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Diciembre 2013
Escenario III Congreso Integral de Hidrocarburos - LAPS 2013
Especial XV Congreso Colombiano de Petr贸leo y Gas
Te c n o l o g 铆 a Producci贸n de petr贸leo pesado y extrapesado
Contenido
Diciembre 2013 Año 29, Nº 287
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Hernando Barrero Chaves, Amylkar Acosta, Javier Betancourt y Héctor Manosalva en la instalación del XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas
Portada: Complejo en aguas profundas Gunashli (DWG) para el desarrollo del campo Azeri-Chirag-Gunashli (ACG), Mar Caspio (Foto cortesía BP)
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Venezuela ante el reto de incrementar la producción petrolera
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Mapa de extracción de la amplitud RMS sobre el intérvalo de interés
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IN SITU
ESCENARIO
TECNOLOGÍA
12 Enfoque minero energético como locomotora de la economía colombiana
18 EOR Formation Evaluation Topical Conference
46 Optimización de la Producción de Petróleo Pesado y Extrapesado
Conferencia del Ministro de Minas y Energía, Amilkar Acosta, en la Cámara de Comercio Colombo Canadiense
14 Jornada de corazonamiento en Tierralta, Córdoba
El trabajo de exploración estratigráfica que adelanta THX Energy como parte de los proyectos de la ANH en diferentes zonas de Colombia, tiene el objetivo de hacer detecciones preliminares de posibles yacimientos petrolíferos
15 American Petroleum Institute - Houston Chapter General Meeting
Los ejecutivos de IHS Bob Fryklund, VP Energy Research y Jerry Eumont CFA, Director Consulting, Energy & Natural Resources, compartieron una visión y análisis de la evolución de plays de petróleo y gas no convencional, en la reunión del 12 de Noviembre del API – Houston Chapter
16 25 Aniversario de Campetrol
La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros celebró el 6 de Noviembre 25 años de trayectoria, con un emotivo acto en realizado en el Hotel Hilton de Bogotá en el que se homenajeó a los fundadores de la institución
SECCIONES
4 CORNISA
Del 30 de Octubre al 2 de Noviembre se realizó en Medellín, la conferencia organizada por la Colombian Association Formation Evaluation y la Society of Petrophysics and Well Log Analysts, centrada en las técnicas de recobro mejorado de petróleo
22 III Integral de Hidrocarburos y LAPS 2013 “Retos y Oportunidades en el Sector de los Hidrocarburos en Venezuela”
El desarrollo de nuevas tecnologías ha dado lugar a técnicas innovadoras en perforación, completación y estimulación de pozos que han contribuido a impulsar la explotación racional de estos yacimientos convirtiéndolos en activos rentables Por Edmundo E. Ramírez López, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum
TECNOLOGÍA Y COMERCIO 50 Reducción de incertidumbre en flujo de trabajo de exploración Con la incorporación de datos de resistividad de la CSEM 3D con la símica y otros datos, se proporcionó más confianza en las evaluaciones de yacimientos de Pemex
Del 6 al 8 de Noviembre se realizó en Maracaibo una nueva edición del Congreso organizado por la Cámara Petrolera de Venezuela con el apoyo institucional de Pdvsa, conjuntamente con la XXIII Exposición Latinoamericana del Petróleo
ESPECIAL 28 XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas
Expertos nacionales e internacionales conformaron el selecto grupo de conferencistas que del 20 al 22 de Noviembre compartió sus conocimientos en el primer y más grande evento petrolero de Colombia, aunado a una muestra comercial de 278 expositores
8 CUADRANTE
Por José Antonio Escalera A., Marco Vásquez G. y Humberto Salazar S., Subdirección de Exploración de Pemex; Daniel Baltar, Valente Ricoy P., Pal T. Gabrielsen y Friedrich Roth, EMGS
LIBRARY 54 Lanzamiento Petroguía 2014
ÚLTIMA PÁGINA 58 12ª Ronda de Licitaciones de la ANP
10 ESTADÍSTICAS
56 CALENDARIO Diciembre 2013 / Petroleum 287 3
Cornisa
Jorge Zajia, Editor
H
ace ya casi cuatro décadas, cuando vio la luz por primera vez la revista antecesora de Petroleum: Petróleo y Tecnología. Se empezaban a formar nubes borrascosas en el horizonte petrolero de la humanidad. Estudios muy serios de la AIE, la Universidad de Pensilvania y hasta la famosa y temida agencia de inteligencia de Estados Unidos de América, la CIA, presagiaban un final, digamos trágico, del petróleo como una fuente abundante, segura y, sobretodo, barata de energía. Los nóveles profetas del desastre de aquella no muy lejana época, pronosticaban con mucha seguridad y credibilidad que las reservas mundiales de los hidrocarburos apenas alcanzarían para unos 20 años y que hacia finales del siglo de oro del preciado carburante, el Siglo XX, estas estarían exhaustas, totalmente agotadas. La consecuencia inmediata de ese error de cálculo fue el pánico colectivo que conllevó a la primera crisis petrolera de la que tenemos memoria, que puso fin a la era del petróleo barato; apuntalado por las corrientes nacionalistas de los principales países exportadores de petróleo, que desembocó en la creación de esa formidable organización que es la OPEP, que de paso acabó con la hegemonía que en el mercado mundial de los hidrocarburos ejercía el cartel conformado por las tristemente célebres Siete Hermanas. Durante estas cuatro décadas, muy a pesar del gran desarrollo tecnológico que ha permitido acceder a reservas nunca antes soñadas en regiones inhóspitas, el debate se ha centrado sobre la escasez y más escasez del petróleo, una especie de paranoia, una realidad que ha rondado en el escenario político mundial, la cual desde la 4 Diciembre 2013 / Petroleum 287
crisis petrolera de la década de 1970 no había cesado nunca. Ese miedo ha cesado -a menos por ahora-, a la luz de los novedosos y prometedores descubrimientos de fuentes no convencionales de petróleo y gas -de esquistos o lutitas o, simplemente, de formaciones no convencionales-, una realidad que está revolucionando la concepción energética del mundo y generado un nuevo discurso sobre la energía. Para redondear esta idea, es necesario recordar que a mediados de Noviembre el gobierno del gran consumidor mundial de petróleo, Estados Unidos, en boca de su presidente anunció con bombos y platillos, que por primera vez en varias décadas la producción doméstica de hidrocarburos había superado el volumen de las importaciones; lo cual no es poca cosa, pues ese país siempre ha propendido a las importaciones de petróleo para conservar sus reservas y porque le es más barato que producirlo en su territorio. Tal como hemos presentado esas ideas generales sobre la realidad actual del petróleo, con la misma vehemencia de siempre, desde esta humilde tribuna, queremos repetir que el mercado petrolero jamás va a colapsar, pues aún tiene un campo infinito entre los grandes contingentes humanos que todavía hoy se refugian como única posibilidad de satisfacer sus necesidades energéticas en la leña y el carbón y cuya alternativa inmediata es emigrar hacia el consumo de petróleo y gas natural. Así que queridos lectores, disfrutemos tranquilos, en familia y en la Gracia de Dios de esta Navidad 2013 y miremos el 2014 llenos de optimismo, creyendo que los tiempos por venir son de paz y prosperidad.
EdicióN Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve María Zajia, Redactora mzajia@petroleum.com.ve COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve
Producción Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve Circulación Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve
SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve ASESORES EDITORIALES Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural
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El mítico mercado petrolero
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CARACAS Esteban R. Zajia Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve
COLOMBIA Fabiola Villamizar / Marketing Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. Bogotá Tel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 6905 fvillamizar@petroleum.com.ve USA Ricardo J. Soto / Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624 PETROLEUM es producida por
Editorial Victoria C.A.
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latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula
principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias
petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos. El precio de la suscripción anual es:
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Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988
Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved
Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo
P
Enzo Betancourt, Presidente del CIV y el homenajeado Fernando Sánchez
La distinción le fue conferida el 28 de Noviembre en su condición de miembro destacado del Colegio de Ingenieros de Venezuela
CIV otorgó Orden “Antonio José de Sucre” a Fernando Sánchez
rofesional de la Ingeniería de Petróleos, Fernando Sánchez celebra 48 años de graduado en la Ilustre Universidad de Zulia, siendo uno de los artífices de los cambios en la industria petrolera, en la cual desempeñó altos cargos en Corpoven, Maraven y Pdvsa, acogiéndose al plan de jubilación en 1999. De igual forma se reconoce su actuación gremial, como directivo de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleos, SVIP, de la que fue varias veces Presidente y actualmente Vicepresidente. Con relación a este reconocimiento el Presidente de la SVIP, Lindolfo León, dijo que tiene plena justificación por la exitosa carrera de Sánchez, su excelente e impecable vida privada, sus aportes y contribución al desarrollo tecnológico de la industria petrolera. Tras recibir orgulloso esta distinción, Sánchez enfatizó que Venezuela se aproxima a la
celebración del centenario del descubrimiento del campo Mene Grande con la perforación del pozo Zumaque-1, enfrentando una profunda crisis política, económica y social, pero sobre todo una crisis de valores. “Para superarla se requerirá de un nuevo liderazgo integrador, que convoque a todos y cada uno de los venezolanos para llevar a cabo la gran tarea de adecentar y modernizar el marco institucional, fortalecer el sistema educativo, enrumbar al país por el camino del crecimiento económico sostenido, independiente del petróleo y soportado por el aparato productivo nacional en un ambiente de confianza, en libre y sana competencia”. Finalmente agradeció a los colegas que le postularon para recibir la condecoración, e igualmente a los amigos y a su familia, su apoyo y soporte en la vida.
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Diciembre 2013 / Petroleum 287
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Cuadrante
C
lampOn ganó un contrato de Saipem para el suministro de sus monitores de corrosión y erosión submarino CEM®. Estos sistemas miden variaciones del espesor de las paredes de tuberías, placas y otras estructuras metálicas. Se pueden configurar con las últimas tecnologías y pueden ser actualizados a fin de monitorear el desgaste de una gran porción de la tubería. El suministro de estos dispositivos formarán parte de la entrega de Saipem al proyecto marino en el Delta Profundo IXa Fase West, operado por la compañía de gas Burullus en el mar Mediterráneo. Para ClampOn se trata de uno de los mayores contratos recibidos hasta la fecha, lo que ratifica su sitial como el principal proveedor de sensores no invasivos para aplicaciones submarinas y de superficie.
P
emex registró un superávit de US$15.736 millones en su balanza comercial de petróleo crudo, petrolíferos, petroquímicos y gas natural de Enero a Septiembre de 2013. El valor de las exportaciones de dichos productos se situó en US$36.556 millones, mientras que el gasto por concepto de importaciones fue de US$20.820 millones. Durante el período Pemex, a través de PMI Comercio Internacional, exportó un volumen promedio de 1.000.173 barriles diarios de petróleo crudo, a un precio promedio ponderado de US$100.81 por barril. Del total exportado 84% correspondió a crudo pesado Maya, 7% crudo ligero Istmo y 9% crudo extra ligero Olmeca, por un valor total de US$32.295 millones.
D
e los 13 bloques ofrecidos en la XI Ronda del Suroriente de Ecuador a compañías privadas, tres recibieron ofertas. Andes Petroleum Ecuador Ltd., una subsidiaria de la estatales CNPC y Sinopec, presentó dos ofertas para explorar y posteriormente poner en producción los bloques 79 y 83, que colindan con el bloque 17, operado por Petroriental, otra subsidiaria de CNPC. La tercera propuesta fue de Repsol para el bloque 29, que colinda con los bloques 7 y 21, operados actualmente por Petroamazonas. Por otra parte, la estatal Petroamazonas presentó una oferta para desarrollar el bloque 28, en consorcio con las estatales de Chile (Enap) y de Bielorusia (Belorusneft). El bloque 28 también colinda con el bloque 10 que opera la italiana Agip. El análisis de las ofertas tomará unos cuatro meses, dijo el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables.
P
etrobras completó la perforación del quinto pozo exploratorio en el área de Iara, en el bloque BM- S - 11, en el presal de la Cuenca de Santos. El pozo 3 - RJS- 715D (3 - BRSA- 1181D - RJS), conocido como Iara Alto Ângulo, se encuentra a 225 km de la costa de Río de Janeiro, a una profundidad de agua de 2.128m. Los reservorios portadores de petróleo tienen características similares a los encontrados en el pozo descubridor 1 - RJS – 656 (Iara), perforado verticalmente, identificándose crudo de 28° API. que fue perforado verticalmente, y donde se identificó petróleo de buena calidad (28º API). El consorcio continuará las actividades previstas en el Plan de Evaluación de Descubrimiento aprobado por la ANP. Petrobras es el operador del consorcio (65%) en asociación con BG E&P Brasil (25%) y Petrogal Brasil (10%).
L
a Cámara Petrolera de Venezuela (CVP) y la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética (Capipe) firmaron un acuerdo para la creación de la Confederación Regional de Cámaras de la Industria de Hidrocarburos y Energía, en acto realizado en el marco del III Congreso Integral de Hidrocarburos. Ambas instituciones su suman a esta iniciativa ya suscrita por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) y la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros A.C. (Amespac), bajo el compromiso de alcanzar una participación creciente de las empresas asociadas en los mercados internos y externos de los países que representan. Asimismo, facilitar los negocios en el marco de acuerdos de integración regional.
R
epsol planea invertir US$4.000 millones entre los años 2013 y 2022 en proyectos de exploración y producción de petróleo y gas en Venezuela. La compañía opera en este país desde 1994 y a partir de 2006 lo hace bajo la figura de empresa mixta asociada con Pdvsa, con contratos vigentes hasta 2026, participando en un total de siete activos -seis de petróleo y uno de gas- en Mene Grande, Barúa-Motatán, Cardón, Yucal Placer, Petrocarabobo, Quiriquire Gas y Petroquiriquire.
M
TU, un productor líder de motores diesel y sistemas de propulsión, fue seleccionado para proveer energía con sus motores Serie 4000, a doce nuevos taladros de perforación que pertenecen y son operados por Pdvsa. Estos taladros, que dependen de 35 motores MTU 12V 4000 G43 Tier 2, constituyen la flota de taladros de perforación más eficiente en ahorro de combustible, y al mismo tiempo, menor producción de emisiones dañinas para el medio ambiente venezolano. Los motores Serie 4000 ofrecen un considerable ahorro en el consumo de combustible y confiabilidad sobresaliente en la industria”, dijo David Oliphant, Director del sector de Petróleo y Gas de MTU. La Serie 4000 da energía a cada uno de los taladros que fueron armados por cuatro fabricantes chinos.
C
GG fue seleccionada para adquirir un extenso estudio de adquisición sísmica en aguas mexicanas del Golfo de México, como parte de la quinta fase del programa Centauro de Pemex, uno de los proyectos de azimut amplio 3D más grande del mundo. En esta fase se añadirán 6.850 km2 de datos a los 25.000 km2 ya adquiridos desde el arranque de Centauro en Octubre de 2010, el cual permitirá abarcar un volumen total de casi 32.000 km2. La data será adquirida por dos embarcaciones de 20 streamer propiedad de CGG: Oceanic Vega y Oceanic Sirius. El proyecto concluirá en Marzo de 2014.
I
ON Geophysical anunció la expansión de su red de procesamiento de datos sísmicos con la apertura del nuevo centro GX Technology (GXT) en Oklahoma City, y la actualización del centro de computación de la compañía en Houston, trasladado a una nueva instalación con tecnología de última generación que aumenta la capacidad en un 50% en la entrega de soluciones de imágenes complejas en tiempos menores. Las nuevas facilidades en Oklahoma City pondrá a disposición la amplia experiencia en plays no convencionales de la compañía, mientras que la apertura del centro de computación en Houston asegurará la aplicación de soluciones de imágenes más avanzadas en plazos realistas, comentó Chris Usher, Vicepresidente Ejecutivo, Division GeoScience de ION.
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Estadísticas
México
Notas: (1) Incluye nitrógeno. Para obtener la producción del gas hidrocarburo, se debe restar el volumen de nitrógeno reportado en el memorándum. (2) La información del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo es oficial a partir de 2008, por lo que sus campos asociados se desincorporaron del Activo Integral Poza Rica-Altamira (3) La producción de nitrógeno en los Activos de la Región Sur es oficial a partir de 2010.
