Negocios&
ISSN 2346-4348 • Distribución Nacional Gratuita • Edición 4 • Noviembre 2013
revista
Petróleo Internacional
Latin Oil & Gas: Deepwater Summit 2013
Transporte
Oleoducto Bicentenario en Colombia: Retos e Innovaciones
Finanzas
Tibú: El Faro del Catatumbo
Tecnología
Innovación y tecnología: piezas claves en el crecimiento de Ecopetrol
Entrevista
Camilo Marulanda Presidente de CENIT Transporte y Logística de hidrocarburos
Entrevista Ing. Nestor Fernando Saavedra Vicepresidente de Innovación y Tecnología Ecopetrol
速
Perforación • Productos cementación Taladros depara Perforación • Perforación en circuito cerrado Servicios Secure Drilling Controlde Dinámico de Presión • Fluidos perforación y manejo(MPD) de residuos • Servicios Perforación deDireccional perforación Mud Loggingpara perforación •• Herramientas GC Tracerde perforación con tubería de revestimiento •• Sistemas •• Drilling With Casing (DwC ™) Lodos dedePerforación •• Equipos perforación • Fluidos de Completamiento • Sistemas de liners • Control de Sólidos • Sistemas para mecanización de taladros • Herramientas para Perforación • Venta de equipos para perforación • Productos para Cementación • Sistemas expansibles sólidos • Sistemas de Liners • Tecnologías de hinchables para construcción de pozos • Sistemas de Sólidos Expandibles para Corrida corrida de de Tubulares tubulares Servicios para •• Servicios para cabeza de pozo Planeación y Desarrollo de Proyectos Integrados •• Sistemas
Colombia
Evaluación Evaluación Registros en Hueco Abierto y Revestido •• Servicios geomecánicos Registros LWD •• Servicios de laboratorio • Servicios de Geomecánica • Registro mientras se perfora (LWD) • Servicio de Laboratorio • Servicios de registros slimline para minería • Sistema de Registro Continuo de Lodo de producción y pruebas •• Servicios Pruebas de Producción •• Servicios de wireline Consultoría en Ingeniería de Yacimientos
Terminación Terminación Completamientos en Hoyo Revestido •• Terminación de pozos revestidos Completamientos en Hoyo Abierto •• Terminación de pozos abiertos Sistemas para de Control de Arena •• Estimulación reservorio Fracturamiento y Estimulación •• Control de arena
Producción
Producción
• Sistemas de Levantamiento Artificial • Facilidades de Producción • Servicios Engineered Chemistry® Optimización de la Producción Medición de • Servicios deFlujo bombeo con presión • Sistemas Engineered de Chemistry producción y agua producida Servicios de Coiled • Optimización de laTubing producción • Software • Wellhead Systems Intervención
• Intervención
• Servicios de pesca
• Servicios de Pesca • Servicios de reentrada • Servicios de Re-entry de thru-tubing Wellbore Cleaning •• Servicios para abandono de pozos Servicios Thru-tubing •• Servicios de limpieza Servicios para Abandonodedepozos Pozos •• Servicios Apertura de Ventanas en Revestimiento •
Carrera 7 No. 71-52 Torre B Piso 18 Teléfono: (1) 313 47 13 • Bogota - Colombia
www.weatherford.com
Weatherford opera en áreas estratégicas de Colombia, con instalaciones en Valledupar, Barrancabermeja, Arauca, Yopal, Villavicencio, Gachancipá, Melgar, Neiva y Bogotá
Contenido
8
Perspectivas del Sector
Negocios&
Tecnología de perforación...
16
revista
Petróleo ¿Ad Portas de una crisis mundial de nuevo tipo?
Editorial
en terreno difícil: soluciones para grandes retos
6 Perspectivas del Sector
Edición 4
8 Transporte
20
Director General: Diego Andrés Piñeros • Editor General: Juan Felipe Echeverry • Director FYGP: Vladimir Morales • Directora Pictograma Creativos: Johana Rodríguez Consejo Editorial: Diego Andrés Piñeros, Juan Felipe Echeverry, Vladimir Morales, Germán Perea, Johana Rodríguez, José Cañón, Germán Pedraza, Eduardo Ibagón Director de Arte: Manuel Roncancio • Diseño y Diagramación: Pictograma Creativos S.A.S. • Fotografía: Archivo y Cortesía • Impresión: Pictograma Creativos S.A.S. Departamento Comercial: Diana Camacho - E-mail: diana.camacho@negociosypetroleo.com • María Fernanda Medina - E-mail: mariafernanda.medina@negociosypetroleo.com • Eduardo Ibagón - E-mail: eduardo.ibagon@negociosypetroleo.com • Teléfonos: 560 33 71 - 560 27 24 • Celular: 318 802 08 27
NUESTROS SERVICIOS TRANSPORTES TECNICOS PETROLEROS S.A.S.
Desarme, Movilización y Arme de Taladros de Perforación. Transporte de Equipo Petrolero en Cama Baja y Cama Alta. Alquiler de Grúas para Izaje de Cargas. Alquiler de Cargadores Articulados Alquiler de Torres de iluminación Transporte de Herramientas y Materiales en Camión 600, 350, 100.
Calle 40 Bis # 6 - 26 // Tels: 632 33 55 • 313 347 60 94 Yopal • Casanare • Colombia www.transtecnicospetroleros.com
20
Oleoducto Bicentenario en Colombia Retos e Innovaciones
40
Comercialización de crudo On Line
Innovación y tecnología piezas claves en el crecimiento de Ecopetrol
por recuperación de gas asociado en la industria petrolera
Portada
24
Finanzas
40
Internacional
30
Tecnología
46
Opinión
36
Sociales
48
46
www.negociosypetroleo.com
Transporte
Centrales térmicas y plantas de generación eléctrica
Carrera 22 No 17 - 60 Bodega 49 • Bogotá – Colombia • Tel. Editorial: (1) 560 33 71 - 560 27 24 Tel. Producción: (1) 704 61 40 Tel. Móvil: 318 802 08 27 • negociosypetroleo@negociosypetroleo.com • www.negociosypetroleo.com
@revistaNyP
Revista Negocios y Petroleo
Revista Negocios & Petróleo
La exploración offshore:
un reto tecnológico para Colombia
Editorial L
a expectativa de lo que se estima son millonarias reservas de gas natural en el mar Caribe colombiano, sumada a la esperanza de poder hallar importantes reser vas de crudo en el mismo, ha propiciado que la exploración costa afuera, conocida como offshore, cobre fuerza nuevamente en nuestra nación tras un periodo de más de tres décadas en que Ballena, Chuchupa y Riohacha fueran los únicos campos de extracción de hidrocarburos alejados de la costa en el caribe colombiano. Esta nueva dinámica, impulsada con la adju dicación por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH de 15 áreas offshore en la Ronda Colombia 2010, cinco más en la Ronda 2012 y otras 25 más que se licitarán en la Ronda 2014, se ha visto fortalecida por el renovado interés estratégico de ECOPETROL en el offshore, mismo que se ve materializado en la extensión del contrato de asociación Guajira con Chevron Petroleum Company, la suscripción del contrato Tayrona con Exxon Mobil y Petrobras, la asociación con la compañía australiana BHP Billiton para hacerse a los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur, y el contrato de evaluación técnica suscrito con la ANH para establecer la prospectividad del bloque Carioca, contra tos que permiten a la petrolera colombiana participar en la exploración de más de 5 millones de hectáreas marinas. Sin embargo esta gran prospectiva, que augura un importante desarrollo para el sector nacional de hidrocarburos, conlleva una serie de riesgos derivados de la exploración y explotación en terreno marino, entre los cuales se cuentan las fallas geológicas, los sedimentos inestables, el gas y aguas someras, las tempestades, los ataques a la infraestructura y a tripulantes por parte de elementos terroristas, los derrames de crudo tanto en plataforma como en buques de transporte y, en general, los daños que, por lo anterior y por el desarrollo de la misma actividad, se puedan ocasionar al lecho marino y su biodiversidad, mismos que sumados a la falta de legislación clara sobre la temática y a la incertidumbre de las condiciones fiscales para dicha labor, plantean todo un reto tecnológico, el cual implica la apropiación
Germán Dario Pedraza Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo
de una serie de conocimientos, recursos y elementos necesarios para poder abordarlos correctamente. Este reto tiene varios frentes entre los que se destacan: la necesidad de una infraestructura logística y operativa suficiente que permita garantizar la seguridad del personal y las inversiones efectuadas, la apropiación de elementos para controlar eventuales derrames en altamar, una regulación jurídica más clara que le permita al estado exigir a los operadores tecnología de punta en plataformas y buques transportadores, que impida la utilización de equipos obsoletos o vetados en otros países, y finalmente una política fiscal clara frente al tema, que busque el equilibrio entre el retorno de la inversión privada, los riesgos asumidos por el inversionista y los pagos que éste ha de efectuar al Estado colombiano en retribución por la explotación que realizará. Todo esto implica el compartir conocimiento y experiencias con otras naciones y entidades que se encuentran inmersas en una dinámica similar. Conscientes de esto en la Revista Negocios & Petróleo hemos decidido tener presencia en eventos clave para dicho propósito tales como: el “3th Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition” (realizado del 9 al 11 de abril de 2013 en Cartagena de Indias), el “I Taller Regional sobre regímenes de responsabilidad civil e indemnización de daños debido a la contaminación por hidrocarburos” organizado por la DIMAR y por FIDAC - Fondos internacionales de indemnización de daños debidos a la contaminación por hidrocarburos (realizado entre el 29 de julio y el 1 de agosto de 2013 en Barranquilla) y que contó con la participación de 23 representantes de 11 países de Latinoamérica incluyendo Colombia, el Shale Colombia 2013 - Congreso para el desarrollo de los no convencionales (realizado entre el 23 y el 24 de octubre de 2013 en Cartagena de Indias) y, próximamente, el “Latin Oil & Gas: Deepwater Summit” que tendrá lugar del 2 al 4 de diciembre de 2013 en Ciudad de México, en el cual nuevamente haremos presencia y sobre el que les traeremos importante material que formará parte de nuestra próxima edición, que al igual que esta que entregamos hoy esperamos sea de su total agrado e interés.
Perspectivas del Sector
¿Ad Portas de una crisis mundial de nuevo tipo? Luis H. Hernández Profesor Universidad Nacional Escuela Superior de Administración Pública (ESAP)
U
na mirada braudeliana (Braudel, 1970), es decir, de largo aliento en el tiempo del tema energético hidrocarburífero nos permite prospectar una crisis energética de nuevo tipo. Una crisis de signo contrario a la acaecida en la década de los setenta, cuya clausura en el marco de análisis de los ciclos sistémicos de Giovanni Arrighi, la podemos ubicar en la crisis financiera de los años 2007-2008. (Arrighi, 1999). La crisis petrolera de los setenta (Centeno, 1982), ligada al alza de precios, se puede suponer que se fundamentó en la “escasez” del recurso, al punto que se consideró como una crisis energética mundial; levantando las diversas empresas y organismos económicos internacionales públicos y privados, la consigna de buscar nuevas fuentes y zonas energéticas. Por su efecto emerge el gas natural como una nueva fuente, junto al renacimiento del carbón con las termoeléctricas, las hidroeléctricas, el uso de la biomasa, el alcohol, los
8
biocombustibles, la energía eólica, la nuclear y el hidrógeno. Y entre las nuevas regiones: los lechos marinos con la exploración costa adentro, el Báltico, África y Alaska. En ese marco los precios que estaban por debajo del US$ 1 dólar el barril en los sesenta alcanzan los US$ 35 y US$ 40 dólares en los sesenta, petrodolarizando la economía. Está situación, junto a la ruptura del patrón monetario internacional por la decisión del presidente Nixon de poner fin en 1971 al sistema patrón oro en la política monetaria internacional, desplegó la fase financiera del ciclo agenciado por Estados Unidos y la hegemonía en la economía mundial del sector financiero. Esta fase comprende en los años ochenta el proceso de endeudamiento de los diversos países alrededor de la oferta y la demanda de energía. Del lado de la oferta, por parte de los países petroleros que amplían sus proceso de producción e invierten en planes desarrollistas de sus países; del lado de
Negocios& revista
Petróleo la demanda, por parte de países necesitados del crudo, entre ellos los mismos Estados Unidos que importa, en promedio, durante el periodo, el 40% de sus requerimientos. Países que tienen que pagar a altos precios las mismas cantidades y sus incrementos. En los noventa esto lleva a los procesos de privatización de los activos estatales por parte de los países
endeudados a favor de las grandes multinacionales para poder cumplir con las obligaciones financieras contraídas, situación que desemboca finalmente en la crisis financiera del 20072008, emergida en el corazón mismo de la agencia del ciclo: los EE.UU, al ritmo de una inestable pero creciente de alzas y bajas en los precios del petróleo.
Esa clausura financiera se acompaña de la apertura de nuevas expectativas referente al futuro energético mundial y, en nuestra opinión, de una crisis de nuevo tipo.
Estos hidrocarburos emergen como la sensación en el sector a raíz de los nuevos desarrollos tecnológicos y los precios altos que hacen viable su explotación; requiriendo técnicas no convencionales que liberan los hidrocarburos y reducen su viscosidad haciéndolos fluidos.
Partimos por considerar que el proceso descrito se corresponde con el auge y decadencia del dominio en el mundo de los crudos y/o hidrocarburos convencionales pues, a partir del siglo XXI con el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, la situación energética mundial tomará imprevistas consecuencias. En ese sentido suponemos que si la anterior crisis se fundó en la escasez, esta vez se prospecta en la abundancia y sus consecuencias nos resultan un reto para la imaginación. Los crudos no convencionales “son hidrocarburos que se encuentran en unas condiciones que no permiten el movimiento del fluido, bien por estar atrapados en rocas poco permeables o por tratarse de petróleos de muy alta viscosidad” (Repsol, 20002013). Son hidrocarburos que se encuentran en las llamadas pizarras bituminosas, esquistos bituminosos, o lutita bituminosa. Rocas ricas en material orgánico llamado querógeno que puede ser convertido en aceite a través del proceso químico conocido como pirólisis, o “retorting”. Son variados sus tipos, tanto líquidos como gaseosos: el petróleo de esquistos (shale oil), el petróleo de formaciones compactas (tight oil), los crudos extrapesados y las arenas bituminosas (oil-sands); el gas de esquisto (shale gas), el gas de formaciones compactas (tight gas), y el metano contenido en capas de carbón.
