método gravimétrico Rafael Eustaquio Rincón

11:30

12:00 12:30

RECESO Autonomous subsea pipeline pre-commissioning – Developments and challenges Stephen Thornton

Modelo resistivo en paralelo aplicado al cálculo de saturación de agua en yacimientos naturalmente fracturados Alan Ramsés Alcalá Montiel

Proyectos CIIS/IMP: Impacto en el corto y mediano plazo en la cadena de valor de PEP José Manuel Reyes Aguirre

Esquema de evaluación multilateral para el desempeño por relación de brechas Diana Norma Vázquez Feregrino

12:30

Administración de YNF mediante la integración de tecnologías de monitoreo, aprovechando el reacondicionamiento de pozos Isabel García Fuentes

Comparación entre dos métodos de adquisición electromagnética de fuente controlada CSEM Jesús Humberto Badillo Rivera

Retos de Pemex Perforación y Servicios (PPS) que implican nuevas soluciones Bolívar Pérez Medel

Regulación en Materia de Seguridad Operativa, Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente Carmen Susana Cerón Mayo

13:00

Metodología para Identificar Oportunidades de Producción en Campos Maduros Jorge Enrique Paredes Enciso

Petroleum Geomechanics in MéxicoDrilling, Completion and Stimulation Optimization Antonio Quilantan Pedraza

Nuevos modelos comerciales y de asociación para pps en el marco de la reforma energética Roberto Gerardo Banda Morato

Metodología W.T.Fine para el estudio de riesgo potencial por uso de equipos y maquinarias Luis Arturo Portals Martínez

13:30

14:00 16:00

COMIDA CONFERENCIA Predicción del perfil de temperatura en pozos productores de crudo extra-pesado que operan con bombeo neumático Francisco Javier Flores Arteaga

Azulado espectral en datos sísmicos Diego Armando Lechuga Medina

Centro de Excelencia Técnica en Ingeniería de Pozos de PPS Agustín Gerardo Jardinez Arciniega

Caracterización a detalle del paleocanal de chicontepec Felipe de Jesús Lavariega Trujillo

16:00

Determinación del daño mediante el análisis nodal y diseño de tratamiento a la formación Roberto Velázquez Díaz

Identificación de áreas de oportunidad en rocas carbonáticas usando interpretación sísmica cuantitativa Rubén Darío Charles Fiorenzani

Optimización de viajes con monitoreo en tiempo real en la Región Marina Suroeste, México Miguel Salomón Peralta Castro

Rampa estructurada, influencia en el ambiente sedimentario durante el Jurásico superior, porción Pilar de Akal Rodrigo Portillo Pineda

16:30

Optimización de la Producción en Pozos Aplicación de metodologías no convende BN mediante el análisis de Registros cionales para la caracterización petrofísica Presión-Temperatura en Tiempo Real de yacimientos de Terciario Azael González Zúñiga Enrique Morán Montiel

Comparación de modelos reológicos para el modelado de espumas como fluido de perforación Pedro Antonio Trejo Ramírez

Propiedades de física de rocas asociadas a condiciones de Yacimiento modeladas para reducir la incertidumbre en la respuesta de amplitudes usando velocidades intervalicas Raymundo Sánchez Rivera

17:00

18:00 19:00

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

SÁBADO, 10 DE JUNIO CONFERENCIAS TÉCNICAS 09:00 10:00

PLENARIA

SALA

CHOLULA

ATLIXCO

CUETZALAN

ZACATLÁN

CHIGNAHUAPAN

PAHUATLÁN

XICOTEPEC

HUAUCHINANGO

TEMA

Visión y estrategias de acción en la reducción de Capex y Opex entre operadoras petroleras y compañías de servicio.

Moderador: Pedro Sánchez Soto

Intervención a Pozos

Yacimientos

Desarrollo de Campos

Sistemas de Producción

Geofísica/ Geología

Administración y Negocios

RH / SIPA

Proceso metodológico para evaluar la asertividad de la localización y garantizar la volumetría del VCDSE José Martínez Pérez

Modelado de tratamientos con espuma para control de gas y recuperación de aceite adicional José Ernesto Parra Pérez

Identificación de zonas de alta producción de condensado en campos de gas, una estrategia de rentabilidad Jesús Guerra Abad

Extrapolation of Water Saturation Using High Above Water Functions and Bivariate Analysis Jaime Vargas

Improving imaging of the Perdido area with full waveform inversion Katarina Jonke

Estimación de la Recuperación Final en Yacimientos Naturalmente Fracturados Jorge Leopoldo Vera Rodríguez

Impacto del factor de recuperación, riesgos y posibilidades de mayor recobro Eugenio Martínez Rodríguez

Optimización de la perforación exploratoria en aguas ultra-profundas de México Omar Antonio Salazar Gracida

Prueba piloto de EOR por inyección de espuma en zonas invadidas por gas del campo Akal Néstor Iván Echavarri Franco

Mitigación de la pérdida de producción por incrustaciones en tuberías de producción mediante la reducción del factor de fricción César Israel Méndez Torres

Shallow Water OBC Processing and Imaging: A Case Study at Offshore México Shouting Huang

Poblado de propiedades y cálculo de volumetría campo “A” Oscar Daniel Rodríguez Silva

Análisis de pruebas de presión para la estimación de la saturación de aceite en yacimientos naturalmente fracturados Moisés Velasco Lozano

Aplicación de modelo geológico estructurales durante el procesamiento sísmico PSDM para el mejoramiento de imagen sísmica y su impacto en la exploración petrolera en las Cuencas del Sureste Marino Salvador Cruz López

Optimización del proceso logístico en el activo de producción de KU-MALOOBZAAP Daniel Alejandro Cruz Molina

Proyecto de Recuperación Adicional de Aceite en la Zona Barrida por Agua: Caso Ku-Cretácico Ernesto Pérez Martínez

Mitigación del riesgo de hidratos durante la operación de un campo de gas en aguas profundas Leonardo Alfredo Ramos Uribe

Flujo de trabajo para la caracterización de la fracción pesada en aceite negro, volátil y gas condensado Miriam Villegas Sosa

3D Orthorhombic Elastic Full Waveform Inversion for Elastic Attribute Estimation in Complex Geologies Uwe Albertin

Sistema para estimar el petróleo no descubierto, usando datos de Reservas, Cuencas, PVT y Geometría Fractal Jorge Huescani Jiménez Bernal

Análisis para identificar trampas estratigráficas y su potencial volumétrico. Un caso costa-afuera en México Jaime Javier Ríos López

Key economic drivers impacting for the cross-border eagle ford reservoir development from resource to reserves Andrés Mauricio del Busto Pinzón

Las facies sedimentarias de la rampa del Kimmeridgiano y su potencial almacenador de hidrocarburos en la Sonda de Campeche Noemí Aguilera Franco

Maximizando la eficiencia de recuperación en un campo maduro con influencia del casquete de gas aplicando una estrategia de administración de yacimientos Jorge Enrique Paredes Enciso

Clasificación de rocas generadoras en yacimientos de gas en lutita usando registros geofísicos de pozos convencionales Andrés Pérez Mendoza

Análisis de la distribución lognormal del tamaño de bloque a partir de pruebas de presión Sergio Joshua Colín Núñez

Optimización del análisis multiatributo mediante programación evolutiva aplicado a caracterización de yacimientos Ernesto Guadalupe López Briceño

Optimización y desarrollos tecnológicos para la Explotación de Campos Petroleros en Aguas profundas María Dolores López Luis

Reunión de Asamblea Damas AIPM

10:30

11:00

Evolución de las Compañías de Servicio para multiplicar el impacto positivo de la Reforma Energética en México Jesús Lamas Innovación tecnológica y modelos de alianzas como soporte a la viabilidad económica en Proyectos de Explotación y Producción Germán Gómez

11:30

Perspectivas del mercado de servicios petroleros en México José Carlos Pacheco

12:00

RECESO Seguimiento al costeo de pozos, permite toma de decisiones durante la intervención y soporte al presupuesto José del C. Pérez Damas

Simulación de un proceso de inyección de metanol a escala de núcleo y de pozo Miguel Miranda Vázquez

13:00

Evaluación de la tolerancia al brote en tiempo real en pozos de aguas profundas Pedro Jesús Aviña Toledano

Inyección de agua diseñada; favoreciendo las interacciones de los sistemas roca-fluido y fluido-fluido para la recuperación de hidrocarburos Griselda Garcia Olvera

Importancia del factor Beta en la productividad de pozos para la correcta evaluación de proyectos Noemí Miriam Aguilar Sánchez

Detección de acumulaciones de gas en yacimientos fracturados altamente complejos Anel Margarita Olmos Montoya

Evolución estructural del sector suroeste de la Cuenca de Veracruz asociada con una estructura arrecifal en el borde autóctono de la Plataforma de Córdoba Esmeralda González Mercado

13:30

Aplicaciones de nuevas tecnologías en tuberías de revestimiento para pozos profundos, HPHT y aguas profundas David Manuel Hernández Morales

Metodología para determinar parámetros físicos postfracturamiento con base en una prueba de incremento de presión y métodos de optimización no lineal Oscar Cerapio Valdiviezo Mijangos

Áreas de oportunidad para agregar valor en el mediano plazo con la incorporación de nuevas localizaciones cercanas a las zonas de explotación Alejandro Salas Valle

Espumante para el Control de Movilidad de Gases en Pozos de Aceite con Alta Salinidad y Alta Temperatura Alejandro Ortega Rodríguez

Mejoramiento de imagen sísmica aplicado a un campo de alta complejidad geológica en desarrollo Andrés Manuel Cabrera Alarcón

12:30 Mantenimiento en PEP con enfoque en Criticidad y Rentabilidad Octavio Barrera Torres

Aseguramiento de posicionamiento direccional en pozos de re-entradas como estrategia de desarrollo en campos maduros.

Abraham Manuel Centurión Alcocer

Olimpia.pdf

1

21/04/17

18:14

Concretamos sus ideas, en proyectos con valor Optimizar pozos productores.

Reactivar pozos cerrados.

Eficientar las Intervenciones a Pozos.

Enriquecer el entendimiento de los yacimientos.

Mejorar los sistemas de control de producciรณn.

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CONTACTO

Mario Gรณmez mario.gomez@spolimpia.mx Tel. +52 1 (782) 126 7701

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

E - POSTERS ESPACIO 1 10:30 12:00

Metodología de geomecánica y petrofísica especial para la caracterización y evaluación de núcleos de perforación a condiciones de yacimiento Vicente Torres Luna

JUEVES 08 ESPACIO 2 Integración tecnológica para el mejoramiento de los modelos de velocidad y su empleo en la migración PSDM para la visualización de plays subsalinos en el Golfo de México Héctor Benítez Pérez

12:00 12:30

12:30 14:00

ESPACIO 4

Monitoreo en línea de la corrosión interior de ductos mediante separación de la fase acuosa José María Malo Tamayo

Inyección de solventes a alta temperatura para la recuperación de aceite pesado en yacimientos naturalmente fracturados Héctor Leyva Gómez

RECESO

Fracturamiento hidráulico de pozos usando materiales inteligentes Martín Aguilera López

14:00 16:00

16:00 17:30

ESPACIO 3

Proceso de recuperación mejorada con la tecnología de inyección de vapor con aplicación mediante prueba piloto en el bloque Ébano-Pánuco-Cacalilao Alfredo Ramos Aparicio

Rediseño de la Geometría de Cabezales de Recolección de pozos para mejorar el comportamiento de flujo e incrementar su producción Juan de la Cruz Clavel López

Implementación de sistemas de gestión energética (ISO 50,001) en Instalaciones Petroleras Itha Sánchez Ramos

COMIDA CONFERENCIA Integración tecnológica para el mejoramiento de los modelos de velocidad y su empleo en la migración PSDM para la visualización de plays subsalinos en el Golfo de México José Carlos Ortiz Alemán

ESPACIO 1

Metodología integrada aplicable a diseños de explotación de yacimientos Alfonso Aragón Aguilar

Simuladores basados en realidad virtual Diseño y desarrollo de elementos filtrantes y cedazos para el control de sólidos para entrenamiento de operadores de ROV´s para realizar maniobras en aguas en pozos productores de hidrocarburos después de su terminación profundas Israel Herrera Carranza Miguel Pérez Ramírez

VIERNES 09 ESPACIO 2

ESPACIO 3

ESPACIO 4

Asimilación tecnológica para el análisis de los componentes del equipo BEC Low Temperature Air – Solvent Injection enfocada a la solución de las problemáinto Deep Naturally Fractured Reserticas asociadas a la alta viscosidad del voirs for Heavy Oil Recover aceite, presencia de emulsiones y arena José Ramón Mayorquín Ruíz en pozos petroleros Felipe de Jesús Lucero

10:30 12:00

Atributos sísmicos azimutales de atenuación y amplitud en datos multicomponente en el mapeo de fracturas Gerardo Felipe Ronquillo Jarillo

Yacimiento petrolero como un reactor fractal: un modelo de triple porosidad y permeabilidad del medio fracturado vugular (matriz-vugulo-fractura) Klaudia Oleshko

12:30 14:00

Modelos fractales para la caracterización de yacimientos en sistemas heterogéneos de difusión lenta. Orionearth (oil reservoir integration on earth) Armando García Jaramillo

Plataformas de observación oceanográfica, línea base, modelos de simulación y escenarios de la capacidad natural de respuesta ante derrames de gran escala en el Golfo de México Juan Carlos Herguera García

Sistema mejorador del patrón de flujo tipo Venturi ajustable y automatizado Alberto González Cancino

Simulación numérica y experimental de un proceso de recuperación mejorada combinado con mejoramiento de aceite in situ, en un yacimiento naturalmente fracturado Silvia María Chávez Morales

16:00 17:30

Desarrollo y asimilación de técnicas para el establecimiento de una metodología integral para modelado de cuencas y su aplicación a sistemas petroleros de México Gustavo Murillo Muñeton

Centro de Tecnología para Aguas Profundas Federico Barranco Cicilia

Actualización del simulador de flujo multifásico-composicional para pozos con problemas de depositación de hidratos: PIPESOLIDS© Edgar Ramírez Jaramillo

Desarrollo de una solución para el control de incrustaciones inorgánicas en pozos petroleros Eduardo Buenrostro González

ESPACIO 1 10:30 12:00

Prueba tecnológica del inhibidor de corrosión para oleoductos IMP-ALICIM-001 Jorge Javier Vázquez Calderón

SÁBADO 10 ESPACIO 2 Centro de Adiestramiento en Procesos de Producción Carsten Röhl

ESPACIO 3

ESPACIO 4

Modelo de simulación en RV para la optimización de la correlación de la demanda y suministro de hidrocarburos en una Ciudad Inteligente

Modelado de propagación de incendios submarinos en plataformas petroleras

SUPLEMENTO ESPECIAL

MAYO 2017 I WWW.GLOBALENERGY.MX

ESPACIO 5

ESPACIO 6

JUEVES 08 ESPACIO 7

Plataforma de gestión del aprendizaje, Mejora de las imágenes del subsuelo en captación de la experiencia y repositorio áreas de tectónica salina de contenidos Carlos Ortiz Alemán José Luis Melgar García

Plataforma de gestión de activos estratégicos y vigilancia de la salud para la confiabilidad operativa Isaac Parra Ramírez

CMP 2017

ESPACIO 8 Procesamiento y análisis de grandes volúmenes de datos Alfredo Espinosa Reza

Mejora de los modelos de fracturamiento a escala de yacimiento Gerardo Ronquillo Jarillo

Metodología para la evaluación del equipo eléctrico de fondo de sistemas de producción artificial como apoyo a la toma de decisiones para su mantenimiento Vicente Vargas Hernández

Control avanzado de procesos productivos Salvador de Lara Jaime

ESPACIO 5

Paquete tecnológico para verificación/ validación del diseño y documentación relacionada con materiales para infraestructura submarina, basado en la evaluación de escenarios del medio/operación Pedro Hernández Hernández

ESPACIO 6

Metodología para el diseño de pozos horizontales y fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales María Berenice Aguilar López

VIERNES 09 ESPACIO 7

12:30 14:00

14:00 16:00

COMIDA CONFERENCIA Análisis de factibilidad de aplicación de Aerogeneradores para suministro eléctrico en plataformas marinas Benjamín Osorio Acosta

10:30 12:00

12:00 12:30

RECESO Sistema Integrado de aplicaciones tecnológicas para la explotación óptima de campos petroleros Israel Ramírez Antonio

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Capacitación avanzada en procesos operativos y de gestión Iván Francisco Galindo García

16:00 17:30

ESPACIO 8 Análisis de fenómenos de transporte y flujo multifásico del MPFV® en sistemas de producción pozo-yacimiento y generación y validación de las Tablas Hidráulicas para modelos de simulación numérica de yacimientos Rubén Salazar Mendoza

10:30 12:00

Tecnología para inspección electromagnética superficial de ductos en operación (TIEMS) José Mateo Villareal López

Plataforma informática para modelado inverso inteligente de yacimientos Leonid Sheremetov

Definición de áreas con interés petrolero aplicando modelado de cuencas unidimensional, análisis de parámetros elásticos y simulación gaussiana José Aurelio España Pinto

Desarrollo y mejora de metodologías para la calibración y procedimientos de pruebas de los medidores de flujo multifásico superficial y submarino Ana Bertha González Moreno

Determinación del esfuerzo remanente de zonas con corrosión en tuberías y en recipientes a presión Juan Alfredo Ramírez Jiménez

Estudios para la Recuperación Mejorada de Aceite Pesado por Métodos No-Térmicos (Non-thermal enhanced heavy oil recovery studies (NTEHOR) Herón Gachuz Muro

Herramienta para el análisis de información y diagnóstico para definir alternativas de desarrollo y reactivación de campos maduros Enrique Serrano Saldaña

12:30 14:00

Determinación de la saturación de aceite remanente en YNF, a través de la integración de diferentes técnicas de laboratorio y de campo (análisis de núcleos, registros geofísicos y pruebas de trazadores, principalmente). Aplicación campo Akal Jetzabeth Ramírez Sabag

Modelación numérica para determinar la estabilidad de las formaciones a partir de datos de perforación José Héctor Rodríguez Hernández

Metodología para predicción de presión de poro en formaciones carbonatadas del Terciario y Mesozoico Liliana Vargas Meleza

Plataforma Tecnológica IMP-WET-FOAM Una solución para el control de movilidad de gas y producción adicional de aceite en yacimientos de carbonatos naturalmente fracturados Dr. Luis Silvestre Zamudio Rivera

16:00 17:30

W SÁBADO 10 ESPACIO 7

ESPACIO 5

ESPACIO 6

Proyecto Artic-CIPM Juan Manuel Delgado

Colocación óptima de pozos con base en la integración de información sísmica, geológica, geomecánica y de yacimientos Rúben Nicolás López

ESPACIO 8 10:30 12:00

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ENTRAMOS A UNA ETAPA DECISIVA

INICIA LA CONSOLIDACIÓN DEL NUEVO MERCADO CON LICITACIONES, SUBASTAS Y TEMPORADAS ABIERTAS CONCRETADAS, EL MERCADO ENERGÉTICO YA REFORMADO ENTRA A SU ETAPA DE CONSOLIDACIÓN: LA CONCRECIÓN DE PROYECTOS Y LA INYECCIÓN DE LAS INVERSIONES YA PROGRAMADAS SON CRUCIALES.