Notas:
(a). Reservas incorporadas en el transcurso del año anterior. (b). Para la estimación de las reservas probadas, desde 2003 se emplearon las definiciones de la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, para años anteriores las cifras fueron ajustadas
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Nota:
a. En septiembre de 2008, algunos cargamentos fueron pospuestos por condiciones climatológicas adversas
In Situ
Desayuno Conferencia
El enfoque minero-energético como locomotora de la economía nacional Juan González Moreno
La Cámara de Comercio Colombo Canadiense, con el auspicio de Talisman Energy, organizó un desayuno conferencia con el Ministro de Minas y Energía de Colombia, Amylkar Acosta Medina, en el que se abordaron temas como el apalancamiento de la industria de bienes y servicios, de cara al reto que enfrenta el país de elevar sus niveles de reservas petroleras. El acercamiento entre gobierno y representantes de empresas canadienses del sector, también sirvió para manifestar las preocupaciones de los empresarios ante un clima de incertidumbre sobre el futuro a largo plazo y la generación de nuevos negocios
L
a Cámara de Comercio Colombo Canadiense, afirmando su misión de generar y estimular la promoción y el desarrollo de las relaciones económicas de inversión y comercio entre Colombia y Canadá, realizó el 29 de Octubre un desayuno conferencia, patrocinado por Talisman Energy, en el que estuvieron presentes Steve Coté, Encargado de Negocios de la Embajada Canadiense; Jorge Neger, VP Consejo Directivo de la Cámara; Chris Spaulding, Gerente General Talisman Energy; y Olga Fernández de Soto, Directora Ejecutiva de la Cámara; así como directivos y ejecutivos de compañías petroleras canadienses que hacen vida en Colombia, para escuchar la conferencia sobre “El enfoque minero-energético como locomotora de la economía nacional”, que ofreció el Ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, y en la que brindó la percepción del gobierno sobre los avances que ha venido registrando el sector y los retos que a futuro enfrentará.
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Steve Coté, Encargado de Negocios, Embajada de Canadá en Colombia; Fabiola Villamizar, Marketing Manager, Petroleum; Amylkar Acosta, Ministro de Minas y Energía; Diana Ilelaty, Gerente de Asuntos Externos, Gran Tierra Energy; y Fernando Vargas, Agregado Comercial, Embajada de Canadá
Olga Fernández de Soto, Directora Ejecutiva de la Cámara de Comercio, en sus palabras de bienvenida recalcó que Canadá es uno de los países más comprometidos en adoptar los más altos estándares de responsabilidad social corporativa, “ese es el principal legado que aspiramos dejar en Colombia”, dijo. Asimismo, reconoció el avance de algunas reformas que de manera bien intencionada buscan promover el fortalecimiento del sector, no obstante “aún encontramos cuellos de botella que obstaculizan el desarrollo de las operaciones de las empresas canadienses en el sector extractivo, afectando el desempeño de aquellas ya radicadas en el país y generando un claro desestímulo y desplazamiento de inversión extranjera hacia otros países”. Algunos de los inconvenientes identificados y que han sido expuestos formalmente al gobierno son: la percepción generalizada de falta de cumplimiento
de los términos establecidos en el decreto 2820 de 2010 para surtir los trámites de licenciamiento ambiental y falta de reglas claras en estos procedimientos; falta definición y claridad en el proceso de consultas previas con las comunidades; la incertidumbre frente a las consultas previas por la inestabilidad de los censos en la población, en particular por la falta de terminación de los límites con territorios indígenas, afrodescendientes, palanqueros y raizales; falta de estabilidad jurídica en los contratos, especialmente la afectación de los proyectos por normas ambientales, zonificación y procesos de consultas sobrevenidos; requisitos más exigentes por parte de la ANH para participar como operador, con lo cual las empresas junior canadienses aún teniendo acceso a capital, experiencia y personal altamente preparado no lograron calificar; la seguridad que genera incertidumbre para los inversionistas;
In Situ y el bajo desarrollo de infraestructura que afecta la competitividad. “Como Cámara que agrupa a la industria petrolera canadiense con presencia en Colombia, manifestamos nuestra preocupación acerca de la eliminación de las posibilidades para que nuevas compañías, similares a las que han contribuido al crecimiento actual y al éxito de las políticas petroleras del gobierno, pudieran participar como operadores”, concluyó Fernández.
La visión del gobierno Amylkar Acosta, Ministro de Minas y Energía, reconoció al empresariado canadiense como el principal inversionista de la industria extractiva del país, que se sustenta, entre otras razones, gracias al apoyo de la Agencia Canadiense para el Desarrollo Internacional y al mecanismo viceministerial de consultas políticas y económicas entre ambos países. Durante su presentación resaltó la gran importancia del sector minero-energético como el principal generador de recursos económicos para la nación, a tal punto que al cierre de 2012 se ubicó en 5,2% del PIB, frente al 4,2% del promedio general, y en lo corrido de 2013 sólo las exportaciones de este sector sobrepasan los 2.200 millones de dólares.
la mayor atención del gobierno debe estar fundamentalmente en la adición de reservas, más que en alcanzar la meta de producción de un millón de barriles” También fue claro en mencionar que el incremento sostenido de la producción de petróleo y gas, se debe a la confianza que han depositado compañías extranjeras, sin embargo desde su llegada al ministerio ha enfatizado que “la mayor atención del gobierno debe estar fundamentalmente en la adición de reservas, más que en alcanzar la meta de producción de un millón de barriles, rebasarla y sostener esos volúmenes de producción, ya que las reservas con las que contamos son precarias si las miramos en el contexto internacional y esto se debe también a la relación reservas/producción. Se suele considerar como un estándar internacio-
nal, tener una relación reservas/producción de 10 años, y Colombia se ha estado alejando de esa meta”. Por tal razón, la promoción de la inversión y la búsqueda de hidrocarburos convencionales, juegan un papel preponderante para alcanzar la anhelada meta y subrayó que actualmente trabajan en una normatividad y regulación que permita aprovechar el gas metano asociado al carbón (coal bed methane, CBM), cuyas reservas estimadas actuales superan las probadas de gas natural. Atribuyó también el sostenimiento de la producción, a los métodos de recuperación secundaria y terciaria, como STAR (Synchronized Thermal Additional Recovery), que puede contribuir a elevar las tasas de recobro en los campos petroleros. A manera de conclusión puntualizó que dada la importancia del sector de hidrocarburos de Colombia, se encuentran también trabajando en la estructuración de la Ronda Colombia 2014 y la expansión de la infraestructura de transporte, entre otros proyectos de gran importancia. No dejó de lado los esfuerzos continuos en favor de mejorar el relacionamiento con las comunidades y la definición de las zonas del país donde puede hacerse minería.
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In Situ
Jornada de Corazonamiento en Tierralta Córdoba El 6 de noviembre THX Energy realizó esta jornada que permitió dar a conocer la manera cómo lleva a cabo este procedimiento, relativamente nuevo en Colombia
El pozo estratigráfico Tierralta 2-X-P, perforado sólo con fines de investigación, permitirá arrojar datos para establecer el potencial en hidrocarburos en la Cuenca del Sinú, Colombia
E
l trabajo de exploración estratigráfica que THX Energy adelanta -como parte de los proyectos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en diferentes zonas del país- tiene como objetivo hacer detecciones preliminares de posibles yacimientos petrolíferos. Fue la quinta jornada de corazonamiento que se hace en el país y la primera en el departamento de Córdoba. La Jornada cumplió con su objetivo, dar a conocer cómo trabaja esta empresa que ha ejecutado de manera exitosa varios contratos en gerencia de proyectos para la industria hidrocarburífera colombiana. A la fecha, THX Energy ha licitado para participar en cuatro de los cinco pozos estratigráficos profundos dispuestos por la ANH, lo que demuestra que ha estado presente en el 82% de la campaña exploratoria estratigráfica trazada por la Agencia. En cifras, lo anterior se traduce en 52.817 pies de los 56.317 pies perforados posibles. “Participamos activamente en la ejecución del 84% del total del presupuesto, bien como interventores o como ejecutores en la gerencia de proyectos. Y, lo más importante, THX ha estado presente en el 79% de los casi 7.700 pies corazonados y recuperados
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que posteriormente fueron entregados a la Litoteca Nacional”, comentó Carlos Arturo Espinosa Torres, Presidente de THX Energy. Tierralta hace parte de la Cuenca del Sinú, que se extiende desde las estribaciones del Nudo de Paramillo hasta el norte del Atlántico y desde Plato y Magangué hacia el occidente hasta la línea de costa en el mar Caribe. Allí, el pozo Tierralta 2-X-P, se perfora sólo con fines de investigación. Los núcleos de roca que se recuperen serán entregados a la ANH para su posterior análisis y determinación del potencial de almacenamiento y/o generación de petróleo. El principal vocero de la empresa, recalcó que las actividades que llevan a cabo no es de perforar sino de gerenciar un proyecto hidrocarburífero bajo el objetivo de ampliar el conocimiento del subsuelo mediante el uso de tecnología de punta, alta ingeniería y aplicación de conocimiento especializado.
Martha Zamudio, Gerente de Proyectos / Funcional de Gestión de Información Técnica, ANH, junto a Fabiola Villamizar, Marketing Manager Colombia, Petroleum
In Situ
API Houston Chapter General Meeting
Parte de la delegación del Capítulo Colorado de la API, junto a los conferencistas invitados y participantes de la reunión. En primera fila: Jacob Lorenz, Jim McGrath, Tom Wood, Jerry Eumont (IHS), Colleen Schwake, Bob Fryklund (IHS), Torie Brazitis y Andrew Casper. Segunda fila: Jason Hallmark, Patty Rodvold, Gayle Dendinger, Jeff Holwell, John Brackney, Emily Haggstrom, John Boner, Detlev Simonis y Nancy Vorderstrasse
En un ambiente festivo con motivo del Día de la Energía en Colorado y Texas, el 12 de Noviembre el Capítulo Houston de la American Petroleum Institute, API, realizó una reunión general en el Petroleum Club, con la participación de expertos en temas sobre energía
L
a reunión estuvo organizada por Gayle Dendinger, Fundador y Editor de ICOSA, y contó con la moderación de John Brackney, Presidente y CEO de South Metro Denver Chamber of Commerce. Ambos dieron la cordial bienvenida y dirigieron la animada discusión, en torno a los temas tratados por dos destacados oradores de IHS. El primero en exponer fue Bob Fryklund, Chief Upstream Strategist de IHS con su presentación “Colorado’s Energy, an Unconventional Renaissance”. Con más de 32 años de experiencia en la industria del petróleo y gas, Fryklund es considerado un experto en temas como la exploración, evaluación de oportunidades, adquisición, planificación estratégica y gestión de portafolios. El compartió con la audiencia información profusa sobre el estado evolutivo de los plays no convencionales de petróleo y gas en Colorado. La visión de estos plays en el lado de Texas fue magistralmente presentada por Jerry Eumont, Managing Director de IHS Global en su conferencia “Texas’ Energy,
Future Continuation of Leadership”. Con 26 años de experiencia en consultoría de gestión de operaciones en el upstream, Eumont se centró en el impacto económico de la producción de hidrocarburos en Texas, y habló sobre la visión hacia el futuro de estos desarrollos en esta prolífica región petrolera. En la reunión empresas del sector energético de Colorado y Texas exhibieron parte de sus tecnologías, innovaciones, productos y servicios en una jornada bien interactiva.
Miguel González, CST Covers; Nancy Vorderstrasse, CAP Logistics; y Ricardo Soto, Global Marketing Director, Petroleum
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In Situ
25 Aniversario de Campetrol Laura M. Albarracín Montoya
La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, arribó a su 25 aniversario. Desde 1988 la institución ha contribuido al desarrollo de la industria petrolera y al crecimiento económico del país David Coke, Bernardo Arias, Paola Morales, Adriana Ceballos, Angélica Navarro, Sandy Martínez, Clarena Bermúdez, Margarita Villate, Gerardo Villela, Hermes Aguirre, Paula Mejía, Alan Stewart, Yeni Fonseca, Daniel Pardo, Felipe Correales y Jerson Sánchez
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ampetrol celebró 25 años de trayectoria, con un emotivo acto realizado el 6 de Noviembre en el Hotel Hilton de Bogotá, en el que homenajeó a sus fundadores. La mesa directiva estuvo integrada por Oscar Villadiego, VP de HSE de Asuntos Corporativos de Ecopetrol; Carolina García, Presidente encargada de Asuntos Corporativos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; Hermes Aguirre, Presidente de la Junta
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Directiva de Campetrol; Gerardo Villela, Vicepresidente de Asuntos Corporativos de Campetrol; y Margarita Villate, Directora Ejecutiva de Campetrol. En el acto estuvieron presentes fundadores, afiliados y colaboradores de Campetrol, representantes de las entidades gubernamentales, de la industria petrolera y delegados de las embajadas de Cánada, USA, Ecuador, Argentina y Gran Bretaña.
Margarita Villate mencionó los ejes fundamentales de la gestión de Campetrol, como son: Talento Humano, generando el 80% de empleos provenientes de la industria de bienes y servicios petroleros; Tecnología, que proviene de las empresas afiliadas a Campetrol; y Demanda de insumos. Las regiones demandan alrededor del 50% de servicios complementarios para la industria lo que a su vez genera empleo y desarrollo.
In Situ
Fundadores de Campetrol: Jorge Cárdenas, Olegario Angarita, Enrique Rizzi, Carlos Ney, Luis Soto, Jorge Lombana, Javier Enrique Pinzón
el organismo ha acompañado las decisiones que el gobierno ha venido tomando y que es un pilar fundamental para el desarrollo de los hidrocarburos en Colombia. En la ceremonia se brindó un homenaje a los fundadores de Campetrol: Luis Soto, Carlos Ney, Edgar Peláez, Roberto Martínez, Jorge Lombana, Jorge Cárdenas, Gilberto Pinzón, Olegario Angarita, Luis Alfonso Tejada, Oscar Ulloa, Carlos Rizzy y César Gonzalez, a quienes se distinguió con una merecida condecoración.
Villate resaltó la promoción del sector por medio de grandes proyectos externos, como el Proyecto Taladro Escuela, mediante el cual se busca reducir la incidentalidad del sector por medio de programas de capacitación; el desarrollo de Proveedores que contempla la formación y capacitación del recurso humano, la innovación e investigación tecnológica, el desarrollo de proveedores y la formación de clusters para las actividades del sector a escala nacional y regional. Finalmente, el Proyecto Modernización Refinería de Barrancabermeja, que busca la inserción de bienes y servicios petroleros en proyectos de alta inversión.