Este tipo de crudos representan en la actualidad el 70% de la reservas mundiales, frente al 30% de los crudos convencionales, como lo ilustra la siguiente gráfica:
Fuente: (Bolsa libre , 2011)
OIL & GAS SERVICIOS Y PROYECTOS EXPLORACIÓN OFFSHORE Pre-planeación Planeación Proyecto Control Operacional y Apoyo Logístico Cierre Proyecto Cra. 16 A No. 79 - 48, Of. 301 • Bogotá Tel.: (57 1) 474 2742
www.onesas.com.co
Perspectivas del Sector Un mapamundi de su potencialidad nos muestra la siguiente distribuci贸n:
Fuente: (Sisternes, 2013). Por continentes las reservas se hayan distribuidas de la siguiente manera:
10
Negocios& revista
Petróleo Cifras que nos dan un total por ahora calculado en 25 (MMMB) en Pizarras y 649 MMB en Kerogen. Su explotación tiene inicios desde los ochenta, pero su despegue coincide con el nuevo siglo, y su impacto en la economía mundial está por verse. La situación se hace interesante si se tiene en cuenta que estos crudos aparecen en medio de un mundo energético donde el precio del crudo tiende a estabilizarse a partir del 2008, alrededor de los US$ 100, promediando su consumo diario los 86 millones de barriles; pese a las expectativas del aumento por efecto de las demandas de los países emergentes y de la recuperación económica de los países europeos, los mismos Estados Unidos y Japón, que muestran parálisis en sus tasas de crecimiento, y dan razón a la hipótesis de la teoría del umbral. Esta hipótesis sostiene “que en toda sociedad parece haber un periodo en el que el crecimiento económico, convencionalmente entendido y medido, conlleva un mejoramiento de la calidad de vida hasta un punto determinado, el punto umbral, cruzado el cual, si hay más crecimiento económico, se empieza a deteriorar la calidad de vida” (Max-Neef, 1997). Pero también porque estos hidrocarburos habilitan la autosos tenibilidad de países como Estados Unidos, el mayor consumidor del mundo, que siendo importador desde los sesenta pasa a con vertirse nuevamente en exportador moviendo el cotarro de los precios, muy seguramente a la baja, debido a que la mayoría de los países van a contar con este tipo de recursos por lo menos durante los próximos 100 años. “Las primeras proyecciones del Departamento de Energía calculan una posible caída en los precios internacionales del crudo para el 2014, aunque todavía no muy contundente” (Petróleo & Gas. Actualidad, 2013, pág. 19). Es así entonces como, el nuevo oro negro ha llegado en un momento en que las reservas probadas de gas natural se estimaban en 60-70 años (con las nuevas reservas, EE UU se autoabastecerá durante 100 años). (Monforte, 2013). La producción anual de gas pizarra, que había sido inferior a los diez mil millones de metros cúbicos en 2000, dio un salto hasta los 95 mil millones en 2009, convirtiendo a EE.UU. en el mayor productor de gas natural del mundo. Por su parte, las importaciones de gas, cuyas previsiones eran de aumento, llegaron a su cota máxima en 2007 y a partir de entonces empezaron a disminuir. (Tetsuo., 2011)
Es decir y para finalizar, ¿Con que sentido se pueden mover los precios de la energía en un sistema mundo donde las unidades nacionales tienden a ser energéticamente autosuficientes? La mejor respuesta que podría brindarle la historia a la humanidad sería entonces hacerla asistir a una crisis por suficiencia, que no de superproducción. Indudablemente, una crisis de nuevo tipo. Bibliografía. El futuro del petróleo. (10 de julio de 2013). Recuperado el 2 de agosto de 2013, de http://laotraopinion.net/recursos-naturales/ futuro-del-petroleo/. Arrighi, G. (1999). El largo siglo XX. (E. Akal., Ed.) España, España: Akal. Bolsa libre . (25 de mayo de 2011). Petróleo - el oro negro. Recuperado el 2 de agosto de 2013, de http://www.bolsalibre.es/ articles/view/Petroleo_el_oro_negro Braudel, F. (1970). La Historia y las Ciencias Sociales . Madrid: Alianza editorial. . Centeno, R. (1982). El petróleo y la crisis mundial. Madrid: Alianza Universidad. Expansión.com. (12 de miercoles de 2013). EL MUNDO DISPARA LAS RESERVAS NO CONVENCIONALES ¿Cuáles son las potencias que liderarán el petróleo y el gas del futuro? Recuperado el 2 de agosto de 2013, de http://www.expansion.com/2013/06/11/ empresas/energia/1370949794.html Max-Neef, M. (julio de 1997). Desarrollo sin sentido. Actualidades administrativas. Ecopetrol. . Santafé de Bogotá., Colombia: Ecopetrol. Monforte, C. (6 de agosto de 2013). Auge de los hidrocarburos no convencionales. Recuperado el 7 de agosto de 2013, de El nuevo gas que revolucionará el mapa geopolítico mundial.: http://www. cincodias.com/articulo/empresas/nuevo-gas-revolucionara-mapageopolitico-mundial/20120125cdscdiemp_2/ Petróleo & Gas. Actualidad. (febrero/marzo de 2013). ... Ilusión, euforia o realidad. Petróleo & gas, 18-19. Repsol. (2000-2013). Un horizonte no convencional. Recuperado el 1 de agosto de 2013, de http://www.repsol.com/es_es/corporacion/ prensa/newsletter/horizonte-no-convencional.aspx Sisternes, A. (13 de junio de 2013). Petróleo y gas natural: nuevo mapa energético mundial. Recuperado el 2 de agosto de 2013, de Ramkia. Comunidad financiera mundial.: http://www.rankia.com/ blog/materias-primas/1849032-petroleo-gas-natural-nuevo-mapaenergetico-mundial Tetsuo., M. (07 de 12 de 2011). La revolución del gas pizarra y Japón. Recuperado el 5 de agosto de 2013, de http://www.nippon. com/es/in-depth/a00303/
Somos una empresa especializada en Ingeniería Submarina que provee soluciones robóticas para apoyar las actividades industriales, científicas, institucionales y de seguridad. Cartagena Bosque Transversal No. 19-140 • Corredor de Carga • Tel.: (57 5) 674 5353 Bogotá: Cra. 16 A No. 79 - 48, Of. 301 • Tel.: (57 1) 474 2742 • contacto@onesas.com.co
Perspectivas del Sector
Tecnología al servicio de la logística minera Eduardo Ibagón Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo
E
n el sector de los hidrocarburos cometer un error es algo que no puede siquiera considerarse, y menos cuando se trata de la parte logística y de transporte, área en la que cualquier equivocación puede ge nerar millonarias pérdidas y, si vamos más allá, el traslado de sustancias peligrosas y otros materiales corrosivos pueden implicar un impacto ambiental irreversible y catastrófico si no se toman las medidas necesarias para garantizar un transporte seguro. Así las cosas, hacer parte del midstream significa que los procesos deben ser cada vez mejores en términos de efectividad y tiempo a la hora de transportar todos los insumos y materiales requeridos, lo cual se traduce en compromiso, altos estándares de calidad, seguridad y confiabilidad para sus clientes. Pero no podemos hablar únicamente del sector transporte, tam
12
bién está toda la indumentaria que coadyuva en aumentar la explotación y producción de este recurso natural, que permita brindar soluciones con tecnología de avanzada, maquinaria ca paz de cargar, elevar y transportar gran cantidad de toneladas, transformándose así en un aporte al proceso productivo de su cliente. ¿Cuáles son estas compañías? ¿Qué tipo de servicio prestan y qué tan avanzados están en tecnología logística minera? Revista Negocios y Petróleo hace una pequeña reseña sobre algunas compañías nacionales y extranjeras dedicadas al negocio del transporte y logística minera. Actualmente el sector minero energético a nivel global está pasando por uno de sus mejores momentos, generando nuevas oportunidades para que el mids tream tenga un papel protagónico, al punto
que hoy en día ya se habla de logística de terceros (3PL) e incluso proveedores (4PL) quienes, como valor agregado, ofrecen para sus clientes desde actividades de control de inventario hasta la gestión de almacenes. En Colombia la logística de terceros o 3PL se ha venido fortaleciendo gracias a la amplia explotación y co mercialización de los hidrocarburos. Esto, tanto para las compañías que se dedican únicamente a la exploración y explotación como para los transportadores genera un gana-gana, debido, entre otras cosas, a que los primeros se pueden dedicar exclusivamente a su labor, ahorrar cos tos de almacenaje carga, transporte y distribución de materiales y equipo, mientras los segundos pueden enfo carse directamente en ofrecer una alta gama de servicios con tecnología de punta generando un alto clima de confiabilidad para sus clientes.
Negocios& revista
Petróleo
TRANSPORTES TECNICOS PETROLEROS S.A.S.
TRANSPORTES TÉCNICOS PETROLEROS S.A.S El transporte de hidrocarburos es una función clave en la cadena de suministro ya que actúa como un vínculo físico entre clientes y proveedores, de esta manera, Transportes Técnicos Petroleros S.A.S, una empresa colom bia na que tiene su sede en Yopal (Casanare) tiene un portafolio de ser vicios que va desde el alquiler de torres de iluminación hasta el transporte y alquiler de grúas para izaje de cargas, lo cual permite de manera efectiva e integral crear un flujo continuo de materiales y recursos buscando de manera oportuna la satisfacción de sus clientes. Todos los vehículos y equipos
son certificados con las medidas nece sarias para las operaciones exigidas por las compañías petroleras. Dentro de sus servicios encontramos:
• Desarme, movilización y arme de taladros de perforación
• Transporte y alquiler de grúas para
izaje de cargas: Alquiler de cargadores articulados: Alquiler de torres de iluminación: Transporte de gas natural: Transporte de equipo y tubería en cama baja y alta: • Transporte de herramientas y mate riales en camión 600, 350 y 100
• • • •
TETON
POLÍTICA AMBIENTAL REVISIÓN GERENCIAL Perspectivas del Sector PLANIFICACIÓN
WISETRACK CHILE S.A. TRANS INHERCOR LTDA. Oficina Central Bogotá - Cra. 82 No. 25 C - 70 - Barrio Satisfacer las necesidades de la industria minera, Modelia • Tel. (57+1) 295 1000 • Cel. 313 2092207 en especial aquellas relacionadas a la cadena de suministro, es un atractivo campo para los distintos proveedores de servicios y productos, quienes ven ahí un nicho económicamente rentable; lleno de desafíos e innovaciones. Trans Inhercor Ltda., fundada en 1999, es una organización especializada en el transporte de equipos, materiales, suministros, carga pesada y extradimensionada para el sector energético. Su sede actualmente está en Bogotá aunque cuenta con oficinas en Cartagena, Santa Marta, Yopal y Buenaventura. Dentro de su portafolio de servicios Tran Inhercor cuenta con el alquiler de grúas con plumas telescópicas y equipos especializados para transportar carga liviana y pesada, así como carrotanques con capacidad de 500 a 11.000 galones acondicionados especialmente para el transporte de hidrocarburos, equipos de izaje con capacidad de carga de 10 a 100 toneladas, manipulación y movilización de cargas, equipos, materiales y suministros.
La logística 4PL es aquella que actúa como interfaz entre el cliente y los múltiples proveedores buscando integrar todos los procesos de servicio respaldados tecnológicamente para garantizar un nivel de cum plimiento favorable y eficiente en el menor tiempo posible. Así las cosas Wisetrack es una empresa chilena de desarrollo y soluciones tecnológicas orientadas a optimizar los procesos logísticos de transporte a través de la integración y desarrollo de Hardware y software para, entre otras cosas, el sector minero energético. ¿Cómo lo hace? Con base en un sistema satelital, e instalando un GPRS (General Packet Radio Service) en el automotor ellos monitorean, controlan y auditan en línea la ruta que hace el mismo, por ejemplo, determinando las alertas posibles en zonas de riego cuando el conductor transita por ellas, la temperatura del material que transportan, la visualización del recorrido, reportes de velocidad e incluso un sistema de “caja negra” que graba los últimos 10 minutos de posición y velocidad, para que en caso de algún accidente, se pueda tener un historial completo de las posibles causas del suceso. (Vea más información en http://www.wisetrack.cl)
MECALUX S.A. Esta empresa española líder en sistemas de diseño, fabricación, comercialización y prestación de los servicios relacionados con el almacenamiento de productos, busca entregar en forma permanente soluciones efectivas para el sector minero con altos niveles de seguridad y eficiencia. Actualmente están desarrollando un software llamado Easy WMS, que controla y optimiza los procesos logísticos de recepción, almacenaje y distribución para cualquier tipo de bodega, registrando de manera organizada y rápida la entrada y salida de cualquier producto evitando el exceso de stocks (Vea más información en www.mecalux.es). En conclusión, este tipo mejoras tecnológicas ayuda no sólo a favorecer los procesos logísticos del transporte sino a prevenir cualquier riesgo que eso conlleve, porque, como es bien sabido, transportar cualquier tipo de hidrocarburo genera un alto impacto medioambiental si no se toman las medidas necesarias para prevenir accidentes. 14
Perspectivas del Sector
Tecnología de perforación en terreno difícil Comité de Redacción Revista Negocios & Petróleo
L
soluciones para grandes retos
a exploración y perforación de hidrocarburos son ac tividades que demandan tiempo y recursos financieros, y que pueden implicar además gastos onerosos en transporte, construcción de vías, drenaje de pantanos, desmonte de selvas, etc., que convierten esta actividad en un azar de probabilidades donde, si el pozo resulta estar seco, las pérdidas serían desastrosas. Por eso un equipo de perforación sólo se instala y comienza a perforar cuando después de varios estudios realizados (suelos, textura y tamaños de los ripios, porosidad, color, cantidad de aceite encontrado) se llega a un acuerdo sobre la locación más apta para la búsqueda de hidrocarburos en el subsuelo.
Alguien dijo que aunque no es posible conocer el futuro siempre es bueno estar preparado para cuando llegue, por eso en este artículo queremos mostrar las diferentes tecnologías en exploración y perforación que se están utilizando actualmente, unas son novedosas, como por ejemplo, los estudios que viene realizando la petrolera Shell en el ártico donde están financiando un proyecto investigativo desde el 2009 para entrenar perros que puedan hallar vertimientos de petróleo bajo la nieve y el hielo1, otras no lo son, sin embargo sí evolucionan permitiendo ser más precisos a la hora de trabajar en nuevos terrenos dándole robustez, seguridad y rentabilidad al upstream petrolero.