México se embarcó en la misión de la transición energética

Foto: Bigstock

--POR EDUARDO MEDINA

D

espués de la reforma energética, nuestro país es uno de los destinos de inversión en materia energética más interesantes de todo el globo. Sus 128 millones de consumidores en todos los servicios, desde los desprendidos de toda la cadena de valor hidrocarburífera, hasta los desprendidos de las energías renovables: eólica, solar, hidroeléctrica; hacen del mercado en México una opción fortísima para los inversores.

Desde la implementación de la reforma en 2013, el país ha percibido inversiones por USD$49,000 millones para proyectos, a los que se suman otros USD$16,000 millones por inversiones en infraestructura.

El mercado que construyó la reforma no fue solamente uno abierto a la competencia, sino reestructuró

por entero sus antiguos regímenes, y constituyó un cambio de paradigma; en este sentido, las empresas paraestatales más grandes del país, esto es: Petróleos Mexicanos (Pemex), y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se enfrentaron a modificaciones estructurales muy importantes, que les posibilitarían un mejor desempeño en la nueva estructura del mercado energético en México.

Nuevas dependencias hubieron de ser creadas en orden de repartir las prerrogativas, y reorganizar los estatutos: los centros nacionales de Control de Energía y de Gas Natural, se erigieron como nuevos agentes

coordinantes de un proceso transformador que está llegando a sus últimas consecuencias.

Un ejemplo tangible es el mercado gasolinero: hasta antes de la reforma, el precio de las gasolinas estaba fijado por el Ejecutivo mexicano, y gozaba de un subsidio por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público; hoy, se rige por las reglas internacionales de oferta y la demanda; de los precios mundiales del crudo, con las variables que pudieran traer las energías renovables, y los valores agregados o suprimidos que puedan ofrecer todas las nuevas marcas.

Este trabajo de gestión ha sido asumido desde el principio por la Secretaría de Energía, de primera mano; y su titular, Pedro Joaquín Coldwell, ha sido uno de los capitanes principales de la transformación energética primero, y de la consolidación del mercado después.

Al respecto, sus palabras en foros nacionales e internacionales han sido claras: la etapa de implementación de la reforma va quedando atrás, y ahora entramos a una etapa más importante y decisiva: la de la consolidación del mercado, y la concreción de proyectos; y desde luego, a la etapa crucial de la transición energética.

A decir del secretario, “la perspectiva de la quema de combustibles fósiles ha cambiado mucho en los últimos años; la quema ha causado una excesiva emisión de gases carbónicos a la atmósfera, y los efectos de esto son tanto ambientales como económicos: además de que enfrentamos

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empresas las ya ganadoras en subastas eléctricas

SUPLEMENTO ESPECIAL

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En lo que va de esta administración, hemos concluido 2,386 kilómetros de ductos y están comprometidos o en construcción otros 7,586, que representan inversiones por USD$12.000 millones” Pedro Joaquín Coldwell Secretario de Energía Foto: SENER

una grave lesión a nuestros recursos y a nuestro hábitat, las reglas del mercado están cambiando: precisamente por eso México se embarcó en la misión de la transición energética”.

La creación del Mercado Eléctrico Mayorista en este sentido fue crucial.

Coldwell ha afirmado que: “ya son 34 empresas las ganadoras de las dos subastas de electricidad limpia, que construirán en los próximos tres años 52 nuevas centrales, que adicionarán un 170% de la infraestructura para la generación solar y eólica que se ha desarrollado en el país en las últimas dos décadas”.

Y en definitiva otra de las figuras cruciales, ha dicho, son los Certificados de Energías Limpias: “estos son instrumentos que han adquirido los suministradores y los usuarios del mercado eléctrico para cumplir con su obligación de consumo mínimo de electricidad renovable. El requisito es de, al menos, un 5 % en 2018 y un 5,8 % para 2019; y aumentará de forma gradual: en 2022 será de 13,9 %”.

Específicamente sobre las características de la Tercera Subasta Eléctrica, el secretario Coldwell indicó que, por vez primera, la subasta estará abierta a compradores diferentes, que como Entidades Responsables de Carga, podrán presentar ofertas de compra en los tres productos eléctricos: “esta innovación representa la transición hacia un auténtico mercado eléctrico, en el que con las primeras dos subastas se sumaron varios generadores y al que ahora se podrán incorporar las empresas privadas también como compradores”, dijo.

Además, aseguró que la Tercera Subasta Eléctrica se distinguirá también por su transparencia y apertura, ya que todos los interesados podrán acceder a información certera sobre su desarrollo, e incluso, podrán replicar y verificar los resultados.

“Para los generadores, estas subastas representan la

posibilidad de garantizar sus operaciones en el largo plazo, ya que acceden a contratos que tienen una vigencia de 15 a 20 años, con lo que tienen incentivos de poner en marcha nuevos proyectos que requieren de fuertes inversiones”.

Otro factor importante del crecimiento del mercado en México, es a lo que respecta la infraestructura: la falta de ella, y de tecnología, fueron de hecho dos de las grandes razones que motivaron la reforma. Si bien durante 80 años la prioridad fue invertir en exploración y producción, hoy en día están puestos en marcha ambiciosos programas que reconfigurarán este desequilibrio en el mediano plazo.

Una parte importante de esto es el fortalecimiento de las refinerías, y de la infraestructura de transporte. Para esto, la Secretaría de Energía (Sener), de la mano de Coldwell, elaboró un documento de política de almacenamiento que pretende alcanzar un mínimo de 15 días de inventario de combustibles, para 2025.

En la medida en que México se adentra a una nueva era gasolinera tras 70 años de fijación estatal de precios, en este sentido, y en palabras del propio secretario, el diseño de la Política de almacenamiento es quizá la más importante en términos de fortalecimiento de la seguridad energética, ya que su objetivo principal es incrementar de forma gradual el mínimo de inventario de gasolinas con disponibilidad inmediata. La expectativa es pasar de tres a cinco días de inventario disponible para 2019; 10 días en 2021 y hasta 15 para 2025.

Además, los adelantos que dio la Secretaría en términos de la liberación de permisos para la libre importación de gasolinas “envían una señal positiva a los mercados, ya que las empresas pueden programar sus inversiones en este sentido”, dice Coldwell.

México entra a una ‘nueva era gasolinera’, tras 70 años de fijación de precios

Además, con la publicación del diagnóstico de petrolíferos para identificar la demanda potencial, la infraestructura logística disponible y la capacidad de almacenamiento, reparto y suministro de combustibles, se ha podido tener una radiografía detallada de lo que hay, de lo que falta, y del camino que es preciso recorrer.

En este sentido, el anuncio por parte de Pemex del ganador de su primera Temporada Abierta de Pemex Logística, por parte de la firma estadunidense Tesoro, confirma los avances de un sector que otrora permanecía desatendido.

Las palabras de Coldwell en este sentido son claras: “la modernización del sector energético en México requiere de grandes montos de inversión para la renovación, construcción y ampliación de su infraestructura.

En el caso del sector hidrocarburos, ahora es posible llevar a cabo alianzas estratégicas, que permitirán acceder a nuevas esferas: la entrada de Tesoro en Pemex Logística, y la de Air Liquide en la refinería de Tula, que suministrará nitrógeno durante 20 años, nos permitirá tener mayor certeza tanto en el transporte como en la refinación de petrolíferos: evitar cortes no programados, y aumentar nuestra capacidad de refinación”.

En este mismo sentido se encuentra la infraestructura de gasoductos. El Centro Nacional de Control de Gas natural, en conjunto con la Sener, han trabajado en un ambicioso plan de expansión de la red nacional de gasoductos, así como en la atracción de nuevos agentes e inversionistas.

“Nuestro plan de expansión es una medida que beneficiará a 20 estados del país. En lo que va de esta administración, hemos concluido 2,386 kilómetros de ductos y están comprometidos o en construcción otros 7,586, que representan inversiones por USD$12.000 millones de dólares”, afirma el secretario.

Con todas estas actividades, la Sener ha pretendido impulsar y fortificar todo el rubro energético de nuestro país: ha habido grandes avances, aunque se precisan todavía medidas importantes en materia de gas y petrolíferos. Con un trabajo coordinado y potente, México podría ser el nuevo líder energético del mundo.

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WE BEGIN A DEFINITIVE STAGE OF THE REFORM

CONSOLIDATION OF THE NEW MARKET HAS BEGUN Foto: Bigstock

Mexico is entering a new era of gasolines

Foto: Bigstock

WITH OIL AND ELECTRICITY BIDS, OPEN SEASONS FOR GAS AND TRANSPORTATION, THE ENERGY MEXICAN MARKET IS NEARLY ALL REFORMED: THE NEXT STEP: CONCRETION OF PROJECTS AND INVESTMENTS - -BY: EDUARDO MEDINA

A

fter the energy reform, Mexico became one of the hottest investment destinations for energy projects. Its 128 million users for all the energy services, from gasoline to renewables, make the mexican market one of the biggest and strongest, therefore, investors are looking into it with attention.

Since the implementation of the reform, in 2013, the country has received investments of USD$49,000 million for exploration projects, added to the USD$16,000 million invested in infrastructure.

The market build upon the reform was not only open to competition, but completely open to new paradigms, and in this sense, two of the biggest national energy corporations Petróleos Mexicanos (Pemex) and Comisión Federal de Electricidad (CFE) went through a deep restructuration, in order to stay competitive and strong.

Also new dependencies were created: the National Centers of Gas and Energy Control are there to redefine

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prerogatives and statements, and they coordinate all the new agents in the market, as projects grow.

An example of this is the gasoline market.

Until the reform, the price of the gasoline was defined by the state, and was the object of a subsidy by the Secretaría de Hacienda y Crédito Público; today, is dictated by the demand-offer laws, and by the international prices of oil, also considering the variables that the renewables may bring, and the additional services that the particular brands may offer.

This whole work has been coordinated since the beginning by the Energy Secretary, in the hands of Pedro Joaquín Coldwell, as one of the captains of the Mexican energy transformation, at first; and the consolidation of the market after.

About this, his words had been clear: the stage of implementation is nearly over, and the stage of consolidation is beginning.

This is as important as the other: new projects must begin, investments must be injected, and the crucial stage of energy transition must not stop.

corporations have already won in electricity bids

In the Word of Coldwell: “the perspective upon the fossil fuels burning has changed a lot. And this not only changes the environment, but also the market: is not only an environmental but and economical issue. And therefore our market is changing, the rules are different now, and Mexico went through the mission of energy transition”.

The creation of the Electricity Wholesale Market in this sense was crucial. Coldwell has said that: “already 34 international corporations have won in mexican clean electricity bids, and with this, nearly 52 new green centrals will be built. This will increase in 170 per cent the infrastructure for solar and wind”.

Definitely, another important figure that was created for this is the Clean Energy Certificate: “this are instruments made to measure the participation and the consumption of clean energy all around the country. Our goal is to have 5% of participation by 2018; 5.8% by 2019; and so on, gradually, until we reach 13.9% of participation by 2022”.

Specifically upon the characteristics of the new electricity bid, the third one, Coldwell has said that, for the first time, this bid will be open to many different buyers for the three electricity products; they, as Responsible Charge Entities, will be able to offer to buy the three.

“This innovation represents the transition to an authentic market, a strong one, as in the first two bids a lot of generators were added to the grid, and now they will be able to participate as buyers”.

Besides, he has assured that the third bid will be distinguished for its transparency and clarity, as all the participants will be able to enter and to consult all the information upon the development of the bid. “For the generators, these bids represent the possibility to guaranty their operations on the long run here in Mexico, as they sign contracts with a 15 years or 20 years currency; with this they receive all the incentives needed to make strong and intelligent investments”.

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OTROS CUATRO FARM OUTS EN PROCESO

PEMEX VA HACIA ADELANTE CON FINANZAS SÓLIDAS PETRÓLEOS MEXICANOS HA DEJADO ATRÁS LOS NÚMEROS ROJOS; EN LA MEDIDA EN QUE SU SITUACIÓN FINANCIERA SE RECUPERA, CONCRETA NUEVOS PROYECTOS Y PROTEGE SUS FINANZAS. Foto: Bigstock

--POR EDUARDO MEDINA

E

l presente año ha representado un punto de inflexión para Petróleos Mexicanos (Pemex): la llegada de José Antonio González Anaya a la Empresa Productiva del Estado se dio en medio de una severa crisis financiera causada por el desplome de los precios internacionales del crudo, y la caída de la producción nacional, versus la creciente e imparable demanda de gasolinas.

Sin embargo, a finales de 2016 el balance financiero era distinto; y hoy, a media carrera de 2017, Pemex ha dejado de ser preocupación y ha demostrado signos positivos: la concreción de lianzas, que ha sido uno de los puntos clave de su Plan de Negocios 2017-2021, ha perfilado a la petrolera nacional hacia nuevos horizontes.

Pero vayamos por partes; los informes oficiales, desde 2012, dieron cuenta del endeudamiento: entonces la deuda de Pemex ascendía a los $786,900 millones de pesos; un año después, ya con Enrique Peña Nieto en funciones, la deuda llegó a los $841,200 millones, y al concluir el 2014 ya había alcanzado la cifra del billón. Al cierre del 2015 la deuda rondaba en el billón y medio. Entonces, por primera vez, la que fuera la fuente más importante de ingresos del Estado mexicano registró un patrimonio negativo al superar sus pasivos totales a sus activos totales.

Busca socio para Nobilis Maximino: 500 millones de barriles en reservas 3P Los indicadores de producción no eran muy distintos: de 2012 a 2015 sufrió una baja de 11.18 por ciento, al descender de 2 millones 548 mil barriles diarios, a 2 millones 263 mil barriles diarios, según datos de la propia petrolera. Su plataforma de exportación también había sufrido bajas: entre el cierre de 2012 y septiembre de 2015, registró una de 6.2%, al descender de un millón 256,000 barriles diarios en 2012, a un millón 178,000 barriles al cierre de septiembre de 2015. Finalmente, en ese último periodo, Pemex registró un saldo negativo en la balanza comercial al superar las importaciones nacionales de petrolíferos y petroquímicos a las ventas totales de petróleo crudo.

En términos generales así fue como recibió González Anaya la administración de la petrolera, en febrero de 2016. Entonces, el anuncio del presidente fue que la petrolera enfrentaría recortes importantes: y así fue, para el ejercicio fiscal de 2017, el presupuesto de la petrolera presentaba un recorte de $100,000 millones de pesos, que se sumaron al

recorte, por el mismo monto, que implementó Anaya en las entrañas de la empresa para hacerle frente. Como había sido dicho, la prioridad de su administración sería retornar a Pemex al equilibrio financiero y volver todos sus procesos más rentables y eficientes.

Para ello, González Anaya se vio obligado a transformar toda la estructura de costos de la empresa, y aprovechar al máximo todas las herramientas que la reforma energética le brindaba. En este sentido, Pemex publicó su Plan de Negocios 2017-2021, que contemplaba el uso de todas las herramientas más modernas del mercado abierto.

Ese plan, funcionaría como una continuación de los primeros ajustes implantados, y para 2019, Pemex estaría de regreso al equilibrio financiero, y antes del 2021, tendría su primer superávit.

Se contemplaban tres líneas básicas de acción: generar eficiencias a través de la reducción de costos; el replanteamiento de inversiones en exploración y producción, y el replanteamiento de los

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27

$87,941

millones de pesos de ganancias en 1T17 gastos de operación. Esta medida implicó en su momento la cancelación de importantes proyectos; por ejemplo, el de la reconfiguración de las refinerías. Tula, Salamanca y Salina Cruz, fueron los proyectos cancelados que en su momento habían sido anunciados con bombo y platillo.

En cuanto a la producción, Pemex se vio obligada a recortar todos los proyectos que representaran un costo operativo por encima de los USD$25 por barril, que eran los de aguas profundas y de recursos no convencionales.

Esto fue: proyectos en Chicontepec, en Tampico Misantla y en Lakach. La estrategia para la recuperación de esos proyectos serían las asociaciones con empresas privadas, una posibilidad impensable sin la reforma energética.

Hoy, el panorama de Pemex es harto distinto. Los negocios que hace un año parecían incontratables, con acciones trasparentes y bien orquestadas, ahora son una realidad. Precisamente mediante la implementación de todas las líneas de acción del Plan de Negocios, Pemex ha reportado recientemente números positivos, además de que ha concretado, reactivado, proyectos que otrora dejó apagarse.

Durante el primer trimestre de 2017, y por primera vez desde 2012, Pemex reportó un incremento en sus ventas por 55%, así como ganancias por $87,941 millones de pesos. También, el Departamento de Comercio de los Estados Unidos dio a conocer que los ingresos de la petrolera nacional, por ventas de crudo en el mercado norteamericano, crecieron hasta 52.7%, comparados con el mismo periodo del año anterior.

Las exportaciones también se fortalecieron: de enero a marzo 50.31 millones de barriles de crudo fueron exportados, por un valor aduanal de USD$2,270 millones, contrastados con los USD$1,486 millones por el mismo periodo del año anterior. De esta manera, nuestro país se mantuvo como el cuarto abastecedor global de petróleo por volumen al mercado norteamericano, justo después de Canadá, Arabia Saudita y Venezuela.

Es importante destacar que ante el precio reestablecido alrededor de los USD$50 por barril de crudo, los negocios petroleros alrededor del globo han gozado de menor volatilidad, y por ende la inyección de flujos de inversión ha sido posible.

Los negocios para Pemex en el último bimestre de 2016 y el primer cuatrimestre de 2017 han sido muy positivos; pero en orden de asegurar su competitividad, y de vitar una abrupta caída como la presentada hace un año, Pemex optó por una maniobra histórica: la contratación de coberturas petroleras propias. Ese tipo de programa no se tenía desde hace once años, y en buena medida refleja

el fortalecimiento de las finanzas de la petrolera.

En la medida en que otorgar certidumbre a sus ingresos, y a los demás jugadores del mercado energético mexicano, es una prioridad para Pemex, el programa de coberturas significó una inversión de USD$133.5 millones.

Mismos que están destinados a la protección parcial de sus flujos de efectivo, considerando un volumen máximo de 409,000 barriles diarios para los meses de mayo a diciembre de este año, a un precio máximo de USD$42 por barril, y un mínimo de USD$37; montos que fueron aprobados por el Congreso de la Unión.

De esta forma, si el barril de crudo se llegara a ubicar por debajo del límite de los USD$37, entonces Pemex recibiría el monto máximo de la protección contratada.

Este tipo de coberturas son comunes entre las empresas petroleras mundiales, por lo que Pemex, con estas acciones, se alinea a una serie de “buenas prácticas internacionales”; este perfil de internacionalización ha sido otra de las prerrogativas de su director general, José Antonio González Anaya.

Esta medida, pues, se suma a los esfuerzos que el directivo ha impulsado para regresar a Pemex a la rentabilidad, y a la meta de su balance financiero.

Esta medida protege ante posibles caídas del precio de la mezcla, y por ende, las finanzas de la empresa.

PROYECTOS REACTIVADOS

Los proyectos que quedaron suspendidos hacia finales del año pasado, debido a la seguridad financiera que alcanzó Pemex recientemente, pudieron ser reactivados y concretados con gran fuerza: los dos ejemplos más precisos: el primer farm out firmado

Pemex tendrá más o menos el mismo tamaño de siempre, pero estructurada de forma distinta: las cosas ya no las hacemos a solos, sino que buscamos alianzas, como todas las grandes petroleras” José Antonio González Anaya Director general de Pemex.

en la historia de Pemex con la petrolera australiana BHP Billiton, para el campo Trión; y el contrato de reconfiguración con la empresa francesa Air Liquide, para el suministro de hidrógeno en la refinería de Tula, Hidalgo. Las inversiones por ambos proyectos son muy importantes: USD$1000 millones, 194 para el primer proyecto; y USD$80 millones para el segundo.