Retos y perspectivas Por su parte Hermes Aguirre hizo énfasis en el trabajo de los fundadores, quienes a través de su trabajo lograron establecer una industria sólida que puede competir hoy día en los mercados internacionales. En relación a los retos y perspectivas del sector de bienes y servicios, destacó la sostenibilidad, el incremento de la producción diaria, el éxito de la actividad exploratoria y contar con los recursos para desarrollar los proyectos de hidrocarburos no convencionales costa afuera que iniciarán en el 2014. De cara al futuro se ratifica el compromsio de hacer frente a los importantes retos del sector de hidrocaburos en Colombia. Seguidamente, Oscar Villadiego comentó que para Ecopetrol era gratificante acompañar a Campetrol en esta celebración, reconociendo que la cámara es un bastión para la industria petrolera en Colombia. “El futuro depende en gran parte del desarrollo de tecnología y de la sostenibilidad que tengan las operaciones más allá del marco social y del marco público˝, afirmó. Carolina García concluyó que Campetrol es una historia para contar, porque es una agremiación sólida y comprometida con los retos del sector y de la industria. Afirmó que Diciembre 2013 / Petroleum 287 17
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Del 30 de Octubre al 2 de Noviembre se realizó en el Hotel Dann Carlton de Medellín, la conferencia organizada por la Colombian Association Formation Evaluation, C.A.F.E, y la Society of Petrophysics and Well Log Analysts, SPWLA, centrada en las técnicas de recobro mejorado de petróleo Laura M. Albarracín Montoya
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nivel mundial existen métodos para mejorar la producción de hidrocarburos, hacer nuevos descubrimientos e incrementar el factor de recobro en los campos. La agenda cubierta en este Topical Conference sirvió de canal para propiciar el intercambio de conocimientos y experiencias, a la par de impulsar el desarrollo tecnológico en el sector de hidrocarburos del país. El objetivo del programa fue compartir las diferentes técnicas EOR desde el punto de vista petrofísico (métodos de evaluación de formaciones y técnicas de recuperación mejoradas) utilizadas a nivel mundial, con el fin de evidenciar la utilidad de dichas tecnologías. Se demostró que las técnicas EOR son una alternativa eficiente para mejorar la extracción de petróleo, representando un valioso porcentaje adicional en la producción mundial de hidrocarburos, estimándose que a mediano plazo lleguen a significar el 50%. La convocatoria al evento dio como resultado la participación activa de profesionales de países como Canadá, Estados Unidos, México, Venezuela, Colombia, Ecuador, Argentina, India, China y Medio Oriente, entre otros. El resultado final fueron 180 participantes y la evaluación de 55 trabajos, de los cuales 24 fueron
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César Patiño, especialista petrofísico de Ecopetrol y fundador de C.A.F.E.
seleccionados por el comité académico para las presentaciones orales. También se expusieron 12 trabajos en la modalidad de póster, de los cuales fue distinguido el titulado “Optimización de la perforación direccional a partir de la Interpretación de imágenes acimutales de Rayos Gamma Espectrales en tiempo real. Campo La Hocha, Colombia”, de Martin Mantilla, Héctor Osorio, Ronyl Ruíz y Carlos Rincón, en un trabajo conjunto de Weatherford y Hocol. El Comité Organizador de la conferencia estuvo integrado por Adriano Lobo, Ecopetrol; Larry Prentt, Hocol; Albeiro López, Ecopetrol; Álvaro Díaz, Baker Hughes; Álvaro Montoya, César Patiño, Ecopetrol; Helman Duque, Halliburton; L u i s Va l d e r r a m a , Schlumberger; Maged Fam, Halliburton; Manfred Martín, Schlumberger; Ricardo Bueno, Ecopetrol; Thais Ribeiro, Jason CGG; Yerayen Rodríguez, Halliburton; y Zoriana Snovida, Schlumberger, quienes tuvieron la tarea de evaluar los trabajos
que fueron seleccionados bajo los siguientes criterios: capacidad de ilustración frente a una tecnología aplicada para responder a una necesidad de producción, su uso acertado y sus eficientes resultados, basados en la utilidad del método. Los patrocinadores del EOR Formation Topical Conference fueron Ecopetrol, Schlumberger, Vetra, Hocol, Shandong Kerui, Gran Tierra, Jason CGG. Se resaltó la notable participación de empresas como Ecopetrol, con un total de siete presentaciones en las que compartió metodologías aplicadas y sus resultados. De igual forma Pdvsa, Pemex/Schlumberger, Baker Hughes, Shandong Kerui, Hocol, Pacific Rubiales y JPT estuvieron presentes en el auditorio compartiendo y divulgando sus metodologías EOR, así como casos históricos. “Encontramos muy conveniente realizar este espacio técnico donde la característica de la propiedad petrofísica del yacimiento genera un valor muy importante para obtener el resultado que deseamos con cada uno de estos métodos que logramos aplicar en los campos’’, afirmó César Patiño, especialista petrofísico de Ecopetrol y fundador de C.A.F.E. La jornada también tuvo como objetivo destacar la importancia de la integración de las ciencias aplicadas a la industria del petróleo, ya que a través del trabajo sinérgico de ingenieros, geólogos, petrofísicos, físicos y químicos, entre otros, es posible hacer una correcta evaluación petrofísica con el fin de escoger el método EOR más funcional que permita aumentar la productividad.
La agenda El programa se inició con tres cursos cortos simultáneos: Visión general y avances de los métodos EOR, dirigido por José Luis Bashbush, Schlumberger; Yacimientos y diagnóstico de pozos en con-
Escenario formidad al EOR en pozos de desarrollo, impartido por Maged Fam, Halliburton, enfocado en mejorar el recobro de petróleo, para que sea más eficiente y ambientalmente más amigable, aplicando las nuevas tecnologías; y Evaluación Geólogica de Registros Eléctricos, dirigido por el consultor independiente Álvaro Montoya, en el cual los asistentes tuvieron la oportunidad de recibir información teórica para posteriormente analizar registros eléctricos, donde a partir de su interpretación facial eléctrica en tiempo real y posterior, resultarían las correlaciones, ubicación de pruebas, paradas, TD, completamientos, cruciales para la producción del campo,
su desarrollo y posteriores programas de recuperación. Las presentaciones se ciñeron a los tres tópicos principales de la conferencia: Técnicas de evaluación geofísica y de formación; Avances en estudios integrados en evaluación de formación; y Análisis de núcleos, proyectos pilotos y prototipos. “Lo más importante de estos eventos es compartir conocimiento y experiencias, mostrarlo a otras personas de tal forma que pueden aplicar y corroborar la hipótesis expuesta. La industria puede crecer más rápido cuando se comparte conocimiento’’, comentó Larry Prentt, de Hocol. Los participantes expresaron su sa-
Maged Fam, Formation and Reservoir Solutions “FRS” Regional Manager Latin America, Halliburton; Don Westacott, Global Advisor Unconventional Reservoirs, Halliburton; y Adriano Lobo, Ecopetrol
José L. Bashbush, Mexico-Regional Technology Center, Schlumberger
tisfacción por el exitoso desarrollo de la jornada, en especial el alto nivel de las presentaciones expuestas. Se destacó la participación de estudiantes de la Universidad Nacional de Colombia, Universidad de América, EAFIT, UIS, U. Caldas, UPTC de Sogamoso y Universidad Surcolombiana, y la asistencia de miembros de ocho capítulos estudiantiles de C.A.F.E, de Bogotá, Medellín, Bucaramanga, Manizales, Sogamoso y Neiva. Al cierre de la jornada se reiteró la importancia de la integración de las áreas involucradas en la producción de la industria, así como de las empresas, permitiendo alcanzar estándares que pueden llevar a una mayor productividad. Lo anterior
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El consultor independiente Álvaro Montoya durante el curso corto sobre Evaluación Geólogica de Registros Eléctricos
permitió evidenciar que una correcta evaluación petrofísica del yacimiento es fundamental para aplicar la mejor técnica en recobro mejorado. Un comentario generalizado entre los participantes fue el beneficio que se puede obtener de este tipo de técnicas aplicadas en la industria petrolera a nivel nacional y mundial, concluyéndose que el país puede crecer económicamente gracias a la correcta aplicación de estos avances tecnológicos. El espacio sirvió además como ventana para mostrar que en la industria colombiana actualmente
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Participantes del Field Trip a Santa Fe de Antioquia
se aplican de forma exitosa métodos de recobro mejorado y que estos tienen vigencia en el resto del mundo.
Field Trip El EOR Formation Evaluation Topical Conference finalizó el cuarto día con el Field Trip realizado en el trayecto de Medellín a la población de Santa Fe de Antioquia, lugar que por su belleza arquitectónica es considerado monumento nacional. Durante el recorrido se observó en diferentes estaciones la dinámica que llevó el relleno de las cuencas terciaras del
occidente colombiano y su relación con la llegada del bloque de Panamá, lo cual dejó evidencias en las facies sedimentarias de la zona. El recorrido fue dirigido por Agustín Cardona Molina, Geólogo PhD de la Universidad de Sao Paulo, quien actualmente se desempeña como profesor en la UNAL de Medellín y coordinado por el geólogo Albeiro López Pulido, Ecopetrol. La actividad logró ser muy dinámica gracias a la participación de los asistentes, quienes disfrutaron el recorrido, el clima, el paisaje y manifestaron su satisfacción con los conocimientos adquiridos.
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Noviembre, 6 - 8
III Congreso Integral de Hidrocarburos y LAPS 2013 Una nueva edición de la Exposición Latinoamericana del Petróleo y del Congreso Integral de Hidrocarburos -eventos que desde hace tres años se realizan en un mismo escenario- se llevó a cabo del 6 al 8 de Noviembre, en el Palacio de Eventos de Maracaibo, con el propósito de propiciar el encuentro entre representantes del sector petrolero privado nacional e internacional y del sector gubernamental para discutir las oportunidades y retos de la industria de los hidrocarburos del país, además de apreciar la oferta de productos y servicios petroleros de numerosas empresas locales y foráneas
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rganizado por la Cámara Petrolera de Venezuela con el apoyo institucional de Pdvsa, el III Congreso Integral de Hidrocarburos sirvió de plataforma para divulgar principalmente las perspectivas, planes de inversión y de desarrollo establecidas en el Plan Siembra Petrolera para las regiones Occidente, Centro y Oriente del país, de la voz de la plana mayor de Pdvsa. También fue espacio para conocer el avance de muchos de los proyectos petroleros que están siendo desarrollados por algunos de los socios internacionales de la estatal petrolera del país.
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Fueron tres días de conferencias, con la participación de directivos de la Cámara Petrolera de Venezuela, del Ministerio de Petróleo y Minería, de representantes de las diferentes divisiones operacionales de Pdvsa, de empresas proveedoras nacionales y de operadoras internacionales. La temática giró en torno a las Oportunidades del Sector Productivo Nacional Conexo, Fondo de Ahorro Popular, Fondo de Financiamiento de la Cámara Petrolera de Venezuela, Planes y Retos Operacionales Pdvsa 2013-2019; Experiencias del Sector Productivo Nacional Conexo, Participación del Sector Productivo Internacional en el Plan de Expansión de los Hidrocarburos en Venezuela, Esquemas de Financiamiento de la Banca Pública, Desarrollo del Negocio del Gas en Venezuela, Desarrollo Nacional y Desafío Exportador, Mercosur-ALBA. El acostumbrado ciclo de Charlas Técnicas, permitió dar a conocer los detalles de algunos productos y servicios, que suministran empresas como Representaciones Barcan, Corporación Technipore y Seguros Catatumbo, a la industria petrolera nacional.
Eulogio Del Pino, Vicepresidente de EyP de Pdvsa; el gobernador del Zulia, Francisco Arias Cárdenas; Rodolfo Marcos Torres, Ministro para la Banca Pública; Alfredo Hernández Raffalli, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela; Miguel Pérez Abad, Presidente de Fedeindustria, y demás representantes de empresas mixtas petroleras Eulogio Del Pino, Vicepresidente de EyP de Pdvsa
Esta tercera versión del Congreso contó con soporte invaluable de Shell, Vepica, Tecnoconsult, Tenaris, Inelectra, Petroleum Contractor, Chevron, Y&V, Representaciones Barcan, Castillo Max Oil and Gas, Eni, Rosneft, Schlumberger, Ioed, Kpmg, Cameron, Isiven, Unicon, Z&P, Suelopetrol, Constructora Conkor, Confurca, Doble S Ingenieros Consultores, Vinccler, Total, Hafran, Banco de Venezuela y N&V Consultores.
El reto de incrementar la producción El Vicepresidente de Pdvsa, Eulogio del Pino, ofreció detalles del Plan Siembra Petrolera 2013-2019, sus retos y oportunidades. Aseguró que el país cuenta con reservas certificadas por más de 297 mil millones de barriles, gracias a un esfuerzo conducido entre 2006 y 2009. Estas incluye las que están en desarrollo, en produc-
Escenario ción, en etapa de madurez y agotamiento. “La mayor parte de las reservas están en desarrollo. Luego tenemos alrededor de 20.000 millones de barriles -distribuidas entre producción, madurez y agotamiento- que son fundamentalmente gran parte de lo que está sosteniendo nuestra producción nacional”. Reafirmó que la meta en el largo plazo es que Venezuela alcance una producción de 6 millones de barriles diarios en 2019. En tal sentido dijo que “tenemos el reto de incrementar la producción”. Cifras mostradas indicaron un estancamiento o descenso durante 2013. En el Zulia la producción promedia los 783.000 barriles por día, mientras que en Oriente la tendencia es al declive: 829.000 bpd. En tanto, los volúmenes vinculados a la Faja del Orinoco aseguró que están por encima de 1 millón de barriles diarios. Del Pino mencionó algunos inconvenientes que han afrontado para elevar la producción y habló de modificar el esquema gerencial en las empresas mixtas. Para evitar la merma de la producción en Occidente habló de la instalación de unos 1.300 kilómetros de tuberías en el Lago de Maracaibo, en reemplazo de la infraestructura vieja. Para lograr impulsar la producción dijo que se espera la colaboración de las empresas venezolanas que prestan servicios conexos a la actividad petrolera. Dijo que continúan las negociaciones con las contratistas que fueron expropiadas en 2009 para el pago de sus activos y han llegado a acuerdos con las más importantes. Hizo un llamado a los inversionistas para acordar con la estatal petrolera y poner sobre la mesa las oportunidades que están abiertas para exportar a los países miembros del Mercosur, no solo petróleo sino otros productos derivados. Sobre los proyectos en la Faja del Orinoco comentó la necesidad de repensar los desarrollos en esta zona para abarcar muchos aspectos que se deben mejorar en los desarrollos nuevos. Como ejemplo mencionó la capacidad de producción centralizada la cual dijo que no se adapta, por lo que es momento de repensar los procesos de reingeniería. No ahondó en destalles sobre el modelo, pero reconoció que hay trabas y habló de otorgar facilidades a cada yacimiento en vez de que sean estandarizadas. También
Tenemos el reto de incrementar la producción a 6 millones de barriles en 2019” admitió problemas en la instalación de los taladros de perforación en la Faja porque la zona no cuenta con las facilidades de servicios petroleros. “Tenemos el reto de desarrollar toda la infraestructura en un territorio como la Faja”.
Conglomerado Nacional Industrial Petrolero El Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, Alfredo Hernández Raffalli, convocó a las más de 700 empresas de servicios que representa la entidad gremial a sumarse al Conglomerado Nacional Industrial con el propósito de impulsar el desarrollo energético del país y apuntalar la meta de unos 6 millones de barriles de crudo al día de Pdvsa.
El representante calificó como un logro la creación del organismo que viene a marcar un hito en las relaciones entre el sector privado y el Ministerio para el Petróleo y Minería. “Trabajaremos para fomentar un mayor desarrollo industrial en Venezuela, nuestra Cámara cuenta con unas 700 empresas afiliadas y nuestras aspiración es todas se sumen a este conglomerado nacional”. Hernández Raffalli también hizo referencia a la creación de un fondo de financiamiento para proyectos petroleros. “Promovimos la creación de este fondo como un mecanismo financiero novedoso, cuyo capital semilla es de unos 50 millones de dólares, pero con un apalancamiento de entre cuatro o cinco veces de ese capital, unos 250 millones de dólares a futuro”. Se busca que este mecanismo permita atender de modo exclusivo los proyectos que Pdvsa ejecute dentro y fuera del país”. Sobre le avance del mismo afirmó que el sector privado petrolero mantiene un nivel de interlocución con la estatal petrolera y el Menpet bastante fluido, de manera de entender los roles y las responsabilidades de cada parte.
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Rafael Ramírez, Ministro del P.P. Petróleo y Minería y Presidente de Pdvsa, se dirigió a la audiencia acompañado por Ower Manrique, Director Ejecutivo de Automatización, Informática y Telecomunicaciones y Presidente de Pdvsa Industrial; Orlando Chacín, Director Ejecutivo de Pdvsa Oriente; Rodolfo Marcos Torres, Ministro para la Banca Pública; Alfredo Hernández Raffalli, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela; y Eulogio Del Pino, Vicepresidente de EyP de Pdvsa. También participaron en esta sesión: Ricardo Coronado, Director Ejecutivo de Pdvsa Occidente; y Víctor Aular, Director Ejecutivo de Finanzas Pdvsa
Apalancamiento productivo Entre muchos anuncios en materia petrolera, el Ministro del P.P. Petróleo y Minería y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, reafirmó varios acuerdos para unir esfuerzos con el aparato productivo nacional. Uno fue la creación de la empresa mixta Petrovenezolana de Servicios, asociación mixta orientada al desarrollo de actividades técnicas y sociales que estará conformada por Empresas de Propiedad Social y la filial Pdvsa Servicios. Explicó que la misma integrará a unos 200 jóvenes profesionales con posibilidad de ofrecer algunos servicios como en cabinas de muestreo, análisis de crudo y estudios integrados en su primera y segunda fase. Otro acuerdo estuvo relacionado a la conformación del Conglomerado Nacional Industrial Petrolero, firmado entre Pdvsa y la Cámara Petrolera de Venezuela que integrará a industrias privadas junto a la estatal petrolera venezolana, para enfilar todo el esfuerzo en las zonas económicas especiales, y principalmente para desarrollar las potencialidades de la Faja del Orinoco. “El Conglo-
merado promoverá el financiamiento conjunto, e implicará que las empresas privadas y nuestra estatal implementen las mismas estrategias de desarrollo y la utilización de las capacidades nacionales para el fortalecimiento de la industria”. A la fecha la entidad ya tiene 972 empresas registradas. Igualmente, dijo que a las empresas participantes se le asignarán proyectos y tareas específicas con la finalidad de incrementar, en 2014 la producción en 75.000 barriles diarios en el estado Zulia, y de dotar al país de un complejo poderoso que le permita a Venezuela su apalancamiento productivo.