1
16
Artículo Shell utilizará perros para hallar vertidos de petróleo bajo la nieve y el hielo en el Ártico. Publicado el 12 de marzo de 2012 http:// sp.ria.ru/ecology/20120313/153095504.html
Negocios& revista
Petróleo 1. Pozos Horizontales Este tipo de perforaciones no son una novedad en la industria petrolera, sin embargo cada vez más están siendo utilizadas para la extracción de hidrocarburos. Los pozos horizontales se realizan con la intención de perforar los horizontes productivos y no se limitan solo al espesor neto de las formaciones de tipo convencional, así entonces, la perforación horizontal permite perforar de costado para alcanzar un objetivo específico que puede estar situado a cierta distancia de una plataforma en alta mar o en virtud de una ciudad u otra área donde la perforación vertical es imposible; su longitud depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo. La forma en que funciona la perforación horizontal es mediante el uso de un dispositivo llamado un motor de lodo que gira por la fuerza del fluido de perforación y bombea hacia abajo la tubería de perforación. Debido a que el motor puede hacer el giro de la broca de la tubería de perforación en sí mismo, no tiene que moverse. Si hay una curva integrada al motor, quizás sólo 3 grados puedan hacer que doble en aquella dirección. Esto además se complementa con la tecnología de Medición durante la Perforación (MWD) y la Adquisición de Registros durante la Perforación (LWD) como lo hablamos más adelante.
2. Perforación Coiled Tubing (CT) con fibra óptica La unidad de Coiled Tubing es una unidad autónoma de reparación workover, fácilmente transportable e hidráulica, que inyecta y recupera una tubería flexible y continua dentro
de una linea más grande de tubing o casing. Este sistema no requiere de un equipo adicional de workover y puede ser utilizado en pozos vivos permitiendo la continua inyección de fluidos o nitrógeno mientras se continúa moviendo la tubería flexible. En algunos ambientes esta tecnología ofrece ventajas económicas sobre la perforación convencional a través de tubos unificados. También tiene un menor impacto en el ambiente y mejora la seguridad en el pozo. Sus mayores ventajas son el fácil y rápido almacenaje y transporte, su tubería es más flexible y no necesita manipularla o estibarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo. Sin embargo, en 2010 dos ingenieros de la petrolera Petrobras combinaron esta técnica con tecnología convencional. La fibra óptica. Así entonces, inyectaron en el Coiled Tubing un cable de 1,8mm de espesor para hacer mediciones y lecturas en tiempo real de la temperatura transmitidas directamente a la superficie desde la profundidad del pozo. Para realizar dicho registro se cuenta con una herramienta posicionada en la punta del CT (coiled tubing) que, además de medir CCL (Coiled Collar Logging), brinda lecturas de presión por directa y anular del CT y temperatura. De esta manera transmite a superficie, a través de una fibra óptica de 1,8 mm de espesor, que va inyectada por dentro del CT. La fibra óptica, al ser tan fina, no adiciona pérdidas de carga en el sistema, no da peso adicional a la tubería, permite fácilmente el pasaje de bolitas de N2 por dentro del CT y, por último, tiene un límite de temperatura de 250° F2.
2
Barbalace Gamiochipi, Fernando Andrés; Vistoso, Víctor. Primer trabajo de Coiled Tubing con fibra óptica de Argentina (2010) p. 80
Perspectivas del Sector 3. Diferentes tipos de Perfiles eléctricos Mudlogging: Mud-logging es uno de los primeros métodos de evaluación dis ponible durante la perforación de un pozo exploratorio. Consiste en el monitoreo continuo hecho durante la excavación de un pozo que incluye la mediciones relacionadas con las operaciones de perforación en sí y las relaciones de evaluación de formaciones. Durante ésta, el lodo de perforación trae fragmentos de roca a la superficie donde son analizados para detectar presencia de hidrocarburos analizando el color, litología, textura (tamaño de los granos), fluorescencia bajo los rayos ultravioletas para determinar la presencia de gas o petróleo, etc.
Si bien esta tecnología se viene desarrollando desde la segunda década del siglo XX, la evolución y el mejoramiento de las técnicas para medición y ubicación de los fluidos de las formaciones ha avanzado considerablemente al punto que ya se puede dilucidar con un margen alto de posibilidades donde se puede perforar y extraer el aceite. El perfilaje o medición de perfiles eléctricos consiste en colocar una herramienta (sonda) al extremo final de un cable e introducirla dentro de un pozo para medir las propiedades de las rocas y los fluidos de las formaciones (dicho monitoreo es usualmente desarrollado a medida que la sonda es retirada del hoyo). Una interpretación de estas mediciones es realizada para localizar y cuantificar las profundidades de las zonas potencialmente contenedoras de hidrocarburos, en otros casos sólo se utiliza para medir la porosidad, litología, composición mineralógica y textura de las rocas. Teniendo en cuenta lo anterior, hay múltiples métodos de evaluación disponibles para la perforación de pozos petroleros y a continuación nombraremos algunos: 18
Perforaciones con tecnología de medi ción en tiempo real MWD/LWD: La adquisición de registros mientras se perfora, o Loggin While Drilling (LWD) por sus siglas en inglés, es la tecnología de tomar medidas de las propiedades de las formaciones mientras se está construyendo el pozo permitiendo medir en tiempo real la naturaleza de las formaciones de la roca perforada e identificando la ubicación probable de los hidrocarburos. La resistividad de formación en tiempo real, la información sobre la litología y la porosidad adquirida durante la per foración, permiten a los geólogos eva luar y visualizar la formación alrededor del pozo antes que ocurra un daño a la formación o que se provoque una invasión de lodo. Contar con toda esta información en tiempo real ha permitido el desarrollo de procesos tales como la geonavegación midiendo, por ejemplo, la resistividad, densidad y Rayos Gamma de la formación, así como su porosidad neutrónica del pozo, utilizando dicha información para ubicarlo en la posición óptima con respecto a los límites de capas o contactos de fluidos, asegurando la realización de procesos de perforación más seguros y eficientes. Cased Hole Logging: El perfilaje a hoyo revestido o entubado consiste en bajar un conjunto de sensores o un cañón de perforación dentro del pozo al final de un cable conductor, luego que éste ha sido revestido con cemento. Este proceso de
Negocios& revista
Petróleo cementación es realizado por lo ge ne ral por compañías de servicios especializadas y consiste en colocar una capa de cemento en el espacio anular que hay entre la pared del pozo y la cara externa del casing con el objeto de aislar las diferentes zonas permeables impidiendo que fluidos de zonas de alta presión puedan circular a zonas de menor presión o evitar la posibilidad de poner en producción capas acuíferas. Una vez fraguado el cemento (entre 18 y 24 horas después) se elabora un perfil de Control de Cemento (CBL-VDL) que permitirá evaluar las características de aislamiento entre las diferentes capas productoras del pozo. Finalmente al momento de poner a producir el pozo se deberá punzar (agujerear el casing) con cargas explosivas únicamente en las capas que, de acuerdo con datos geo lógicos y mediante la interpretación de perfiles a pozo abierto, son de interés productivo. A través de estos huecos (de 12 a 36 por metro) fluye el petróleo (o gas en el caso de capas gasíferas) hacia el pozo para ser extraído a superficie. Toma y análisis de núcleos: Consiste en extraer muestras de la formación y sus fluidos porales directamente del sub suelo hasta la superficie, preservarlos y transportarlos al laboratorio para sus respectivos análisis. Basados en la extracción estas muestras pueden ser de
dos tipos: Núcleos continuos (Whole Core) y Núcleos de pared (Slidewall Core) las primeras se hacen extrayendo un tapón del terreno explorado para enviarlo a laboratorio donde a su vez lo recortan en otros tapones con un diámetro más pequeño permitiendo medir más fácil propiedades petrofísicas entre otras; los segundos, una vez perforado el pozo, se toman muestras generalmente seleccionadas con los perfiles, permitiendo identificar más rápido y a menor costo zonas de mayor interés.
4. Sísmica en 4D Los métodos sísmicos son un tipo de método geofísico para la exploración y producción de hidrocarburos que consiste en generar ondas sísmicas usando explosivos, vibradores u otros equipos, produciendo artificialmente un pequeño terremoto y detectando los tiempos de llegada de las ondas producidas a los geófonos en superficie. Una vez reflejadas o refractadas en las distintas formaciones geológicas se puede obtener una imagen muy aproximada de las discontinuidades sísmicas con los tiempos de llegada y las velocidades de propagación. De esta manera se obtiene información adicional para evaluar las reservas con mayor certeza y producir hidrocarburos de forma más efectiva, hablando en términos monetarios. La sísmica en 4D
es la combinación de la metodología de sísmica 3D (longitud, anchura y profundidad) con la aplicación de lapsos de tiempo para revelar la posición y movimientos de fluidos dentro de los depósitos. Petroleras co mo Schlumberger y Statoil las están implementando on-shore y offshore respectivamente y, adicionalmente, con base en esta tecnología, se están desarrollando mapas de fallas y sub si dencia que permiten develar las propiedades de los yacimientos (satu ración de gas, de agua, de aceite, temperatura, densidad, etc.) evitando así peligros a la hora de perforar los pozos.
Fuentes Gutierrez, Mallerlis, Interpretación de Perfiles de Petróleo (Tema No.1) Barbalace Gamiochipi, Fernando An drés; Vistoso, Víctor. Primer trabajo de Coiled Tubing con fibra óptica de Argentina (2010) p. 80 Bargaach Saad, Falconer Ian, (et.al). LWD en tiempo real: Registros para la perforación (2000) Blog Gustato Financial Service http:// gustato.com/petroleo/Petroleo2.html Revista la comunidad Petrolera www.lacomunidadpetrolera.com
Nueva sede, Chia Cundinamarca
Plataformas para trabajo en altura
MCALLISTER
Grúas Articuladas sobre Camión
Telehandlers
Montacargas
RENTA / VENTA / SERVICIO
Grúas Hidráulicas
Vehículos utilitarios Industriales
Compresores portátiles
Torres de iluminación
E McAllister SAS Autopista Nor te Km 19 PBX 6762177 Directo: 668-5066 maquinaria@emcallister.com Chia - Cundinamarca www.facebook.com/EMcAllister www.emcallister.com
Transporte
Oleoducto
Bicentenario en Colombia Germán D. Perea Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo
E
l Oleoducto Bicentenario de Colombia (OBC) es una innovación en todo sentido, en todas sus facetas y dimensiones, modernizó el negocio petrolero a nivel nacional, permitió la llegada de nuevas tecnologías de construcción, fortaleció la ingeniería colombiana, generó un nuevo modelo de negocio en el sector petrolero en el país, ha venido resolviendo con creatividad obstáculos sociales y ambientales de gran complejidad, e implementó un esquema de financiamiento único en Colombia. El oleoducto nace de la necesidad de Ecopetrol y de otras petroleras para transportar el crudo de los Llanos orientales al puerto de Coveñas, necesidad planteada de manera explícita y directa en el plan de evacuación de crudos de Ecopetrol. Con la entrada en operación del oleoducto, el costo de transporte se reducirá pues actualmente el transporte por carretera desde los Llanos Orientales hasta Coveñas cuesta alrededor de 24 dólares por barril, mientras que por el oleoducto costará entre 7 y 8 dólares. Un efecto importante a considerar es el impacto en el tráfico de la vía entre Bogotá y Villavicencio, por la que hoy circulan más de 1.800 carro tanques moviendo crudo.
20
Retos e Innovaciones La disminución de dicho tráfico facilitará la circulación vehicular por esta importante carretera colombiana, así mismo el mantenimiento de la misma será más fácil y barato.
Negocios& revista
Petróleo DATOS CLAVE La inversión estimada para la construcción de la Fase 1 Extensión de la Fase 1 Barriles promedio día a transportar Fase 1 Fecha de inicio estimada de operaciones Fase 1
1.031 millones de dólares 230 kilómetros 110.000 Octubre de 2013
Extensión total del proyecto
960 kilómetros
El costo total estimado del proyecto
4.200 millones de dólares
Barriles promedio a transportar Fase 3
140.000
Pacific Rubiales Energy, Petrominerales Colombia Ltda., Hocol S.A., Canacol Energy S.A., Vetra Exploración y Pro ducción S.A.S y Grupo C&C Energy (Barbados) Ltda., constituyeron la socie dad colombiana Oleo ducto Bicentenario de Colombia S.A.S. De esta naciente empresa Ecopetrol con servo el 55% de las acciones, Pacific Rubiales el 30% y el 15% restante fueron suscritas por los otros accionistas.
Reto financiero
Fuente: bicentenario.com
La ejecución del Oleoducto Bicentenario comprenderá cuatro grandes fases, en tre Araguaney, en el departamento de Casanare y Cartagena, en el departamento de Bolívar.
continuación daremos un rápido vistazo a los más relevantes, tratando de ver cómo fue el proceso de innovación.
• La fase 1 entre las estaciones de Araguaney (Casanare) y Banadía (Arauca). • La fase 2 entre Banadía (Arauca) con la estación de Ayacucho (Cesar). • La fase 3 une la estación de Ayacucho con la de Coveñas (Sucre). • La fase 4 irá desde la estación de Co veñas hasta la refinería de Cartagena (Bolívar).
El proceso de ideación del oleoducto encontró tierra fértil en Ecopetrol donde los ingenieros de diversas áreas y su presidente plantearon varias soluciones que podrían remediar el problema de transporte del crudo de los Llanos orientales. En marzo de 2010 aproximadamente 58 compañías petroleras manifestaron su intención de participar en el oleoducto. De este proceso y luego de varias sesiones de negociación en diciembre de 2010 siete compañías productoras de crudo -Ecopetrol S.A.,
Un proyecto de esta naturaleza nece sita un líder con las calificaciones, experiencia y habilidades necesarias, acertadamente la compañía nombró co mo director a Fernando Gutiérrez Mon tes, ingeniero civil de la Universidad Nacional con 15 años de experiencia en el distrito de oleoductos de Ecopetrol, Gerente del Oleoducto Caño LimónCoveñas, posteriormente Director del Distrito de Oleoductos de Ecopetrol y Vi cepresidente de Transporte de Ecopetrol.