Estos proyectos dan una pista certera de la capacidad con la que cuenta Pemex: una capacidad renovada, ya que no actúa sola. En palabras de su director general: “Pemex tendrá más o menos el mismo tamaño de siempre, pero estructurada de forma distinta: las cosas ya no las hacemos a solas, sino que buscamos alianzas, como todas las grandes petroleras; y a lo que ya no sea rentable, simplemente ya no entramos.

Ya tuvimos nuestro punto de inflexión, ahora vamos hacia adelante con un agresivo plan de farm outs; ya tenemos otros cuatro en proceso”.

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FOUR NEW FARM OUTS IN PROCESS

PEMEX GOING FORWARD WITH STRONG FINANCES

Foto: Bigstock

PEMEX HAS LEFT BEHIND THE DAYS OF BANKRUPTCY, AND AS IT GROWS STRONGER, NEW PROJECTS ARE BEING CONCRETED: SPECIFICALLY IN DEEP WATERS AND THOSE FOR OIL REFINERIES. - -BY: EDUARDO MEDINA

T

his year has represented an inflection point for Pemex: the arrival of José Antonio González Anaya to the director’s chair gave some air to the financial situation of the firm. Pemex was in the middle of a severe crisis when González Anaya came up, caused mainly by the oil prices crack, and the national production breakdown, against the unstoppable gasoline demand all over the country.

Never the less, upon the end of 2016, the financial situation for Pemex was different; today, by mid-2017, Pemex is no longer a matter of worry, since it has demonstrated positive signs, concretion of projects, alliances, and a brand new commercial structure.

But let’s talk about what happened: official documents exposed the situation: by 2012 Pemex’s debt was around $786,900 million pesos; a year later, with president Enrique Peña Nieto already in the office, rose to $841,200 million.

By the end of 2014 the debt was already at the billion pesos, and by the end of 2015, ascended to the billion and a half.

Then, for the first time, that who once was the biggest firm, and the most important source of income for Mexican government, reported a negative equity, as the passives were superior to the actives.

Production indexes were not much different: from 2012 to 2015 reported an 11.18 per cent breakdown, as it descended from 2 million 263 thousand barrels, to 2 million 548 thousand barrels, according to Pemex’s data.

The export platform was to in the red numbers: between the ending of 2012 and September of 2015, it registered a 6.2% fall; as it descended to one million 256,000 barrels per day in 2012 and to a million 178,000 barrels by the end of September of 2015. Finally, between this, Pemex reported a negative financial balance, as the total importations were bigger than the national oil sales.

In this general terms José Antonio González Anaya arrived to the firm, in February of 2016. By then, the presidential announcement said that Pemex was going under an important budgetary cut. And so it was: Pemex faced a $100,000 million cut to its budget, added to the same amount of cut within the corporation that Anaya implemented in order to support the situation. As it was said, the main priority of Anaya’s administration was to get Pemex on the road of financial sanity again.

To do it, González Anaya had to change the whole cost structure of the company, and to take advantage of every opportunity that the energy reform offered him. For this, Pemex published its Commercial Plan 2017-2021, that contemplated a new structure of the firm, and three paths to take, in order to stay positive financially: to generate financial efficiency through the reduction of the costs; the rethinking of exploration, and operational investments.

So, important projects in deep waters, and in oil refineries, had to be put on hold.

Today, the financial panorama of Pemex is very different. Upon the first year of González Anaya’s administration, projects that seemed impossible are now a reality; precisely, by implementing the lines of action that the Commercial Plan proposed.

During the first trimester of the year, and for the first time since 2012, Pemex reported a sale increase of the 55%, and also profits for nearly $87,941 million. As well, the Department of Commerce published that Pemex’s income for oil sales in the American market, increased to 52.7%, compared with the same period of the prior year.

Exportations also became stronger. From January to march of 2017, 50.31 million barrels of crude oil were exported, with a border value of USD$2,270 million, contrasted with the USD$1,486 million of the prior year. Because of this, Mexico became the fourth global provider of crude for the American market, right after Canada, Saudi Arabia and Venezuela.

All of this is concreted with very important projects made real thanks to the energy reform, and to the capacities of Gonzalez Anaya as a director: the partnership between Pemex and BHP Billiton for Trion; and the one made with Air Liquid for a 20 year contract, to provide hydrogen to Tula’s oil refinery. The investments made for this projects rose to USD$1000 million for Trion; and USD$80 million for Tula..

It is searching for a partner for the Nobilis Maximino project, in deep waters.

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48 COMPAÑÍAS ADICIONALES TRABAJANDO EN MÉXICO

EN TRES AÑOS SE ACABARON OCHENTA DE MONOPOLIO: ALDO FLORES LA IMPORTANCIA DE LA REFORMA ENERGÉTICA VA MÁS ALLÁ DE LA VOLATILIDAD EN LOS PRECIOS; PESE A LAS INCONVENIENCIAS INTERNACIONALES, LA APERTURA DEL MERCADO DE ENERGÍA EN MÉXICO HA ATRAÍDO IMPORTANTES INVERSORES. - -POR EDUARDO MEDINA

M

éxico está puesto para sacar todo el potencial de su mercado petrolero en aguas profundas. Con un farmout ya concretado con la australiana BHP Billiton, cuyo monto de inversión rebasó todas las expectativas, las nuevas rondas plantean nuevas asociaciones que habrán de cambiar el panorama por entero.

Esas también fueron las palabras de Aldo Flores Quiroga, subsecretario de hidrocarburos de la Secretaría de Energía, durante la Offshore Technology Conferencies, 2017, celebrada en Houston, Texas, el pasado mes de mayo.

A medida que los precios petroleros se estabilizan, la industria de hidrocarburos mexicana se convierte en un destino muy importante de inversión.

Con una ronda de licitaciones ya concretada, la apuesta de los dirigentes del nuevo mercado, ahora, es desbloquear por entero el potencial de los yacimientos, particularmente aquellos en aguas profundas.

“Es probable que México sea la oportunidad más importante en materia de inversiones energéticas de todo el mundo”, dijo Aldo Flores. “algo que definitivamente es difícil de encontrar a estas alturas: el de México en general es un mercado muy grande que está emergiendo, pero por primera vez lo hace su sector de energía”.

Además, nuestro país, según el subsecretario, tiene una de las mayors reservas de gas en el mundo, todavía disponibles en licitación. Sólo en aguas profundas, se calculan reservas 2P de 2,601 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que están todavía en espera de explotar.

Para contrastar, se calcula que hay alrededor de 2,300 plataformas petroleras, trabajando en aguas federales estadunidenses, mientras que en aguas federales mexicanas sólo hay 46.

Ronda 3

empezará en diciembre

Además de esto, existe el potencial económico de ahorro. Las licitaciones, ha explicado el subsecretario, están diseñadas para presentar menores costos operativos, por lo que resulta un destino de inversión invaluable.

“Estamos destapando los mercados, y queremos atraer a los mejore competidores globales, los más eficientes, Foto: e-Media los que pueden manejar el riesgo”, dijo Flores: “invertir Foto: PEMEX en México significa invertir en Norteamérica como plataforma”.

El interés que han mostrado para México se ha extendido a lo largo del mundo. Empresas de todo el globo han destinado sus inversiones aquí. Desde que se implementó la reforma, del total de inversiones ya hechas o programadas, el 37% viene de Asia, el 36% de Europa, 13% de los Estados Unidos, y 2% de américa del sur y Centroamérica.

“En solo tres años hemos transformado por completo la forma en la funcionaba el mercado, después de ochenta años del monopolio que había en toda la cadena de valor, desde el upstream, midstream y downstream. El año pasado lo terminamos con 48 compañías adicionales”.

Durante toda la primera ronda de licitaciones, se signaron contratos con compañías de importancia mundial, y dejaron inversiones por USD$34,000 millones, de acuerdo a las cifras publicadas por la Secretaría de Energía.

“Muy pocos gobiernos se han atrevido a implementar una apertura como la nuestra cuando los precios están altos; y todavía menos han mantenido el esfuerzo cuando los precios están bajos”, comentó el subsecretario respecto a los retos de la reforma.

“Cuando iniciamos la apertura, los precios se vinieron abajo, y aun habiendo roto el suelo histórico,

$14,000

USD

millones de inversión calculada por Ronda Dos mantuvimos la apertura; eso quiere decir que lo hacemos porque tiene un sentido mayor al de los precios”.

Por otro lado, el secretario ha resaltado la importancia de las rondas siguientes. De forma particular, la segunda ronda, cuyas primeras licitaciones empezarán en junio y julio de este año, las inversiones podrían alcanzar los USD$14,000 millones, según los cálculos de la Sener.

De forma puntual, la ronda 2.1, prevista para realizarse el 19 de junio, se licitarán campos en aguas someras, mientras que en la 2.2 y 2.3, se licitarán campos terrestres.

“Esto demuestra nuevamente la diversificación del portafolio de la oferta de México”, comentó el subsecretario.

SUPLEMENTO ESPECIAL

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48 NEW COMPANIES WORKING IN MEXICO

$14

USD

billion of estimated investmet for Round Two.

Foto: PEMEX

IN THREE YEARS WE ENDED 80 OF MONOPOLY: ALDO FLORES THE IMPORTANCE OF THE ENERGY REFORM GOES BEYOND THE PRICES ENVIRONMENT; EVEN THOUGH THE INTERNATIONAL OIL PRICE CRASH, WORLDWIDE FIRMS CAME TO MEXICO, AS THIS IS ONE OF THE STRONGEST OPPORTUNITIES IN ENERGY SECTOR TODAY.

--BY: EDUARDO MEDINA

M

exico is ready to take full advantage of its untapped deepwater potential, after ending its eighty years oil industry monopoly, according to Aldo Flores-Quiroga, the country’s undersecretary of hydrocarbons.

As oil prices continue to stabilize and the industry emerges, Mexico’s oil sector has become a highly attractive investment destination. And with round one of the country’s energy reform completed, is ready to unleash more of its coveted resources to foreign investors with another deepwater auction set for this year, Flores-Quiroga has said.

“Mexico is perhaps the most important opportunity in the world, because this is a very large emerging market, but it is the first time that its opening in the energy sector.”

Actually, Mexico has some of the world’s largest, intact, oil and gas resources available for tender. In the deep water in particular, the country has 2,601 MMboe of 2P reserves still yet to be auctioned.

As an example of the country’s untapped potential offshore: 2,366 oil platforms exist in U.S. federal waters whereas only 46 wells are in Mexican federal waters.

In addition, a financial savings potential is there, as Mexico deepwater projects are projected to have lower development costs compared to the rest of the world. Yet another reason to choose Mexico is that the country is a strong global part-

ner, as seen on the first round (1.4) that resulted in a partnership with BHP Billiton.

“We’re opening the markets, and we’re aiming for the most efficient competitive market that we can have … Investing in Mexico means investing in North America as a platform,” Flores-Quiroga said.

Mexico already has seen an influx of eager foreign investors. To date, foreign investors have committed about $38 billion to the country’s energy sector—86% of which has been in deepwater plays, according to the Secretary of energy. Since, investments around the world are coming from Asia, with 37%; from Europe, with 36%, the U.S, with 13%, and 2% form South and Central America.

“In just three years, we have transformed how Mexico’s industry works. After 80 years of having only one company in upstream, we finished last year with 48 additional companies—all of them with contracts signed to begin working,” Flores-Quiroga said.

During the first round (Ronda 1.4) of its Plan Quinquenal in December, Mexico’s deepwater blocks attracted majors and national oil companies alike.

Capital investment commitments made by companies on the blocks totaled about USD$34,000, according to the Secretary of Energy data.

Flores-Quiroga acknowledged Mexico’s energy reform hasn’t been without its challenges.

“Few governments and few countries have attempted a reform of this kind when prices are high. Even fewer sustain the effort when prices are low,” he said. “We started the opening when prices have crashed, and we have continued the pace of implementation and this opening even in a low price environment. What that means is we’re doing this because it makes sense regardless of the price environment.”

In the other hand, undersecretary has talked about the importance of the next rounds, set to take place in june, and july of this year. According to his dependence, investments could arise to USD$14,000 million.

Up to detail, round 2.1, set to take place on june 19th, deposits on midwaters will be tendered; and for the 2.2 and 2.3 rounds, will have deposits upon soil.

“This shows the diversification and the huge catalog of the Mexican offer”, said Aldo Flores.

Round 3

will begin in december

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

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ESAU SASSO, DIRECTOR DE BAKER HUGHES PARA MÉXICO Y CENTROAMÉRICA

AHORROS SIGNIFICATIVOS A TRAVÉS DE TECNOLOGÍA Y EFICIENCIA SIN PRECEDENTES EN EL CMP LA EMPRESA OFRECERÁ DESDE CASOS ESPECÍFICOS CON APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS Y METODOLOGÍAS, HASTA ÉXITOS ALCANZADOS CON SERVICIOS INTEGRADOS Baker Hughes es líder global en innovación tecnológica para la industria petrolera, ¿nos puede señalar algunos de los más recientes éxitos de la empresa en esta materia?

Es correcto. Podemos compartir los más recientes lanzamientos tecnológicos como son: Dynamus™ nuestra nueva línea de Barrenas PDC (Compactos de Diamante Policristalino) de larga duración, la cual te permite reducir significativamente los costos de perforación al eliminar viajes para substituir barrenas o componentes del BHA que se desgastan en operaciones de perforación de alta potencia (HP).

DEEPFRAC™ nuestro revolucionario servicio de fracturamiento multi-etapas para Aguas Profundas; el cual puede ahorrar a los operadores cientos de millones de dólares en los desarrollos offshore a través de eficiencias sin precedentes en las fase de terminación de pozos. TerrAdapt™ la primera barrena adaptable en la industria Energética. Esta barrena de perforación se ajusta de manera autónoma a las condiciones de fondo del pozo, permitiendo una perforación más suave, rápida y por ende extendiendo la vida útil de la herramienta.

Esta tradición de innovación se refleja en constantes avances tecnológicos, ¿qué ofertas tiene Baker para los asistentes al Congreso Mexicano del Petróleo en Puebla?

Adicional a los avances tecnológicos anteriormente señalados, estaremos promocionando otras nuevas tecnologías recientemente lanzadas, así como nuestros casos históricos donde se señalan los éxitos en Perforación y Terminación y sistemas de producción de Pozos en México, desde casos puntuales y específicos con aplicación de tecnologías y metodologías, hasta los éxitos alcanzados en servicios integrados costa afuera donde Baker Hughes tiene

una amplia experiencia con aplicaciones alta presión y alta temperatura (HP/HT).

Reducir costos es sin duda uno de los objetivos de la innovación tecnológica en el sector petrolero y en cualquier otro, ¿cómo lo logra Baker, nos señala algunos ejemplos?

Sin duda uno de los componentes para lograr eficiencias que permiten tanto reducir tiempos, como también mejorar los procesos es el uso de nuestras innovaciones tecnológicas; la era digital y las mejoras aplicadas a la manufactura es otro componente que logra extender las capacidades y alcances de nuestros productos y servicios, pero es finalmente la calidad del personal que labora en Baker Hughes lo que permite comprender y exceder las expectativas de nuestros clientes, basados en nuestro estricto y reconocido (por la industria) programa de competencias por especialidad, enfoque en la seguridad y valores centrales con vasto conocimiento del mercado Mexicano lo que nos permite minimizar o eliminar costos no deseados y tiempos no productivos. A este último componente me permito realzar que el contenido local es amplio, dados los años que Baker Hughes ha estado presente en la industria Mexicana Uno de los grandes retos para el mercado petrolero mexicano es la perforación en aguas profundas, algo que nunca se había realizado por parte de empresas privadas, ¿qué soluciones ofrece Baker para éste tipo de actividades?

Definitivamente tenemos muchas opciones, como he mencionado anteriormente, y estas solo son una parte del portafolio completo de soluciones que Baker Hughes estará aportando. En forma breve podemos comentar que con muchas de ellas hemos y estamos trabajando a nivel mundial por lo

que las soluciones que ofrecemos permiten mejorar tanto el desempeño operacional como financiero de estas empresas privadas.

Unos días previos al Congreso Mexicano del Petróleo, anunciaron un novedoso servicio de fracturación en aguas profundas, (DEEPFRAC), ¿nos explica brevemente en qué consiste y sus ventajas?, al parecer ahorra mucho dinero a sus usuarios.

DEEPFRAC™ es nuestro revolucionario servicio de fracturamiento multi-etapas para Aguas Profundas. Este servicio puede ahorrar a los operadores cientos de millones de dólares en los desarrollos offshore a través de eficiencias sin precedentes en las fases de terminación de pozos. ¿Cómo lo logra? Usando camisas multi-posiciones y tecnología patentada de flowback control, el servicio acelera o elimina ciertos pasos de las operaciones de terminación multi-zona convencional y permite la estimulación rápida de 20 o más etapas. Esto se traduce a tener un contacto significativamente mayor con el yacimiento, generando ahorros de OPEX de millones de dólares.

Baker Hughes es una empresa que se desempeña en la industria de pozos de perforación de gas y petróleo, ¿Cuáles son los beneficios que la reforma energética le aporta?

Un portafolio más amplio de clientes y oportunidades en todas las etapas de la industria energética. ¿Es la reforma energética de México lo que esperaba una empresa como la suya para incrementar su presencia y negocios en el país?

Baker Hughes ha estado presente en México por más de 35 años, y durante todo este tiempo hemos crecido y evolucionado a la par con la industria Mexicana y sus necesidades, hoy la reforma energética es parte de

esta evolución, la cual viene acompañada de nuevos y diferentes retos a los anteriormente expuestos, por lo tanto nos permite seguir en línea con nuestros planes de expansión y aporte de soluciones acorde a las necesidades energéticas de nuestro país.

Considerando el nicho de mercado, ¿Baker Hughes apostará más por México ahora que estamos frente a un nuevo mercado petrolero?

No hemos dejado de apostar, sin embargo más que apostar es valorar el potencial de lo que hemos logrado en todos estos años y lo que podemos seguir logrando a futuro. Siempre que haya oportunidades y estas sean relaciones de crecimiento seguro mantendremos nuestra posición en el mercado Mexicano.

Exploración y perforación en aguas someras o profundas, ¿cuál es la apuesta principal?

Las dos. Por qué limitarnos. ¿Ofrecerá otro tipo de servicios en México?

Todo es posible, nuevas cosas seguirán surgiendo y las pautas las va dictando el mercado. ¿Qué posición ocupa nuestro país para Baker Hughes en sus portafolios de negocios globales?

Es un mercado con mucho potencial que de poder contar con relaciones de crecimiento será uno de los principales en un futuro, de eso no tengo duda. Lo principal es que hoy en día en especial este último año está cada vez más presente y visible en nuestra organización.

Hablemos del mercado petrolero global, fundamental para su negocio, ¿cómo lo ven en el corto plazo, en cuanto al precio del petróleo?

Sabemos que la oferta y la demanda siguen estando desbalanceadas, y no vemos cambios fundamentales que permitan un aumento inminente de los precios del petróleo; por lo que las compañías mantienen su operación en aquellas áreas donde los costos por pozo les sean menores hasta alcanzar un precio sostenible que ronde cerca de los USD$50.