LAPS 2013 En el área de Exposición, este año participaron más de 280 empresas vinculadas directa e indirectamente al sector petrolero, que ocuparon en total unos 70 stands, entre grandes, medianos y pequeños, pertenecientes a 24 países. LAPS como siempre estuvo impecablemente organizada por el Grupo BG de Eventos y se desplegó en 1.200 metros cuadrados. Inelectra Federico Ravelli, Coord. SHA; León García, Gerente de Desarrollo de Negocios; Ezequiel Puterman, Vicepresidente Desarrollo de Negocios; José Alberto Becerra, Gerente de Desarrollo Negocios Región Oriente; Pablo F. Videtta B., Vicepresidente Ejecutivo de Proyectos; Vicente Alizo V., Gerente Técnico Centro de Ejecución Occidente; y Gabriel Espinosa, Gerente de Proyecto de Construcción de Pozos
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Roffco: Suministrando la próxima generación de tuberías flexibles de acero
Las ventajas de la tecnología de tubería flexible en ambientes altamente corrosivos como el Lago de Maracaibo, están siendo mostradas con más de mil kilómetros de líneas lacustres suministradas por Roffco a la estatal petrolera Pdvsa, como parte de un proyecto de sustitución de infraestructura en esta región petrolera
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no de los proyectos más comentados en el marco de LAPS 2013, es el reemplazo de tuberías que adelanta Pdvsa en el Lago de Maracaibo. La meta es sustituir 6.946 km de tuberías de acero con tubería flexible, de los cuales ya se han completado 1.400 km, habiendo recuperado a la fecha una producción asociada de 150 mil barriles diarios y 136 millones de pies cúbicos estándar día de gas. La firma suplidora vinculada a esta fase del proyecto es Roff Oilfield Services C.A., Roffco, representante en Venezuela de FlexSteel®, una tecnología revolucionaria de tubería enrollable, que utiliza una combinación de polietileno y acero, ofreciendo beneficios excepcionales en términos de durabilidad, instalación, operación y mantenimiento. Jay W. Roff, Presidente de Roffco, comenta que la iniciativa tiene un gran impacto tanto en términos de productividad como en lo ambiental. “Se trata de un proyecto que Pdvsa está acometiendo por esfuerzo propio, pero en Roffco nos sentimos orgullosos de suplir el producto, e igualmente de brindar todo el soporte 26 Diciembre 2013 / Petroleum 287
“Esto es el futuro, la apertura a una nueva tecnología que permitirá hacer frente al problema de la obsolescencia de infraestructura de la industria petrolera”, dijo Jay W. Roff, Presidente de Roff Oilfield Services C.A.
necesario para instalar, operar y mantener la tubería”, afirma entusiasta. En 2007 la compañía inició la promoción del producto con Pdvsa. Entre 2009 y 2010 se realizaron 10 pozos de prueba (Intevep hizo las pruebas) y ya con el visto bueno, en Abril de 2011 comenzó la venta de la tubería y ya van por el tercer pedido. “El proyecto tiene un tremendo impacto en términos de recuperación de la producción en el Lago e igualmente en lo ambiental, al controlar o prevenir problemas de filtraciones o fugas. Realmente estamos todos muy complacidos con los resultados”. ¿Qué cualidades hacen única a esta tubería? “La tubería flexible tiene la ventaja de ser resistente a la corrosión, en comparación con la tubería de acero al carbono convencional. No necesita un sistema de protección catódica adicional para mantener la tubería en condiciones. El diseño único de FlexSteel® supera al de las tuberías tradicionales de acero y el de otras tuberías flexibles, protegiendo contra la corrosión y
permitiendo que sea duradera. Su rigidez y capacidad de soportar presiones e impacto es mayor porque realmente es una tubería de acero, con un forro interior de polietileno que permite mejor capacidad de flujo y un forro exterior igualmente de polietileno resistente a rayos UV. FlexSteel® se fabrica desde 2 hasta 8 pulgadas. La capacidad de flujo es superior a la de tubería de acero al carbón. Además, por su resistencia a la corrosión, se reducen los costos de mantenimiento y de medidas anticorrosivas a casi cero. El proceso de instalación es mucho más fácil, rápido y económico. Se lanza rápido desde el carrete, lo que representa igualmente un ahorro significativo. En cuanto a la vida útil de la tubería, hablamos de un tiempo promedio de más de 20 años, pues por su recubrimiento plástico el ambiente corrosivo no llega nunca al acero, nunca se oxida. Realmente esto es el futuro, la apertura a una nueva tecnología que permitirá hacer frente al problema de la obsolescencia de infraestructura de la industria petrolera a nivel mundial”.
Escenario Presencia efectiva Roff añade que la participación en este proyecto marca un capítulo importante para la empresa. No solo es el proyecto más grande en su tipo para aguas someras en el mundo, sino que además fortalece y consolida la trayectoria de Roffco y de Macco en Venezuela, y refuerza su competitividad como fabricante nacional. “Siempre hemos tenido el interés de establecer las facilidades necesarias para producir en el país la tubería con insumos y mano de obra 100% nacionales. Es una posibilidad en la que estamos avanzando. Para responder a los requerimientos de tubería en el Lago se hizo un diseño especial, dado que una condición indispensable era que no flotara y se agregó acero para que tuviese una flotabilidad negativa. En tierra, donde se puede emplear una tubería más liviana, FlexSteel® tiene muchas aplicaciones, por ejemplo, en las líneas principales de distribución de gas doméstico. También en la Faja
Hemos tenido el interés de establecer las facilidades necesarias para producir en el país la tubería con insumos 100% nacionales” del Orinoco, la tubería de 8 pulgadas que se comenzó a fabricar el pasado año nos da una entrada a las reservas más grandes del mundo. Ese plan de desarrollo en la Faja es prioridad para la nación, y nosotros pensamos que podemos ser de gran ayuda en ese objetivo de producción acelerada, es decir, en la producción inicial, en la que se tienen los pozos perforados pero no se cuenta aún con infraestructura y se requieren unas
líneas para llevar el crudo a una refinería. Con FlexSteel® podríamos ayudar a esa producción inicial porque es apropiada también para instalaciones de tuberías temporales”. -A nivel de Latinoamérica, estamos trabajando en Trinidad, haciendo unas propuestas a Petrotin. Ellos tienen un campo de aguas someras costafuera muy similar al Lago de Maracaibo. Con una infraestructura antigua, con producción diferida, esperando solventar la tubería. Estamos por entrar en Colombia, que es un mercado atractivo al igual que toda esa región de Perú, Brasil, Bolivia, en la que es de suma importancia cuidar el impacto ambiental, lo que hace a FlexSteel® altamente competitiva porque puede ser tirada sin excavar, talar y en sitios de difícil acceso se puede tirar por la selva sin enterrar. El impacto es mínimo. Y los carretes se pueden llevar por río o por helicóptero y no son necesarios equipos de soldadura, protección catódica, etc. Son muchos los beneficios”.
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Especial
Zulay Socorro C. / Laura M. Albarracín Montoya
Noviembre, 20 - 22
Destacados expertos nacionales e internacionales conformaron el selecto grupo de conferencistas que durante tres días compartieron sus conocimientos, visión y experiencias en el desarrollo de la agenda académica, aunado a una muestra comercial con un total de 220 expositores representando a un total de 18 países, todo lo cual ratificó el liderazgo del evento como el primer y más grande congreso petrolero de Colombia y uno de los principales de Latinoamérica
Hernando Barrero Chaves, Presidente Ejecutivo de Acipet; Amylkar Acosta, Ministro de Minas y Energía de Colombia; Javier Betancourt, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Héctor Manosalva, Vicepresidente de Exploración y Producción de Ecopetrol
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nnovación y Desarrollo Sostenible: El Futuro del País” fue el tema central de esta edición del Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, tribuna en la que especialistas y expertos nacionales e internacionales compartieron los avances y perspectivas del sector en Colombia y el mundo. La agenda académica del Congreso se enriqueció con la participación de expertos de talla mundial quienes transmitieron sus conocimientos y experiencias en las conferencias magistrales, foros y las sesiones técnicas. Entre otras figuras participaron el estadounidense Dane Smith, co-líder del proyecto de Valor Compartido de FSG;
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Del 20 al 22 de Noviembre, delegados del Congreso y unos 15.000 visitantes conocieron los últimos avances tecnológicos en maquinaria, equipos, productos y servicios concentrados en 8.000 metros cuadrados de exhibición
el español Xavier Marcet, Presidente de Lead To Change (LTC project), quien profundizó en la forma cómo las empresas del sector de hidrocarburos pueden desplegar modelos de innovación. Tim Tyrrell, quien lidera las áreas de E&P de XTO, subsidiaria de ExxonMobil, habló del desarrollo responsable de recursos no convencionales, mientras que Tim Tirlia, Gerente Internacional de Perforación Exploratoria de Anadarko Petroleum, se refirió a los retos de perforación en aguas profundas. El evento, organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, permitió igualmente destacar la importancia y beneficios de la industria petrolera en el desarrollo económico del país, mediante el debate e intercambio técnico y comercial, que a juicio de los organizadores contribuyó a concretar oportunidades de inversión en el sector petrolero en Colombia y conocer los planes del sector de servicios petroleros del país, el cual ostenta un crecimiento promedio anual de 31% en los últimos años, con ingresos cercanos a US$5 millones en 2012. Este año Acipet enfocó la misión del congreso en cuatro vertientes: Formación para elevar la calidad de los ingenieros de petróleos; Información para guiar su actuación profesional; Presentación del Estudio sobre la oferta y demanda de profesionales en la industria a fin de vislumbrar el futuro de la profesión; y finalmente, la Entrega del Premio a la Innovación, contemplando el área gubernamental, empresarial y académica.
Especial
Pedro Rizo, Gerente Desarrollo de Negocios Bohórquez Ingniería; Hernando Barrero, Presidente Acipet; Jairo Ruiz, Petrolero Emérito; Javier Betancourt, Presidente, ANH; Héctor Manosalva, VP de E&P, Ecopetrol; y Andrés López Valderrama, Presidente Ejecutivo, Corferias
Programa de Instalación La ceremonia inaugural del XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas fue presidida por el Ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, acompañado en la mesa directiva por el Presidente Ejecutivo de Acipet, Hernando Barrero Chaves; el recién nombrado Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Javier Betancourt; y el Vicepresidente de Exploración y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva. También estuvieron presentes los miembros del Comité Organizador del Congreso, presidido por el Viceministro de Energía Orlando Cabrales Segovia; del Comité Técnico, presidido por Emiliano Mejía Duque y del Comité Ejecutivo del Premio a la Innovación en el Sector Energético, liderado por Néstor Fernando Saavedra, así como también representantes de las empresas patrocinadoras y auspiciadores del evento; Directivos de Campetrol; el Embajador de Canadá en Colombia, Tim Martin; y el agregado comercial de la Embajada de Estados Unidos, Julio Carbot; Gerentes y personal de apoyo de las 220 compañías expositoras; directivos y estudiantes de las Universidades Industrial de Santander; América de Bogotá; Surcolombiana de Neiva y Nacional de Medellín; presentadores de trabajos académicos y de posters. El primero en el orden de la palabra fue el Presidente de Acipet, Hernando Barrero, quien tras dar la bienvenida a los asistentes se refirió a los aportes del Congreso, su enfoque fundamentalmente académico, de alcance internacional y abierto a las empresas operadoras, de servicios petroleros y a los profesionales de la industria.
Para esta versión se recibieron 370 resúmenes de trabajos, de los cuales 90 provinieron de 10 países extranjeros. Del total de trabajos seleccionados, 73 correspondieron a presentaciones orales y 29 a la modalidad de póster. De manera especial destacó la realización del panel sobre Oferta y Demanda de Ingenieros de Petróleos Colombianos, “de quienes hemos recibido sentidas manifestaciones sobre la participación equitativa que desean y merecen tener en la industria petrolera, amenazada hoy día por el alcance de la nueva política migratoria establecida por el Gobierno Nacional, con el decreto 0834 de Abril 24, 2013. Nos asiste el deseo de seguir trabajando y apoyando a las empresas del sector en un ambiente justo y con valor agregado para todos”, afirmó. Retos más profundos Seguidamente intervino el Presidente de la ANH, Javier Betancourt, quien expresó su satisfacción porque su primera intervención tras tomar posesión del cargo fuese en este escenario, con los ingenieros de petróleos, motor y alma del desarrollo petrolero de Colombia. “Para nadie es un
Carlos Ney, Marco Herrera y Pedro Ruiz
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Especial
Durante la recepción ofrecida por la Embajada de Canadá en Colombia en el Museo El Chicó: Juan Mario Acevedo, Presidente de Correcol; Ricardo Correa, Presidente del Grupo C & CO; Ginna Narváez y Giovanna Romero, El Empleo Oil & Gas; Jorge Zajia y Fabiola Villamizar, Petroleum; Angel Curet, Colombia Operations Manager, Exxon Mobil y Carolina Rojas, Public and Government Affairs Coordinator, Exxon Mobil
secreto que este sector ha venido mejorando en los últimos años tanto en materia de exploración como de producción. En aproximadamente 6 años Colombia ha incrementado sus niveles de producción, manteniendo la seguridad energética, obviamente con retos importantes de crecimiento en esa área, pero hemos logrado aumentar nuestra producción de una manera eficiente y responsable, frente a países con mayores niveles de reservas, lo cual refleja un cambio cuantitativo y cualitativo en nuestra actividad”, dijo. Agregó que las cifras muestran como a Octubre de 2013 -frente a dificultades externas evidentes- se logró mantener los niveles de la producción. No obstante indicó que hay retos profundos hacia futuro, de los cuales el primordial es el aumento de las reservas. “Tenemos previsto en la ANH intensificar la adquisición de información. En los últimos dos años se ha hecho un gran esfuerzo de inversión en conocimiento, de alrededor de 600.000 millones de pesos, lo cual debe redundar en la reducción de la incertidumbre para la exploración y una mayor competitividad para el país frente a los competidores en E&P. Este reto conlleva la necesidad de profundizar nuestras líneas tradicionales de investigación de exploración y producción, y adicionalmente mejorar la innovación en yacimientos no convencionales y consolidar nuestro trabajo en el offshore”. Finalmente Betancourt manifestó que todo este reto tiene una sola justificación, 30 Diciembre 2013 / Petroleum 287
y es la necesidad de desarrollo del país. “Debemos generar los recursos fiscales necesarios para mantener la inversión requerida por la Nación. El objetivo final de toda la actividad petrolera desde el punto de vista del Estado no es mas que el beneficio de las comunidades en las cuales operamos y de la población en general”. Adicionar barriles a las reservas A su turno el Ministro de Minas y Energía, Amilkar Acosta, aseguró que el sector de hidrocarburos ha tenido logros nunca antes vistos en la historia del país, entre los cuales destacó una producción promedio diaria superior al millón de barriles de crudo, meta trazada en el plan de desarrollo del Gobierno para el cuatrienio, y lo que es mas importante, sostener ese nivel de producción. Acosta acotó que las reservas de crudo del país se ubicaron al cierre de 2012 en 2.377 millones de barriles, 5.2 puntos más altas que las del año inmediatamente anterior. Al respecto destacó que el 33% de esas mayores reservas provinieron de nuevos descubrimientos “lo cual se constituye en un hecho alentador”, dijo. Destacó el vertiginoso ritmo con el que ha venido aumentando la exploración, particularmente en la perforación de pozos. Dijo asimismo que tanto o más importante que la meta de producción, es adicionar barriles a las reservas. “Todos conocen la precariedad de nuestras reservas, por tanto el foco principal de nuestra
gestión desde el Ministerio y el énfasis de la política hacia este sector está puesta en la exploración, en lo cual tiene un rol determinante la ANH”. En relación a los yacimientos no convencionales, expresó que es la gran apuesta de Colombia y que se estén tomando medidas para promover su exploración, al igual que los de costa afuera. Agregó que se esperaba tener lista al cierre de 2013 la reglamentación de yacimientos no convencionales, con todo el marco normativo y regulatorio para arrancar en 2014 con reglas claras que permitan a las empresas tomar las mejores decisiones en procura de estos nuevos desarrollos. De igual forma anunció que se prevé expedir en próximos meses la reglamentación ambiental para la exploración y explotación de estos yacimientos. El Ministro indicó que se trabaja en la estructuración de la Ronda 2014, que permitirá seguir incrementando el conocimiento del potencial y por esa vía incorporar más recursos energéticos. “El país es consciente de su importancia en términos de lo que significa para el desarrollo económico y productivo pero también desde el punto de vista de la generación de recursos que apalanquen el desarrollo social”. En materia de infraestructura destacó los esfuerzos que se viene haciendo para incrementar la capacidad de transporte por oleoductos a 1.450.000 barriles día, con una inversión superior a los US$5.000 millones al término de 2014.