Reto constitución y arranque
Una vez constituida la empresa otro gran reto que enfrentó el OBC fue ges tionar el capital necesario para llevar a cabo la primera etapa, este reto requirió gran creatividad financiera, pues debía tener en cuenta múltiples variables como la regulación financiera colombiana, la situación cambiaria del país, la capacidad crediticia de los socios, entre otros. La compañía optó por una alternativa de financiamiento con bancos colombianos que requirió contar como agente estructurador a Corficolombiana Banca de Inversión, como asesores financieros Nexus Banca de Inversión e Internacional MBA Lazard; y como asesores legales las firmas Gómez Pinzón Zuleta y Allen & Overy. OBC estructuró un crédito sindicado por 1.200 millones de dólares otorgado el 8
Como todo proyecto de innovación, el OBC tuvo que enfrentar y resolver retos en diferentes dimensiones, a
INVESTIGACIÓN MARINA PARA PROYECTOS COSTA AFUERA (SÍSMICA MARINA 2D, 3D & EMG E INSPECCIÓN DE PELIGROS DE FONDO)
Cra. 16 A No. 79 - 48, Of. 301 • Bogotá Tel.: (57 1) 474 2742
www.onesas.com.co
Transporte de mayo de 2012, con plazo a 12 años por los bancos Ban colombia, Banco de Bogotá, Davivienda, BBVA, Banco de Occidente, Banco Popular, Banco Agrario, Banco Santander (hoy Corpobanca), Banco AV Villas y GNB Sudameris. Esta hazaña financiera le valió a OBC el reconocimiento de la publicación Latin Finances a la mejor financiación del sector petrolero en América Latina del año 2012.
Vale la pena resaltar que los problemas que tuvo el OBC en estos asuntos retrasaron el cronograma de construcción más de un año, hoy no se cuenta con información que muestre cuál es el tamaño de los sobre costos causados. Así entonces, queda claro que el reto social y ambiental del OBC para las futuras fases requiere una planeación y diseño por lo menos de la misma magnitud que la de los diseños técnicos que tienen.
El reto técnico El OBC es el oleoducto con mayor capacidad del país con más de 1 metro de diámetro (42 pulgadas) tendrá capacidad para transportar 600 mil barriles diarios, tan solo su llenado inicial requerirá más de 1 millón de barriles. La primera fase operará a una capacidad inferior para adaptarse a la capacidad de Caño Limón-Coveñas; recorre 230 kilómetros el pie de monte desde Yopal (Estación de Araguaney) a Saravena (estación Banadía). Cabe resaltar que el reto técnico que implica una obra de estas características fue resuelto en su mayoría por ingenieros colombianos, pues la ingeniería de diseño fue realizada por personal de Ecopetrol e, igualmente, la ingeniería de detalle así como la final fueron hechas por una firma estadounidense con ingenieros colombianos. La primera etapa del oleoducto fue adjudicada a la compañía italiana Sicim, quien cuenta con más de 40 años de experiencia en la construcción de oleoductos y otros proyectos de tuberías, y que en la actualidad tiene en ejecución más de 17 proyectos en África, Europa, Asia y América, entre los cuales destaca, además del Oleoducto Bicentenario en Colombia, el gasoducto de Tamazunchale con 233 kilómetros en México y el sistema de distribución de gas natural de Ica en Perú.
Reto social El mayor obstáculo que se enfrentó no fue técnico, fue comunitario y ambiental. El OBC ha tenido que trabajar con entereza para que su construcción y operación sea concertada y armónica con las comunidades y municipios que atraviesa. Durante los más de 2 años de construcción se produjeron conflictos con las comunidades aledañas, como la demanda por parte del personero de Nuchia, la suspensión de la licencia ambiental por la demanda de un ciudadano por la afectación de un aljibe y las protestas indígenas el Tame y Puerto Rondón. Sin embargo, el OBC ha invertido una gran cantidad de recursos en programas sociales pavimentando carreteras, arreglando escuelas, construyendo salones comunales, escenarios depor tivos, desarrollando procesos de fortalecimiento empresarial, y ciclos de capacitación a periodistas locales. Ojalá el OBC sea para esas comunidades una fuente de autodesarrollo y no genere un modelo paternalista que en el largo plazo afecte negativamente la cultura y la productividad.
22
Reto de Seguridad Para nadie es un secreto que la región en la que se construyó la primera fase de OBC es una de las zonas con mayor presencia de grupos al margen de la ley en Colombia. Solamente durante en el 2013 se han presentado más de cuatro voladuras al oleoducto Caño Limón-Coveñas en la zona. Así mismo fueron secuestrados tres ingenieros en el municipio de Saravena, quemada maquinaria de SICIM y también se presentaron varias amenazas al personal de OBC. Afortunadamente, el Ejército Nacional y la Policía Nacional hicieron esfuerzos importantes por proteger al personal de OBC y a la población civil, permitiendo que la obra no se viera afectada de manera significativa por este asunto. Desde su diseño, OBC consciente de la situación de orden público, integró al oleoducto sistemas de fibra óptica para cerrar las válvulas ante cualquier emergencia y para que haga que su estructura soporte ataques terroristas; la compañía Motorola se encargó de este desarrollo para el primer tramo. La fase 2, más larga y compleja, enfrentará retos similares y aún mayores. Colombia y los socios de OBC confían en que los aprendizajes de la primera fase servirán para incrementar sus procesos de innovación, aumentar su eficiencia y continuar respondiendo a los retos que un proyecto de esta magnitud impone.
Portada
CENIT, un nuevo hito en logística, transporte y
almacenamiento de hidrocarburos ENTREVISTA Diego Piñeros Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo 24
Camilo Marulanda López, Presidente de CENIT la empresa de logística, transporte y almacenamiento de hidrocarburos más importante del país, en entrevista con la Revista Negocios & Petróleo, habla sobre los retos, planes y proyectos que tiene la entidad a un poco más de un año de su creación y a seis meses de su funcionamiento.
N&P: ¿Por qué se creó CENIT? CML: CENIT es una iniciativa que se discutió en el seno de la junta directiva de ECOPETROL S.A, creada en julio del 2012 y que viene operando desde abril de este año buscando tres objetivos fundamentales: El primero, el más básico, lograr el incremento en las capacidades tanto de los oleoductos como de los poli ductos para soportar el crecimiento de la producción del país; el segundo, lograr una compañía independiente que le preste servicios, no solo a ECOPETROL, sino a todos los productores del país y, tercero,
lograr un esquema donde converjan res ponsablemente los dos anteriores objeti vos siendo mucho más claros agregando, adicionalmente, objetivos como eficiencia y seguridad en los procesos. CENIT es una compañía que recibió cerca de 25 billones de pesos en ac tivos, representados en los activos de transporte de ECOPETROL, más de 8.000 kilómetros entre oleoductos y poliductos, y la participación accionaria de cinco compañías: OCENSA, Oleo ducto de Colombia, Oleoducto de los Llanos y Oleoducto Bicentenario. Para 25
Portada que se tenga una idea de la magnitud de este proyecto, CENIT se convierte en la segunda compañía más grande del país, después de ECOPETROL. En términos de utilidad operativa, yo creo que para este año vamos a estar por encima de los 1.000 millones de dólares, incluyendo los resultados en filiales, dejando por delante un reto muy grande para nosotros de aumentar la capacidad de oleoductos en nuestro país donde la producción llegaría a cerca de un 1 millón 350 mil barriles de petróleo por día, para soportar el crecimiento de la demanda y así eliminar el flujo de carro tanques que circulan por todo el territorio. El segundo objetivo es lograr una compañía robusta financieramente, eficiente y que genere más capital para sus accionistas, el tercero es que todos los actores del sector de los hidrocarburos tengan donde acudir para que se les puedan solucionar su necesidades de transporte. N&P: A seis meses de su apertura, ¿Cómo va la evolución de la empresa y cuáles son los principales retos para el cumplimiento de los objetivos? CML: Con tan solo un año de ser fundada y seis meses operando, la compañía ha generado unos resultados muy buenos tanto en términos financieros como operativos logrando ser autosuficiente financieramente, es decir, estamos invirtiendo cerca de 800 millones de dólares en nuevos proyectos de manera directa y cerca de 600 millones de dólares a través de las filiales, y no ha requerido aportes de sus socios. Para este año teníamos un objetivo importante, donde hemos avanzado de manera significativa y es el crecimiento del 30% de la infraestructura del transporte llegando a buenos términos con tres proyectos que son fundamentales: El primero, la ampliación del oleoducto de Colombia que nos da cerca de 40 mil barriles más de crudo al día, el segundo, la ampliación del oleoducto Trasandino, otros 45 mil barriles de petróleo por día y el tercero, la terminación del oleoducto Bicentenario que son 110 26
mil barriles por día adicionales. Lo anterior genera un incremento en la evacuación de petróleo de casi de 200 mil barriles de petróleo en este año y, más importante aún, estamos avanzando en dos proyectos que son fundamentales para lograr esa meta de 1 millón 350 mil barriles que son las dos ampliaciones de CENSA, un oleoducto que va desde los llanos hasta Coveñas, y en el cual nosotros tenemos cerca del 75% de participación y cuya capacidad la vamos a incrementar a 170 mil barriles por día. Para diciembre de 2015 esas dos ampliaciones ya deben estar listas y con eso ya deberemos llegar a 1 millón 350, 1 millón 450 mil barriles de petróleo al día, respectivamente. N&P: ¿Cuándo entra CENIT en escena, teniendo en cuenta el déficit en materia de infraestructura vial qué tiene Colombia, qué se encuentra y qué retos asume? CML: Encontramos grandes opor tunidades, también algunos proyectos en desarrollo; actualmente, el país transporta entre 120 mil y 140 mil barriles por carro tanque. Si tenemos en cuenta esto, CENIT asume el reto de incrementar la capacidad de los ductos para eliminar progresivamente el transporte por carretera, por eso la importancia para nosotros en crecer el 30% este año en la construcción de oleoductos, porque esto soluciona no solo el problema a corto plazo en materia de producción, ya que hoy Colombia produce 1 millón 50 mil barriles de crudo y al final del año, con esta mejora, aumentaríamos 50 mil barriles más aproximadamente, sino que genera comodidad para crecimientos futuros que permitirían coadyuvar y mantener estable el ritmo de la producción de crudo aún si se presentase alguna emergencia operativa. Es más, nosotros no nos queremos conformar con la meta de 1 millón 350 mil barriles de crudo si no que desde ya estamos trabajando para madurar algunos proyectos (la segunda y tercera fase del Oleoducto Bicentenario y la
Negocios& revista
Petróleo construcción del Oleoducto del Pacífico en sinergia con la compañía canadiense ENBRIDGE) para que, si se necesita, podamos ampliar adicionalmente la infraestructura del país. Por otro lado, CENIT también lleva un adelanto significativo en el tema de puertos, por ejemplo, en Coveñas estamos construyendo uno con mayor capacidad de almacenamiento, también hay unas inversiones bastante interesantes viabilizar a Cartagena como un puerto alterno. Así mismo, para nuestra tranquilidad el 95% del plan de inversiones para la compañía ya tienen licencia ambiental y lo único que nos hace falta es empezar a avanzar en la ejecución de los proyectos para dar los resultados que estamos esperando. N&P: ¿Qué opina de aquellos que consideran que la escisión de Ecopetrol no es sino una mala movida hacia los accionistas de esta empresa al separar una importante unidad de negocio dentro del sector como lo que ahora lidera Cenit? CML: Yo le cuento parte del análisis que hicimos en ese momento, lo primero es un tema de tendencia mundial, revisamos casos de varias compañías internacionales que separaron sus negocios de transporte de los sectores de exploración y producción dándole un mayor protagonismo porque se dieron cuenta que son negocios muy distintos, que requieren de un enfoque individual en términos gerenciales y que tienen unas oportunidades diferentes pero que a su vez se complementan con el upstream y downstream de la industria petrolera, entonces, tener una compañía especializada en transporte y logística asegura tener una gerencia enfocada a las prioridades para desarrollar de manera efectiva ese negocio y creo que esos beneficios ya se están viendo, de hecho, cuando revisamos los resultados de las experiencias internacionales las compañías que han hecho ese tipo de cambios, éstas han subido considerablemente su valor y han complementado mejor los sectores de exploración y producción. En segundo lugar, en la industria de los hidrocarburos quien tiene el negocio más grande vale más, es decir, en el sector de exploración y producción, y para los inversionistas no es fácil reconocer la importancia que tiene el negocio o los negocios conexos al mismo como es el caso del transporte y la logística, sin embargo, cuando se separan y se tienen bien definidos, ayudan a revelar la verdadera trascendencia que tiene las operaciones midstream en el sector; y en tercer lugar, esta compañía tiene un estado financiero bastante limpio al igual que sus compañías afiliadas porque la naturaleza del negocio de éstas son distintas por tener una estructura de capital con mucha más deuda pero con un flujo de caja más estable. N&P: Nuestra presente edición tiene como una temática central la tecnología al servicio del sector minero-
Portada energético, precisamente por ello queremos preguntarle, al ser una empresa de reciente creación, ¿qué tipo de innovaciones tecnológicas está implementando CENIT para facilitar los procesos logísticos? CML: Hay temas que estamos revisando, por ejemplo, tecnologías de calentamiento de crudo para mejorar la fluidez del mismo dentro de los ductos, esa es una de las prioridades que tenemos. Otra es una técnica de codilusión con gas propano y los resultados fueron óptimos y estamos esperando si tomamos la decisión de utilizarlo comercialmente o no y actualmente nuestro equipo de ingeniería y de proyectos está mirando nuevas tecnologías de tubos, válvulas y bombas que nos permitan reducir costos y aumentar la productividad y ser más eficientes a la hora de transportar más cantidad de barriles por la misma infraestructura y el mismo valor. N&P: En ese sentido, ¿podemos decir que CENIT está ha ciendo innovación o está trayendo innovación de otra parte? CML: Las dos. Hay proyectos que estamos trabajando en sinergia con el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) donde se hacen pruebas en campo y en laboratorios con tecnologías que se aplican y a su vez, con los socios estratégicos que tenemos podemos acceder a nuevas herramientas tecnológicas para replicarlas en nuestro país. N&P: ¿Cómo ve usted el interés de las empresas privadas en participar en el mercado que ahora domina Cenit con sus socios en los oleoductos, como una manera de querer competir o de complementar el mainstream petrolero? CML: Nosotros lo vemos como algo complementario, y tampoco le tenemos miedo a competir, yo creo que cuando la competencia es sana eso nos obliga a ser más eficientes; de hecho, con varias compañías que hay en el país hemos conversado, con otras estamos desarrollando proyectos, como por ejemplo el tema de las líneas afluentes donde
28
buscamos que estas compañías se conecten con las líneas troncales para generar libre acceso y mejoramiento en los procesos de transporte del crudo; esto nos lleva a generar, en primer lugar, mejores incentivos para que se hagan esas nuevas líneas, segundo, facilitarle a estas empresas que se conecten a nuestras líneas y así nosotros nos concentramos en las troncales y ellos en las afluentes disminuyendo el transporte de hidrocarburos en camiones y por ende mejorando el impacto ambiental y social que esto genera entre los campos y las entradas de los sistemas actuales. N&P: ¿Cómo se proyecta CENIT en un futuro cercano? CML: Nosotros estamos apuntándole a un crecimiento en términos de valores importante, nosotros, con estos proyectos que estamos trabajando esperamos un incremento por el doble dígito para la compañía en los próximos 5 años. También esperamos ser un jugador grande en Colombia y que el tema del transporte de crudo no sea un problema para nadie, lo mejor es cuando nadie habla de uno y se están haciendo bien las cosas, allá queremos estar en el 2015. Que sólo se hable que hay una compañía robusta financieramente y que genera valor para sus accionistas. N&P: Ya para finalizar ¿qué acciones de Responsabilidad Social Empresarial viene adelantando CENIT? CML: Nosotros tenemos inversiones sociales en las áreas donde operamos con tres temas principales: saneamiento básico, educación y desarrollo ecológico, trabajando muy de la mano con ECOPETROL. Estamos convencidos que nosotros como parte de una industria extractiva tenemos una responsabilidad muy grande con esas comunidades para generar desarrollo y sostenibilidad. Por ejemplo, para el año entrante ya tenemos un presupuesto que está en estos momentos en aprobación de la junta directiva para la compra de materiales que coadyuven al sostenimiento de estas áreas con el propósito de ayudar a estas comunidades que viven cerca de nuestra área operativa.