Es por ello que vemos oportunidades para nosotros a través de nuestros diferenciadores en innovación tecnológica y eficiencia operativa radical.

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De hecho, recientemente este sistema ha logrado records de perforación resultando en más altos ROP, metrajes mayores y alcanzando efectivamente las zonas productoras en las formaciones más complejas del mundo.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

ÓSCAR VÁZQUEZ SENTÍES MIEMBRO DE LOS CONSEJOS DE ADMINISTRACIÓN DE GRUPO DIAVAZ

GENERAR VALOR DE LARGO PLAZO, CLAVE DE LOS PROVEEDORES CONFIABLES PARA MANTENER EL ÉXITO EN UNA INDUSTRIA ENERGÉTICA EN TRANSICIÓN COMO LO ES LA MEXICANA, GRUPO DIAVAZ COMPARTIÓ SUS EXPERIENCIAS Y VISIÓN AL FUTURO, EN EL MARCO DEL CONGRESO MEXICANO DEL PETRÓLEO 2017.

En Diavaz apoyamos fuertemente al CMP, en el que hemos participado por muchos años.

En esta ocasión mostraremos las actividades y los proyectos que desarrollamos exitosamente durante el último año, así como algunas tecnologías que hemos aplicado en todas nuestras divisiones, demostrando una vez más que Diavaz es un jugador de la industria de la energía en México con gran proyección a futuro”

Foto: E-Media

G

rupo Diavaz es una de las empresas que más tiempo lleva operando en México, con casi 45 años como testigo de la gran transformación del sector energético nacional. Como cada año, este Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) servirá para demostrar las actividades y proyectos que la empresa ha desarrollado con éxito en los últimos meses, así como algunas de las tecnologías más sobresalientes en este sentido.

En entrevista para Global Energ y, Óscar Vázquez Sentíes, Miembro de los Consejos de Administración del Grupo, reconoce que el escenario para este evento es completamente nuevo, y puede valerse de ventajas competitivas como el amplio conocimiento que tiene Diavaz sobre los mercados internacionales, ahora incursionando en la industria nacional.

“Diavaz es una empresa 100 por ciento mexicana, pero a lo largo de nuestra trayectoria hemos tenido oportunidad de conocer todas las diferentes

formas de actuación de los países a los que pertenecen las compañías con las que nos hemos asociado. Una de nuestras grandes fortalezas es que perdimos el miedo de abrirnos al mundo y nos asociamos con grandes jugadores en países como Brasil, Japón y Noruega, por mencionar algunos”.

Para Óscar Vázquez, este análisis de los ambientes energéticos mundiales sirve para augurar un sector menos complejo en el plano nacional, pues una sola empresa no puede aprovechar todas las oportunidades energéticas que alberga un país, especialmente en un sector donde las actualizaciones tecnológicas avanzan a pasos agigantados.

Aún con ello, reconoció la labor que Petróleos Mexicanos hizo en su papel monopólico y que hoy mantiene como un importante competidor del sector. “Pemex ha sido fundamental para el desarrollo del país desde el siglo pasado y durante este. Ha dado a México una proyección ante el mundo que sin él no pudiera ser. Ahora se nos presenta un escenario más amable y con más clientes, que esperamos sean más cada día”.

Dijo que este nuevo sector abre oportunidades de negocio infinitas a lo largo de toda la cadena de valor, equiparables incluso con el Tratado de Libre Comercio firmado hace más de 20 años con Canadá y Estados Unidos. “Yo estoy convencido de esto.

Con la participación de Diavaz en múltiples estados de la República, he podido atestiguar que la derrama económica regional es inmensa; son zonas con pro-

blemas de empleo como Tamaulipas, Nuevo León, Coahuila, y Veracruz, donde las petroleras que van a llegar de todo el mundo ofrecerán trabajo digno de largo plazo a muchas personas”.

Para las nuevas empresas que lleguen a cubrir estas necesidades, recomendó estudiar el sector con mucho detalle; es decir, analizar la energía y los servicios para la producción de gas y de petróleo no solo técnica sino administrativamente. Asimismo, llamó a planear a largo plazo, de manera que se deje de pensar en proyectos individuales para convertirse en proveedores confiables.

“Tienes que cobrar lo justo, capacitarte, contar con tecnología de punta, y hacerlo con visión a largo plazo.

Ese es uno de los pilares que ha sostenido a Diavaz: vimos en Pemex a un cliente para desarrollarse con él, y durante estos años hemos vivido muchos cambios que nos han otorgado la flexibilidad que hoy tenemos”.

Por otro lado, reveló que después de haber analizado la participación de nuevas empresas, definieron que el sector financiero tiene que entrar subordinado a la parte técnica, y que es importante invertir en equipo humano más que en maquinaria; asimismo, destacó como prioritario realizar una capacitación de personal ordenada, sistemática y contundente.

“La fortaleza más grande que tiene Diavaz es haber identificado, capacitado y formado grupos de trabajo en la república para proyectos energéticos.

No producimos gas o petróleo: tenemos grupos de trabajo bien capacitados que hacen proyectos energéticos, así es como nos definimos. Además, estoy muy orgulloso de que ya hicimos el primer curso de la universidad Diavaz, donde capacitamos a 20 ingenieros de las nuevas universidades de México”.

Finalmente, destacó que para enfrentar los cambios tecnológicos inminentes de la industria se debe establecer un sistema de costos acorde a este panorama, y la herramienta para lograrlo es la ingeniería.

Esto responde al movimiento estratégico mediante el cual la empresa constituyó Mustang Diavaz, que en conjunto con Wood Group le permitirá capitalizar las oportunidades de la reforma energética, y que conjunta la experiencia de ambas empresas para enfrentar el futuro de la industria.

Estudiar al sector energético, abrirse a los mercados en un sector totalmente estratégico hacia el mundo entero, trabajar con proyectos a largo plazo, generar valor tanto para los accionistas como para el país y los trabajadores, y trabajar siempre con confianza y visión, son las recetas para quienes tratan de integrarse a este mercado.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

GUSTAVO HERNÁNDEZ GARCÍA DIRECTOR DE ASOCIACIONES Y ALIANZAS ESTRATÉGICAS DE PEMEX

FOMENTAN ASOCIACIONES DINAMISMO HACIA UNA INDUSTRIA MÁS RENTABLE PEMEX LLEGA AL CMP 2017 CON UN NUEVO ENFOQUE, DONDE COMO EMPRESA PRODUCTIVA DEL ESTADO DEMUESTRA QUE EL TRABAJO REALIZADO DESDE LA PROMULGACIÓN DE LA REFORMA ENERGÉTICA HA RENDIDO FRUTOS Y HOY AVANZA EN EL CAMINO CORRECTO EN BENEFICIO NO SOLO DE PETRÓLEOS MEXICANOS, SINO DE LA INDUSTRIA Y DEL PAÍS.

Foto: Pemex

E

l Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) es el foro más importante para el sector petrolero nacional, y desde ese punto de vista abre a Petróleos Mexicanos (Pemex) una inmensa oportunidad para interactuar con sus pares en la industria, así como con los prestadores de servicios y con la academia, todo en un mismo evento.

De acuerdo con Gustavo Hernández García, director de Asociaciones y Alianzas Estratégicas de Pemex, este 2017 es emblemático porque a diferencia de años anteriores, ahora ya está materializada al menos una asociación a través de farmout por licitación (con la empresa australiana BHP Billiton en el campo Trión).

“También estamos muy cerca de concretar una segunda asociación de un campo que venimos operando con los contratos de la reforma energética de 2008; se trata de un contrato integral de exploración y producción en el campo Santuario con la empresa Petrofac”, explicó en entrevista para Global Energy.

Lo anterior hace tangible el arduo trabajo que Pemex desempeña desde la promulgación de la reforma energética, a fin de dejar de ser el único operador autorizado en el país para explorar, producir, transportar, distribuir, y comercializar hidrocarburos. Es así que el CMP 2017 se desenvolverá en un entorno con nuevos participantes en estos ámbitos, y con un Petróleos Mexicanos enfocado en su reestructura hacia una mayor rentabilidad.

“En el Plan de Negocios que publicamos en noviembre de 2016 establecimos claramente la estrategia para buscar socios potenciales en aquellos campos en que nos interesa que traigan tecnología, experiencia, o que aporten capital para continuar con la producción de la reserva ya descubierta”.

Al mismo tiempo, detalló Gustavo Hernández, hay campos igualmente rentables y atractivos, donde el objetivo es que Petróleos Mexicanos mantenga su

Este 2017 estamos viendo la concreción de la Reforma Energética y demostramos que se están haciendo bien las cosas, que se puede trabajar con México, y que Pemex puede ser el socio preferente porque conoce la industria, sus cuencas geológicas, y los procesos de transporte de hidrocarburos”

operación y custodia al 100 por ciento. “Estamos trabajando en migrar del eje fiscal de asignaciones al régimen de contrato de exploración y extracción, lo cual representa un alivio fiscal para la empresa. Si demostramos que el ingreso fiscal no disminuye para el estado y en vez de eso se potencializa, tenemos la oportunidad de elegir cómo trabajar estos campos: en asociación, solos, o en contratos de servicios”.

Estas nuevas formas de operación, habilitadas a raíz de la Reforma Energética, acercan a la Empresa Productiva del Estado a su objetivo de operar en términos de rentabilidad hacia 2020, algo que de acuerdo con el directivo, se logrará con el esfuerzo compartido de todas las áreas de

MAYO 2017 I WWW.GLOBALENERGY.MX

SUPLEMENTO ESPECIAL

CMP 2017

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Yo invito a los colegas a asistan, aporten, y participen en el CMP 2017. Vamos a tener mesas redondas, conferencias, presentación de trabajos técnicos, exposición industrial; todo ello va a permitir el intercambio de conocimiento a diferentes niveles. Esta es una magnífica oportunidad para que los participantes de la industria coincidan, dialoguen, compartan experiencias, conozcan tecnologías y se acerquen más a esta apasionante industria petrolera”

Foto: E-Media

Petróleos Mexicanos, cada una con roles diferenciados pero de igual relevancia: La parte de exploración tiene el compromiso y el reto de seguir descubriendo, además de continuar analizando las cuencas asignadas en Ronda Cero; por su parte, las áreas de producción tienen esa responsabilidad con la reserva descubierta, mientras que la Dirección de Recursos Prospectivos, Reservas y Asociaciones tiene el objetivo de validar los recursos prospectivos y certificar que lo que descubren los colegas de exploración está de acuerdo con las estimaciones internas.

En el tema de asociaciones, detalló que preparan a toda la organización para trabajar en un

entorno en el que se valen de nuevos participantes en la industria, como el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP), la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) como brazo técnico de la Secretaría de Energía (Sener), y la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que establece las tarifas de los ductos que van a operar.

Gustavo Hernández explicó que todos los planes de la petrolera están alineados al Plan de Negocios 2017-2021, que es el eje rector del rumbo que quiere seguir la Empresa Productiva del Estado; en ese sentido, seguirán operando los campos asignados en la Ronda Cero, mientras buscan una

mayor eficiencia en aquellos cuya rentabilidad se ve comprometida o que tienen potencial para generar márgenes de utilidad mucho mayores si se atacan de manera diferente, con recursos frescos en el corto plazo e incluso buscando asociaciones, según las características de cada caso.

“En esta área hemos diseñado un mecanismo que nos permite modelar el comportamiento de todas las asignaciones y seleccionar cuáles van con socio, cuáles sin socio, cuáles con socio operador y cuáles con socio no operador. Para buscar socios, tenemos un plan que ya está muy detallado para 2017 y 2018, pero seguramente a la luz del análisis y de los estudios habrá campos en los que realicemos cambios. Esto se traduce en un proceso dinámico que nunca había tenido lugar en Pemex y que nos hace avanzar en la dirección correcta”.

Finalmente, Gustavo Hernández reconoció que existen también retos crecientes, como el que el equipo de Geociencias de la petrolera deba trabajar en ambientes más retadores, además de la redefinición de su proceso de procura, “estamos poniendo a prueba muchas cosas; estamos haciendo múltiples actividades al mismo tiempo, y creemos que vamos en el camino correcto. Hasta ahora las señales que hemos visto son favorables y estamos en la ruta que trazamos hace tres años cuando se firmó la reforma”, concluyó.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

JUAN JAVIER HINOJOSA PUEBLA DIRECTOR GENERAL DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (PEP)

MOSTRARÁ E&P MÁXIMOS AVANCES TECNOLÓGICOS EN EL CMP CONSOLIDAN ESFUERZOS PARA IMPULSAR EL DESARROLLO NACIONAL A TRAVÉS DE LA INDUSTRIA PETROLERA MEXICANA.

E

El Plan de Negocios 20172021 es el mecanismo que nos va a permitir dar viabilidad y sustentabilidad a Pemex en el mediano y largo plazos, y nos pone en la competencia para lograr estándares internacionales, ser muy competitivos y eficientes en todas las líneas de negocio tanto upstream como downstream”

l Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) es sin duda el evento más importante para la industria petrolera nacional, incluso equiparable con aquellos llevados a cabo en Estados Unidos, Asia o Europa. Para Juan Javier Hinojosa Puebla, Director General de Pemex Exploración y Producción (PEP), se trata de la máxima expresión de la tecnología, donde se pueden observar las nuevas experiencias que han tenido los diversos operadores mundiales en la parte del upstream.

“Nosotros como PEP exponemos principalmente trabajos técnicos, donde nuestros profesionistas muestran sus conocimientos o nuevos desarrollos respecto a explotación, exploración y manejo de hidrocarburos en las asignaciones donde trabajan. Es el foro donde el profesionista de la industria petrolera da a conocer lo que ha desarrollado en el transcurso de los últimos años: nuevas prácticas, modelos, simulaciones, nuevos esquemas de recolección o de transporte de hidrocarburos que benefician a la industria y que se traducen en rentabilidad y generación de valor”, explicó el directivo en entrevista para Global Energy.

En su edición 2017, el Congreso se llevará a cabo en un panorama de transformación derivado de la Reforma Energética, el cual, para Juan Javier Hinojosa Puebla, constituye un parteaguas en la industria, en donde Petróleos Mexicanos (Pemex) pasó de ser un monopolio a un operador más en la exploración y producción de hidrocarburos del país.

“Ese es un cambio trascendental en la industria, así como fue la expropiación de 1938. La reforma está a la vanguardia de todo lo que se realiza a nivel mundial; como ejemplo, logramos ya nuestro primer farmout en aguas profundas; licitamos y ganamos con otras dos compañías de orden internacional un bloque exploratorio en la ronda 1.4, lo que pone en relieve la importancia que tiene Pemex y sus técnicos. Estamos al nivel de las grandes en la parte de la exploración y producción de hidrocarburos”.

Para la Empresa Productiva del Estado, el beneficio reside en haberle abierto las puertas a la asociación con otras empresas para incorporar tecnología, nuevas prácticas, avances en aguas profundas y, en resumen, hacer las cosas diferentes para tener mayor rentabilidad y eficiencia.

En este marco, el director general de Petróleos Mexicanos, José Antonio González Anaya, presentó el pasado octubre el Plan de Negocios 2017-2021, donde la Empresa Productiva Subsidiaria es parte medular para en primera instancia estabilizar la producción petrolera, y posteriormente revertir la tendencia de la producción de hidrocarburos, mediante la restitución de reservas para mantener la competitividad y sustentabilidad de Pemex con dos ejes principales: la seguridad de los trabajadores, de sus instalaciones y el respeto al medio ambiente, además de la eficiencia y reducción Foto: e-Media de costos para ser más rentables.

“Este Plan de Negocios es el mecanismo que nos va a permitir dar viabilidad y sustentabilidad a Pemex en el mediano y largo plazos, y nos pone en la competencia para lograr estándares internacionales, ser muy competitivos y eficientes en todas las líneas de negocio tanto en upstream como downstream. En lo que a nosotros compete, necesitamos las mejores prácticas operativas en los estudios y en la explotación de las asignaciones que le quedaron a Pemex después de la Ronda Cero”.

El director general de Pemex Exploración y Producción detalló que el programa contempla la restitución de reservas hasta alcanzar 1,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), y posteriormente llegar a 1,500 MMbpce, todo ello en conformidad con su papel protagónico hacia la rentabilidad y eficiencia de los trabajos asignados en la Ronda Cero.

Otro de los puntos que marca el Plan de Negocios es buscar áreas de mayor atractivo en materia rentabilidad fuera del territorio nacional, como Sudamérica o el Golfo de México del lado estadounidense, para tener oportunidad de entrar en consorcios para la exploración o explotación de bloques, regiones o cuencas que otros países liciten.

Para ello, la incorporación de talento es trascendental y un punto en desarrollo desde hace

años, “tenemos alrededor de 350 nuevos ingenieros petroleros, geólogos y geofísicos en la industria en la parte de upstream. Existen muchas oportunidades dentro de PEP pero también en las demás empresas que existen actualmente con la apertura que nos dio la reforma energética. Se requieren esos perfiles, conocimiento y talento para la exploración y la producción, así que hay que seguirse preparando y desarrollándose como profesionistas dentro de la industria para que esta siga creciendo en este país”, expuso Juan Javier Hinojosa Puebla.

Finalmente, habló sobre su visión de la petrolera hacia un horizonte de cinco años, cuando aseguró que existirá una empresa fuerte, vigorosa y sustentable, cumpliendo con sus planes de ser referente internacional y nacional de la industria petrolera mexicana. “Tengo mucho ánimo y esperanza de que esto se va a lograr porque estamos trabajando mucho, con el liderazgo de nuestro director general y el apoyo de los entes normativos y reguladores: la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Secretaría de Energía (Sener), y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), entre otros. Todos estamos trabajando como un solo equipo para que esta reforma se consolide; ya empezó su implementación, ahora hay que buscar su consolidación”, concluyó.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

PEDRO VIRGILIO SÁNCHEZ SOTO SUPLENTE POR AUSENCIA DEL DIRECTOR GENERAL DE PEMEX PERFORACIÓN Y SERVICIOS

PEMEX PERFORACIÓN Y SERVICIOS ES UNA EMPRESA QUE GENERA VALOR; DIVERSIFICAMOS NUESTRO NEGOCIO LA INDUSTRIA PETROLERA MEXICANA NECESITA DESAPRENDER LAS VIEJAS PRÁCTICAS Y APRENDER LO NUEVO, BAJO EL ENTORNO DE LA REFORMA ENERGÉTICA Nos puede platicar brevemente sobre la importancia de un evento como el Congreso Mexicano del Petróleo para la industria petrolera del país Con gusto, hay una conocida expresión que dice que el conocimiento es el único bien que crece cuando se comparte.

Pero además el conocimiento es el recurso fundamental para generar valor sobre todo en la industria petrolera. El Congreso Mexicano del Petróleo le da a los profesionales de la industria la oportunidad de encontrar nuevas propuestas tecnológicas, formas de trabajo distintas, nuevas prácticas, le dan una mayor capacidad para atender y enfrentar los retos de su trabajo técnico día con día.

La reforma energética es un ajuste estructural importante para la economía y para el sector, ¿cuáles son sus impresiones respecto a esta reforma para el nacimiento de una nueva industria petrolera en México?

La reforma energética de hecho representa un verdadero paradigma para la industria y este paradigma es bastante distinto de lo que ha sido la industria petrolera en el pasado; con la reforma energética surgen nuevas empresas de servicio, nuevos operadores, empresas de distintas ramas empiezan a buscar su liga con la industria para identificar y aprovechar oportunidades de negocio, etc.