Guillermo Puche, Cirolago; Maria Corina Rivodó; Trina Rojas de Rivodó; Eduardo Rivodó, Presidente de Industrial Consulting Group (ICG) y Mario Belloso, Cirolago
Especial Conferencia Magistral
Experiencia de XTO en el Desarrollo Responsable de Recursos no Convencionales Tim Tyrrell, International Ventures Executive de XTO Energy Inc, profundizó en las acciones que han permitido afianzar el liderazgo de esta subsidiaria de ExxonMobil como el mayor productor de gas en plays no convencionales Tim Tyrrell es ingeniero geofísico egresado de la Escuela de Minas de la Universidad de Colorado, y ha trabajado durante tres décadas en la industria petrolera liderando áreas de exploración y producción en todo el mundo. Actualmente se desempeña en XTO Energy, compañía fundada en 1986 en Fort Worth, Texas, cuya actividad principal es la extracción de gas natural en shales y otras formaciones apretadas de los EE.UU. También produce petróleo crudo y líquidos de gas natural. Su fusión con ExxonMobil se concretó en 2010. Tyrrell puntualizó que XTO es el mayor contribuyente a las reservas de gas natural estadounidenses, ostentando una de las tasas de éxito de perforación más altas de la industria, con un 22% de crecimiento promedio anual en producción. La empresa opera en 16 estados de los EE.UU, con intereses en aproximadamente 50.000 pozos productores de petróleo y gas natural en todo el país. Su gestión ha sido fundamental en el desarrollo y despliegue de tecnologías de forma responsable, determinante en la transformación en los EE.UU. y que se espera extender a nivel mundial para satisfacer la demanda futura de energía. Tyrrell destacó que el éxito en el desarrollo de yacimientos no convencionales ha requerido de un enfoque único, caracterizado por el aprendizaje, flexibilidad y rapidez. Las operaciones seguras y eficientes han sido fundamentales en el éxito de las mismas, al igual que el manejo efectivo de riesgos, reducción de la huella ambiental y el trabajo estrecho con las comunidades, autoridades locales y organismos reguladores para cumplir con los más altos estándares. “Nuestros logros reflejan nuestro compromiso con la seguridad de las operaciones y las prácticas responsables, el cual comienza con la planificación, toma de decisiones y las operaciones del día a día”, afirmó. Hacia futuro, dijo, la industria deberá mantener esa presencia, aprovechar las oportunidades de llegar al público de tal manera que se conozcan las prácticas, las técnicas de gestión de riesgos y cómo se trabaja para minimizar la huella ecológica. En relación a los beneficios económicos, señaló que 1.7 millones de puestos de trabajo son atribuidos al desarrollo de yacimientos no convencionales y se espera aumente a 3 millones.
Alexander Zambrano, Summit Energy; Omar Oquendo, Gaffiney & Cline; Pedro Martínez, Pemarsa; Edgardo Navarro, Hot-Hed; Freddy Chiquito, Zumaque; Ricardo Padrón, Pacific Rubiales; y Jesús Betancourt, Summit Energy
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Especial
Oferta y demanda laboral en la industria petrolera colombiana La situación laboral de los profesionales de ingeniería de petróleos en Colombia fue el tema de discusión de este panel, a partir de los resultados de un estudio contratado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo- Acipet; el Consejo Profesional de Ingeniería de Petróleos -CPIP y Latin American Human Resources -LHR, a la firma de investigación de mercados YanHaas para analizar la Oferta y Demanda Laboral en la Industria petrolera colombiana Nicolás Santos, Universidad Industrial de Santander; Alexandra Gutiérrez y Carlos Guillermo López, LHR; Juan Fernando Martínez, ANH; Dorianna Faccini, Human Dimensions International; Hernando Barrero, Acipet; Alejandro Gaitán, Schlumberger; William Florez y Carlos Arenas, Directivos del CPIP
Integraron el panel Hernando Barrero Chaves, Presidente Ejecutivo de Acipet; Nicolás Santos Santos, Director de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la UIS; William Flores Villamizar, Director Ejecutivo del CPIP; Dorianna Faccini, Directora de la Red de Gerentes de Recursos Humanos del Sector Minero Energético
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de Colombia; Alejandro Gaitán, Gerente de Recursos Humanos de Schlumberger; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH; y como moderadores Carlos Guillermo López, VP Ejecutivo de LHR y Carlos Arenas, Presidente CPIP. La presentación del estudio estuvo a cargo de María Alejandra Gutiérrez,
Gerente Técnico de LHR, con el acompañamiento de Helga Mora, Directora Comercial de YanHaas. El estudio permitió contrastar las competencias requeridas por la industria en el mercado laboral frente a las competencias ofrecidas por instituciones educativas en ingeniería de petróleos, desde la perspectiva de los principales actores: empresas, estudiantes, egresados y jefes de programa. Participaron empresas de evaluación de formación, yacimientos, perforación, operaciones de producción y recursos humanos; por el área académica, jefes de programa y docentes vinculados a programas de ingeniería de petróleos, y estudiantes de los últimos semestres de ingeniería de petróleos. El estudio arrojó que 41% de los ingenieros de petróleos son egresados de la UIS, 98% de los egresados vive actualmente en Colombia; 20% se encuentran desempleados a pesar de haber tenido alguna experiencia laboral. Asimismo, la principal barrera de estos profesionales es la falta de experiencia y pocas ofertas de trabajo. Al examinar la contratación se obtuvo que 89% de los profesionales contratados son colombianos, 11% extranjeros, de los cuales la mayor parte ejerce en áreas de perforación. Otro aspecto que se desprende del análisis, es que la academia considera que los ingenieros de petróleos colombianos que están egresando responden a los requerimientos de la industria, por cuanto poseen habilidades técnicas, son adaptables y sus habilidades pueden fortalecerse. En cuanto a las proyecciones, la mayoría de los encuestados consideró que el país no está preparado para absorber la oferta de ingenieros de petróleos, dado que no hay descubrimientos y en consecuencia no hay suficientes proyectos. La academia coincide en esta percepción, al considerar que la situación de la industria petrolera del país no va por buen camino, debido a la falta de desarrollo, sumado a las barreras de licenciamiento ambiental que ha frenado a la industria.
Especial
Conferencia Magistral
Desarrollo sostenible y valor compartido “El valor compartido es la clave para dar rienda suelta a la próxima ola de innovación y crecimiento empresarial”, afirmó Dane Smith, Managing Director de FSG La conferencia impartida por el experto en estrategias de competitividad Dane Smith, asesor de líderes de los sectores público y privado, dio lugar a una amplia discusión acerca del nuevo paradigma de gestión empresarial conocido como “Valor Compartido”, de acuerdo al cual abordar los problemas sociales puede generar rentabilidad para las empresas. Especializada en estrategia, evaluación e investigación, FSG (Foundation Strategy Group) ha completado más de 600 proyectos de consultoría con las principales corporaciones, ONG´s, y gobiernos de todas las regiones del mundo para desarrollar soluciones más eficaces a los problemas sociales más difíciles. Su objetivo es ayudar a crear un mayor y más eficaz cambio social. Smith mencionó que las empresas han cambiado su manera de observar las problemáticas sociales, sin emabargo se sigue ignorando la alta rentabilidad que podrían ofrecer los planes de valor compartido con la comunidad. Mostró cómo las empresas que han decidido invertir en mejorar las condiciones sociales logran ser rentables y ven viable incursionar en estas áreas donde anteriormente sólo se veían dificultades. Finalmente Smith ilustró cómo una empresa de petróleos en Colombia puede aplicar un plan de valor compartido, concluyendo que se debe buscar la conexión entre el conflicto social y el negocio para saber a dónde llegar, y posteriormente iniciar el diálogo con la comunidad, con mediadores que gocen de credibilidad y confianza.
Conferencia Magistral
Innovación aplicada a la industria Xavier Marcet, Presidente de Lead to Change (LTC), empresa de consultoría en innovación estratégica compartió con los asistentes al Congreso de Petróleo y Gas cómo pueden las empresas del sector de hidrocarburos desplegar modelos de innovación orientados a resultados Marcet fue categórico al señalar que innovar es mucho más que tener ideas o creatividad. Es inspiración, estar permanente atentos y conectados a todo, de tal modo que las ideas y oportunidades puedan ser desarrolladas hasta convertirlas en un proyecto competitivo. Se trata por tanto de resultados. Para el experto la innovación tiene sentido en la medida que se orienta a resultados y genere valor para los clientes. Pero para que la innovación genere competitividad debe permear a la empresa en su conjunto, y no sólo a su departamento de I+D. “No podemos pensar en la innovación sólo desde un punto de vista tecnológico”, apuntó. La respuesta de la innovación rentable, dijo, no es tan rápida como algunos quisieran. Por otra parte se asume que no está al margen de la estrategia y del día a día de la empresa, por el contrario, la innovación en el modelo de negocio y en la relación con los clientes ha demostrado generar alta rentabilidad. Diciembre 2013 / Petroleum 287 33
Especial
Conferencia Magistral
Retos en la perforación en aguas profundas Tim Tirlia, Gerente Internacional de Perforación de Anadarko Petroleum Corp. compartió sus experiencias y conocimientos en la perforación de aguas profundas, siendo este un tema crucial para el futuro próximo de la industria petrolera en Colombia
Tim Tirlia enfatizó el reto que tiene por delante Colombia en materia de perforación exploratoria en aguas profundas, para lo cual deberá apoyarse en el mejor conocimeinto disponible y tomando en cuenta las lecciones aprendidas a nivel mundial
Con 18 años de servicio en Anadarko, Tirlia maneja las operaciones globales de perforación exploratoria en tierra, aguas someras y aguas profundas. A lo largo de su carrera ha gestionado las operaciones de perforación en siete estados de Estados Unidos y otros 16 países. Su conferencia se centró en los resultados en plataformas existentes costa afuera y las prácticas que han garantizado el cumplimiento de las metas establecidas para distintos proyectos, incluyendo optimización de la logística de operaciones a fin de asegurar la rentabilidad sobre la inversión en condiciones difíciles de operaciones.
Tirlia enfatizó el compromiso de Anadarko de operar con seguridad, para lo cual suma el uso de tecnología de vanguardia y el talento en ingeniería a las mejores prácticas de operación, con el fin de acceder a los recursos de energía de forma eficiente, protegiendo el ambiente y la salud pública 34 Diciembre 2013 / Petroleum 287
En 2012 la compañía alcanzó excelentes resultados en sus programas de perforación de exploración, con 67% de éxito en pozos de aguas profundas. Tirlia profundizó en los tipos de MODU (Mobile Offshore Drilling Units) usados en exploración, sus características y puntos clave, resaltando que eran diseñadas para mantenerse durante prolongados periodos de tiempo. Dichos equipos tienen paquetes de operación, almacenamiento de material, grúas, acomodación para la tripulación, generación de energía, helipuerto, entre otras peculiaridades. Las plataformas son remolcadas hasta la locación y tienen patas movibles que son fijadas en el suelo marino. Finalizó su intervención hablando de las fases en las que se puede realizar la exploración, señalando que los lodos son extraídos a través de un sistema de tamizaje y estudiados en la plataforma. También enfatizó el rol que tiene Colombia frente a las operaciones exploratorias en aguas profundas recalcando la posibilidad de aumentar dichas exploraciones en un futuro próximo y viable para la industria de hidrocarburos en el país, además aconsejó al país para que tome los ejemplos del resto del mundo sin esperar a recolectar la totalidad de datos, partiendo con el mejor conocimiento disponible y tomando en cuenta las lecciones aprendidas.
Especial
PETROCUP: Primer torneo académico organizado por SPE Sección Colombia Los estudiantes de ingeniería de petróleos de las universidades de Colombia tuvieron su espacio académico en el marco del Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2013
El equipo ganador del Petrocup integrado por Diego Rodríguez, Mario Alejandro Rosero, Ricardo González y Alejandro Cardona, de la Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín. De pie, Sandra Vega, Yeisson Díaz, Gerson Rivera, Jair Montaño, Leonel Solano, Johan Baracaldo, Alexandra Duran y Carlos Cotrino, de SPE Colombia Section y organizadores del torneo
Bajo el lema “Una batalla que hará historia’’, el viernes 22 de Noviembre se llevó a cabo este torneo organizado por SPE Colombia Section con el patrocinio de Ecopetrol y Acipet, con el objetivo de reunir a los estudiantes de petróleos de las universidades colombianas y fomentar el conocimiento, sus habilidades e interés en la historia y fundamentos de la ingeniería de petróleos. Se convocó a estudiantes de ingeniería de
los últimos semestres de la Universidad América (Bogotá), Universidad Surcolombiana (Neiva), Universidad Industrial de Santander (Bucaramanga) y Universidad Nacional (Sede Medellín), para competir y mostrar su dominio en materia de hidrocarburos, contando igualmente con la participación de estudiantes de Ecuador y Perú. El comité organizador estuvo compuesto por Sandra Vega, Yeisson Díaz, Gerson Ri-
vera, Jair Montaño, Leonel Solano, Johan Baracaldo, Alexandra Duran y Carlos Cotrino, encargados de la logística y preparación del evento, asi como también del programa de actividades de esparcimiento para los participantes. En el desarrollo de esta competencia los competidores se enfrentaron en tres rondas, cada una con 10 preguntas elegidas al azar por el sistema y analizadas por el jurado calificador, quienes a su vez fueron elegidos por sus conocimientos y experiencia en el sector, el jurado fueron los ingenieros: Italo Bahamon, Henry Ochoa y Víctor Alexis Huertas. El equipo de la Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín compuesto por Diego Rodríguez, Mario Alejandro Rosero, Ricardo González y Alejandro Cardona resultó ganador, haciéndose acreedor a un viaje con gastos pagos para asistir un evento de SPE International en 2014.