Internacional
Logística a la medida Joseph Petitjean Gerente General DHL Global Forwarding Colombia
L
os sectores de exploración y producción de petróleo y gas, minería, electricidad y energía, plantas in dustriales, petroquímica, inge niería, construcción e infraestructura requieren soluciones logísticas a la medida para el transporte de sus proyectos únicos y especiales.
En cada uno de estos proyectos se mueven grandes cantidades de carga extra dimensionada y extra pesada, se transportan equipos hacia y dentro del territorio nacional, se almacenan equipos y repuestos y se manejan inventarios, entre otros aspectos de la cadena abastecimiento. La amplia experiencia en la cadena logística y las soluciones personalizadas para el manejo de carga extra dimen sionada y extra pesada son factores determinantes a la hora de seleccionar el proveedor logístico idóneo. La logística para proyectos industriales se caracteriza por ser única y especial. No solo abarca medios de transporte sino que requiere de estudios de viabilidad, diseño e ingeniería de transporte, gerenciamiento de materiales, gestión de procesos, documentos especiales, transporte seguro de cargas pesadas y fuera del medidor (no convencionales).
30
Las características especiales de este tipo de logística también exige especial atención y ha ido en incremento la seguridad y salud de las personas, la protección de equipos por tratarse de piezas exclusivas y fabricadas a la medida, el cuidado del medio ambiente y personal especializado y capacitado para proveer soluciones de acuerdo a
Negocios& revista
Petróleo las necesidades del cliente, prestar servicios integrados que minimicen los tiempos de entrega, hacer una planeación detallada para garantizar los movimientos de cada carga y que a la vez mitiguen posibles problemas antes de que surjan. A la hora de elegir un operador logístico para un proyecto industrial, ya sea para los sectores petróleo y gas, minería u otras industrias, la compañía debe considerar una serie de aspectos importantes como: • Experiencia y liderazgo • Red nacional e internacional – cobertura en los mercados a dónde quiere llegar • Recursos propios y solidez financiera • Conocimiento profundo del mercado mundial y local • Servicios básicos y de valor agregado específicos para el sector en que se mueve la compañía, tales como soluciones a la medida, transporte multimodal, agencia de aduanas, almacenamiento, distribución y agenciamiento aduanero, entre otros. • Tiempos de transporte y entrega – operaciones eficientes a costos competitivos • Entendimiento de sus necesidades logísticas a fin de recibir soluciones correctas.
INFRAESTRUCTURA PARQUE AUTOMOTOR
• Talento humano calificado que logre interpretar sus necesidades y sea su mejor asesor en logística. • Una plataforma tecnológica que integre cliente – operador para avanzar en un mercado donde la eficiencia logística es fundamental para tener respuestas oportunas. • Compromiso con el medio ambiente. Hoy los servicios de logística verde permiten reportar, analizar, minimizar y compensar las emisiones de CO2 generadas en las cadenas de suministro de sectores como el de petróleo y gas, minería y otras industrias. • Eficientes sistemas de seguridad para los equipos y materiales las 24 horas. • Sistemas de seguridad que protejan el recurso humano • Diseño de estrategias en la cadena logística • Planeación detallada de la operación logística integral
Una logística eficiente optimiza la cadena de abas tecimiento de las compañías de petróleo y gas, minería y otras industrias en sus diferentes fases de exploración, construcción y producción. El manejo adecuado de carga pesada, sobredimensionada y materiales críticos en cuanto a tiempo y valor es vital para el éxito de estas complejas operaciones logísticas.
Liderazgo, Compromiso
y Responsabilidad Gerencial VERIFICACIÓN Y ACCIONES CORRECTIVAS IMPLEMENTACIÓN Y OPERACIÓN POLÍTICA AMBIENTAL REVISIÓN GERENCIAL PLANIFICACIÓN
Teniendo en cuenta la naturaleza de la carga suministramos : • Camiones tanque desde 1.000 Gal hasta 10.000 Gal. • Cama bajas, carrocerías y furgones de 1T, Hasta 35 T. • Camionetas, Utilitarios 4 x 4 - 4 x 2 PH , Carromachos Cargadores.
Oficina Central Bogotá - Cra. 82 No. 25 C - 70 - Barrio Modelia • Tel. (57+1) 295 1000 • Cel. 321 4608199
Internacional
Latin Oil & Gas Juan Felipe Echeverry Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo
D
Deepwater Summit 2013
esde hace unos años se ha ve nido desarrollando a ni vel mundial el “World Shale Oil and Gas”, evento donde los pesos pesados del mundo de los hidrocarburos hacen presencia y con ellos las oportunidades para abrir nuevos mer cados, establecer nuevos contactos y discutir temas claves que convergen con el sector. Se trata de una oportunidad única para profundizar, cuestionar, debatir y discutir soluciones
estratégicas y técnicas para el desarrollo óptimo y robusto de la exploración y producción del petroleo y sus derivados. El próximo congreso, organizado también por CWC (Creating Oportunities, Developing Knowledge) por sus siglas en inglés, será el CWC LATIN OIL & GAS: DEEPWATER SUMMIT 2013, que se realizará del 2 al 4 de diciembre en Ciudad de México y en Negocios & Petróleo les contamos de qué se tratará. Es un foro en el que participarán expertos
32
?
es
internacionales en explotación de recursos en aguas profundas. El even to está dirigido a los actores principales de cada una de las regiones que quieren incursionar en el mundo offshore. Su obje tivo es impulsar la inversión y for mar alianzas internacionales para el avance progresivo de la producción y exploración fuera del continente. México será el anfitrión del evento pero a este asistirán representantes de más de 10 países latinoamericanos; Ponentes de la CNH (Comisión Nacional de Hidrocarburos), PEMEX y SENER serán los encargados de hablar sobre las nuevas oportunidades comerciales que México desea implementar en la explotación en aguas profundas. El foro contará con la participación
¿Q
ué
Negocios& revista
Petróleo Cra. 32 # 38 A 45 SUR PBX: (1) 720 5794 // (1) 720 5673 www.cocomeltda.com ventas@cocomeltda.com Bogotá D. C. - Colombia
de líderes de la industria offshore de es n? n é rá i Améri ca Latina en sinergia con los u a responsables en tomar las decisiones de ¿Q ticip la industria de Petróleo y Gas en México; r pa
por nombrar algunos estarán, Fluvio César Ruíz Alarcón – Consejero y Miembro de la Junta de PEMEX; Juan Carlos Zepeda – Presidente Comisión Nacional de Hidrocarburos CNH - Mario Gabriel Budebo - Asesor principal y miembro de la Junta de PEMEX; Gustavo Hernandez - Subdirector PEMEX E&P; Francisco Ferreira da Costa – Gerente de Calidad y Producción PETROBRAS E&P; Bjorn Ross; Lucía Bustamante, entre otros. Así mismo, el evento contará con espacios para networking como talleres, almuerzos y cocteles; una oportunidad ideal para ampliar su red de contactos y discutir temas de fondo sobre la explotación en costa afuera.
ué se ar? Q ¿ as ord El evento estará dividido en dos cumbres, m (2 y 3 de diciembre) y un día de talleres (4 te a ab de diciembre) éste último es opcional, es decir, n va tiene un costo adicional y el asistente decide si
CENTRO MECANIZADO DE DOBLE COLUMNA
• • • • • • • • • •
SERVICIOS
Mecanizados Reparación Mantenimiento de Maquinaria Mantenimiento industrial Desarrollo de Proyectos Outsourcing en mantenimiento Reconstrucción de Repuestos Fabricamos Repuestos con Precisión CNC Hasta 9 Toneladas Mecanizamos Eje hasta 15 Toneladas Perforamos Ejes. Hasta 5 Metros de Longitud
quiere participar o no:
Cumbre día 1
Cumbre día 2
• ¿Cómo atraer la inversión en aguas profundas? Evaluación de los marcos óptimos para América Latina. • Creación de alianzas para descubrir el potencial del desarrollo de recur sos en aguas profundas en América Latina. • Análisis de lecciones aprendidas para determinar las mejores prác ticas en la exploración y producción costa afuera. • Discusiones de mesa redonda sobre las mejores prácticas.
• Desarrollo en aguas profundas en México: Las más recientes actualizaciones. • Descubriendo oportunidades del desarrollo de recursos costa afuera a lo largo de las Américas. • Transferencia de tecnología interna cional: Garantía en la selección de la mejor tecnología para sus operaciones en aguas profundas. • La transición a las aguas profundas: ¿Qué se necesita implementar e inte grar en la actualidad para asegurar las mejores prácticas desde su comienzo?
Talleres Dinámicos • Análisis global de los regímenes contractuales y fiscales y gestión de energía. • Óptimo plan de respuestas ante emergencias: Exitosa implementación y planeación en situaciones de crisis.
Finalmente, si desea hacer su reserva desde ya, lo puede hacer de tres maneras diferentes: En línea a través de la página de internet www.cwclatamoilandgas.com; por fax diligenciando el formulario que se descarga en la página web que mencionamos anteriormente y enviándolo al +44 20 7978 0099 o por correo certificado enviando el formulario diligenciado junto con su pago a CWC Group Limited, Regent House, 16 - 18 Lombard Road, London, SW11 3RB, UK. Así mismo, hay dos opciones o paquetes de pago, el primero es asistiendo únicamente a la cumbre, es decir los días 2 y 3 de diciembre y su valor es de USD $2599, el segundo, incluye los dos talleres que se realizarán el 4 de diciembre y su valor es de USD $3399. 33
Opinión
Innovación y desarrollo tecnológico,
motores del desarrollo productivo Yesid Ojeda Papagayo Gestor Programa Nacional de Investigaciones e Innovación Colciencias
E
l entorno para el desarrollo de la actividad empresarial está in fluenciado por diversos factores, entre los más relevantes se encuentran, por una par te la consolidación del fenómeno de la globalización, que para el caso colombiano se manifiesta a través de los diversos Tratados de Libre ComercioTLC´s firmados por el Gobierno nacional y, por otra, el requerimiento a incorporar el concepto de sostenibilidad ambiental. Dichas tendencias obligan a las empresas a trabajar en un entorno que exige, además de mantener una mayor competitividad en un mundo globalizado, el disminuir los efectos negativos de la producción y utilización de los recursos naturales. Para que lo anterior sea factible, es fundamental que el sector productivo incorpore la innovación y el desarrollo tecnológico dentro de sus estrategias, con el fin de generar valor agregado a sus bienes y servicios, a través del desarrollo, transferencia y adaptación de nuevas
tecnologías, que permitan la generación de nuevos y mejores productos, así como la optimización de los procesos de transformación de las materias primas e insumos requeridos, e incluyendo las consideraciones del desarrollo sostenible. Sin embargo, el alcance del concepto de innovación debe entenderse de manera integral y trascender la tradicional definición de “incorporación al mercado de productos y procesos nuevos o sig nificativamente mejorados”, para lo cual se requiere la aplicación de los resultados de la investigación, o de cualquier otro tipo de conocimiento científico y/o tecnológico; y contemplar los aspectos de la gestión relacionados, ya que la innovación es un proceso que involucra cambios organizacionales, ac titudes gerenciales y capacidad de tra bajo interactivo con actores internos y externos a la organización, que al final se traducirá en la generación de una cultura, enfocada en el aprendizaje permanente.
A nivel estatal estos conceptos se han incorporado a las políticas, inicialmente con el surgimiento del Sistema Nacional de Innovación en el año 1995, con lo cual se amplió el alcance del accionar de Colciencias. Actualmente, el objetivo general de las políticas contenidas en el documento de “Política Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación” es el de incrementar la capacidad del país en identificar, producir, difundir, usar e integrar el conocimiento científico y tecnológico, con el propósito de mejorar la competitividad, y contribuir a la transformación productiva del país. En ese sentido, la política busca estimular tres elementos del conocimiento: la oferta (generación de conocimiento), la demanda (uso) y la interacción entre oferta y demanda, esta última a través del fortalecimiento institucional del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación-SNCTeI, dentro de cuyos objetivos específicos se encuentran, entre otros: i) Fomentar la
innovación en los sistemas productivos, ii) Fortalecer la formación del recurso humano para la investigación y la innovación, y iii) Focalizar la acción pública en áreas estratégicas.
dades del sector académico, bien sea universidades o Centros de Desarrollo Tecnológico, los cuales a su vez han contribuido a la formación de recurso humano de alto nivel.