Pero nosotros esperamos por supuesto que con la reforma energética vengan también cantidades importantes de recursos que le hacen falta a la industria petrolera mexicana.

En este nuevo entorno, ¿qué nos puede platicar de la Empresa Productiva subsidiaria que dirige?

El caso de Pemex Perforación y Servicios creemos nosotros

que es emblemático, que es uno de los mejores ejemplos de lo que está sucediendo en la industria a partir de la reforma energética Pemex Perforación y Servicios pasó con la aplicación de las reformas de ser un área operativa de una empresa a ser en sí misma una empresa, una empresa que tiene la obligación de competir en el mercado abierto, de generar valor, de generar utilidad y de ser autosustentable.

Foto: E-Media

¿Cuáles son los proyectos que desarrolla en estos momentos Pemex Perforación y Servicios ya constituida como una Empresa Productiva Subsidiaria del Estado?

Pemex Perforación y Servicios está todavía en proceso de transición y la industria está en proceso de transición. En estos momentos el operador por excelencia en México es Pemex Exploración y Producción (PEP), nosotros tenemos la fortuna de ser un colaborador muy importante para esta empresa. Estamos con PEP en los proyectos más importantes, de tal forma que para nosotros en estos momentos los proyectos exploratorios y de desarrollo de PEP son los proyectos fundamentales a los que orientamos nuestro negocio.

Ahora, al interior de la empresa tenemos algunos proyectos, el más importante para nosotros en este momento es consolidar nuestras dos nuevas plataformas autoelevables; la plataforma Yunuen y la Kukulkan , son plataformas de reciente adquisición, de altas prestaciones, plataformas de perforación de última generación que nos dan una posición fuerte en el mercado y con las que estamos colaborando de manera muy efectiva con PEP.

¿Tienen contempladas asociaciones con otras empresas?

Sí por supuesto, incluso desde antes del arranque oficial de las operaciones de Pemex Perforación y Servicios ya veníamos trabajando en la identificación de oportunidades de asociación y colaboración con otras empresas. En la industria petrolera se maneja mucho un concepto, porque la industria petrolera es de ciclos muy marcados, entonces hay ciclos muy buenos y otros muy malos, en los que la industria entra en crisis y las empresas han aprendido a adaptarse ¿Qué mensaje puede mandar a los asistentes al Congreso Mexicano del Petróleo?

Nosotros estamos en la posición de hacer todo lo que esté en nuestras manos para aprovechar el evento, establecer comunicación con las empresas para conocer lo que ofrecen, para dar a conocer lo que nosotros podemos ofrecer, para que nuestros profesionales también vengan y conozcan y crezcan, vamos a presentar algunos trabajos, vamos a exponer a la industria algunos trabajos que hemos hecho y algunos logros que hemos conseguido.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

ARQ. JORGE DE DIOS MORALES DIRECTOR GENERAL, GRUPO DIARQCO

CMP 2017: TESTIGO DE LA INNOVACIÓN Y DIVERSIFICACIÓN TECNOLÓGICA ADICIONAL A SU CONOCIDO PORTAFOLIO DE SERVICIOS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN, BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO CON PRESIÓN, Y SERVICIOS A POZOS, GRUPO DIARQCO INTRODUCIRÁ SUS DIVISIONES QUÍMICA Y DE GEOCIENCIAS.

Foto: Grupo Diarqco

En un horizonte de cinco años pretendemos alcanzar el punto de equilibrio para buscar expandirnos allende las fronteras” Arq. Jorge de Dios Morales

Director General México, Grupo Diarqco

Foto: Grupo Diarqco

E

n respuesta a las crecientes necesidades de la industria energética, las empresas que sirven a ella se caracterizan por su evolución y desarrollo constantes. Tal es el caso de Grupo Diarqco, empresa mexicana que este año presentará en el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) un par de divisiones que llegan a complementar el portafolio que ha presentado en el evento en los últimos años.

“Con la idea de siempre innovar y mantenernos a la altura de las circunstancias, este año llevaremos la división de Geociencias, que involucra la caracterización estática y dinámica de yacimientos, para la cual hemos conformado un gran grupo de trabajo que incluye expertos nacionales y extranjeros”, adelantó

en entrevista para Global Energy el Arq. Jorge de Dios Morales, director general de la empresa.

Grupo Diarqco también presentará por primera vez en el máximo congreso petrolero del país sus servicios de inyección de productos químicos para limpieza de tuberías e infraestructura, así como para el control de agua, lo cual está proyectado para servir tanto a la iniciativa privada como a las dependencias gubernamentales. Dichas innovaciones se suman a la tecnología que ofrecen para la perforación y reparación de pozos, desarrollo de campos, construcción de infraestructura, arquitectura e ingeniería.

En estos ámbitos, la empresa acumula una experiencia de 25 años en una de las zonas más fructíferas para el sector de los hidrocarburos, misma donde nació y donde conserva su casa matriz: Tabasco. “Ahí fueron los inicios de la industria petrolera en México, y aunque ha tenido sus altibajos permanece como un área de negocio importante; la prueba está en las rondas de contratos petroleros, donde no dejan de salir campos maduros y diferentes oportunidades en toda la región”, detalló.

Es así que el conjunto de experiencia, innovación, y las oportunidades generadas a partir de la Reforma Energética han permitido a Grupo Diarqco pasar de ser prestadores de servicios a una empresa productora, lo que los convierte en una de las primeras firmas mexicanas en producir petróleo y gas después de Petróleos Mexicanos (Pemex), además de ser la primera tabasqueña en producir en suelo tabasqueño.

De acuerdo con el directivo, esta experiencia también los pone en el radar para participar en los farmouts para los que Pemex requiere el apoyo de empresas con experiencia de alta envergadura, “al estar dentro de un marco de derecho y de transparencia e igualdad hay mucho margen de oportunidad para empresas como la nuestra”.

Finalmente, aunque reconoció los planes para expandir sus operaciones, incluso más allá de las fronteras mexicanas, el Arq. Morales asegura que la coyuntura coloca a Grupo Diarqco en un momento favorable en el que la prioridad es desarrollar los campos actuales, sin perder de vista futuras sociedades para las rondas por venir.

Grupo Diarqco es la primera empresa tabasqueña que produce en suelo tabasqueño, estado donde nació hace 25 años.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

JAVIER VILLAMIZAR HEAD ORIGINATION LATAM DE GREENSILL CAPITAL

SERVICIOS FINANCIEROS NOVEDOSOS PARA UN SECTOR EN EVOLUCIÓN ANTE EL COMPLICADO PANORAMA INTERNACIONAL DE OIL & GAS, PETRÓLEOS MEXICANOS URGIÓ UN PROGRAMA INNOVADOR PARA BENEFICIO DEL BOLSILLO DE SUS PROVEEDORES, EL CUAL YA ARRANCÓ CON ÉXITO Y HA DADO FRUTOS A DIVERSAS EMPRESAS EN MÉXICO.

G

reensill Capital es una firma independiente de servicios financieros; así como un grupo de inversionistas especializado en finanzas de comercio estructuradas, optimización de capital de trabajo y financiamiento de ventas para compañías con y sin grado de inversión de todo el mundo.

Al respecto, Javier Villamizar, head origination LATAM de Greensill Capital comentó que funcionan como una Asociación Financiera especializada en cadenas productivas a nivel mundial en diferentes verticales. Particularmente en la industria de energía, dijo, tienen varios clientes, entre ellos Petróleos Mexicanos (Pemex), con la cual iniciaron colaboración a mediados de 2015, momento en que se gestionó la idea de extender términos de pago con sus proveedores.

En entrevista para Global Energy, explicó que el proveedor tiene gastos fijos, y el que Pemex o cualquier empresa le pague a 180 o 120 días, genera que el dinero no pueda ser trasladado directamente a sus empleados o proveedores.

“Nosotros proveemos una alternativa; una herramienta para que los proveedores puedan descontar sus facturas y recibir el pago de éstas tan pronto como lo

Foto: Bigstock

quieran hacer. Lo anterior, se conoce en el mercado como estrategia de Factoring. Actualmente, existen muchos proveedores de este tipo de negocio, pero nuestra diferencia fundamental es que en el momento en que se descuenta una factura con nosotros, no existe ningún recurso contra ti. Es decir, entregamos el dinero sin importar lo que ocurra con Pemex”.

Luego de ello, explicó, Greensill hace el descuento sobre 100% de la factura: “si la factura es de $100 pesos, hacemos un descuento y te pago 98 con 50, por

Una vez que se ingresa una factura a lo que llaman la bóveda electrónica de Pemex, en 24 horas es posible entrar a descontarla y el dinero está 24 horas después.

ejemplo. Dicho descuento está calculado basado en el perfil de crédito de Pemex. La ventaja que esto tiene es que a medida que la situación de la compañía mejore, y su perfil de crédito sea mejor, ese costo disminuirá para los proveedores”.

Por tal motivo, subrayó que la situación financiera del proveedor resulta irrelevante, ya que no depende de él sino de Pemex. “Desde empresas pequeñas hasta las que le venden plataformas, que tienen perfiles de crédito muy diferentes, pagan lo mismo”.

En cuanto a la accesibilidad para ser candidatos al programa de Greensill, Villamizar enumeró tres condiciones “muy simples”: ser una empresa legalmente establecida en México, ya sea como nacional, subsidiaria o sucursal de una empresa extranjera; tener un contrato con Pemex donde sus facturas estén denominadas en dólares, y afiliarse al programa de cadenas productivas

SUPLEMENTO ESPECIAL

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Foto: E-Media

Democratizamos el acceso a un descuento de facturas sin importar el tamaño del proveedor”. de Nacional Financiera. “Vamos a diseñar una extensión del programa para facturas denominadas en pesos, pero estará disponible para el segundo trimestre del año”, adelantó.

CASOS DE ÉXITO

A decir del entrevistado, existen proveedores de partes, válvulas, hardware, equipos de compresión de gas, de seguridad industrial y alarmas contra incendios, por mencionar algunos, que no fabrican producto en México, sino que se lo compran a otra en Europa o Estados Unidos con unos términos de pago fijos.

Dicho perfil, señaló, encaja perfecto en los programas de la compañía a la que pertenece. Por otro lado, compañías que prestan a Pemex servicios navieros, barcos, plataformas, tanqueros o cualquier producto o servicio que implique una gran inversión para mandar construir esas embarcaciones, tienen un pago mensual o trimestral de Pemex que les permite amortizar el costo del barco. Aunado a ello, la parte operativa que implica 1000 personas en tripulación y gasolina, la cual tiene que ser pagada en 30 días, mientras Pemex paga en 180, es un modelo de negocio “cae muy bien” dentro del de Greensill.

CON MIRAS AL CRECIMIENTO EN TERRITORIO MEXICANO

Javier Villamizar abundó que Greensill es una compañía fundada hace siete años en Inglaterra: “nosotros tenemos unos inversionistas que colocaron el dine-

ro inicial de la compañía y durante dicho periodo comparamos un banco en Alemania que se llama Greensill Bank. Esa es una de nuestras fuentes de financiamiento, nosotros recibimos depósitos de gente en éste país, y el gobierno nos permite utilizarlo para fondear nuestros programas de cadenas productivas”.

Cuando ese dinero se acaba, agregó, tienen otras fuentes de financiamiento: un inversionista en la empresa GAM (Global Asset Management), un fondo de inversión suizo que tiene una cantidad de dinero disponible para los programas de Greensill, y cuando éstos tienen una capacidad o tamaño muy grande, cuentan con un escritorio de distribución llamado Sindication, donde lo que hacen es llamar a un conjunto de instituciones financieras a nivel mundial para vender participación en sus programas. “Estamos hablando de bancos tradicionales, inversionistas en fondos de riesgo e inversionistas específicos que compran, por ejemplo, bonos.

6%

costo de financiamiento anual.

Por último, el directivo agregó que su programa en México está arrancando con Pemex, y su objetivo es extenderlo a otras empresas. “Estamos en conversaciones con empresas como la CFE; las nuevas entrantes en las zonas de petróleo del Golfo; con empresas de generación de energía eólica y solar. “Nuestra estructura aplica muy bien dentro del mercado de la energía; nos interesa que las empresas que están empezando a competir en el mercado energético, nos vean como una posibilidad para ofrecer a sus proveedores un programa similar”, concluyó. .

Foto: Bigstock

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

ENTREVISTA:

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

DAVID MADERO SUÁREZ DIRECTOR GENERAL CENAGAS

GAS NATURAL, PALANCA DEL DESARROLLO NACIONAL A MENOS DE TRES AÑOS DE SU CONSTITUCIÓN, EL CENAGAS HA EMPEZADO A TOMAR FORMA COMO GESTOR TÉCNICO QUE A LA VEZ BUSCA SER UN TRANSPORTISTA CONFIABLE, EFICIENTE Y SEGURO PARA GASIFICAR A MÉXICO. - -POR KATHYA SANTOYO

En general se busca que los ductos cada vez más viejos sean cada vez más confiables. Eso es complicado y para ello se necesita un mantenimiento también cada vez mejor“

E

l gas natural será el combustible más importante para el desarrollo de México en los próximos 20-25 años, y como tal, es prioritario redoblar esfuerzos desde ahora para solventar los retos que conlleva su creciente penetración en el mercado, el principal: su transportación confiable, eficiente y segura.

Mientras que los ductos del pasado solo tenían el objetivo de llevar la molécula de un punto a otro, en el Siglo XXI se trata de que los usuarios cuenten con el gas en el momento y lugar necesarios, por lo que el paradigma de negocio tiene hoy que ver con el almacenamiento y capacidad de reacción, concepto que se resume en flexibilidad.

En entrevista para Global Energy, el director general del Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas), David Madero Suárez, habló sobre las necesidades derivadas del reemplazo de combustóleo por gas natural en la generación de electricidad, lo que se traduce en una creciente demanda del insumo.

“Tenemos dos retos principales para garantizar su abasto: visualizar qué requiere el país hacia el futuro y licitar gasoductos. Trabajamos intensamente para a partir del verano de 2016 tener la autorización de la Secretaría de Energía para licitar los gasoductos que ésta considere; adicionalmente, estamos comprometidos con un Plan Quinquenal para optimizar el pronóstico de la oferta de gas seco ya procesado que pueda entrar a los ductos de México, así como la importación del gas requerido y la capacidad de que no solo entre al país, sino que llegue a todos los puntos de demanda”.

Al respecto, el directivo reconoció la importancia de eventos como el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) para observar los avances tecnológicos, que son medulares para la industria, “aunque los adelantos más fuertes están actualmente en exploración y producción, en la parte de ductos siempre hay mejoras que aprovechar. Por ejemplo, los

drones han ayudado a contar con una visión mucho más rápida de lo que pasa en las instalaciones, y eso incluye la parte de midstream”.

Explicó que el tipo de información que se puede obtener sobre los ductos ha evolucionado significativamente gracias a herramientas como diablos instrumentados y sistemas de control y adquisición de datos, “creo que el futuro será contar con un muy sofisticado manejo matemático estadístico de integridad de ductos; Foto: E-Media del mantenimiento basado en riesgos, y de dirigir las acciones de la manera preventiva más acertada posible para evitar mantenimientos no programados y así transportar la mayor cantidad de gas de manera continua”.

Dicha tecnología redundará en mayor confiabilidad y seguridad, mismas que redundan en eficiencia. De acuerdo con el directivo, esa es la única manera de no sacrificar una variable a costa de las otras, “si quiero que los gasoductos funcionen todo el tiempo, quizás sacrifique algo de seguridad; si quiero mucha seguridad tengo que gastar mucho y quizás estoy sacrificando eficiencia, pero cuando hay un cambio tecnológico que nos ayuda a lograr que las tres cosas mejoren al mismo tiempo, esas son las innovaciones que nos interesa ver en eventos como el Congreso Mexicano del Petróleo”.

Reconoció que para ayudar al objetivo del Cenagas de ser un transportista eficiente, confiable y seguro se requieren inversiones significativas. Tan solo este año se dedicó un presupuesto de $1,600

millones de pesos que servirán para realizar reparaciones necesarias, posteriormente se renovarán algunos equipos y finalmente se harán rediseños sobre la infraestructura heredada de Petróleos Mexicanos (su operador actual).

Cabe destacar que además de su papel como transportista, el Cenagas se desempeña como gestor técnico; es decir, maneja el SISTRANGAS desde el punto de vista comercial y operativo, con un solo sistema. “Esta es una función nueva y tenemos planeado consolidarla hacia 2018, logrando que se emita toda la regulación requerida y que el gestor técnico sea capaz de integrar operativamente a varios sistemas, reduciendo los problemas entre ellos y operando de la mejor manera posible”.

Actualmente, el Centro supervisa de manera cercana la operación que realiza Pemex, en preparación para hacerlo con recursos propios en pleno cumplimiento de los programas de mantenimiento y confiabilidad.

El Cenagas busca visualizar con cinco años de anticipación los proyectos que requiere el país para detonar el interés de los empresarios y crecer la red de gasoductos.

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CMP 2017 SUPLEMENTO ESPECIAL

WWW.GLOBALENERGY.MX I MAYO 2017

LA SALA PAHUATLÁN SERÁ LA SEDE DE ESTAS SESIONES

GEOFÍSICA Y GEOLOGÍA COMO CADA AÑO, EL CONGRESO MEXICANO DEL PETRÓLEO DEDICA IMPORTANTES ESFUERZOS A REUNIR UN EXTENSO PROGRAMA TÉCNICO DE ALTO NIVEL PARA DEMOSTRAR LOS MÁS RECIENTES TRABAJOS DE LOS INGENIEROS EN PRO DE UNA INDUSTRIA MÁS EFICIENTE Y SUSTENTABLE.

D

entro del apartado de Geología y Geofísica, se contará esta vez con casos de estudio en áreas que van desde estructuras compresivas inducidas por sal, yacimientos fracturados vulgares, hasta campos maduros, rocas carbonatadas, aguas someras, y geologías complejas, por mencionar algunas.

Entre las tecnologías que se expondrán a detalle en el marco de las conferencias técnicas están los neu-

Foto: Shutterstock

trones pulsados extremos, que penetran en la capa envolvente y pierden su energía al colisionar con la muestra del suelo, interactuando así a modo de colisiones inelásticas o por captura radiactiva, de manera que es posible identificar la huella espectral de los elementos para analizar su composición química.

Importantes exponentes de la industria a nivel mundial explicarán cómo redujeron los tiempos de trabajo en pozos exploratorios en formaciones terciarias. Tal es el caso de la implementación de nueva tecnología en barrenas para tubería de revestimiento de aleación perforable que mejoró la eficiencia en la construcción de pozos, al dar mayor estabilidad y menores pérdidas de fluido.

Se trata de una barrena de PDC fabricada especialmente para perforar pozos verticales o tangenciales hasta la profundidad total (TD) en una sola carrera. Destaca en este caso de estudio a presentarse en el CMP 2017 la perforación con un diámetro de barrena que nunca había sido utilizado, ni en México ni en el mundo, lo que coloca a la nación una vez más como referente internacional.

Se hablará también de la integración de diferentes técnicas de atributos sísmicos con información geológica y petrofísica para la disminución de la incertidumbre en la caracterización de un yacimiento; otro tema importante explicará la relación de las texturas en rocas carbonatadas en la geometría y propagación del fracturamiento.

La adquisición electromagnética de fuente controlada (CSEM) es otra tecnología que sirve para realizar trabajos exploratorios más eficientemente y en consecuencia reducir el riesgo exploratorio y

las inversiones en materia de descubrimiento y desarrollo de reservas, al integrar información sísmica, electromagnética y de gravedad.