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Especial
Premio a la Innovación en el Sector Energético En el acto de clausura del XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas se llevó a cabo la entrega de la primera edición del Premio a la Innovación en el Sector Energético, creado para promover y fortalecer la capacidad de innovación y crear redes de conocimiento entre las empresas, la academia y centros de investigación nacionales y extranjeros, con el fin de brindar alternativas en la cadena de hidrocarburos e incentivar la investigación científica cuya valoración representó el 70%, y el 30% por votación electrónica abierta de la industria. Al agradecer el reconocimiento, Armando Zamora dijo que al reflexionar sobre el proceso de innovación durante la creación de la ANH, no podía sino concluir que dicho proceso empieza cuando se decide el qué hacer, y sigue cuando se definen las reglas y los límites dentro de lo que va a hacer. “Es allí donde comienza verdaderamente todo este desarrollo y creo que en el caso de la ANH en buena mePresentes en la entrega del Premio Acipet a la Innovación en el Sector Energético 2013 Carlos Alberto Vargas, Coordinador Ejecutivo dida se dio por el establecimiento de unas del Premio; Orlando Cabrales, Vicemistro de Energía; Néstor F. Saavedra, VP de Innovación y Tecnología de Ecopetrol y Director del Comité Ejecutivo del Premio; Hernando Barrero, Presidente de Acipet; Xavier Marcet, Presidente de Lead to Change y Alberto Gamboa, buenas relaciones con las universidades Presidente de Anadarko Colombia y la industria, de modo que entre todos Néstor Fernando Saavedra, VP de Inlogramos dar forma a un objetivo común, La primera entrega novación y Tecnología de Ecopetrol y previamente establecido”. Director del Comité Ejecutivo del Premio, del Premio Acipet a la Por su parte el Profesor Abel dijo que agradeció al equipo de Acipet su excelen- Innovación reconoció a las compartía el premio con todos los docentes te labor. Enfatizó que la energía que el de ingeniería de petróleos del país, recoempresas Independence mundo consume vorazmente, no es comnociendo la complejidad de este oficio, parable con la energía de las personas, y Drilling, Ecopetrol, la en parte por la dificultad de contar con el gracias a esta iniciativa de Acipet, se hace Universidad Nacional de grupo de docentes necesarios para cumplir realidad este premio para reconocer a la con todos los compromisos que se tienen Colombia - Sede Medellín gente que ha hecho posible los grandes en la universidad, con la docencia, la invesproyectos de nuestro país, en la región y y el Instituto Colombiano tigación y la extensión, y también porque en el mundo. del Petróleo (ICP). También la industria del petróleo es dinámica y En esta ocasión el premio fue otorgado recibieron reconocimientos evoluciona vertiginosamente y “debemos a Independence Drilling, en la categoría estar permanentemente atentos a esos Servicios; a Ecopetrol, en Desarrollo Tec- José Armando Zamora cambios para tratar que nuestros planes nológico; y a la Universidad Nacional de Reyes, Javier Gutiérrez de estudio estén acordes con los nuevos Colombia, sede Medellín, en el área de Pemberthy y el Profesor desarrollos en la industria”. Concepto Técnico. Visiblemente emocionado dijo que También fueron reconocidos el Ins- Abel de Jesús Naranjo ejercer la docencia es una labor maravillosa, tituto Colombiano del Petróleo (ICP) en un estilo de vida. “Es tener la oportunidad Estructura Organizacional y Ecopetrol en de hacer lo que más nos gusta, Gestión Ambiental. que es estar en contacto con También se hizo entrega de reconocilos jóvenes, contagiándonos mientos especiales al Expresidente de la de su energía y ganas de salir Agencia Nacional de Hidrocarburos, José adelante”. Armando Zamora Reyes; al Presidente de Ecopetrol, Javier Genaro Gutiérrez; y al Profesor Abel de Jesús Naranjo, de la Abel de Jesús Naranjo, profesor Universidad Nacional en Medellín. emérito de la Universidad Nacional de Colombia en Medellín recibió el La selección de los ganadores, que premio honorífico a su trayectoria académica de manos de Néstor podían ser postulados por personas F. Saavedra y Hernando Barrero naturales, instituciones científicas, tecChaves nológicas, académicas o empresariales, se hizo a partir de la decisión del jurado, 36 Diciembre 2013 / Petroleum 287
Especial
Reconocimiento a los mejores trabajos del Congreso Al compartir los resultados del proceso de calificación y premiación de los trabajos técnicos presentados en el Congreso, el Director del Comité Técnico Acipet, Emiliano Mejía Duque, enfatizó que los objetivos establecidos para esta edición fueron superados
La presentación de trabajos técnicos ha sido el eje central del Congreso desde su creación en 1984. En esta oportunidad los retos apuntaron a convocar al sector petrolero para compartir sus experiencias y mejores prácticas, donde la innovación y nuevos desarrollos tecnológicos fueron la base de la estructuración de los trabajos; lograr la participación internacional, en especial de los países de la región; aplicar un modelo de calificación que garantizase la mejor calidad de los trabajos; y promover
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El grupo de autores reconocidos por la calidad de los trabajos presentados en el XV CCPG. Fueron distinguidos los Mejores Trabajos por Área Técnica, Mejor Póster, Mejor Tesis de Grado, Empresa y Universidad que más trabajos presentaron otorgados a Schlumberger y Universidad Nacional – Sede Medellín, respectivamente y Mejor Trabajo del Congreso, conferido a Isabel C. Poletzky, de Halliburton-USA
la participación de empresas estatales internacionales y sus centros de investigación. Todas estas metas fueron superadas. Se recibieron 370 resúmenes, de los cuales fueron seleccionados 218 para presentar trabajos técnicos. Finalmente se escogieron 75 trabajos en la modalidad de presentación oral y 31 en la modalidad de póster. Los renglones premiados fueron: Mejor Trabajo del Congreso Managed Pressure Drilling in a Boli-
vian Gas Field: Challenges and Results. Autor: Isabel C. Poletzky, Halliburton-USA. Mejores trabajos por Área Técnica Perforación Managed Pressure Drilling in a Bolivian Gas Field: Challenges and Results. Autor: Isabel C. Poletzky, Halliburton-USA. Yacimientos no Convencionales Toma de decisiones por medio de aplicación de opciones reales en un proyecto de hidrocarburos no con-
Especial vencionales. Autor: Luis Alfredo Mogollón Monroy, Ecopetrol-Colombia. Yacimientos Sinergy between HPAM and low salinity waterflooding in Caracara sur field, Llanos Basin Colombian: How to make high salinity and high temperatura tolerant polymers a thing of the past. Autor: Helber Cubillos, Cepsa-España. Exploración First Approach for quantifying undiscovered petroleum initially in place on unconventional resources for a new play in the Cretaceous La Luna Formation, at the North of the Middle Magdalena Valley Basin, Colombia. Autor: Daniel Hernando Rojas, Petróleos del Norte–Colombia. Entorno de Negocios Water remediation based on oil adsorption using polar and nopolar nanoparticles. Autor: Farad Bernardo Cortés Correa, Universidad Nacional de Colombia.
Refinación y Petroquímica Comportamiento de aceros inoxidables a corrosión por ácidos naftenos y sulfidación en fracciones de crudo. Autor: Gloria Isabel Duarte Poveda, ICPColombia.
El Viceministro de Energía, Orlando Cabrales entrega a Mauricio Vargas, Gerente de Schlumberger para Colombia, Ecuador y Perú el reconocimiento a la empresa que más trabajos técnicos presentó en el XV CCPG
Producción y Transporte Modelo escalado de daño de formación debido a precipitación de asfáltenos en el campo Cupiagua Sur. Autor: Cristiam David Cundar Paredes, EcopetrolColombia. Mejor Trabajo Póster Impacto de los esfuerzos termales en el cálculo de la presión de poro, mejorando la exactitud en la ventana de estabilidad. Autor: Diego Armando Vargas Silva, UIS-Colombia. Trofeo de reconocimiento a la mejor tesis de pregrado Bio-reactor anaerobio de lecho cerámica hueca para la remoción de sulfatos presentes en las aguas residuales industriales de perforación de un campo petrolero. Autor: Eliana Mesa Ramírez, Universidad de América-Colombia. Trofeo de reconocimiento a la Empresa y Universidad que presentaron más trabajos técnicos Schlumberger y Universidad Nacional de Colombia.
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Especial
Clausura El Viceministro de Energía y Presidente del Comité Organizador del Congreso, Orlando Cabrales, tuvo a cargo las palabras de cierre en las que además de resaltar la trascendencia del evento por su rol en el ámbito académico y tecnológico, y su compromiso hacia la excelencia, aprovechó para compartir algunas reflexiones sobre los retos del Gobierno en el sector Cabrales se refirió a los logros alcanzados en 2012 en materia de exploración y producción, entre ellos el récord en número de pozos exploratorios; 18.000 km de sísmica 2D equivalentes; el hito del millón de barriles; en materia de transporte
de crudos dijo que se tenía un déficit importante, donde claramente se veía que la producción había crecido mucho más rápido que la capacidad de transporte; en no convencionales anunció que están por culminarse los términos fiscales y económiOrlando Cabrales, Viceministro de Energía
cos, particularmente en cuanto a shale gas y tight oil; y en lo concerniente a offshore, la consolidación del interés por parte de la comunidad de inversionistas. Para 2013 se prevé una disminución en materia de pozos de exploración, para cerrar en aproximadamente 120 pozos. En cuanto a sísmica, se espera alcanzar el nivel más alto en la historia del país, de 30.000 km de sísmica 2D equivalente. En materia de producción, se ha logrado sostener el nivel del millón de barriles a pesar de los problemas operacionales y de orden público y en no convencionales está por completarse el marco ambiental y técnico para entrar de lleno en 2014 con esta actividad. En el offshore, se estima iniciar también el próximo año la perforación de pozos de exploración importantes, a partir de Abril. El Viceministro reconoció los conflictos confrontados a nivel social, como el aumento de las dificultades de licenciamiento ambiental, los bloqueos que impactan especialmente la perforación de pozos y la sísmica en el onshore, frente a lo cual se requiere afinar acciones. Afirmó por otra parte que el nuevo mantra es explorar y explorar, abrir las fronteras costa fuera, sobre todo en el Caribe, seguir incrementando los factores de recobro de campos existentes, igualmente en crudos pesados. Finalizó su intervención enfatizando que junto a organizaciones como Acipet y la industria de servicios se podrá seguir estimulando el desarrollo del sector. “Debemos aumentar los niveles de exploración si queremos seguir incorporando reservas y aumentar la producción”. 40 Diciembre 2013 / Petroleum 287
Especial
En la muestra comercial
Halliburton: Patricia Varón, Juliana Albán, Alejandro Camacho, Javier Urdaneta, Rodrigo Castañeda, Víctor Caipa, Juan Manuel Delgado, Gustavo Grisales, Dayhan Ramírez, Osme de Herrera, Catalina, Anette Otero, María Iragorri, Mauricio Gutiérrez, Carolina Fiallo, Camilo Aristizabal y Álvaro Solano
220 empresas de 18 países participaron como expositoras en la muestra comercial del Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, en la que además de presentar novedades en equipos, productos y servicios para la industria, tuvieron la oportunidad de establecer nuevos contactos y ampliar negocios en el mercado local y regional
Antek proyectó su compromiso para proveer un servicio analítico con precisión, exactitud y cortos tiempos de entrega de resultados. En su stand Cristian González; Lina; Carolina Siachoque; Alejandro Polo; Lady Rodríguez y Ana María Arreaga Weatherford: Daniel Páez, Víctor Valcercel, Marcelo Cammi, Gerente General Weatherford Colombia, Johnny Amaya y Héctor Mata, Pacific Rubiales
Reimpet International Corporation ofrece un amplio surtido de equipos, accesorios y partes para la industria petrolera. En su stand Víctor García, Presidente; Leydy Vargas, Promotora; María Del Pilar, Gerente Comercial Colombia; Lizeth Timote y Edwin García, Ventas
En el stand de Integral de Servicios Técnicos, compañía de servicios especializados para la industria petrolera, Álvaro Orduz, IST; María Teresa Pulido, Latco; Trent Marx, Presidente y CEO Resource Energy; Alfredo Gruber, Vetra; Jesús Díaz, IST e Ignacio Layrisse, Vetra
El el booth de Estrella, lìder en servicios de perforación, Esteban Pereira, TPS; Gonzalo Pereira, TPS; Mario Rodríguez, Laura Rodríguez, Warren Levy, César Rojas y Andrés Bautista
National Oilwell Varco (NOV) trabaja para garantizar que sus clientes en los campos petrolíferos reciban productos y servicios de la más alta calidad. En su stand Oscar García y David Pacheco
El talento de FMC: Omar Domínguez; Héctor Antúnez; Jhon Hernández; Argenis Plaza; Laura; Jorge Nuñez; Xiomara; Mario Lagunes; Pamela Ibarra; Carlos La Torre; Milena Arévalo; Andrés Cuchimaque y Wilson Castillo
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Especial
Promoviendo las fortalezas de Welltec, especialistas en el desarrollo de soluciones rentables de intervención de pozos, Pedro Maciel, Ricardo Quintero, Susan Keegan y Mehmet Goksal
Viviana Jola, Juan Carlos Castillo, Natalia Tapasco, Pedro González, Mariela Puente, Jorge Mendoza, Olga Vélez, Jesús Montenegro, Harold León, César Martínez, Alberto Vargas, Marcela, Jhony Cadena, Carlos Alejandro García, José Manuel Padrón Pinto, Linda, Catalina, Eduardo Padrón Paredes, Fernando Hualde, Freddy Chiquito y Jonathan Ortiz
El equipo de Jereh International presente en el XV CCPG, intregrado por Cui Dong, Tan Wei, Shaq Lee, Lynn Qv y Edu Chen
Fabiola Villamizar, Ricardo Soto, Zulay Socorro; Héctor Manosalva, VP E&P Ecopetrol; Mireille Socorro; Nelson Castañeda, VP Nuevos Negocios Ecopetrol; Ana Isabel Valbuena, Petroleum y Catalina Sáenz, LHR Americas
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Especial
El equipo de Schlumberger siempre presente en los grandes eventos del sector petrolero. En su stand: Ricardo Ramírez, María Camila Rubiano, Manfred Martin, Gerardo Villela, Viviana y Ángela, Geoffroy Martin-Denavit y Miriam Rivera
En el stand de Tejas Tubular, líder en tubería de perforación, Oscar Ospitia, Alexandra Luzardo y Carlos Patiño, Borets; Jenni Marín, German Rincón, Adrialpetro; Luis Eduardo Seczon, Borets; Karol Yanes, Adrialpetro; y César Ayala, Borets
Superior DrillPipe, fabricante de una completa línea de tuberías de perforación. En su amplio stand Chuck Owen, SPA Coating;Jorge Kurten;Oscar Kurten; Luisa; Eric Berrueta, Maverick; Don Bishop y Claudia
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Especial
Hernando Barrero, Presidente de Acipet
“En Colombia hay mucho espacio para innovar” Laura M. Albarracín M.
A propósito de la conferencia magistral sobre Innovación dentro de la agenda del XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, el principal vocero de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, ACIPET, compartió con Petroleum su punto de vista en torno a la importancia de este tema en la visión del negocio de grandes, medianas y pequeñas empresas del país, incluyendo a la Asociación que representa
H
ernando Barrero, Presidente de Acipet, hizo un breve alto en la agenda durante la celebración del principal evento petrolero de Colombia para platicar sobre temas analizados en esta edición, que demandan una revisión permanente sobre los objetivos de las empresas, como una manera de repensar el camino a seguir y como parte de un proceso de mejoramiento continuo, con la innovación como punta de lanza.
¿Por qué hablar del tema de innovación en una conferencia magistral? Nos inclinamos por conseguir una conferencia internacional sobre este tema porque queremos que el país vaya dando pasos para disminuir la brecha de lo que pasa en el exterior y en Colombia. Como país emergente existen muchas falencias en el establecimiento y desarrollo en el programa de innovación que le permita hacer las cosas mejor. Por eso escogimos innovación pues creemos que en el país hay mucho espacio para innovar, pensando en hacer siempre las cosas mejor. En la conferencia se mencionó algunos ejemplos de innovación, destacando que las empresas se enfocaban en el área de tecnología y era donde menos
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Hernando Barrero, Presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo: “En el país sí hay empresas de innovación que tienen muy buenos programas, que son muy sólidas en el mercado”
se encontraban resultados. ¿Cree usted que las empresas colombianas están rezagadas o se están enfocando en esta área? Creo que en términos generales se ha tenido una muy buena intención de innovar y de hacer las cosas mejor, pero sin el entendimiento de cómo hacerlo. En los círculos empresariales lo que se observa es que muchas veces se implementa un programa de innovación por área, pero sin valorar realmente cual es el beneficio a conseguir con ese programa. Toca seguir las explicaciones de Xavier Marcet en el sentido que el esfuerzo que se hace tenga una plena compensación en lo que se va a recibir, porque muchas veces se innova en cuestiones cuyo desgaste de la compañía es alto y lo que se va a recibir no genera ningún impacto. Él mencionaba que en ocasiones las empresas grandes por algún tipo de soberbia se quedan un poco estáticas en la parte de innovación siendo las empresas pequeñas quienes pueden aprovechar y obtener buenos resultados. ¿Qué piensa de Colombia frente a esta afirmación? En nuestro país se presentan diferentes tipos de situación: hay empresas muy buenas
como innovadoras que obtienen buenos resultados, que reciben beneficios tangibles de los programas de innovación y esto les permite consolidarse en el mercado con programas sostenibles de desarrollo empresarial. Otras empresas establecen programas de innovación sin saber qué es lo que persiguen, ni saben las áreas dentro de la misma organización que necesitan tener ajustes. También hay otras que ni les va ni les viene, que van tratando de ir bien y otras sencillamente quedan. Acá hay de todo. Hablando del caso del profesor Marcet, él afirmaba que hay empresas grandes, muy sólidas, fuertes en tecnología y en la visión de negocios pero que tienen sorpresas por la innovación. Lo que suele suceder es que cuando uno crece, se vuelve grande y poderoso se debe tener humildad. Cuando pasa esto, se vuelven arrogantes y poderosos, como si fueran insustituibles y se mira con menosprecio a la competencia. De allí devienen las sorpresas y estoy totalmente identificado con esos sucesos. Considero que la grandeza de los hombres importantes radica fundamentalmente en la humildad. Ese es el hombre grande, el humilde. El otro es el que ha surgido por sus propios métodos, que cuando llegó arriba se mareó y se creyó
Especial el dueño del mundo, administrando con soberbia y arrogancia, llevándolo a tener sorpresas perjudiciales y desagradables.