Para el logro de dichos propósitos las entidades estatales han logrado dotar al país de normas, instrumentos y recursos para contribuir con estos desafíos. En su accionar Colciencias ha avanzado a lo largo de más de cuatro décadas en el fortalecimiento de la comunidad científica y tecnológica organizada que entiende el beneficio de la cooperación y coordinación, con un mayor, aunque aún no suficiente, número de doctores y con una aceptación del carácter estratégico de la investigación y la innovación, durante los últimos años ha sido notable el avance en la relación Universidadempresa-estado, resultado en gran parte del apoyo otorgado a proyectos y programas de I+D+i desarrollados conjuntamente por empresas y enti
Esta estrategia ha sido de gran impacto en los sectores eléctrico y de hidrocarburos, que se han distinguido por la dinámica de estructuración de iniciativas de interés de las grandes empresas del sector, que reconocen la importancia de la generación de conocimiento innovador, que les ha permitido mejorar su posición competitiva, de hecho la gran mayoría de ellas tienen presencia en otros países. Igualmente, la puesta en marcha del Pro grama de Transformación Productiva, visto como una alianza de los sectores públicos y privados, es una oportunidad para impulsar el desarrollo de sectores de clase mundial a partir de mejores y nuevos productos de alto valor agregado que amplíen la oferta exportable.
De otro lado, se anticipa un crecimiento sustancial de la industria minero-ener gética por nuevos hallazgos y aumentos de la reservas de los campos existentes derivados de las crecientes inversiones en exploración y por los altos precios del petróleo y de los otros energéticos. Para el país, es necesario avanzar en el desarrollo de clusters minero-energéticos basados en servicios especializados y productos de alto valor agregado, en un marco de sostenibilidad ambiental. De esta manera, el panorama para la in vestigación, el desarrollo y la innovación, en general es claro, dada la existencia de un marco de política que favorece el desarrollo de la I+D+i por parte del sector productivo, por tanto corresponde a la comunidad científica y tecnológica de los sectores públicos y privados coordinar y desarrollar acciones para que el conocimiento aporte a la generación de riqueza, ingreso, equidad y bienestar social.
• Penetración a estructuras confinadas • Apoyo a equipos de perforación marina • Servicios de inspección de plataformas, diques, tanques y cascos de buques • Soporte a operaciones de buceo • Inspección al interior de tuberías • Identificación de obstrucciones en el fondo marino • Análisis acústico de tuberías
• • • • • •
Servicios de inspección a alcantarillas y ductos Servicios de primera respuesta (seguridad pública) Apoyo a labores de seguridad portuaria Búsqueda, rescate y salvamento Caracterización y evalucaciones ambientales Respuesta a derrames de materiales y sustancias peligrosas • Acuicultura y pesca
Cartagena Bosque Transversal No. 19-140 • Corredor de Carga • Tel.: (57 5) 674 5353 Bogotá: Cra. 16 A No. 79 - 48, Of. 301 • Tel.: (57 1) 474 2742 • contacto@onesas.com.co
Finanzas
Tibú Germán D. Pedraza Fernández Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo
E
n la cuenca del Lago Maracaibo, situado en el occidente venezolano, un conjunto de tormentas eléctricas que ocurren unas 260 noches al año y que vistas desde la distancia parecen una sola, conforman un fenómeno natural que ha sido llamado el Relámpago del Catatumbo (cuyo nombre proviene del río Catatumbo), el cual, con un promedio de 181 descargas eléctricas por kilómetro cuadrado por año, es el principal generador de ozono del planeta. Dicho fenómeno ilumina por las noches toda la región del Catatumbo, simulando la luz de un faro que pretende guiar en la oscuridad a los navegantes que buscan tierra firme y puerto seguro, razón por la cual se le conoce también con el nombre de Faro de Maracaibo o el Faro del Catatumbo. Y es en el corazón de dicha región, del lado Colombiano, donde en el año de 1945 se abrió paso Tibú, y desde entonces, apenas siendo un corregimiento, se perfilaba como un faro cuya luz guiaría a un grupo de emprendedores hacia una mítica región, protagonista de fantásticas historias y conocida por su densa selva, la fertilidad de su tierra, y la riqueza de su subsuelo que cuenta con reservas de petróleo, gas y carbón.
36
El Faro del Catatumbo Para 1977 se convirtió en municipio, y con una extensión de 2.696 Km2 en el más extenso del Departamento Norte de Santander, con una ubicación estratégica a 125 km de Cúcuta, capital del departamento, y en las inmediaciones de la frontera con Venezuela, razones que sumadas a la explotación petrolera en marcha y a su gente pujante y trabajadora, hacían pensar que Tibú sería punto de referencia obligatorio para el desarrollo de su región y la dinamización de un próspero intercambio con el vecino país. Pero la historia tomaría un rumbo distinto, y el faro se vería averiado por la sumatoria de una serie de factores negativos en los que se cuentan la falta de presencia estatal e institucional, la corrupción de sus dirigentes y la llegada de grupos armados al margen de la ley, que soportados en el secuestro, los cultivos ilícitos, el narcotráfico y el contrabando de combustible y otros productos venezolanos, iniciaron una ola terrorista que ha tomado como blanco la infraestructura petrolera, las instalaciones militares y de policía, y por supuesto la población civil, desatando un baño de sangre que condenó al exilio a muchos de los primeros emprendedores que llegaron a la región y a sus familiares y descendientes.
Negocios& revista
Petróleo Hoy por hoy y haciendo frente a todos estos inconvenientes, Tibú produce 2.300 barriles diarios de crudo y 1 millón de pies cúbicos de gas, que abastecen el 55% de demanda de gas natural del municipio de Cúcuta, razón por la cual en el año 2012 el municipio percibió cerca de 3.400 millones de pesos en regalías. Con la llegada del nuevo milenio también arribó el cultivo a gran escala de la palma africana, que ya cubre 20.000 hectáreas de terreno en el Catatumbo, y que se proyecta hacia el futuro como uno de los motores de la economía local y uno de los principales generadores de empleo en la región. Sin embargo, a pesar de lo anterior, y como si se tratara de otra de las fantásticas historias de la región, Tibú padece de serios problemas que lo aíslan y lo acercan a la pobreza, e impiden su desarrollo y prosperidad: la única vía de acceso que lo comunica con Cúcuta no es una carretera sino un camino de herradura en pésimo estado, con puentes que desde hace muchos años son provisionales y que a medida que pasa el tiempo tienden a ser mediocremente definitivos. Así mismo no tiene presencia de la Cámara de Comercio de Cúcuta, ni una oficina de instrumentos públicos y, por efectos de la violencia y el aislamiento, el municipio tampoco ha sido atractivo para la banca, que sólo llega a través del Banco Agrario y de un par de corresponsales no bancarios. Tampoco cuenta con presencia del SENA o de instituciones de educación técnica y mucho menos profesional, haciendo que quienes deseen educarse y prepararse para el futuro deban salir de la región tomando rumbos distintos. Ninguno de los hogares cuenta con red de gas natural y sólo 62,4% de los mismos tiene acceso al acueducto y un 52,4% al alcantarillado. Tibú cuenta con una población de 34.700 habitantes (población estimada año 2011), de los cuales tan solo un 1,2% ha alcanzado un nivel profesional, y en la que se cuentan varios empresarios mayormente enfocados al comercio, el cultivo de la palma y los servicios, que han surgido a la par con el petróleo y los cultivos de palma africana.
de alternativas legales y formales de empleo, sustentadas en la riqueza innegable de la región y alentadas por la pujanza que caracteriza a sus habitantes. Que no se apague la luz del faro será entonces el reto a seguir, para que esta continúe atrayendo más inversionistas a la región y con ellos sumar esfuerzos para hacer de Tibú un polo de desarrollo para la misma, para su departamento y para nuestra nación. Y para aquellos que se animen a seguir la luz del faro a continuación les dejo unos datos de costos que les podrían ser útiles: Noche de Hotel
$ 65.000
Desayuno corriente
$ 7.000
Almuerzo Corriente
$ 8.000
Plato promedio en un restaurante
$ 20.000
Pasaje en carro por puestos a Cúcuta
$ 21.000
Carrera en Taxi a Cúcuta
$ 80.000
Carrera en Taxi dentro de la ciudad
$ 3.000
Galón de gasolina
$ 6.000
Galón de ACPM
$ 6.000
Tiquete Aéreo Bogotá-Cúcuta-Bogotá
$ 800.0000
Bulto de cemento
$ 25.000
Cilindro de gas propano de 100 Lb
$ 92.000
Cilindro de gas propano de 40 Lb
$ 37000
M2 para arrendar un local comercial
$ 20.000
Libra de carne en mercado
$ 4.500
Kw de energía comercial
$ 369
Fuente Propia tomados entre el 17 y el 18 de Octubre de 2013
Son estos empresarios quienes a pesar de todos los problemas aún creen e invierten en la región y son ellos, tibuyanos algunos de nacimiento y otros de corazón, quienes demandan nuevos dirigentes, capaces de trascender la corrupción y los intereses personales para darle un nuevo rumbo a la región, uno que ponga fin a su aislamiento pero no con vías de hecho, sino con reales vías de acceso, y no con la permisividad y la vista gorda ante los negocios ilegales sino con la presencia estatal e institucional y la generación
3 1 2
ONE
Artículo 1, Decreto 2820 de 2010. Por el cual se reglamenta el Título PARA VIII de laFACILIDADES Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales” SERVICIOS Manual para la asignación de compensaciones por pérdida de biodiversidad. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Agosto 2012. Pg 6. DE PRODUCCIÓN OFFSHORE Saenz, S., Walschburger, T., León, J., y González, J. 2010. Manual para asignación de compensaciones por pérdida de biodiversidad. Convenio de Asociación No.09 de 2008. Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, The Nature Conservancy, World Wildlife Fund, Conservación Internacional. Colombia.
SERVICIOS PARA TENDIDO DE CABLES Y TUBERÍA SUBMARINA
Cra. 16 A No. 79 - 48, Of. 301 • Bogotá Tel.: (57 1) 474 2742
www.onesas.com.co
Opinión
Hablemos sobre Responsabilidad Social Empresarial Cilia Mejía de Canela MSc Consultor en Responsabilidad Social
H
ace varios años que la Responsa bilidad Social Empresarial for ma parte del día a día de muchos empresarios colombianos. No obstante, persisten errores en el concepto que con funden a la sociedad y a la clase empresarial y diluyen las verdaderas oportunidades que tienen las organizaciones para emprender acciones frente al tema. Para definir qué es Responsabilidad Social Empresarial, empecemos por decir qué NO es:
operación genera en sus grupos de interés. Es una decisión voluntaria de las em presas, responde a objetivos estratégicos y está integrada al modelo de gestión de la organización. La primera acción de una empresa socialmente responsable es garantizar su sostenibilidad, para ello las organizaciones buscan aprovechar las oportunidades y reducir o eliminar los riesgos derivados de su interacción con sus grupos de interés.
La RSE NO es filantropía, aunque hacia los años 90 los términos Responsabilidad Social y Filantropía se entendían como equivalentes. Las acciones de RSE se miden en términos de resultados económicos, pero también sociales y ambientales. Las empresas definen sus acciones estratégicamente frente a sus grupos de interés, miden los resultados según indicadores establecidos y saben cuánto valor se generó para la empresa y para la sociedad. No es el cumplimiento de las obligaciones legales. Cumplirlas no es optativo de las organizaciones. Quien cumple cabalmente con éstas es un buen ciudadano corporativo. La Responsabilidad Social NO es sólo para la gran empresa. Cualquier empresa, independientemente de su tamaño, de su actividad, de su sector económico, de su ubicación, etc. puede y debe realizar acciones enfocadas a la satisfacción de las expectativas de sus grupos de interés.
Estamos frente a un cambio de paradigma en el cual las empresas ya no sólo se preocupan por atender a sus clientes y a sus inversionistas. Edward Freeman, profesor de la Universidad de Virginia, define a los “Stakeholders” o grupos de interés como “aquellos grupos sin los cuales la empresa no puede subsistir”: los socios y accionistas, la dirección de la organización; los empleados; los clientes; los proveedores; el medio ambiente; la comunidad. Este concepto plan tea necesariamente una visión diferente en la relación entre la empresa y su cadena de valor. Los grupos de interés son actores y no receptores de favores. Tanto la empresa como los grupos de interés deben entender que ésta es una relación de beneficio mutuo, que corresponde a una estrategia organizacional y que la interrelación les conviene a ambos.
La Responsabilidad Social es la manera como las organizaciones asumen, de una manera ética y proactiva, los impactos que su
Ad portas del ingreso de Colombia a la OCDE, el país necesita contar con una clase empresarial competitiva y sostenible. Varias empresas nacionales cumplen con altos estándares como el Índice de Sostenibilidad Dow Jones, el Merco, Las Mejores Empresas para Trabajar, entre otros. Más de 272
empresas colombianas, entre ellas pymes, adhirieron al Pacto Global de la ONU y reportan sus resultados sociales, económicos y ambientales según los indicadores del GRI (Global Reporting Initiative). Distinciones y reconocimientos nacionales con un alto nivel de exigencia como el Premio Nacional de Responsabilidad Social & Sostenibilidad (Premio RS) muestran la relevancia y el impacto que tiene la RSE en el país. Integrar la RSE a la gestión empresarial no debe ser solamente dar respuesta a las exigencias que los tratados de libre comercio hacen a las empresas colombianas en términos de Responsabilidad Social para acceder a estos nuevos mercados. Tampoco se trata de lograr la aprobación de diferentes ONG vigilantes de los Derechos Humanos y Medio Ambiente, por mencionar algunas. Son los mismos empresarios quienes han hecho enormes avances en RSE y han entendido las ventajas en términos de reputación corporativa, transparencia, innovación, diferenciación, competitividad, sostenibilidad, licencia para operar, etc. que están asociados a la implementación de prácticas de RSE. El enfoque estratégico de la RSE permite identificar oportunidades de mejora dentro y fuera de la organización, construir confianza con sus grupos de interés y llevar a la empresa por una ruta segura en términos de sostenibilidad. Un país como el nuestro provee un amplio horizonte de oportunidades, también de riesgos. Por lo tanto, cada vez será más difícil para las organizaciones mantenerse al margen del reto que les plantea la Responsabilidad Social Empresarial.