Asimismo, los expertos detallarán cómo identificar áreas de oportunidad en rocas carbonáticas mediante interpretación sísmica cuantitativa, un efectivo método para aumentar la certidumbre a largo plazo, al cuantificar los parámetros más importantes del subsuelo dentro del marco de interpretación geométrica.

Esta tecnología sirve para mejorar los resultados de la perforación al permitir una caracterización precoz de las propiedades del yacimiento, pues facilita la identificación del tipo de roca, litología, propiedades del yacimiento y del fluido; propiedades elásticas y geomecánicas, y así evaluar la probabilidad de éxito una perforación determinada.

El método de inversión de Forma de Onda Completa, o FWI por sus siglas en inglés, ha ayudado a mejorar la toma de imágenes en el área del Cinturón Plegado Perdido por su capacidad para calcular las velocidades de las ondas sísmicas horizontales y verticales de la geología comprendida entre la superficie y los objetivos de interés. El resultado es una imagen de velocidades en profundidad que revela la información estructural y depositacional buscada.

A diferencia de la migración convencional, la inversión FWI es un método de construcción de un modelo de velocidad que busca reproducir el campo de ondas registrado completo, generado a medida que las ondas sísmicas viajan a través de la Tierra y encuentran cambios en las propiedades de la geología del subsuelo.

Los yacimientos naturalmente fracturados serán también objeto de estudio, en específico, se analizará un modelo resistivo en paralelo aplicado al cálculo de saturación de agua en este tipo de yacimientos, de los cuales proviene la mayor parte de la producción de hidrocarburos en México, pero que no por eso dejan de representar grandes retos en el proceso de evaluarlos, modelarlos y predecir su comportamiento.

Este tipo de yacimientos requieren que se lleven a cabo estudios integrales sistemáticos sobre una estricta y efectiva conjugación de información estática y dinámica, conjugando distribuciones de permeabilidades, heterogeneidades y zonas preferenciales de flujo; información litológico-petrofísica validada con modelos sedimentarios, de fracturas en núcleos y datos sísmicos, datos de producción, etcétera.

Del mismo modo, la Formación Cupido, sistema carbonatado desarrollado en el noreste de México, será objeto de estudio en el Congreso Mexicano del Petróleo 2017, donde se analizará la relación de su porosidad con las rocas del Cretácico Inferior de Cantarell, aun el campo petrolero más grande del país, ubicado a 85 kilómetros de Ciudad del Carmen, Campeche.

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PETROBAL CUENTA CON EL RESPALDO DEL GRUPO BAL

QUEREMOS SER LO SUFICIENTEMENTE GRANDES PARA COMPETIR: CARLOS MORALES GIL “CREEMOS EN LAS ASOCIACIONES COMO UN ESQUEMA PARA DISMINUIR LOS RIESGOS Y POR SER LA INDUSTRIA PETROLERA MUY INTENSIVA EN CAPITAL” - -POR ANTONIO SANDOVAL

P

etrobal es la empresa mexicana más joven del sector petrolero mexicano, con apenas dos años, nace con el respaldo del Grupo Bal, corporativo que acumula más de un siglo de presencia en diferentes sectores de la economía mexicana.

Con visión de largo plazo, apuntando al éxito en un mercado que la empresa sabe que es sumamente competido, el director general de Petrobal, Ingeniero Carlos Morales Gil, señala con plena seguridad: en Petrobal queremos ser en términos de producción lo suficientemente grandes para destacar y en términos de costos lo suficientemente chicos para competir.

“Queremos ser un generador de valor eficiente para el inversionista, no podemos perder de vista que es él quien arriesga su capital y eso siempre hay que respetarlo, eso es lo que mueve a esta industria”.

En charla con Global Energy, el Ingeniero Morales comparte la visión de la empresa y el camino que ha recorrido en estos dos años de historia en la industria petrolera mexicana.

“Fundamentalmente Petrobal nace de la intención y del compromiso que tiene el Grupo BAL con México, de su interés por continuar participando como lo ha hecho por más de 100 años en los diferentes sectores de la economía mexicana. Como sabemos grupo BAL tiene una participación muy importante, muy relevante, en minería, en los temas financieros del país, en los temas de retail, y en la educación con la presencia que tiene en el ITAM, una de las instituciones de mayor prestigio en México”.

Es así como a raíz de la posibilidad que brinda la reforma energética el Grupo BAL decidió participar en la industria petrolera mexicana.

LLEGAMOS PARA QUEDARNOS

Ante la pregunta de si la compañía que dirige ha llegado a la industria petrolera mexicana para quedarse, Carlos Morales Gil responde.

“Petrobal no es una empresa que nace para especular, es una compañía que se conforma para participar en la industria, para ser un jugador relevante en la industria petrolera y poder contribuir al crecimiento energético y petrolero de México.

Pese a sus apenas dos años de presencia, Petrobal ha participado ya en diferentes proyectos, el directivo nos explica algunos.

“Obviamente una de las vertientes que ofrece la reforma es la de participar en la parte de “aguas arriba”, exploración y producción, a través ya sea las licitaciones que ha emitido el gobierno a través de la Secretaría de Energía en donde ofrecen bloques o campos para explorar y extraer crudo, y por otro lado también en los farmouts en donde Pemex está reduciendo su participación y eso le permite a la industria privada participar en la exploración y explotación de recursos petroleros”.

“En ese sentido, Petrobal ha participado en las primeras tres licitaciones de la primera ronda (1.2, 1.2 y 1.3), con éxito en la 1.2 en donde participamos junto con Fieldwood Energy, empresa norteamericana, en un bloque que contempla dos yacimientos que ya fueron descubierto por Pemex en el pasado pero que requieren ser “evaluados”, es decir, cuantificados en toda su extensión y una vez cuantificados hacer ya el plan de desarrollo.

La compañía se encuentra inscrita en la licitación 2.1, que es de aguas someras y en la 2.3 que es terrestre”.

ASOCIACIONES AYUDAN A REDUCIR RIESGOS

El Ingeniero Carlos Morales Gil nos explica porque son tan relevantes las asociaciones en la industria petrolera en general, y en Petrobal en particular.

“Sin duda una de las estrategias que nosotros hemos planteado es la de buscar asociaciones siempre, por diferentes razones. Una de las principales es porque la industria petrolera es muy intensiva en capital y obviamente también muy intensiva en talento y hay que buscar esas dos sinergias”.

“Estamos convencidos de que hay que buscar una combinación o una división del riesgo en el tema de capital y por el otro lado sinergias. Nadie en este mundo es poseedor de la verdad absoluta y obviamente se requiere tener diferentes puntos de vista a la hora de analizar proyectos petroleros, sobre todo por la incertidumbre que siempre caracteriza a los mismos, por su incertidumbre asociada a los riesgos. Sin duda unos de los más importantes

Foto: e-Media

son los riesgos geológicos y los riesgos operativos de los diferentes tipos de proyectos, entonces hay que tener las sinergias necesarias, nosotros creemos en eso, para poder competir en este negocio”.

Petrobal no es una empresa que nace para especular, es una compañía que se conforma para participar en la industria, para ser un jugador relevante en la industria petrolera y poder contribuir al crecimiento energético y petrolero de México”

EVOLUCIÓN, PALABRA CLAVE PARA LOS ASISTENTES AL CONGRESO MEXICANO DEL PETRÓLEO

Una de las grandes ventajas de ser una empresa nueva es que le permite ir adquiriendo procesos, tecnologías, capacidades, de una manera sustentable, ordenada y algo muy importante en este sentido es que lo que uno adquiere en un determinado momento no debe quedarse estático, tiene que evolucionar y eso es una de las grandes ventajas que ofrece el CMP, permite a las empresas hacerse llegar de nuevas tecnologías, hacer relaciones, hacer “un tendido de redes” con otros participantes, sinergias, posibilidades de asociación, de compartir riesgos, eso es lo que da motivo a una empresa en constante evolución, señala.

“No importa ser nuevo, tiene uno que pensar desde ya en que tendrá que evolucionar; entre los objetivos que nosotros perseguimos es el de mirar hacia delante de una manera proactiva que nos permita posicionarnos en la vanguardia con los temas que la industria demanda”, refiere Morales Gil.

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ENTREVISTA:

CARLOS KOIFFMAN VINOKUR VICEPRESIDENTE DE OPERACIONES LASA, WOOD GROUP

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ALEJANDRO LUPIAÑEZ VICEPRESIDENTE MÉXICO AUTOMATION AND CONTROL, WOOD GROUP

OIL & GAS, CIMIENTO PARA UN PORTAFOLIO TECNOLÓGICO INTEGRAL ISI MUSTANG ES AHORA WOOD GROUP, UNA COMPAÑÍA QUE UNIFICA A DIFERENTES SOCIOS ESTRATÉGICOS PARA CONVERTIRSE EN UN INTEGRADOR DE SISTEMAS, SOCIO Y PROVEEDOR TECNOLÓGICO ALTAMENTE RECONOCIDO.

Foto: E-Media

A

raíz de la caída en los precios del petróleo, el contexto internacional de negocios se ha enfrentado a una importante transformación, que mientras para algunas empresas ha resultado en pérdidas, para otras se tradujo en nuevos mercados de trabajo.

Para Carlos Koiffman Vinokur, Vicepresidente de Operaciones LASA; y Alejandro Lupiañez, Vicepresidente México Automation and Control, de Wood Group, la temporada turbulenta que se vivió en el mercado del petróleo y gas fue previsible, antelación que sirvió para que la empresa identificara una fuerte necesidad de reposicionamiento, que eventualmente la llevara a contar con presencia en todos los estratos del sector energético.

Bajo esa premisa, Wood Group comenzó a amoldar su diversificación hacia las diferentes vertientes del mercado eléctrico: generación, transporte y distribución, enfocadas principalmente en energías alternativas y renovables, seguidas por el sector

minero y de agua, “seleccionamos a los socios correctos y reunimos el talento para tomar el know-how y comenzar a mostrar nuestras capacidades fuera del Oil & Gas, donde ya tenemos un perfil sólido”.

Koiffman detalló que cuando sucedió el declive del mercado, la entonces ISI Mustang estaba en un momento financiero muy sano, el cual aprovecharon para adquirir compañías de alto grado tecnológico, aplicaciones avanzadas, software e integración, ideales para dotar al grupo de un portafolio mucho más amplio.

“Hace un año Wood Group comenzó a trasladar su experiencia en materia de automatización para Oil & Gas hacia la industria denominada ‘power’, no solo a nivel tecnológico, sino también en la forma de llevar a cabo las asociaciones, contratos y vínculos con las empresas”. Al respecto revelaron que existen negociaciones para además del portafolio de 11 líneas de trabajo con que cuentan actualmente, proveer otro tipo de componentes como licencias, experiencia o capital.

MÉXICO, MEDULAR PARA EL DESARROLLO

De acuerdo con los directivos, dicha diversificación tiene especial oportunidad de penetración en México, pues a diferencia de geografías como Argentina y Chile, donde existe una regulación más avanzada, aquí todavía hay mucho por hacer, principalmente en el área de energías renovables, “cuando se abran este tipo de proyectos habrá un boom tremendo, y Wood Group está preparado para aprovechar las oportunidades, considerando nuestra amplia experiencia en otros países”.

Foto: E-Media

La dimensión del mercado se puede observar si se toma en cuenta el papel que México ha ocupado en las actividades de la compañía en los últimos años. Los entrevistados recordaron que en 2010 apenas se comenzaba a hablar de automatización en el país, con una infraestructura energética modesta, pero ya en 2012 despuntaría la actividad para Wood Group como Principal Contratista para la Automatización (MAC) en proyectos para Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

“La modalidad MAC es nuestro fuerte en la región; esto significa que nos hacemos cargo de la mayoría de las disciplinas involucradas en la automatización, además del IT y manejo de datos de los ductos. Básicamente se trata de disciplinas que involucran SCADA, telecomunicaciones, hardware, software, servicios, ingeniería y trabajo de campo”.

Coincidieron en que esta diversificación no significa que la industria petrolera pierda importancia, pues actualmente se trata de un mercado en reacomodo, en crecimiento y adecuándose a los nuevos precios del hidrocarburo, por lo que el futuro se vislumbra prometedor, con altos niveles de inversión en infraestructura, generación, transporte y distribución.

“Queremos ser reconocidos como el socio tecnológico por excelencia; el integrador de sistemas más grande y confiable con el cual los clientes se puedan asociar y hacer negocios de una manera sustentable y ética. Esta es la manera en que el grupo se conduce: muy altos estándares de seguridad; no hacemos proyectos para los que no tengamos la capacidad”, concluyeron.

No solamente se trata de ampliar nuestro portafolio, sino de transformarnos en un one stop shop.

Queremos que los clientes sepan que Wood Group estará presente con antecedente global pero presencia local cuando necesiten desde un lazo de integración de sistemas y automatización, hasta estudios de factibilidad o de riesgo; certificaciones de seguridad, ingeniería preconceptual o básica: ahí va a estar Wood Group”

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ENTREVISTA:

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MOISÉS HERNÁNDEZ GUTIÉRREZ, DIRECTOR GENERAL DE PEROFLAT

PERFOLAT, TRADICIÓN DE CALIDAD EN EL SERVICIO, DESARROLLO E INNOVACIÓN “ACUDIMOS AL CONGRESO MEXICANO DEL PETRÓLEO CON UNA AMPLIA OFERTA TÉCNICA; LA REFORMA ENERGÉTICA BRINDARÁ OPORTUNIDADES” ȆȆ Exposición de técnicas de Exploración y Explotación a riesgo para acelerar el descubrimiento e incorporación de reservas ȆȆ Visualización de asociaciones estratégicas, se pueden establecer modelos de negocio que sean atractivos para las empresas en este sector. ȆȆ Visualizar esquemas atractivos de explotación de shales. ȆȆ Visualizar las nuevas tecnologías de los proveedores y prestadores de servicios del sector Petrolero para con ello impulsar la capacitación y el fortalecimiento de los trabajadores para formar especialistas en el sector. ȆȆ Visualizar que tipo de financiamiento competitivo existente en la materia.

P

erfolat es una empresa joven 100 por ciento mexicana; en 27 años de operación se ha colocado como un referente en perforación direccional, actividad que consiste en la desviación intencional de un pozo con respecto al trayecto que adoptaría naturalmente.

La misión de la empresa es satisfacer la demanda de servicios especializados con tecnología de vanguardia, capacitación, calidad y eficiencia. Al respecto, el Ingeniero Moisés Hernández Gutiérrez, Director General de Perfolat, nos platica sobre las actividades de la empresa, sus expectativas y la oferta técnica que ofrecerán en el Congreso Mexicano del Petróleo.

Foto: Perfolat

En el contexto del Congreso Mexicano del Petróleo, ¿qué oportunidades de negocio detectan ustedes en dicho evento?

En el marco de los esquemas de negocios, el Congreso Mexicano del Petróleo permitirá tanto a empresas privadas internacionales como a empresas públicas nacionales, desarrollar exitosamente sus productos y/o servicios que en el sector hidrocarburos va ofreciendo. México, ha dado sus primeros pasos en el sentido de aprovechar este tipo de esquemas con base en la reforma llevada a cabo por el gobierno del presidente Enrique Peña Nieto, Seguramente veremos, en los espacios algunas de estas oportunidades como podría ser entre otras:

¿Cuál será su oferta técnica y de productos para los asistentes al Congreso Mexicano del Petróleo? ȆȆ ȆȆ ȆȆ ȆȆ ȆȆ ȆȆ

Servicios de perforación direccional Barrenas Motores de fondo Servicios en tiempo real Enlaces satelitales, Entre otros

Ya son 3 años de la plena operación de la Reforma energética, ¿en qué forma les ha beneficiado como empresas del sector?

En lo general: ȆȆ Normas claras de competencia para que las inversiones avancen a buen ritmo ȆȆ Simplificación de trámites

ȆȆ Intercambio técnico y científico de nuevas tecnologías ¿Nos puede platicar algunos casos de éxito recientes de su compañía?

En Perfolat todos nuestros proyectos son exitosos, ya que se basan en la constancia, brindando calidad en el servicio, culminando metas y objetivos y realizando desarrollos e innovaciones lo cual es una prioridad para nuestro personal, 100% mexicano, estamos a la vanguardia, durante estos últimos años perforando diversos campos de la Región Sur, Norte y Marina, así como en campos Geotérmicos, hoy por hoy Perfolat se ha posicionado como una potencia en el mercado de la industria del petróleo.

Siempre en un mercado nuevo hay oportunidades, ¿tienen ustedes contempladas algunas alianzas o asociaciones con otras empresas para desarrollar proyectos?

Déjame comentarte, que en perfolat trabajar en alianza o asociaciones no se reduce a reunirse entre organizaciones y con su gente.

El seguimiento de estos encuentros es una tarea esencial. Las organizaciones aliadas o asociaciones aprenden a crear y utilizar redes de comunicación a nivel local, nacional e internacional, a establecer y conservar contactos, la gestión adecuada de los impactos de las operaciones no solo permite encontrar oportunidades de negocio y nuevos mercados, sino con ello se disminuirá los costos y

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Foto: Perfolat

mitigaran los riesgos en los proyectos. Por ello Perfolat está abierta a cualquier alianza o asociación que se requiera con cualquier empresa petrolera para trabajar en campos terrestres, aguas someras y aguas profundas. ¿Cómo vislumbra un mercado energético mexicano en el corto plazo considerando que ya no hay restricciones para las inversiones nacionales e internacionales?

Optimista, pero el país deberá continuar avanzando con la transformación del sector misma que será posible gracias a una mejor selección de las inversiones y eficiencia de las empresas operadoras, tanto las del Estado como las privadas; la multiplicación de proyectos, en base al entorno internacional, a partir de un mayor número de empresas compitiendo en los distintos segmentos de los mercados, y la rectoría del Estado mediante ordenamientos y regulación.

En ese sentido, el mercado energético mexicano deberá continuar detonando a corto plazo en realizar las actividades de exploración y extracción de Hidrocarburos a través de asignaciones otorgadas a Pemex y de contratos con Pemex, con particulares y con Pemex asociado con particulares, así como con la CNH. Específicamente en la industria en la que se desenvuelve su empresa, ¿considera que han pasado los tiempos difíciles?

Bueno, los tiempos difíciles siempre existirán, En perfolat siempre somos optimistas, para cualquier escenario nuestro objetivo es cumplir con la demanda de servicios especializados en las áreas de perforación direccional con tecnología de vanguardia, capacitación, calidad y eficiencia que garanticen la seguridad, salud en el trabajo y la protección ambiental.

Foto: Perfolat

Si los mercados están mejorando en sus condiciones, ¿su empresa y usted como directivo son optimistas y esperan más proyectos?

Claro.

Como le comenté anteriormente, el mercado energético mexicano deberá continuar detonando a corto plazo en continuar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos a través de asignaciones otorgadas a Pemex y de contratos con Pemex, con particulares y con Pemex asociado con particulares, y con la CNH. Un factor determinante es el mercado internacional, ¿qué opina usted de las condiciones mundiales relativas a su mercado?

Foto: Perfolat

En la actualidad hay varios puntos en común que persisten en el ambiente económico:

ȆȆ La ausencia de acuerdos en materia de control de la producción. ȆȆ Volatilidad de los precios del crudo Parámetros que deberán de definirse para: ȆȆ Estimular el gasto de capital de las corporaciones ȆȆ Y no más, en un precio del crudo diseñado, que no de lugar a una oferta excesiva, entre otros.