¿Cuál cree que es la limitación más fuerte de la industria para no innovar? Una razón puede ser de presupuesto, otra de filosofía de la compañía o de empleados que ven la innovación como un gasto y no una oportunidad de mejoramiento, otras que las compañías creen que no es necesario y prefieren quedarse en una operación diaria sin tiempo para innovar. Sin embargo en el país sí hay empresas innovadoras que tienen muy buenos programas, que son muy sólidas en el mercado. En general, ¿cuáles fueron los conceptos para elegir las conferencias magistrales del Congreso Colombiano? Siempre se ha analizado qué conferencias se deben traer que generen valor. El hecho no es dictar conferencias porque sí. En esta oportunidad se eligieron cuatro en base a una evaluación de sugerencias formuladas por quienes año tras año atienden el Congreso. Los conceptos fueron: primero, la Innovación, una
necesidad que surge no con el fin de criticar si no de plantear oportunidades para el mejoramiento de la industria colombiana. Segundo, Desarrollo Sostenible y Valor Compartido, como conceptos fundamentales
necesitamos que las compañías se desarrollen y sean sólidas, pero también que generen valor a la comunidad” porque necesitamos que las compañías se desarrollen y sean sólidas, pero también que generen valor a la comunidad, recibiendo el beneficio tangible de la operación. La parte social es muy delicada en Colombia, día a día empeora, en el 2010 hubo menos de 90 paros, bloqueos o manifestaciones en contra de las compañías petroleras, hoy estamos en el orden de los 400. Por eso la importancia de la conferencia sobre Valor Compartido, entendiendo que no significa regalar plata, ni sacar de apuros, sino de crear un vínculo
con la comunidad de tal forma que se perciba el aporte de la empresa y que gracias a ello la comunidad crece y su familia está mejor. Tercero, actividades Offshore y cuarto, Hidrocarburos No Convencionales, porque creemos que esas dos conferencias magistrales apuntan al futuro del país.
Para finalizar, algunos comentarios recogidos sobre el evento El grado de satisfacción por parte de expositores y participantes fue bastante alto, estamos muy contentos por la complacencia de la gente al escoger un buen lugar y un buen evento. La afluencia de la gente fue espectacular, los contactos que hicieron plenamente satisfactorios, las oportunidades de negocio de mucha ilusión para aumentar sus negocios. Un elogio sutil a la organización del evento, en cuanto a la atención al cliente, a la programación, incluso el tipo de personas que asistió, porque no es llevar 10 personas al stand es llevar una pero que sea la que ellos necesitan. Hasta el momento todas las que participaron como expositores quieren seguir asistiendo y además piden un espacio más grande para sus stands.
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Tecnología
Optimización de la Producción de Petróleo Pesado y Extrapesado Edmundo E. Ramírez López, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum
La explotación de crudos pesados y extrapesados siempre ha representado un reto significativo para los productores de petróleo. Sin embargo, la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías ha dado lugar a técnicas innovadoras en perforación, completación y estimulación de pozos, que sumados a una vigilancia estrecha y rutinaria de los mismos, los altos precios de los hidrocarburos, el sostenido aumento de su demanda y el hecho de que estos crudos representan el 75% de las reservas petrolíferas del mundo, han contribuido a impulsar de manera sostenida la explotación racional de estos yacimientos, convirtiéndolos en activos rentables
L
atinoamérica, encabezada por Venezuela con su Faja Petrolífera del Orinoco, junto con Brasil, Ecuador, México y Colombia, contienen buena parte de los crudos pesados y extrapesados, seguidos por Canadá y los Estados Unidos de Norteamérica. En la escala API, los crudos pesados caen en el rango entre 10° y 21,9° API, en tanto los extrapesados, llamados también ultrapesados y superpesados porque son más densos que el agua, oscilan entre 7 y 9,9°API. Comparativamente, los petróleos convencionales de mayor valor en el mercado, como el Brent o West Texas Intermedio, poseen densidades de 38,3 y 39,6°API. A la alta densidad de los crudos pesados y extrapesados, se añade otro factor que sumado a aquella, dificulta la fluidez y movilidad de los mismos, tanto dentro de los yacimientos como en los pozos: la viscosidad de los petróleos convencionales puede oscilar entre 1 centipoise (la viscosidad del agua) y 20 centipoises, mientras que la viscosidad de los crudos pesados y extrapesados, puede llegar hasta un millón de centipoises. Otras características de los crudos pesados y extrapesados son las siguientes: 1. Contienen cantidades significativas de azufre y sal, metales como vanadio, hierro y níquel, y precipitan, con muy pocas excepciones, durante su producción, material orgánico como los asfaltenos. Algunos contienen cierta cantidad de sulfuro de hidrógeno, que también es muy corrosivo y venenoso. 46 Diciembre 2013 / Petroleum 287
2. Normalmente se producen de yacimientos someros, de muy poca presión y profundidad, no consolidados, por tanto productores de arena, aún a bajas tasas de producción. Por las razones antes expuestas, los esfuerzos de la industria para optimizar la producción y maximizar el recobro de las reservas de hidrocarburos pesados y extrapesados, han estado centrados en: A. Controlar la producción de arena: perforando pozos horizontales o altamente inclinados, para obtener un menor “drawdown” o menor caída de presión entre el pozo y el yacimiento, por tanto un mejor índice de productividad, una mayor área de drenaje y el retardo en la llegada de los granos finos al pozo. Este pozo altamente inclinado u horizontal, es complementado, con equipos o métodos mecánicos para controlar, minimizar y retardar la producción de arena, tales como tuberías ranuradas (“liners” ranurados), con o sin empaquetamiento con grava, filtros y rejillas preempacadas, de manera tal que los granos de mayor diámetro de la formación son puenteadas por las ranuras de la tubería o por las rejillas y/o por la grava empaquetada y estos a su vez sirvan de puente a los granos más pequeños de la formación. El tamaño de la grava a usarse y las características de las ranuras y de las rejillas deben ser seleccionados cuidadosamente, para asegurarse que la formación quede puenteada en forma apropiada. También se lleva a cabo, mediante la consolidación de los granos de la formación, a través de la inyección de resinas, que propician la cementación entre los granos, creando un medio poroso sintético, permeable, alrededor del pozo al secarse la resina. B. Reducir la viscosidad de los crudos: 1. Mediante producción en frío, inyectando un diluente, por ejemplo nafta, en Pozo completado en los campos de petróleo pesado de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo
Tecnología el fondo del pozo para reducir la viscosidad del petróleo y producido el mismo, mediante sistemas de levantamiento artificial, como el bombeo de cavidad progresiva y el electrocentrifugo. Una de las ventajas de este método, es su menor inversión de capital con respecto a las técnicas asistidas térmicamente, pero el factor de recuperación de petróleo es muy bajo (entre 6 y 12%). La Faja Petrolífera del Orinoco y las áreas marinas de Brasil, han sido producidas mayormente bajo esta modalidad 2. Mediante asistencia térmica, la cual se ha llevado a cabo mediante la estimulación cíclica, también conocida como impregnación o inyección intermitente (CSS), el método de drenaje gravitacional asistido (SAGD) y la inyección continua o desplazamiento, con vapor de agua las tres. En la inyección intermitente (CSS), el vapor de agua se inyecta en un pozo productor, se cierra por unos días, para lograr la impregnación y calentamiento del petróleo y luego se abre a producción, con tasa de flujo inicial alta, que luego declina, repitiendo entonces el proceso. Este método permite recobros de reservas de hasta un 30% y es utilizado en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo y en algunos campos canadienses.
En el método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD), se perforan pares de pozos horizontales, uno encima del otro. Se inyecta el vapor en el pozo superior, reduciendo la viscosidad del petróleo y este baja por gravedad, hacia el pozo productor inferior.
Método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD)
Este método puede producir recobros de reservas de petróleo pesado de hasta un 70% y es utilizado en yacimientos canadienses, donde se desarrolló esta técnica. Fue probada y descontinuada, en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo. El desplazamiento o inyección continua, con vapor de agua, es un proceso de pozos múltiples. El vapor es inyectado y el petróleo producido, mediante una diversidad de esquemas de espaciamiento y localización de pozos inyectores, productores y observadores, con recobros de hasta un 40%, pero requieren muy buena movilidad entre los pozos, para poder inyectar el vapor a regímenes y tasas efectivas. Se ejecutó un proyecto de este tipo en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo y fue suspendido. Es importante mencionar que solo una rigurosa caracterización de la roca yacimiento y de los fluidos que contienen, es lo que permite seleccionar el método óptimo para reducir la viscosidad del petróleo pesado y extrapesado y por tanto facilitar su flujo hasta la estación recolectora. Diciembre 2013 / Petroleum 287 47
Tecnología
Proyecto de inyección continua de vapor C. Optimizar los sistemas de levantamiento artificial: la industria ha utilizado y optimizado, en la dirección de obtener tasas rentables de producción de este tipo de crudos, los sistemas de levantamiento artificial mas idóneos para los mismos: el bombeo mecánico tradicional (balancín) y el bombeo mecánico de cavidades progresivas e incursionado, con éxito, con bombeo electrocentrifugo, en el Campo Boscán en la Costa Occidental del Lago de Maracaibo.
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D. Diseñar y dotar los pozos con equipos de fondo y de superficie, capaces de minimizar la corrosión que producen estos crudos sobre dichos equipos, por su contenido de metales y la arena asociada a su producción, asi como también para soportar altas temperaturas, en los proyectos de asistencia térmica. Esto ha permitido alargar la vida productiva de los pozos y por tanto su rentabilidad, aprovechando la longevidad que normalmente tienen los yacimientos de crudos pesados y extrapesados.
Warehouse
Tecnología y Comercio
Reducción de la incertidumbre mediante la integración de la CSEM 3D en el flujo de trabajo de exploración en las aguas profundas de México José Antonio Escalera Alcocer, Marco Vázquez García y Humberto Salazar Soto, Pemex, Subdirección de Exploración; Daniel Baltar, Valente Ricoy Paramo, Pal T. Gabrielsen y Friedrich Roth, EMGS
Se muestra con cuatro casos prácticos cómo Evaluación estadística de prospectos Los prospectos se evalúan normalmente en base a tres pala incorporación de los datos de resistividad rámetros clave: de la CSEM 3D con la sísmica y otros datos 1. Probabilidad de éxito 2. Tamaño del campo económico mínimo proporcionó más confianza en las evaluaciones 3. Estimación de reservas de yacimientos de Pemex y, por lo tanto, influyó La probabilidad de éxito es la probabilidad de encontrar positivamente en el programa de exploración una acumulación de hidrocarburos que pueda soportar el flujo de la compañía (Rose, 2001). En los entornos de exploración, la cantidad de
A
ñadir la resistividad derivada de la CSEM 3D a los datos sísmicos posibilita una mayor certidumbre en la creación de un modelo geológico y proporciona más confianza a la probabilidad de éxito y a las evaluaciones de estimaciones de reservas. Para mitigar el riesgo y priorizar una cartera de exploración offshore, adoptar tecnologías que puedan mejorar la evaluación de prospectos a escala de cartera se ha convertido en algo importante para Pemex. Después de un proyecto piloto en 2008, se reconoció que la electromagnética de fuente controlada (CSEM, por sus siglas en inglés) 3D era una de dichas tecnologías. Entre 2010 y 2012, Pemex adquirió >12000 km 2 de CSEM 3D sobre 35 prospectos identificados mediante datos sísmicos 3D (ver Figura 1). Tras perforar varios de esos prospectos, Pemex ha comprobado que la integración de los datos CSEM 3D en su flujo de trabajo de exploración redujo significativamente las incertidumbres en la evaluación de prospectos y tipos de acumulaciones. Basado en el trabajo de autores anteriores (Eidesmo et al., 2002; Stefatos et al., 2009; Fanavoll et al., 2010; Ridyard et al., 2011), este trabajo se centra en el uso e integración de la CSEM 3D con otros conjuntos de datos geofísicos para cuantificar y reducir el riesgo en la exploración en cuatro casos de exploración validados posteriormente por los resultados de las perforaciones.
información disponible normalmente es baja; por tanto, la incertidumbre de la evaluación de la probabilidad es elevada. El tamaño del campo económico mínimo transmite información de ingeniería, geográfica y económica y normalmente no puede verse afectado por la información geofísica o geológica adicional. La estimación de reservas normalmente padece incertidumbres tan elevadas que es estadística en lugar de determinista. Una distribución de probabilidad de reservas recuperables se genera con frecuencia utilizando una ecuación similar a ésta:
Donde RR son las reservas recuperables, A es la zona, DZ es el espesor neto del yacimiento, q es la porosidad, SHC es la saturación de hidrocarburos, RF es el factor de recuperación y FVF es el factor de retracción de hidrocarburos. En un escenario de exploración, las mayores incertidumbres están con frecuencia en la zona y en el espesor neto del yacimiento. La utilización y la integración de datos CSEM 3D en una evaluación estadística de un prospecto reduce la incertidumbre de los factores asociados a la probabilidad de éxito y a la estimación de reservas. Este concepto se ampliará en la próxima sección.
Información de resistividad a partir de la CSEM 3D
Figura 1. Mapa que muestra dónde se ha adquirido la CSEM 3D de azimut amplio. Se adquirieron más de 12000 km2 sobre prospectos de aguas profundas definidos principalmente usando datos sísmicos 3D
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Con datos de pozo escasos, distantes o no relevantes, cuando evaluamos un proyecto de exploración normalmente confiamos en las imágenes estructurales y en las propiedades elásticas derivadas de los datos sísmicos y de los análogos geológicos. Utilizando la sísmica 3D podemos evaluar la estructura, el sello (presencia o ausencia), la presencia y la calidad del yacimiento, los patrones y la calidad del yacimiento, los patrones de las fallas y después generar las superficies para la modelización de cuencas. En algunos casos, la sísmica se puede utilizar para evaluar la presencia de hidrocarburos en el reservorio y/o evaluar la migración de fluidos.
Tecnología y Comercio La resistividad eléctrica de una roca sedimentaria está en gran medida determinada por su porosidad y por los fluidos que ocupan el espacio de poros. Una roca reservorio con buena porosidad y saturada en salmuera normalmente presenta baja resistividad debido a la baja resistividad de la salmuera. Cuando está rellena de hidrocarburos, la misma roca reservorio pasa a ser resistiva. Este concepto ha sido la base del invento de la digrafía de resistividad en la década de 1920 y se aplica igualmente a la CSEM. Sin embargo, la elevada resistividad de una formación también puede ser el resultado de una litología con baja porosidad, baja conectividad entre los intersticios o una salmuera de salinidad muy baja. Algunos yacimientos llenos de hidrocarburos pueden presentar baja resistividad, un fenómeno que normalmente denominamos zona productiva de baja resistividad. La causa principal de una zona productiva de baja resistividad es la presencia de arcilla o minerales conductivos. En un proyecto de interpretación de la CSEM, los diversos factores que determinan la resistividad se deben evaluar cuidadosamente. La inversión anisótropa de los datos CSEM 3D proporciona un modelo terrestre de resistividad vertical (Rv) y resistividad horizontal (Rh). El volumen de Rh es más sensible a las capas conductivas y el volumen de Rv es más sensible a las capas resistivas; así, Rv proporciona la mayor parte de la información acerca de la presencia de hidrocarburos. La detectabilidad de la CSEM de un objetivo resistivo depende principalmente de la zona objetivo y de la resistencia transversal (RT), o el producto del espesor del objetivo por la resistividad (vertical). La ausencia de una anomalía resistiva en la ubicación del prospecto (respuesta CSEM negativa) podría deberse a factores que influyan en la probabilidad de éxito, como la ausencia de hidrocarburos en el conjunto de datos o una zona productiva de baja resistividad; o en la estimación de reservas, cuando hay presentes hidrocarburos pero la acumulación es demasiado pequeñas (en términos de área, espesor y saturación) para detectarla. Una anomalía de resistividad (respuesta CSEM positiva) debe estar generada por un cuerpo resistivo con área y espesor suficientes para que sea detectado. Existen varias razones posibles para que exista dicho cuerpo: una elevada saturación de hidrocarburos en el espacio de poros, litologías de baja porosidad o una baja conectividad entre los intersticios. Para una respuesta CSEM positiva o negativa, la apariencia de la interpretación se debe evaluar integrando todos los demás conjuntos de datos disponibles, el conocimiento geológico y la experiencia previa en la zona. La calidad, importancia y limitaciones de cada conjunto de datos se deben evaluar cuidadosamente para generar un modelo geológico sólido.
Integración de la resistividad de la CSEM 3D La integración de la CSEM 3D con la sísmica 3D y con la información geológica mejora la comprensión del subsuelo al limitar el rango de posibles escenarios geológicos resolviendo una ambigüedad de interpretación o reforzando observaciones comunes, aunque independientes. Esto se traduce a menudo en que ayuda a comprender mejor la probabilidad de éxito y la estimación de reservas. Los cuatro ejemplos siguientes son interpretaciones integradas utilizando datos CSEM 3D con el objetivo de mejorar la evaluación del prospecto. En el caso A, un ejemplo de respuesta CSEM positiva, hay una clara correspondencia entre los datos sísmicos y CSEM 3D y, por tanto, la interpretación integrada tiene un elevado grado de certidumbre. Para los casos B, C y D, los datos sísmicos o CSEM presentan limitaciones de calidad o la correspondencia entre ambos
conjuntos de datos no es clara; por tanto, la evidencia se debe sopesar cuidadosamente, produciendo una menor reducción de la incertidumbre en la interpretación.