Innovación, Crecimiento y Competitividad comprometidos con el mejoramiento de procesos gráficos y el medio ambiente. Diseño gráfico (Editorial - Web - Multimedia) • Impresión offset y Digital • Sublimación Material promocional POP • Asesoría Editorial • Artes Gráficas en general
Parque Industrial Ecoeficiente de la Industria Gráfica Cra. 22 No.17 - 60 Bodega 49 • Tels.: (571) 300 0881 • 201 1096 • Bogotá D.C. pictogramacreativos@gmail.com • www.pictogramacreativos.com
Tecnología
Centrales térmicas y plantas de generación eléctrica José A. Benítez Ing. Nuclear, MSc., DGCP Jose.Benitez@soenergy.com Carlos H. García, Ing. Electricista, PE, CAP carlos.garcia@soenergy.com
por recuperación de gas asociado en la industria petrolera
Un grupo importante de países y compañías petroleras liderados por el Banco Mundial se han comprometido con la reducción voluntaria de la quema y el venteo de gas asociado [1]. Uno de los mejores aprovechamientos de estos gases es su conversión en energía eléctrica de alto valor agregado. Este trabajo presenta un breve resumen de una de las tecnologías de conversión del gas asociado en electricidad, aplicado en una facilidad de procesamiento de crudo en la Amazonía ecuatoriana. 40
INTRODUCCIÓN Uno de los hidrocarburos que normalmente se presenta en la producción del petróleo es el llamado gas asociado, que normalmente lo acompaña en una buena parte de las formaciones petrolíferas del mundo. Para verificar si un proyecto con gas asociado (o también llamado gas de tea) es viable, se deben revisar varios aspectos del combustible disponible: • • • • •
Cromatografía del gas y Poder Calorífico del gas; Volumen disponible de gas; Presión disponible después del sistema de tratamiento preliminar; GOR (Gas to Oil Ratio) o relación Gas a Aceite; Disponibilidad del gas en el tiempo, o sea las curvas de MPCD (millones de pies cúbicos día) a través de los años (ver Figura 1); • Curvas de producción de aceite y agua curva de consumo de electricidad (ver Figura 2).
Negocios& revista
Petróleo Figura 1: Curva Ejemplo de Disponibilidad de Gas
Figura 2: Ejemplo de Curva de Fluidos y Consumo de EE para una aplicación real en el Amazonas Ecuatoriano.
Tecnologías Entre las diferentes tecnologías de conversión empleadas se distinguen aquellas en las cuales el motor primario es un motor reciprocante, una turbina de gas o una turbina de vapor [2], [3], [4], o incluso una combinación entre ellos. La Tabla 1 muestra un resumen de los méritos relativos de estas tecnologías. Sin embargo, cada aplicación específica debe revisarse, pues no hay una solución única a todos los proyectos con este tipo de gas.
Tabla 1: Comparación de Tecnologías
En general, las turbinas de gas requieren buena calidad del combustible que consumen, mientras que los motores reciprocantes aceptan calidades más flexibles. Los costos de operación y mantenimiento, sin embargo, dependerán en gran medida de la calidad del combustible que finalmente se emplee. Con una calidad baja de combustible, y por lo general un menor costo por este concepto, la turbina de vapor gana en la comparación técnico-económica. Se comete el error de pensar que una eficiencia baja no es rentable, sin embargo puede ser una opción técnico-económica óptima en algunos casos; adicionalmente si el proyecto se configura alrededor de un esquema de cogeneración, la eficiencia total del sistema aumentaría significativamente. Si el gas es de buena calidad o puede ser tratado fácilmente, los motores reciprocantes, las turbinas de gas en ciclo simple o en ciclo combinado serán la mejor solución. La mejor elección se debe hacer mediante un análisis de costo del ciclo de vida del proyecto, en el cual se tomen en cuenta los costos CapEx y OpEx, incluyendo los posibles cambios del combustible a través del tiempo.
Tecnología Figura 3: Costos Aproximados (US$/kW instalado) de Plantas de Diferentes Tecnologías.
La caldera seleccionada es del tipo acuotubular (ver Figura 4) con capacidad para generar 70,000 lb/h de vapor sobrecalentado a una presión absoluta de 650 psi y una temperatura de 750 °F, cuando se alimenta con agua a 266 °F. La caldera está equipada con un quemador dual (ver Figura 3) gas asociado – crudo.
Tabla 2: Composición del Gas Rico y Pobre
Parte primordial de un proyecto exitoso es la selección de equipos con tecnología capaz de quemar el tipo de gas en forma comercialmente probada, eficiente y continua, que permita que la operación y el mantenimiento sean exitosos. La disponibilidad de agua en el sitio del proyecto es otro factor primordial a tener en cuenta. De no existir agua o no poderse usar las fuentes superficiales o subterráneas, las turbinas de vapor deben descartarse.
Aplicación Una empresa petrolera desea evitar la quema de gas en la tea de la facilidad de tratamiento de crudo, y utilizarlo en generación eléctrica (no cogeneración). Sus requerimientos máximos de potencia son de 12 MW. Ver enlace del proyecto en YouTube [5]. Con el empleo de herramientas apropiadas de diseño y simulación, se configuró una planta de generación que satisface los requerimientos anteriores con altos niveles de disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad. La planta posee dos calderas de vapor sobrecalentado de media presión y dos turbinas de vapor del tipo condensante. Para eventos de emergencia, se adicionó un motor reciprocante que opera con crudo o diésel de 5.5 MW de capacidad efectiva. El combustible empleado en esta aplicación es una mezcla de gas pobre (90%) y gas rico (10%). El poder calorífico inferior del gas pobre es 3,876 Btu/lb y el del gas rico 9,270 Btu/lb. La composición del gas de mezcla puede verse en la Tabla 2.
42
Figura 4: Caldera y Quemador Dual Gas - Crudo
Negocios& revista
Petróleo La Tabla 3 muestra un resumen de los parámetros de desempeño más importantes de la planta: 12 MW eléctricos en bornes del generador a una eficiencia de 25.0% referida al valor calorífico inferior del combustible.
Tabla 3: Resumen de Desempeño de la Planta Ejemplo
La Figura 5 muestra un diagrama esquema simplificado de la planta, con sus dos calderas, dos turbinas, dos condensadores y un sistema de torre de enfriamiento con tres celdas, de las cuales una es de respaldo.
La Figura 6 muestra finalmente la planta durante el momento del arranque y puesta en marcha. Nótese al fondo de la figura la chimenea del grupo moto – generador a crudo incluido para situaciones de contingencia o emergencia de la planta a vapor.
Cra 7P No. 11-55 • Zona Industrial de Palermo Tel. 874 41 20 // Cel. 320 493 43 09 www.fensas.com • Neiva - Colombia
FRACK TANKS DE 500 BBLS
UNIDAD TIPO BODEGA
UNIDAD TIPO LABORATORIO
Planta Silos.
TANQUES CILÍNDRICOS
UNIDADES TIPO DORMITORIO.
Facilidades Energéticas es una empresa experta en la prestación de servicios para la industria petrolera, brindando suministro de equipos como casetas, unidades tipo oficina, laboratorios, dormitorios o baños, almacenamiento de productos químicos; Almacenamiento de Barita y Carbonato de calcio a granel en silos
Tecnología Ventajas y desventajas
Datos ambientales
Comparando las turbinas de vapor en esta aplicación especial, podemos decir que sus ventajas son:
Las normas y convenciones internacionales [6] de reducción de quema y venteo de gas tienen dos objetivos:
• • • • • • •
1. Eliminar las fuentes habituales de venteo del gas asociado que pueda retenerse y conservarse o encaminarse a un sistema de quema, con la consiguiente reducción de las emisiones directas de metano.
Menor costo de ciclo de vida Flexibilidad de uso del combustible Capacidad de quemar combustibles de menor calidad No requiere tratamiento del gas No requiere compresión del gas Alta confiabilidad y disponibilidad Menor costo de operación y mantenimiento
Las desventajas son: • Requiere agua para reposición de las purgas de la torre de enfriamiento y el ciclo térmico, • Mayor dificultad de instalación.
Figura5: Esquemático Simplificado de la Planta Ejemplo
2. Eliminar o reducir las grandes fuentes de quema de gas asociado, principalmente las de quema de producción continua, salvo las vinculadas con emergencias, seguridad y perturbaciones operacionales. Por lo tanto el aprovechamiento de cualquier tipo de quema y venteo de gas para la producción de energía eléctrica es un beneficio ambiental directo, que contribuye a la reducción de gases de efecto invernadero a nivel mundial [7].
Conclusiones La reducción o eliminación de la quema en teas del gas asociado es un compromiso a nivel mundial. El empleo de estos gases en la generación eléctrica es una práctica incuestionable para reducir costos y mejorar la confiabilidad y disponibilidad de los servicios energéticos asociados a las facilidades de producción de crudo, al tiempo que reduce la contaminación ambiental [8].
REFERENCIAS Figura 6: Planta Ejemplo durante las Pruebas y Arranque
44
[1] www.worldbank.org/ggfr [2] The Babcock & Wilcox Company. Steam: Its generation and Use. Barberton, Ohio, Ed. 41, 2005. [3] Neil Petcher. Combined Heating, Cooling & Power Handbook. [4] www.epa.gov/chp/documents/catalog_chptech_full.pdf [5] http://www.youtube.com/watch?v=JVbuoEHlYlU [6] Normas de aplicación voluntaria para la reducción mundial de la quema y venteo de gas. Grupo Banco Mundial, Washington, Mayo de 2004. [7] Iniciativa de las Naciones Unidas “Sustainable Energy For All” y Compromiso “Global Gas Flaring Reduction Initiative” http://sustainableenergyforall.org/actions- commitments/highimpact-opportunities/item/28-global-gas-flaring-reduction. [8] http://64.234.208.2/wp-content/uploads/2012/07/ Petrobras-Palo-Azul-Ecuador_english.pdf
IDEAS QUE CREAN VALOR Y Alistamiento Comercial:
Preparamos a nuestros clientes para participar en concursos y licitaciones
Formulación de Proyectos:
Formulamos las ideas y oportunidades de negocios de nuestros clientes en proyectos.
Cazador de oportunidades:
Identificamos oportunidades de negocios a la medida de nuestros clientes.
Fortalecimiento empresarial:
Formulamos y ejecutamos estrategias de fortalecimiento empresarial para colectivos empresariales.
Estrategias de gestión:
Diseñamos estrategias de gestión para financiar proyectos y negocios de nuestro clientes.
Internacionalización:
Construimos estrategias que globalizan los negocios y proyectos de nuestros clientes.
CONTACTO: Celulares: 311 210 0213 - 310 819 2017 info.fygproyectos@gmail.com
www.fygproyectos.com
Tecnología
Innovación y tecnología
piezas claves en el crecimiento de Ecopetrol ENTREVISTA : Néstor Fernando Saavedra
Eduardo Ibagón Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo
C
onsiderada una de las cuatro em presas petroleras más impor tantes, sólidas y rentables de América Latina y, la compañía estatal colombiana más importante para el país, Ecopetrol es, además una de las entidades con mejor reputación en Colombia gracias a su inversión en de sarrollo social, conservación ambiental y, por sus aportes a la innovación y el desarrollo tecnológico en su área de influencia y otras afines. Precisamente para hablar de los avances que en materia de ciencia y tecnología hace Ecopetrol, Revista Negocios & Petróleo habló con el cerebro detrás de estos temas en la compañía, Néstor Fernando Saavedra, y esto fue lo que nos contó:
46
Negocios & Petróleo: ¿Qué papel de sempeña el área de innovación y tecnología en el actual esquema de desarrollo de ECOPETROL? Néstor Fernando Saavedra: Yo diría que un papel es truc tural. Ecopetrol es una compañía que quiere verse innovadora permanentemente, y por tanto la innovación y la tecnología hacen parte del marco estratégico de nuestra empresa haciéndose visible a través de una vicepresidencia para el tema que ya lleva aproximadamente año y medio de haber sido creada. A su vez, desde hace 28 años tenemos un centro de Investigación y Desarrollo en Bucaramanga donde contamos con alrededor de 230 personas con un alto nivel académico (doctorados, especializaciones) analizando solucio nes tecnológicas para la empresa en las diferentes cadenas del negocio como
exploración, refinación, explotación, transporte, suministro y mercadeo. N&P: ¿Cuáles son los modelos o meto dologías que ECOPETROL está utilizan do actualmente para la extracción y producción de petróleo? NFS: Cuando hablamos de explotación o extracción de petróleo la podemos divi dir en tres partes, Producción primaria en donde tenemos tecnologías de maxi mización de contactos, reducción de espaciamientos, tecnología de pozos horizontales, levantamientos artificiales, bombeos electro sumergibles, bombeos mecánicos, bombas ESP, bombas de cavidades progresivas, tecnologías pa ra el tratamiento del crudo, para la eliminación de la sal, creación de aditivos que coadyuvan a la separación del crudo con el agua. En Producción secundaria tenemos la inyección de
Negocios& revista
Petróleo agua, de gas, el balanceo de patrones, maximización de la producción; y finalmente en la Producción Terciaria está la combustión In-situ, la inyección de vapor y la inyección de polímeros donde tenemos ya pilotos a nivel de empresa en los cuales se están inyectando químicos para mejorar el barrido y por lo tanto mejorar el factor de recobro en los campos. N&P: ¿Qué patentes tiene o ha desa rrollado Ecopetrol? y ¿Cómo las aprovecha? NFS: En este momento Ecopetrol tiene desarrolladas 51 patentes y tiene 135 más solicitadas siendo la empresa colombiana que más patenta en nuestro país; el segundo lugar lo tiene la Universidad Nacional y sólo tiene 16. Tenemos patentes en toda la cadena (upstream, midstream y downstream) porque hace parte también de toda la investigación que hacemos, haciendo presencia en varias partes del mundo, como China, México y Nigeria. Por ejemplo, tenemos patentes como la Trampa de vanadio que mejora el proceso de refinación y otras que permiten la reducción de pérdidas o hurto de biocombustibles. N&P: ¿Actualmente qué grupos de investigación trabajan en sinergia con Ecopetrol?