Con ello mitigar riesgos. ¿Cómo espera ver a su empresa dentro de cinco años?, cuando dicen los expertos que los beneficios de la reforma energética empezarán a reflejarse en la economía.

Continuar como la mejor empresa en el ramo de la Perforación Direccional, contribuyendo con ello al cumplimiento de los objetivos de México en el sector.

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A PUNTO DE INICIAR PERFORACIONES

PEMEX PEP LISTA PARA ENFRENTAR LOS RETOS DE LA NUEVA ERA

Desde 1996 PEP incursionó en aguas profundas

LA PETROLERA SUMA A SU VASTA EXPERIENCIA ADJUDICACIONES DE LA RONDA 1.4, QUE FUERON HISTÓRICAS. A TRAVÉS DE ASOCIACIONES Y MIGRACIONES DE CONTRATO, PEP SE ALISTA PARA PERFORAR EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS DEL GOLFO MEXICANO. Foto: Bigstock

--POR EDUARDO MEDINA

L

a reforma energética permitió a las principales empresas energéticas de nuestro país una reestructuración profunda, que a su vez, les otorgó una fortaleza sin precedentes para posicionarse en un nuevo mercado.

Petróleos mexicanos (Pemex) pasó de ser una paraestatal, a ser una Empresa Productiva del Estado; una con presupuesto y dirección propias, capaz de formar alianzas, participar en licitaciones, y de desprender de sí misma Empresas Productivas Subsidiarias. Una de éstas, de las más importantes, es Pemex Exploración y Producción (PEP).

En el último bimestre de 2016, la dirección de PEP propuso a su Consejo de Administración cambios de fondo en orden de consolidar enfoques nuevos: ser capaces de concretar alianzas operativas para sus campos de producción y sus actividades exploratorias.

Estas reformas de PEP estaban encaminadas a mejorar su desempeño en las Rondas petroleras, particularmente en su producción de aceite y gas natural, tanto en tierra como en el mar. Además, las decisiones operativas serían tomadas por la dirección de la empresa y no por la dirección corporativa. Para ello, se incorporaría la Operación y Administración de Alianzas en las Subdirecciones de Producción: una oficina que manejaría directamente el director general de PEP. Estos cambios permitirían transparentar los contratos e incrementar su eficiencia operativa. La

compañía pasaría a tener cuatro subdirecciones: una dedicada a la Especialidad Técnica de Explotación, otra de Aseguramiento Tecnológico, una tercera de Administración del Portafolio de Exploración y Producción y una cuarta de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.

La propuesta se enfocaba en dos direcciones operativas: la de Exploración, con las gerencias de geo ciencias y aseguramiento técnico y operativo; y la de Recursos Reservas y Asociaciones, encargada de los recursos prospectivos y la auditoría de reservas.

De esta forma, la dirección general quedaría con mayor control directo, y con una estructura macro más óptima: de tener 19 subdirecciones, a tener 15, y de tener 80 a 67 gerencias: lo equivalente a una reducción del 16.6% en sus áreas administrativas.

Esta propuesta fue aprobada en los primeros meses de 2017, y se alineó con la profunda necesidad de la petrolera nacional de reducirse, a razón de los recortes presupuestales que implementara José Antonio González Anaya, parta el reequilibrio financiero de toda la corporación.

Sin embargo, en diciembre de 2016 se pudieron atisbar los primeros signos positivos de esta reestructuración: PEP logró sus primeras dos alianzas para la explotación de campos petroleros en aguas profundas. Uno con la firma australiana BHP Billiton, en un farmout con 40 por ciento de participación, para el bloque Trión; y otro con Chevron y la firma japonesa Inpex, en un contrato

$58,000

millones de pesos invertidos para Cinturón Plegado de Catemaco. de licencia con 33% de participación igualitaria, para el bloque tres norte.

Todo esto, gracias a la cuarta licitación de la Ronda Uno, que estuvo especialmente concentrada para aguas profundas. Un hecho histórico, no sólo por los montos de inversión y regalía, que superaron todas las expectativas, sino porque, por primera vez, Pemex llegaría a profundidades inéditas, posicionándose como una firma moderna, fuerte, y en paridad con sus competidores mundiales.

Estos contratos f ueron firmados por PEP en febrero de este año, en un proceso transparente que marcó el rumbo a seguir por la petrolera: en Trión, PEP halló tres

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Durante 2017 habrá de recabar el 100% de la información sísmica para el bloque 3 Norte.

$64,000

millones de pesos invertidos para exploración en Cinturón Plegado Perdido. oportunidades exploratorias, sobre las que habrá de decidir la de menor riesgo, para comenzar su perforación en 2018.

Para el bloque 3 Norte, el contrato otorgó al Estado mexicano una utilidad de 51.4%; mientras que el monto comprometido por PEP y sus socios, ascendió a los USD$3.4 millones, para el programa mínimo de trabajo durante los primeros cuatro años de exploración. Además, PEP sentó el rumbo para todo el año: las labores consistirán en obtener el 100% de la información sísmica multidimensional en los 1,687 kilómetros que comprende el área.

También en diciembre de 2016, Pemex PEP logró la migración de dos de sus 381 asignaciones producto de la Ronda Cero. En orden de reducir la carga fiscal de estas dos asignaciones, se pasó a una migración de contrato, un hecho histórico.

Este contrato fue firmado por Pemex PEP, en conjunto con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), en mayo de este año, bajo la figura de producción compartida. Este contrato fue el primero que PEP pudo firmar sin socio, y corresponde a la producción del bloque compuesto por los campos de EK y Balam, en la Sonda de Campeche. Producción que esperan triplicar después de esta modificación fiscal.

De acuerdo con la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, que promulgó la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, a partir de la reforma energética, estos contratos de producción compartida son figuras que incluyen elementos fiscales como el Impuesto Sobre la Renta, cuotas exploratorias, impuestos para estados y municipios, regalías básicas, contraprestaciones al Estado en especie, recuperaciones de costos, y un mecanismo de ajuste en caso de nuevos descubrimientos o incrementos sustanciales en el precio internacional de los hidrocarburos. Con todo esto, el Estado recibirá de Pemex poco más del 70% de la utilidad, después de impuestos.

El plan provisional de inversión que aprobó la CNH, comprende inversiones por parte de PEP de hasta USD269 millones para todas sus actividades operativas, incluyendo la perforación de pozos.

Por otro lado, Ek y Balam cuentan con reservas totales de 410 millones de barriles equivalentes: poco menos de lo reportado en aguas profundas en Trión. Con esta migración de contrato lograda por PEP, la producción conjunta de estos dos campos se ubicará entre las cinco mayores del país; y dada su reforma fiscal, podría aumentar considerablemente en el corto plazo.

Para Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH, la expectativa es que la producción de Ek y Balam se triplique: pasar de los 30,000 barriles actuales, a más de 90,000, lo cual sería un resultado por demás positivo.

VA POR PERFORACIÓN EN ULTRAPROFUNDAS

Otra actividad importante de PEP está por concretarse: se trata de su incursión en aguas ultraprofundas del Golfo de México, para la perforación del pozo Goliath, ubicado en el Cinturón Plegado Perdido frente a las costas de Tamaulipas.

En este pozo, Pemex PEP tiene la certeza de encontrar crudo y gas, por lo que utilizará la afamada plataforma Centenario, que estuviera en actividades extractivas en el pozo Nobilis 101, donde PEP confirmó la existencia de hidrocarburos.

El jefe de la Unidad de Perforación en Aguas Profundas de Pemex PEP, Aciel Olivares Torral-

ba, comentó que Goliath es un campo menos profundo que Nobilis: cuenta con un tirante de agua de 2000 metros. Nobilis, por otro lado, está a punto de revelar con precisión los recursos con los que cuenta, y en palabras del funcionario petrolero, es el pozo más profundo al que ha podido acceder Pemex, por lo tanto, ha representado un total reto tecnológico.

En palabras de Olivares Torralba, Nobilis se encuentra bajo un tirante de agua de 3,030 metros (los que hay entre la superficie del agua y la boca del pozo) más los 2000 metros que hay que perforar; el punto de extracción de encuentra a unos 5,700 metros de profundidad.

Pemex PEP, hasta el momento, tiene destacados 15 campos más en donde podría realizar perforaciones exploratorias en aguas ultraprofundas; así lo dejó saber el funcionario, quien es el responsable de todos los proyectos de aguas ultraprofundas de la petrolera.

Sin embargo, estos campos están repartidos entre las tres zonas que tiene Pemex en esas profundidades: el Cinturón Plegado Perdido, Coatzacoalcos Profundo (frente a las costas veracruzanas) y Nox Hux (frente a las campechanas).

Respecto al ritmo de perforación, dijo el funcionario, será fijado por la dirección corporativa de Pemex. No obstante, información preliminar, proporcionada por la petrolera, revela que hacia el final de la administración de Enrique Peña Nieto, Pemex lanzará nueve farmouts para un igual número de campos petroleros, tanto en el Cinturón Plegado Perdido, como en el Cinturón Plegado de Catemaco (frente a Tabasco).

Pese a que estas actividades representan para PEP un arduo reto tecnológico y operativo, su experiencia es vasta: desde 1996 incursionó en actividades exploratorias en aguas profundas del Golfo; pero no fue sino hasta 2012 cuando realizó su primer gran descubrimiento: Trión; seguido del Supremus, unos meses después.

En aguas profundas, Pemex PEP ha perforado 64 pozos en total, de los cuales 26 han sido en el Cinturón Plegado Perdido, y para los cuales ha invertido casi $64,000 millones de pesos, logrando un éxito comercial del 40%; y con ello, ha logrado la incorporación de reservas 3P por 1,800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Las actividades de PEP en el Cinturón Plegado de Catemaco le han significado un éxito comercial del 58%, y una inversión de $58,000 millones de pesos. Con todo esto, la Empresa se consolida como una con vasta experiencia, y capaz de enfrentar retos importantes: aquellos que traiga la nueva era petrolera.

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LOS POZOS CON FLUJO NATURAL, ESCASOS

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN, EN CONSTANTE METAMORFOSIS A MEDIDA QUE LA TECNOLOGÍA AVANZA, TAMBIÉN LAS APLICACIONES Y ADAPTACIONES DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN; EXISTEN HASTA DOCE TIPOS DISTINTOS. --POR EDUARDO MEDINA

A

medida que los pozos con flujo natural se haces más escasos, las formas de bombeo artificial han imperado como forma productiva; con las variaciones que cada pozo pudiera presentar, ya sea de profundidad, o de aspectos geofísicos.

Un pozo petrolero, por otro lado, es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie. Es una perforación efectuada en el suelo con barrenas de distintos tipos y diámetros, y generalmente, el revestimiento de tuberías.

La explotación de un pozo petrolero, en este sentido, se lleva a cabo de dos maneras: a través de un sistema fluyente, también conocido como natural, compuesto principalmente de un aparejo de producción donde se aprovecha la energía propia del yacimiento, que lleva el crudo desde el fondo hasta la superficie; y a través de un sistema artificial (SAP), que, como anotamos arriba, son aquellos que se adecúan a las condiciones propias del pozo para continuar con su explotación.

Casi siempre más de un método puede ser usado, y cada método puede ser calificado de excelente o pobre de acuerdo al cumplimiento del objetivo y a sus estándares económicos, operacionales; o bien, a las características de ingeniería propias del pozo: presión, temperatura, profundidad.

Actualmente, más del 90 por ciento de los pozos petroleros requieren de la

90%

de los pozos requieren de la aplicación de un SAP

implementación de un SAP, que los puede haber de muchos tipos, pero los más usados son: bombeo Foto: e-Media mecánico, neumático, hidráulico, electrocentrífugo, bombeo de cavidades progresivas, embolo viajero y sistemas híbridos.

Foto: Bigstock Para la implementación de un SAP tienen que tenerse en cuenta distintos factores, como por ejemplo, sus factores técnicos. Éstos se obtienen mediante estudios de ingeniería, que analizan las posibilidades y características de cada pozo. También aspectos económicos, que son aquellos que calculan los gastos de instalación y los riesgos operativos; éstos dependen a su vez de otras disciplinas como perforación, terminación, administración de yacimientos, densidad, índices de productividad, etcétera.

Incluso deben tomarse en cuenta los aspectos geográficos y climáticos, ya que algunos SAP operan con ciertas limitaciones, que se miden en función del diseño, aplicaciones, capacidades de manejo, si manejan sólidos o líquidos y las temperaturas del fondo.

BOMBEO NEUMÁTICO

Este sistema consiste en una recuperación de hidrocarburos a través de una tubería de producción, por medio de gas inyectado a presión a través de un espacio anular. La energía del gas comprimido a través del espacio anular, libera la fuerza necesaria para elevar el aceite hasta la superficie. Este proceso es uno de los que más se parece a los de proceso natural, ya que, al ser más ligero el gas inyectado que el aceite que

Ku Maloob Zaap implementó con éxito el bombeo electrocentrífugo se desplaza, se reduce la densidad del fluido, y por lo tanto se reduce también el peso de la columna de fluido. Esta reducción en el peso de la columna de fluido produce una presión diferencial entre el fondo del pozo y el intervalo productor del yacimiento, lo que ocasiona que el pozo fluya.

El gas que es inyectado generalmente es nitrógeno, y es controlado desde la superficie a través de una válvula de inyección: el gas entra a alta presión dentro del espacio anular, y su penetración dentro de la tubería es controlada de manera automática por la válvula, que reacciona a la presión diferencial que hay entre el especio anular y la tubería; si la diferencia de presión disminuye, la válvula se abre, y cuando se llega a los valores críticos del diferencial: la válvula se cierra.

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Foto: Bigstock

Existen hasta doce tipos distintos de sistemas productivos; y muchos son susceptibles de combinarse la finalidad de aplicar el bombeo electro centrífugo a los yacimientos Ek, Balam, Takin, y Ku Maloob Zaap (KMZ), en orden de garantizar su producción.

CAVIDADES PROGRESIVAS

El sistema de bombeo neumático, por otro lado, consiste en cuatro partes fundamentales: abastecimiento de gas a alta presión, que consiste principalmente en una estación de compresión, o pozo productor de alta presión; un sistema de control de gas a la cabeza del pozo; un sistema de control de gas superficial, y un equipo necesario para manejar y almacenar el fluido producido.

BOMBEO MECÁNICO

Este es uno de los primeros sistemas artificiales que se inventaron en la producción petrolera, a lo largo de la historia. En nuestro país, hasta hace años, era el sistema más implementado. Este sistema artificial puede operar de manera eficiente sobre un amplio rango de características de producción de un pozo, es considerado el mejor para elevar volúmenes moderados desde profundidades someras, y volúmenes pequeños desde profundidades intermedias.

Consiste básicamente en cinco partes: la varilla de succión subsuperficial manejada por la bomba; la sarta de la varilla de succión, la cual transmite el movimiento de bombeo y el poder de la bomba subsuperficial; el equipo de bombeo subsuperficial que cambia el movimiento de rotación del motor primario;

la unidad de transmisión de energía, también conocida como reductor de velocidad; y el motor primario que proporciona la potencia necesaria a todo el sistema.

El objetivo principal del bombeo mecánico consiste en elevar los fluidos a la superficie con un mínimo de torsión, carga en la varilla pulida, de requerimientos de potencia del motor principal, de costos de mantenimiento de la unidad y de fallas en la varilla .

BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO

Como el resto de los SAP, el principio fundamental de éste es el de levantar el fluido del yacimiento hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de una bomba eléctrica sumergible, cuya potencia es suministrada por un motor eléctrico ubicado en el fondo del pozo.

Una unidad típica está constituidas en la superficie por: cabezal, cable superficial, caja de venteo, tablero de control, transformador; y el equipo del fondo: motor eléctrico, la bomba electrocentrífuga y el cable conductor.

Esta técnica fue implementada por Pemex de manera concentrada en los yacimientos de la Sonda de Campeche, cuando en 2011 presentó a 28 empresas el proyecto de licitación BEC, que tenía

Tiene un arreglo muy simple, tanto en la superficie como en el subsuelo. La parte más importante de la superficie es el generador de energía que abastece al motor, y dentro del pozo, la parte fundamental es la bomba.

La bomba de cavidades progresivas tiene una formación conocida como de desplazamiento positivo, y está compuesta por dos piezas fundamentales: el rotor helicoidal, y el estator de elastómetro sintético, que va pegado internamente a un tubo de acero.

Las principales ventajas del bombeo de cavidades es que produce fluidos altamente viscosos, y también altas concentraciones de arena. De igual forma, por su simplicidad, representa bajos costos de inversión inicia y de mantenimiento.

SISTEMAS HÍBRIDOS

Con el boom tecnológico que trajo consigo el siglo XXI, se han desarrollado muchas nuevas tecnologías que pretenden reducir, o llenar del todo, los huecos operativos que tienen los SAP’s. Compañías como Shlumberger, Halliburton, Wheatherford, exploran constantemente nuevas oportunidades para el mayor aprovechamiento de los pozos.

Mediante la combinación de las tecnologías de uno o más SAP’s, se obtiene un sistema híbrido. Estas innovaciones tecnológicas han dotado a los sistemas de producción de una gran adaptabilidad, al tiempo que ayudan en reducción de costos y riesgos.

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FRACKING HIZO DE EU LA NUEVA ARABIA SAUDITA

NUEVAS TÉCNICAS DE INTERVENCIÓN, CLAVES PARA PRODUCCIÓN SOSTENIDA TANTO LA FRACTURA HIDRÁULICA COMO EL BOMBEO ELECTRO CENTRÍFUGO REPRESENTAN LAS DOS MANERAS MÁS EFICIENTES Y NOVEDOSAS DE AUMENTAR LA PRODUCCIÓN PETROLERA: UNA PRIORIDAD PARA PEMEX. POR EDUARDO MEDINA

L

a industria petrolera se ha enfrentado desde hace décadas a la necesidad de modernizar sus técnicas de extracción. Por ello, en años recientes, y después del boom tecnológico del siglo XXI, las formas de producción han variado considerablemente.

Petróleos Mexicanos (Pemex), como la petrolera nacional, y la empresa más grande e importante de este país, comparte este reto. Pemex es de las pocas petroleras en el mundo que desarrollan toda la cadena de valor, desde exploración, producción, refinación y venta a usuarios finales.

Por ello, su participación y modernización es crucial.

Más aún cuando muchos de sus yacimientos se encuentran en declive; de hecho, el desarrollo de nuevas técnicas de producción, así como la adopción de mejores prácticas administrativas –incluso fiscales– ha sido piedra angular de la reforma energética. En la medida en que los pozos con flujo natural se extinguen, se desarrollan técnicas nuevas de extracción.

Una de estas técnicas novedosas, y que fue una de las razones principales por las que se implementó la reforma, es el fracking. El fracking, o fractura hidráulica, es una técnica utilizada para liberar hidrocarburos no convencionales que se ubican a más de 3000 metros de profundidad, atrapados entre rocas con una permeabilidad muy baja. La técnica consiste en una extracción horizontal que inyecta agua a presión, mezclada con arena y sustancias químicas, para fracturar la roca y permitir que el hidrocarburo se libere a través de las grietas.

Este tipo de hidrocarburos “no convencionales” son precisamente aquellos que no fluyen de forma espontánea desde su yacimiento geológico, y por ello, se necesita de una técnica específica para ser extraídos. Aunque tienen diversas formas, las más nombradas son el gas shale, o gas de esquisto, y el shale oil, o petróleo de esquisto, o lutitas.

El boom en el aprovechamiento de este tipo de recursos

Foto: e-Media

se dio por parte de Estados Unidos, cuando la compañía Mitchell Energy logró levantar considerablemente su producción de gas natural al explotar las rocas texanas. Hoy, la cuenca de Texas es considerada como “la nueva Arabia Saudita”, y se proyecta que sólo en esta región se produzcan entre 8 y 10 millones de barriles diarios de crudo.

Si bien México no ha podido capitalizar en su totalidad este tipo de recursos, la Ronda Dos está especialmente concentrada en Foto: Bigstock estos recursos no convencionales. Expertos como Thomas Heather, asesor de la práctica de energía de Haynes and Boone, opinan que ésta puede ser algo revolucionario.

No obstante, el fracking ha sido utilizado en nuestro país al menos desde el 2003, aunque no en manos de Pemex, sino de grandes petroleras; de ahí la importancia de esta ronda. Actualmente, esta técnica es usada en decenas de pozos de la provincia geológica de Burgos, Tampico Misantla, y la Tercera de Veracruz.

Otra importante técnica de intervención de pozos, que ha dejado importantes avances a la petrolera nacional, es el bombeo electro centrífugo. Éste es una técnica artificial de producción utilizada para energizar el fluido del pozo, capaz de producir altos volúmenes de líquidos al tiempo que mantiene intactas las condiciones operativas.

Su principio fundamental es el de levantar el fluido del yacimiento hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de una bomba eléctrica sumergible, cuya potencia es suministrada por un motor eléctrico ubicado en el fondo del pozo.

Esta técnica fue implementada por Pemex de manera concentrada en los yacimientos de la Sonda de Campeche, cuando en 2011 presentó a 28 empresas el proyecto de licitación

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BEC, que tenía la finalidad de aplicar el bombeo electro centrífugo a los yacimientos Ek, Balam, Takin, y Ku Maloob Zaap (KMZ), en orden de garantizar su producción.

Este último, desde entonces, es el principal productor de crudo a nivel nacional, con una producción que ronda los 800,000 barriles diarios, precisamente gracias al bombeo electro centrífugo.

De hecho, en diciembre de 2011 el KMZ alcanzó una cifra récord de 860,000 barriles diarios de crudo y 324,000 millones de pies cúbicos de gas; y un año después, fue receptáculo de una inversión de $42,405 millones de pesos debido a su importancia estratégica, para inyectarle 650 millones de pies cúbicos de nitrógeno por día y asegurar su flujo productivo.

Con estas tecnologías la petrolera nacional pretende fortalecer sus actividades extractivas tanto en aguas someras como en tierra, y con ello mantener una producción superior al millón de barriles diario.

millones de barriles diarios, la meta de Pemex

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FRACKING MADE THE US THE ‘NEW SAUDI ARABIA’

NEW TECHNIQUES OF INTERVENTION, KEYS TO SUSTAINED PRODUCTION BOTH FRACKING AND ELECTRO CENTRIFUGAL PUMPING REPRESENT THE TWO BEST WAYS, THE MOST EFFICIENT AND MODERN, TO INCREASE OIL PRODUCTION: THIS IS A PRIORITY TO PEMEX.

1.9 Foto: Bigstock

- -BY EDUARDO MEDINA

T

he oil industry has decades struggling with the issue of modernizing its techniques of extraction. Because of that, in recent years, and after the technological boom of the 21st century, production ways have been changing.

Petróleos Mexicanos (Pemex), as Mexico’s national oil company, and the biggest corporation of the country, shares this challenge. Pemex, also, is one of the few oil industries in the world that develops all the value chain, from exploration, production, refinement and sales to final users, its participation and modernization is crucial; even more, when many oilfields under its care are in descent.

In fact, the development of new production ways, and the adoption of the best administrational, financial practices, has been a corner stone of the Energy Reform. In

million million Barrels per day, Pemex’s goal

the same measure that oilfields with natural flow go extinct, new techniques of extraction are developed.

One of these new techniques is fracking: a way to release non-conventional hydro carbons located 3000 meters below the surface, in between rocks with very low permeability. This technique consists in an horizontal extraction that injects pressured water, mixed with sand and other chemicals, in order to fracture the rock, and so, allow the fluids to go out the cracks and up the surface.

These non-conventional hydro carbons are, precisely, the ones who don’t flow in a natural way from their nat-

ural geological deposit. And because of that, companies need a specific technique to extract them. Even though they have numerous forms, the most famous are shale gas, and shale oil.

Non-conventional hydro carbons boom came with the exponential growth of the United States with this practice.

Mitchell Energy was the first oil company in using fracking: as they exploited natural gas from the Texan subsoil. Today, the Texan basin is considered the new Saudi Arabia, and experts estimate that this region could produce between 8 and 10 million oil barrels per day.

Although is true that Mexico has not yet been able to take advantage of these type o resources, Pemex’s second bid is specially concentrated in these deposits. Experts such as Thomas Heather, practice advisor of Haynes and Boone, think that this event could be historic.

Never the less, fracking has been used in Mexico since 2003; although, not by Pemex, but by international oil firms. This is actually the importance of the bid. In geological deposits such as Burgos, Tampico Misantla, and Tercera de Veracruz, fracking is being used today.

Another new technique in oil intervention, that has already left important revenues to Mexico’s national oil company, is the electro centrifugal pumping. This is an artificial production technique used to energize the oil well’s flow, and with that, make it capable of producing Foto:volumes e-Media of fluid, at the same time that it keeps the large operational conditions intact.

Its fundamental principle is that to elevate the fluid from the bottom of the deposit, to the surface, through the centrifugal rotation of a submersible pump, which power is supplied by an electric motor in the bottom of the well.

Mitchell Energy had the first experience with fracking This technique was implemented by Pemex in Sonda de Campeche´s deposits, with very positive results. It was 2011 when Pemex presented to 28 companies the project called BEC, which had the goal to apply the electro centrifugal pumping to Ek, Balam, Takin, y Ku Maloob Zaap (KMZ) deposits, in order to maximize their production.

KMZ, since then, has been the number one oil producer in México (the second is Cantarell) with a production of 800,000 oil barrels per day, and this, precisely, because of the electro centrifugal technique.

In fact, in December of 2011, KMZ reached the record number of 860,000 barrels per day, and 324,000 cubical feet of gas; then, one year later, was the receptacle of an investment of $42,405 million pesos, applicable to the injection of nearly 650 million of cubical feet of nitrogen, in order to guarantee its production flow.

With the use of these technologies, oil companies all over the world are now capable of ensuring their production, and surpass, maybe, the million barrels per day mark.

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SERÁ FUNDAMENTAL EN LA NUEVA INDUSTRIA MEXICANA

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS, LA DISCIPLINA INNOVADORA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN PETROLERA EN MÉXICO DURANTE LOS PRÓXIMOS AÑOS REQUERIRÁ DE TRABAJOS ALTAMENTE ESPECIALIZADOS. LOS YACIMIENTOS SE CLASIFICAN EN: Yacimientos de gas seco:

ȆȆ La temperatura de yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. ȆȆ Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir, que al disminuir la presión no se condensa gas. ȆȆ Sólo se puede extraer liquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de 0ºF). ȆȆ No presenta condensación retrograda.

Yacimientos de gas húmedo:

Foto: Bigstock

- -POR: ANTONIO SANDOVAL

L

a ingeniería de yacimientos es la disciplina que aplica los principios científicos de la ingeniería a los aspectos de drenaje y problemas que pudieran surgir durante el desarrollo y la producción de yacimientos de petróleo y gas, para optimizar la recuperación económica de los hidrocarburos.

También se define como un área de la petrología encargada del estudio de los sistemas roca-fluido que forman las reservas de petróleo o gas y sus propiedades, en relación con la cantidad y la maximización en su extracción.

La disciplina soluciona problemas específicos en geofísica, petrofísca, perforación, completación e ingeniería de las instalaciones.

Estos estudios normalmente pueden proveerse de manera independiente en cualquier fase del proyecto. Podrían efectuarse durante la fase de exploración, tasación, desarrollo o producción de la vida útil del activo. Los equipos que realizan los estudios especializados pueden proveer el soporte necesario y la información requerida para que se pueda emprender y desarrollar fructíferamente los recursos de hidrocarburos.

ȆȆ La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. ȆȆ Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie se cae en la región bifásica. ȆȆ El liquido producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60º. ȆȆ En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios. ȆȆ La relación gas petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MPC/BN).

Yacimientos de gas condensado:

ȆȆ Se puede definir como un gas con liquido disuelto. ȆȆ La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica. Los hidrocarburos se encuentran en

Foto: Bigstock

fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones iniciales de yacimiento. Al disminuir la presión a temperatura constante entramos en la zona de condensación retrograda. ȆȆ La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se entre en la región bifásica y origina en superficie un condensado de incoloro a amarillo, con ºAPI entre 40 y 60 y una relación gas petróleo de 5000 a 100000 (PCN/BN).

Yacimientos de petróleo de alta volatilidad:

ȆȆ La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura crítica. ȆȆ A condiciones iniciales, los hidrocarburos se encuentran en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase tiene poca estabilidad. ȆȆ Se presenta un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja. El liquido que se produce en este tipo de yacimientos es de color amarillo oscuro a negro, con ºAPI mayor a los 40º, la relación gas-petróleo se ubica entre 2000 y 5000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo (Bo) es mayor a 1.5 (BY/ BN).

Yacimientos de petróleo negro:

ȆȆ La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura crítica. ȆȆ El porcentaje de C7 es mayor al 40%. ȆȆ El lÍquido que produce este tipo de yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la relación gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN).

Una de las cosas más importantes de la ingeniería de yacimientos es encontrar en un área nueva la tendencia de presión profundidad en un acuífero. Ninguna oportunidad debe ser perdida para la medición de presiones en areniscas productoras de agua para establecer esta relación y determinar si el acuífero está a una presión hidrostática normal o está sobrepresionado.

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IT WILL BE FUNDAMENTAL IN THE NEW MEXICAN INDUSTRY

Foto: Bigstock

vide all the necessary data and support, in order to maximize the development of the project, and to have an optimized oil production.

OIL DEPOSITS ARE CLASSIFIED IN: Dry gas deposits:

OILFIELDS ENGINEERING, THE INNOVATIVE DISCIPLINE

Foto: Bigstock

OIL EXPLORATION AND EXPLOITATION IN MÉXICO, FOR THE NEXT YEARS, WILL REQUIRE FOR HIGHLY SPECIALIZED WORKS OF ENGINEERING. - -BY: ANTONIO SANDOVAL

O

ilfields engineering is the discipline that applies scientific principles to all the problems that may occur during the development or production of an oilfield, or a gas deposit, in order to optimize the hydrocarbons production, and the economical profit.

It is also defined as an area of petrology that focuses to the study of the rock-fluid processes that

form oil or gas deposits; their properties in relation to quantity and extraction maximization.

This discipline gives solution to specific problems of geophysics, petro physics, perforation processes and installation engineering.

Normally, these studies can be applied, independently, to all the phases of the Project. They can be applied to exploration, taxing, development, even production through all the active life of the deposit.

The equipment used for these studies can pro-

ȆȆ Those whose temperature of the deposit is higher than the cricondentherm temperature. ȆȆ Because of this, hydrocarbons are kept in a gas phase in the deposit; and because they do not condense, they stay gas when extracted to the surface. ȆȆ Also, in dry gas deposits, the only way to extract fluid is by cryogenic processes: those under 0ºF. ȆȆ It does not present any retrograde condensation.

Wet Gas deposits:

ȆȆ These kinds of deposits, as the other ones, present a temperature higher than the cricondentherm temperature; and so, hydrocarbons keep in a gas phase when they are in the deposit. But when extracted, they become fluid.

This is known as biphasic region. The fluid has no color.

Condensed gas deposits:

ȆȆ Those who present gas in a fluid state, dissolved. ȆȆ Temperature of the deposit is right in between the critical temperatura and the cricondentherm temperature. Because of this, hydrocarbons are found in a gas phase, or right in the dew point. As the deposit pressure goes down, the retrograde condensation can be found. ȆȆ Pressure and temperature reduction in the production system, makes the biphasic region, and so the fluid goes up to the surface. It’s an odorless fluid, a bit yellow with ºAPI between 40 and 60.

High volatility oil deposits:

ȆȆ In this kind of deposits, the temperature is slightly lower than the critical temperature. ȆȆ In some conditions, hydrocarbons can be found in a fluid phase, near the critical point. Because of this, the equilibrium is very difficult, and the deposit has strong volatility.

Black oil deposits:

ȆȆ In these, the temperature is much lower tan the critical temperature. And so, the C7 percentage is higher tan 4%. ȆȆ The fluid produced in the deposit will be black, or a very dark shade of green. Its ºAPI is lower than 40º. ȆȆ One very important thing in oilfields engineering is to find a new area with the right pressure, and depth qualities.

One very important thing in oilfields engineering is to find a new area with the right pressure, and depth qualities. These studies can be applied, independently, to all the phases of the Project.

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ENTREVISTA:

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INGENIERO BULMARO ROJAS, DIRECTOR GENERAL DE GENERAC - OTTOMOTORES

GENERAC-OTTOMOTORES, LA EMPRESA GLOBAL QUE NACIÓ EN MÉXICO “QUEREMOS SER LA SUBSIDIARIA NÚMERO UNO DENTRO DE LA ORGANIZACIÓN, TENEMOS EL TALENTO PARA LOGRARLO” Para Ottomotores, líder en el mercado de México y Latinoamérica, ser adquirida por Generac le representó afianzarse en el liderazgo del mercado al acceder a todo el soporte tecnológico y financiero de Generac, sumando estos a la experiencia de Ottomotores con más de 65 años en el mercado.

Como una compañía global, ¿qué alcances tiene en México respecto a su competencia?

G

enerac-Ottomotores es un ejemplo de éxito, nacida hace 57 años como una pequeña empresa familiar, se ha globalizado y hoy es un ejemplo de cómo se hacen las cosas bien para lograr objetivos. Bulmaro Rojas, Director General de Generac-Ottomotores, platica con este medio sobre la evolución de la compañía y los principales retos que enfrenta. ¿Nos puede platicar brevemente sobre su empresa: orígenes, desarrollo y nicho de mercado?

Ottomotores fue fundada en julio de 1960 como una pequeña empresa familiar. En 1981 Dale Electric adquiere el 49% de la compañía y posteriormente en 1994 el grupo inglés TT adquiere el 100% de Dale Electric y Ottomotores. En el año 2010 Ottomotores expande sus operaciones a Brasil con una planta de ensamble localizada en Curitiba y finalmente a finales de 2012 Generac Power Systems Inc adquiere la propiedad de Ottomotores México y Brasil; ambas dedicadas a la fabricación de plantas generadoras de energía eléctrica con motor a diésel. ¿Qué ha significado para la empresa ser adquirida por Generac Company?

En Generac-Ottomotores podemos ofrecer mayor variedad de productos y soluciones a necesidades específicas, contamos con la infraestructura necesaria, fábrica y centro de distribución con inventario en mano, para abastecer las necesidades de nuestros clientes de manera oportuna y eficaz. Además, tenemos un servicio post-venta con el respaldo de técnicos especializados, un centro de entrenamiento para clientes y distribuidores y una sólida red de distribuidores a lo largo del país. ¿Nos puede explicar sus principales líneas de negocio? ȆȆ Industrial: Plantas generadoras de energía eléctrica con motor diésel a Bi-fuel (diésel-gas) de 15 a 3250kW, plantas a gas hasta 600 kW ȆȆ Construcción: Torres de iluminación, supresores de polvo, grupos generadores móviles (remolque) ȆȆ Residencial: Equipos de respaldo a gas, equipos portátiles a gasolina, hidrolavadoras y herramientas de jardín impulsadas por motor. ȆȆ Comercial: Equipos a diésel y gas hasta 150 kW. Para gasolineras, tiendas de conveniencia, farmacias, etcétera. ȆȆ Salud: Equipos a gas, diésel o Bi-fuel de alto desempeño y confiabilidad para aplicaciones críticas. ȆȆ En la actualidad, fabricamos plantas generadoras de energía eléctrica a gas de hasta 600 kW. Asimismo, trabajamos en el desarrollo de nuevos productos a gas de mayor capacidad, aunque con equipos a gas instalados en paralelo podemos ofrecer capacidades de hasta 100MW. Tenemos 3 alternativas para nuestros equipos: pueden trabajar con gas, diésel o Bi-fuel (diésel-gas).

¿En qué otros nichos les gustaría participar?

Abarcamos todos los nichos de mercado; nuestro deseo es incrementar la participación a través de entregar soluciones confiables e integrales, queremos que cuando la gente piense en generación de energía eléctrica piense en Generac, no importando si es para su casa, oficina, industria o negocio. Tenemos la solución adecuada a su necesidad. La visión de Generac es expandirnos en otras geografías a través de entregar soluciones confiables y adecuadas a las necesidades del país o región de la que se trate. ¿Qué áreas geográficas considera que tienen potencial para detonar el negocio en el que se desarrolla la empresa?

En la región centro-sur de la República Mexicana se está generando un desarrollo interesante de infraestructura, por ello estamos reforzando nuestra presencia en ésta área, con el fin de lograr la mayor participación posible.

Luego de más de 18 años de experiencia en las áreas de operaciones y de lograr la Dirección General, ¿qué objetivos profesionales le faltan por cumplir?

Mi meta es convertir a Generac-Ottomotores en la subsidiaria número uno a nivel global dentro de la organización; en México tenemos mano de obra y personal profesional calificado para lograrlo.

Tiene una tarea compleja, la implementación y ejecución de la estrategia y metas comerciales, financieras y de fabricación de la compañía, ¿cómo va?

Sin duda es una gran responsabilidad, en este momento estoy trabajando en alinear a toda la organización con objetivos comunes y así generar un ambiente de colaboración y apoyo mutuo para establecer una cultura organizacional basada en el enfoque al cliente.

Tengo la fortuna de contar con un equipo de profesionales calificados y comprometidos y esto hace que la implementación de la estrategia sea más ágil. ¿Considera que la Reforma Energética es el parteaguas que requería la industria y el sector energético en general para su repunte?

Sin duda es un paso muy importante del Gobierno Federal, sabemos que los resultados no serán de corto plazo, pero nos estamos preparando para lograr cosas importantes en el futuro próximo.

Finalmente, ¿cómo ve usted a su empresa en un horizonte de 5 años?

Estaremos listos para cosechar los frutos del trabajo que hemos iniciado desde hace ya un par de años y aprovechar las oportunidades que se presenten en torno a la reforma energética y así incrementar significativamente nuestra participación de mercado.

Fluidos que marcan la diferencia... desde la Perforación hasta la Producción del pozo

Otras compañías pueden haberte hecho creer que el Fluido es una simple materia prima.

Mientras que en realidad, es el alma y vida de tu pozo. Esta es la razón por la cual hemos invertido en toda la tecnología que transforme a los fluidos de perforación y de terminación en el factor clave y diferenciador de una eficiente construcción de agujero y una producción optimizada: Productos de Calidad: Fluidos diseñados para las aplicaciones más retadoras y complejas del pozo.

Excelente Servicio: Fluidos diseñados para enfrentar tus necesidades de negocio actuales.

Ejecución Perfecta: Fluidos diseñados para alcanzar los más altos estándares de seguridad y desempeño.

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