NFS: Tenemos grupos internos y externos tanto nacionales como internacionales. Nacionalmente estamos trabajando con convenios de cooperación tecnológica con más de 21 universidades del país, así le llamamos nosotros porque nos aportan conocimientos técnicos y científicos y viceversa; está la Uni versidad Industrial de Santander (UIS), la Pontificia Bolivariana, la Escuela de Administración, Finanzas y Tecnología (EAFIT), la Universidad Nacional en Bogotá y Medellín, la Universidad de Antioquia. Como dije anteriormente, la Universidad Nacional es la segunda que más patenta en nuestro país, muchos de sus trabajos y tesis de maestrías, pregrado y de doctorado nos han apor tado conocimientos, sin embargo esa gran distancia en el desarrollo de patentes que existe entre nosotros y ellos se debe a que no hay una cultura de propiedad intelectual, por eso nuestro objetivo es reforzar esa cultura a nivel país porque para nosotros es clara la creatividad que tiene el colombiano. Internacionalmente, tenemos convenios con la Universidad de Calgari, la Universidad de Texas, la Universidad de Oklahoma; también tenemos convenios con grandes empresas y centros de investigación como para el desarrollo de productos y procesos. Actualmente tenemos diez convenios de cooperación internacional que nos permiten apalancar la investigación que hacemos en el país,
sin embargo, seguimos trabajando para ampliar ese margen. N&P: ¿En comparación con otras grandes petroleras mundiales, tecno lógicamente, cómo se ve ECOPETROL? ¿Cuáles siguen siendo las prin cipales brechas a superar y los retos más álgidos? NFS: Una cosa es como nos ven y otra como nos perciben, particularmente, siento que nos perciben como una compañía muy ágil que está creciendo rápidamente pero que todavía nos falta mucho por mejorar. Siento que hay un balance entre las dos partes. Tengamos en cuenta que Ecopetrol empieza a salir internacionalmente a partir de 2007, convirtiéndose de una compañía estatal a una estatal internacional, ahora estamos en tres países (EE.UU, Brasil y Perú). Hay compañías estatales como STATOIL, PETROBRAS que ya están en veintitrés países pero ahí vamos por ese camino, entonces, eso depende de con quién nos comparemos, yo considero que para el poco tiempo que llevamos estamos avanzando bien. La principal brecha está en encontrar yacimientos gigantes e incorporar re ser vas. Cuando se hace el balance de recuperación o de producción no sotros tenemos reservas que estamos reemplazando año tras año y nos
47
Tecnología alcanzan para alrededor de siete años, sin embargo queremos tener un nivel de diez años como mínimo porque aunque cada año producimos, cada año también lo reemplazamos. La idea es que no se nos baje de uno el nivel de reemplazo, pero ojalá podamos incorporar abastecimientos más robus tos a través del descubrimiento de campos gigantes u otras oportunidades como la explotación de yacimientos no convencionales, área en la cual ya hay un desarrollo comercial en Estados Unidos y Canadá. En ese sentido queremos que Colombia sea líder en la explotación de los no convencionales, y aquí afortunadamente tenemos un gran potencial. Otro reto está en mejorar el nivel de extracción, actualmente nosotros tenemos un recobro del 18%, a nivel mundial está alrededor del 35% pero a nivel de compañías está llegando a un 50%, así las cosas, este es un gran desafío que tenemos, el poder mejorar tecnológicamente la extracción del mineral sin mayores dificultades. N&P: ¿Sobre qué modelos tecnológicos se ha apoyado ECOPETROL para re plicarlos a sus proyectos? NFS: El modelo que está utilizando actualmente Ecopetrol lo llamamos Eslabones de cadena. Consiste en aplicar de manera lineal todo el proceso experimental, es decir, se hace investigación, se prueba la tecnología, se emplea en el campo y luego, dependiendo de los resultados, se extiende a toda la compañía. Por ejemplo, volvamos al tema de los no convencionales, nosotros hacemos un análisis de cómo podemos quebrar los costos y hacerlo más comercial, se aplica la idea a nivel de laboratorio, luego se lleva a nivel de banco, después a pruebas piloto, si esto no resulta entonces empezamos de nuevo a ver qué otras ideas salen o qué se refuerza de la idea original, retomamos lo anterior y si esta vez resulta, entonces lo aplicamos a todo el proceso de ex
48
pansión tecnológica y aplicación ge neralizada en los campos petroleros. N&P: La incertidumbre en el negocio de los hidrocarburos es algo que puede generar pérdidas millonarias; según datos recogidos, de cada 5 pozos explorados sólo uno resulta positivo. ¿Qué tipo de mecanismos tecnológicos utiliza ECOPETROL para ir con más certeza al momento de encontrar y extraer el mineral? NFS: Lo que queremos mejorar, es más, estamos en ese proceso, es la aplicación tecnológica que nos permita optimizar el éxito exploratorio. En Ecopetrol el nivel de pozos exitosos es relativamente alto pero no en los niveles comerciales que estamos necesitando, así las co sas, estamos buscando mejorar la incorporación tecnológica, básicamente es la sísmica 3D y el modelamiento geológico, dos tecnologías que ayudarán a mejorar el factor de éxito comercial que necesitamos en esta compañía. En la parte operacional también hay otras tecnologías en las que debemos trabajar para saber dónde encontrar el crudo, es decir, como nosotros no vemos el subsuelo que está compuesto por múltiples capas de arena y arcilla, particularmente en Colombia debido al choque de la placa del norte con la placa continental, esto genera mucho quiebre entre las mismas y lo hemos visto varias
veces en el piedemonte llanero y, como unas mantienen el petróleo y otras, no entonces debemos llegar con certeza al sitio donde verdaderamente está el aceite, en múltiples ocasiones hemos llegado a pozos que aparentemente pueden estar secos pero que bajo otra capa del subsuelo está el yacimiento, entonces hemos desarrollado unas tecnologías a través de la bioestratigrafía que nos ha ayudado a disminuir el riesgo operacional y llegar al objetivo con mayores posibilidades. N&P: ¿Ecopetrol tiene negocios de innovación abierta? ¿Cuáles? ¿Utiliza alguna plataforma como innocentive? NFS: Sí claro. Lo tenemos imple mentado, es colaborativo e incluso ahora estamos trabajando con INN PULSA apoyando la iniciativa que tiene el Gobierno en innovación abierta; también lo estamos haciendo a nivel internacional con Grice Hutchinson con un nuevo catalizador para aplicarlo en nuestras refinerías y así mejorar el proceso de refinación del crudo. Sin embargo, esto no es nue vo, como dije anteriormente nosotros en Bu caramanga tenemos un Centro de Investigación y Desarrollo desde hace 28 años con el que trabajamos en conjunto (nacionales e internacionales) los retos que tiene la compañía y logramos desarrollos con aplicaciones
Negocios& revista
Petróleo específicas, lo que hacen plataformas como INNPULSA es motivar a aquellos investigadores a que publiquen sus ideas y eso nos parece perfecto porque entre más ideas tengamos, más posibilidades de ponerlas en funcionamiento. N&P: ¿Tiene en estos momentos ECOPETROL algún trabajo o proyecto relacionado con el tema de energías alternativas? NFS: Sí. Ecopetrol tiene negocios específicos en biocom bustibles. Actualmente tenemos una planta en la refinería de Barrancabermeja, Ecodiesel, que hemos construido en sinergia con otras empresas y produce 100 mil toneladas de Biodiesel por año; lo hicimos allí porque vimos las posibilidades de asociarnos con lo que llamamos Servicios Industriales (energía eléctrica y de vapor) para el desarrollo de la misma, también estamos trabajando por el lado del Magdalena Medio con el aceite de palma y en los Llanos Orientales ya está en proceso de construcción una planta para producir 100 mil toneladas por año del alcohol carburante a partir de la caña de azúcar. En innovación, por ejemplo en transporte Ecopetrol es líder en la transferencia de biocombustible por los poliductos, donde todo debe ser cuidadosamente medido para evitar dañar el ecosistema, otro ejemplo son las tecnologías que desarrolla Ecopetrol para atacar la formación de residuos que produce la mezcla de aceite de palma con el diesel que dañan la calidad del biocombustible. Hay otras tecnologías o prototipos en los que estamos monitoreando las posibles aplicaciones al negocio como la energía eólica, geotérmica y solar pero aún no podemos hablar de algo viable. N&P: ¿Qué avances tecnológicos está implementando ECOPETROL para la perforación en aguas profundas? NFS: Ecopetrol por el momento está desarrollando tími damente el tema de perforación en aguas profundas, entonces no tenemos desarrollos de aplicación. Por ahora en lo que estamos avanzando es en la generación de oportunidades a nivel ambiental; para nosotros es claro que debemos operar en offshore pero debemos estar preparados para hacerlo y una de las áreas donde hay oportunidad es la parte meta oceánica, es decir, estudiar el movimiento del agua, de las olas, la medición de las corrientes interoceánicas que nos permitan prever con seguridad las condiciones meteorológicas para perforar fuera de la costa. En la parte ambiental es porque, como todo el mundo sabe, casos como el de Macondo no se pueden repetir, por eso debemos estar seguros en operar y conocer qué tipo de biota podemos estar afectando en el desarrollo de las mismas. N&P: Finalmente, la innovación y tecnología de ECOPETROL no puede verse reflejada únicamente en los campos petroleros o en su infraestructura. ¿En Responsabilidad Social qué proyectos tiene en mente el área de innovación y tecnología para los colombianos?
FOMENTO DE CATALIZADORES FOCA S.A.S, se ha caracterizado por ser agente de productos para tanques teniendo varias unidades de negocio. 1. Catalizadores en ruptura catalítica e hidrotratamiento. 2. Servicio especializado en montaje de tanques: -Pantallas internas flotantes. -Sistema de succiones flotantes. -Sistema contraincendio - sistemas de drenaje. -Instalación de domos geodésicos. -Sellos primarios y secundarios.
Contamos con sistemas de gestión integral que responda a los requisitos establecidos por la NTC ISO 9001:2008, OHSAS 18001:2007 y RUC, los cuales nos brindan la integridad completa del servicio y la excelencia del producto.
Estación de Ayacucho en Aguachica departamento del cesar.
Ingenieros Civiles, mecánicos y arquitectos altamente calificados que ofrecen servicios especializados en consultoría, ingeniería , mantenimiento, montaje y comercialización de productos para la industria petrolera, petroquímica e industria en general, satisfaciendo las expectativas de los clientes, así como los requisitos especificados por él.
Somos representantes de:
NFS: La cooperación tecnológica que tenemos con universida des está apuntando precisamente a la mejora de la calidad de vida de todos los colombianos, es el indicador número uno, es lo que está en la cúspide para jalonar el país hacia el desarrollo tecnológico, que se le pueda brindar a las personas una calidad académica sostenible haciendo sus doctorados o maestrías y que, a su vez, ellos tengan oportunidades para quedarse en el país y desarrollar mayores conocimientos e investigaciones, así las cosas, todo lo que hacemos e invertimos en innovación y tecnología está apuntando hacia la competitividad y calidad de vida de los colombianos, el hecho de tener la empresa colombiana que más patenta en el país es un resultado de ese compromiso que tenemos desde hace 28 años generando innovación y desarrollo; que, lo que se hace se aplica, todo lo que nosotros estamos registrando tiene aplicación primeramente en Ecopetrol y tenemos certificados de beneficios de proyectos que denotan el resultado de nuestras investigaciones porque el objetivo de la innovación de una idea es que genere beneficios, entonces, invertir en tecnología paga, por ejemplo, el Instituto Colombiano de Petróleo (ICP) genera entre cuatro y seis veces el presupuesto que se le asigna, por eso vemos que los países más desarrollados y con mejor calidad de vida son los que generan mayor propiedad intelectual y mayor desarrollo tecnológico. 49
Sociales I Taller Regional sobre regímenes de Responsabilidad Civil e Indemnización de Daños debido a la Contaminación por Hidrocarburos - ROCRAM 2013 Se llevó a cabo en la ciudad de Barranquilla la clausura del I Taller Regional sobre regímenes de Responsabilidad Civil e Indemnización de Daños debido a la Contaminación por Hidrocarburos, donde se expusieron varios análisis y publicaciones sobre los diferentes convenios internacionales que deben observar las naciones, en lo que respecta a presentación de reclamaciones y procedimientos utilizados en respuesta a un posible siniestro marítimo.
José Miguel de Armas. Nexen. Diego Carvajal. Canacol. Mauricio Gutierrez. Sintana Energy
Pedro Loaiza. Vetra. Antonio Falagen. Pacific Rubiales. Juan Pablo Restrepo. Tiger Rentals. Pablo Chanele. Tiger Rentals. Francois Petre. Petroleum Pipe Company.
Shale Colombia 2013
CAMPETROL celebra sus 25 años… El pasado miércoles 6 de noviembre la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, celebró sus 25 años, con la asistencia de más de 200 personas, actores importantes de la industria quienes conocieron e incluso hicieron parte de una historia que da fe de la fuerza y empuje de un gremio que se ha convertido en la columna vertebral de la industria petrolera en Colombia.
Margarita Villate, Directora Ejecutiva, Campetrol. Hermes Aguirre, Presidente de la Junta Directiva de Campetrol. Oscar Villadiego, Vicepresidente de HSE y Sostenibilidad de Ecopetrol. Gerardo Villela, Primer Vicepresidente de Campetrol. Carolina García, Presidente Encargada de ANH
Congreso para el Desarrollo de los No Convencionales – Cartagena de Indias 23 y 24 de octubre El Shale Colombia 2013, Congreso Para El Desarrollo De Los No Convencionales, conducido por compañías E&P y líderes gubernamentales ha sido creado para dar soluciones a empresas de exploración y producción de petróleo y gas natural en Colombia y a operadores no convencionales internacionales en cada etapa del desarrollo del shale colombiano para que el país pase de ser una oportunidad no convencional a ser una perspectiva comercial estratégica nacional e internacional. Dicho evento, reúne a los empresarios de E&P nacionales e internacionales de petróleo y gas junto con los reguladores regionales y federales y los inversores mundiales para discutir el futuro de los permisos y regulaciones dentro del país, la disponibilidad y los requisitos de la infraestructura de servicios, las mejores prácticas de fractura hidráulica, la gestión de técnicas hídricas y actualizaciones geológicas del Valle Medio de la Magdalena y Cordillera.
Jorge Cárdenas, Olegario Angarita, Enrique Rizzi, Carlos Ney, Luis Soto, Jorge Lombana y Javier Enrique Pinzón.