Figura 2. (a) Mapa de atributos sísmicos RMS sobre una ventana de 50m centrada alrededor del objetivo; observe los dos halos que rodean las anomalías de amplitud sísmica; (b) Mapa de resistencia transversal (RT) sobre el mapa de atributos sísmicos; observe que la anomalía Rv coincide con la anomalía de amplitud interna y no con la externa; (c) En una vista en sección está claro que la elevada resistividad sólo existe dentro de los límites de la primera reflexión plana
Caso A El prospecto se encuentra aproximadamente 700m por debajo del lecho marino y es una clásica trampa anticlinal. El intervalo reservorio es un intervalo regional conocido y el análisis de los atributos sísmicos confirma la geología regional en el nivel del prospecto. El sistema petrolífero está probado y no se considera un riesgo importante. El techo del intervalo reservorio presenta una zona de amplitud sísmica anómalamente alta con dos reflexiones planas asociadas (Figura 2a y c), interpretadas como contactos gaspetróleo y petróleo-agua. Este modelo previsto está respaldado por el análisis de la amplitud sísmica, que indica la presencia de un reservorio probablemente cargado de hidrocarburos. La principal incertidumbre es la saturación de hidrocarburos; dada la profundidad somera hasta el reservorio, es posible que una baja saturación de gas esté produciendo las elevadas amplitudes. En los datos de inversión CSEM 3D, se puede observar una anomalía Rv en el techo de la estructura y la anomalía de resistividad es coherente con la parte superior de la anomalía sísmica y la primera reflexión plana de la estructura que se observa en la Figura 2b. Después de incorporar los resultados CSEM 3D, la interpretación integrada determinó que la acumulación consiste en un Diciembre 2013 / Petroleum 287 51
Tecnología y Comercio reservorio bueno con una elevada saturación de gas hasta la primera reflexión plana y baja saturación de hidrocarburos más abajo. Esta observación proporcionó un aumento de la probabilidad de éxito y una reducción de la reestimación de reservas del prospecto. La interpretación se confirmó después mediante los resultados de la perforación de dos pozos. Un pozo estaba dentro de la primera reflexión plana y encontró 40m de acumulación neta con elevada saturación de gas y el segundo pozo, centrado en un objetivo más profundo con baja sensibilidad CSEM, encontró un intervalo reservorio similar en la sección inferior, pero con baja saturación de hidrocarburos. El caso A ilustra que la integración de los datos sísmicos 3D y CSEM 3D proporciona más certidumbre a la interpretación que utilizando cualquiera de los conjuntos de datos de manera independiente. Utilizada por separado, la CSEM habría determinado difícilmente si la anomalía eran hidrocarburos y la sísmica tendría un elevado grado de incertidumbre respecto a la saturación de hidrocarburos.
y la falta de una anomalía CSEM en el nivel del objetivo indica que no es probable que existan la alta calidad de la zona y las distribuciones de espesor ingresadas en la estimación de reservas. Esta interpretación integrada se confirmó mediante un pozo que sólo encontró indicios de gas con arenas reservorio de buena calidad en el nivel objetivo. Además, la estimación de resistividad CSEM mostró una excelente correspondencia con las tendencias de resistividad de la diagrafía de pozo (ver Figura 4).
Figura 4. Sección sísmica a lo largo del cierre estructural. Se compara la resistividad de la diagrafía de pozo (línea negra) con la resistividad horizontal (Rh) estimada a partir de la CSEM; ambas están ajustadas a la misma escala
Caso C
Figura 3. Sección sísmica con los valores de resistividad vertical (Rv) de la CSEM superpuestos. Observe la zona que muestra valores de Rv muy bajos y las fallas bajo el fondo del mar donde se indica una estructura de escape
Caso B El prospecto se encuentra aproximadamente 2000m bajo el lecho marino y a 175 km del pozo más cercano que proporcione información geológica directa. El prospecto es un clásico anticlinal con núcleo y atravesado por un diapiro que se interpreta que es arcilla controlada por restos de sal. El intervalo reservorio se ha definido a partir del análisis de atributos sísmicos, que permitió la interpretación y la cartografía del depósito de arena de aguas profundas. Las anomalías de amplitud sísmica en el intervalo reservorio aparecen dentro de un cierre estructural que sugiere la potencial presencia de un reservorio con hidrocarburos. En la sísmica es visible una serie de fallas normales encima de la cresta de la estructura y, aunque no parece que alcancen el objetivo, las fallas se extienden verticalmente hacia arriba hasta el lecho marino. Además, en el fondo del mar se advirtieron estructuras de escape circulares con eventos sísmicos brillantes justo por debajo. Estas observaciones sugieren un riesgo de integridad del sello relativamente elevado (Figura 3). Se adquirieron datos CSEM 3D de azimut amplio sobre el prospecto y en un examen detallado no se encontraron anomalías Rv que se correspondieran con el objetivo propuesto; en cambio, aparece una zona de baja resistividad sobre la cresta de la estructura. Esta zona sugiere la presencia de salmuera de elevada salinidad alrededor de las fallas (Figura 3) que produce un aumento del riesgo del sello y disminuye la probabilidad de éxito. Este es un caso de CSEM que afecta al modelo geológico
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El prospecto se encuentra aproximadamente 1800m por debajo del lecho marino y consiste en una estructura anticlinal situada dentro de un cinturón compresivo en el que aparecen diversas estructuras compresivas a diversas escalas. El prospecto está repleto de fallas que desplazan varios niveles estratigráficos, incluido el intervalo en el que se encuentra el objetivo. Sobre la estructura principal, existe una secuencia sísmica que casi está desprovista de fallas, proporcionando justamente la suficiente capacidad de sello para todo el cierre estructural. El objetivo principal es un intervalo reservorio regional y presenta una conformidad bastante razonable con el cierre estructural y está asociado a amplitudes sísmicas anómalas (Figura 5a). La interpretación inicial se basa puramente en los datos sísmicos y en el conocimiento geológico y es partidaria de la presencia de una acumulación de hidrocarburos.
Figura 5. (a) Mapa de extracción de la amplitud RMS sobre el intervalo de interés; observe la distribución de la amplitud y su conformidad con el cierre estructural. El polígono de línea blanca muestra la extensión de la anomalía sísmica. (b) Mapa de resistencia transversal (RT) que muestra la extensión de la anomalía de resistividad asociada al objetivo. Observe la estrecha correlación espacial entre la sísmica y la CSEM. La estructura altamente resistiva al SE de la estructura principal se interpretó como no relacionada con hidrocarburos en base a los indicadores sísmicos de las litologías resistivas (que no se muestran aquí)
Tecnología y Comercio El riesgo principal es la saturación de hidrocarburos/sello, ya que la altura de la columna es bastante grande. En los datos de inversión CSEM 3D, existe una anomalía Rv que tiene una buena correspondencia con las amplitudes sísmicas dentro del cierre estructural (Figura 4b). Esto reduce el riesgo de que la baja saturación sea el origen de las amplitudes sísmicas y confirma la gran extensión superficial de la acumulación. Con esta interpretación se actualizaron tanto la probabilidad de éxito como las reservas de los dos casos anteriores, ya que la sísmica está afectada por una sombra desde las elevadas amplitudes someras y la CSEM está afectada por la presencia de sal y por una sobrecapa complicada. Existen otras estructuras muy resistivas en el conjunto de datos, pero cuando se integraron con los datos sísmicos se interpretó que no estaban relacionadas con hidrocarburos. Se perforó el objetivo, encontrando dos intervalos reservorio con hidrocarburos y confirmando la interpretación derivada de la integración de la geología regional, la sísmica 3D y los datos CSEM 3D.
Caso D Este prospecto consiste en un gran anticlinal lleno de fallas que desplazan varios niveles estratigráficos y dos intervalos reservorio regionales conocidos a 500m y 1100m bajo el lecho marino. El intervalo somero se caracteriza por fuertes amplitudes sísmicas con una gran extensión superficial que indica una elevada probabilidad de ser un reservorio con riesgos en la calidad del reservorio y en la saturación de hidrocarburos. El reservorio más profundo está ensombrecido por las elevadas amplitudes sísmicas que hay por encima, siendo difícil hacer una interpretación completa de las amplitudes sísmicas en el nivel reservorio. Dentro y fuera de la zona ensombrecida se pueden delinear algunas amplitudes anómalamente altas, pero el mayor riesgo de este objetivo más profundo es la distribución del reservorio y la saturación de hidrocarburos.
por el conjunto de fallas principal que aparece a lo largo del eje estructural (Figura 6). Otras fallas más pequeñas en la estructura parecen actuar como límites de RT, proporcionando así cierta información acerca de la distribución de los hidrocarburos dentro del reservorio. Estos resultados permitieron cambiar la evaluación de ambos objetivos: el primer objetivo se estimó de bajo valor, mientras que el valor del segundo objetivo puede aumentar significativamente, principalmente a través de una importante reducción de la incertidumbre de las reservas estimadas. La ausencia de amplitudes sísmicas que respalden el segundo objetivo reduce nuestra capacidad para reducir más sus incertidumbres. La baja calidad de los datos sísmicos hace que los datos de resistividad sean más valiosos, ya que proporcionan una información acerca de la distribución del reservorio cargado de hidrocarburos que la sísmica no podría producir. Se perforó un pozo que encontró un reservorio de baja saturación en el objetivo somero y un reservorio cargado de hidrocarburos (aproximadamente 60m de zona productiva neta) a 1100m bajo el fondo del mar. El pozo se ha anunciado como un descubrimiento y la integración de las interpretaciones sísmica y estructural y la distribución de la anomalía de Rv se han utilizado para mejorar el conocimiento de la acumulación de hidrocarburos y su distribución dentro de este descubrimiento.
Conclusiones La suma de un nuevo conjunto de datos que mide una propiedad terrestre independiente, como la resistividad, debería reducir la incertidumbre de la interpretación. Añadiendo la CSEM 3D al flujo de trabajo, podemos reducir la incertidumbre asociada a un modelo geológico incompleto. La utilización de un modelo geológico mejorado durante la evaluación de prospectos produce una evaluación más precisa de la probabilidad de éxito y de la estimación de reservas. Cuando se deriva una interpretación común a partir de conjuntos de datos independientes, la incertidumbre de la interpretación puede ser muy baja (caso A). Cuando la calidad, la sensibilidad o el significado de los datos, sísmicos o CSEM, se ven comprometidos, p.ej., debido a complejidades o a una sensibilidad limitada, la incertidumbre será mayor (casos B, C y D). La calidad y firmeza de cada conjunto de datos se debe evaluar cuidadosamente. Es extremadamente importante que los intérpretes sean capaces de comprender las fortalezas y las limitaciones de cada conjunto de datos para producir una interpretación conjunta sensible de todos los datos. Se utilizaron cuatro casos para ilustrar el impacto positivo de aplicar los datos de resistividad de la CSEM en una interpretación integrada para mejorar la evaluación de los prospectos a escala de cartera de acuerdo con la probabilidad de éxito y la estimación de reservas.
Referencias Figura 6. Visualización conjunta de la resistencia transversal (RT) superpuesta en un mapa estructural en el objetivo y atributo de varianza sísmica. Observe el trazado de las fallas, con una dirección de las fallas principalmente N-S a NE-SW. Existe una buena correlación espacial entre las magnitudes RT y el trazado de las fallas, en particular a lo largo de la tendencia estructural definida por la falla A. Además, existe una correlación espacial entre los bloques de falla individuales y las magnitudes de RT que sugiere una compartimentación
Los datos CSEM 3D de la zona son de muy buena calidad y se considera que tienen una excelente sensibilidad a ambos niveles objetivo. No existe resistividad asociada al primer objetivo, lo que implica un mayor riesgo de baja saturación de hidrocarburos (menor probabilidad de éxito) y un descenso de las reservas esperadas asociadas a este objetivo. El segundo objetivo presenta una anomalía Rv asociada a él y, cuando se cartografía como RT, la anomalía de resistividad está claramente limitada
• Eidesmo, T., Ellingsrud, S., MacGregor, L.M., Constable, S., Sinha, M.C., • Johansen, S., Kong, F.N. and Westerdahl, H. (2002) Sea Bed Logging (SBL), A new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deepwater areas. First Break, 20(3), 144–152. • Fanavoll, S. et al. [2010] Controlled source electromagnetic technology and hydrocarbon exploration efficiency. First Break, 28(5), 61–69. • Ridyard, D. and Hesthammer, J., (2011) Recent advances in controlled source EM have created new business opportunities by changing the risk equation in offshore exploration drilling. World Oil. March, 51–54. • Rose, P.R. [2001] Risk analysis and management of petroleum exploration ventures. AAPG Methods in Exploration Series, No. 12, p. 33. • Stefatos, A., Boulaenko, M. and Hesthammer, J. (2009) Marine CSEM technology performance in hydrocarbon exploration - Limitations or opportunities? First Break. 27(5), 65-71. Diciembre 2013 / Petroleum 287 53
Library
Lanzamiento Petroguí@ 2014 En el marco del XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, el 21 de Noviembre se realizó el lanzamiento de la nueva edición de este directorio, que ofrece información actualizada del sector petrolero y energético de Colombia falta
P
etroguí@ es una publicación anual de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, que goza de gran aceptación en la industria petrolera desde 1980. Con un moderno diseño la edición 2014 ofrece una completa y actualizada guía de
compañías de operadoras y de servicios, así como también de representaciones e instituciones vinculadas o de interés para el sector petrolero y energético. Bajo la dirección general de Ana Milena Montañez y el respaldo de un equipo de trabajo integrado por Diana
Ana Milena Montañez, Directora Petroguí@; Diana Duarte Rey, Coord. Mercadeo; Jessica Falla, Corrección de Estilo; Alfredo Bermúdez y Víctor Ayala, Página Web, en compañía de Juan N. Jiménez y Claudia Bedoya, de Upstream
Duarte Rey en la Coordinación de Mercadeo; Jessica Falla en la Redacción; Lisandro Her nández en Diseño y Diagramación y Alfredo Bermúdez, en la Coordinación del Desarrollo Web, la publicación se consolida como uno de los mejores productos en su tipo para un mercado especializado. “El principal reto que tenemos es proyectar la publicación, tanto en su versión impresa, que arriba ya a su edición 34, como en su versión online, y que más personas del sector de hidrocarburos la conozcan y anuncien en este medio”, afirmó Montañez. Agregó que el equipo de trabajo vinculado a la producción de Petroguí@ muestra un gran compromiso. “Su esfuerzo y el cariño que ponen en todas las fases y áreas de realización del producto se ve reflejado en los resultados, en el cumplimiento de las metas y proyección del medio”. Finalmente expresó que hacia futuro los esfuerzos estarán enfocados en el gran reto de consolidar la proyección del directorio en Colombia y también a nivel internacional. 54 Diciembre 2013 / Petroleum 287
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LNG 360° Forum Latin America and Caribbean Houston, USA
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04 - 06 Febrero
SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference
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03 - 07 Marzo 2014
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IHS CERAWeek
Houston, USA
www.ceraweek.com/2014
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LATINVE&P 2014 Foro y Exposición
08 - 10 Abril 2014 5th Rio Gas & Power Forum
Lima, Perú
Río de Janeiro, Brasil
www.latinvep.org
Media Partner
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www.cwcriogas.com
Media Partner
04 - 07 Febrero - Winter NAPE EXPO Houston, USA - www.napeexpo.com/nape-shows
18 - 19 Marzo - IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition - Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org/event/ 2014-iadc-international-deepwater-drilling-conference-exhibition
10 - 12 Febrero - Arctic Technology Conference Houston, USA - www.arctictechnologyconference.com
24 - 27 Marzo - 26th Gastech Conference and Exhibition Corea - www.gastechkorea.com
26 - 28 Febrero - SPE International Symposium & Exhibition on Formation Damage Control - Lafayette, USA - www.spe.org/events/fd/2014
25 - 26 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2014
04 - 06 Marzo - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition Fort Worth, USA - www.spe.org/events/dc/2014
25 - 28 Marzo - OTC Asia Kuala Lumpur, Malasia - www.otcasia.org/2014
05 - 07 Marzo - World Heavy Oil Congress New Orleans, USA - www.worldheavyoilcongress.com/2014
01 - 03 Abril - SPE Unconventional Resources Conference - USA The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2014
09 - 11 Marzo - AAPG GTW “Deep Horizon and Deepwater Frontier Exploration in Latin America and the Caribbean” Puerto España, Trinidad & Tobago - www.aapg.org
02 - 04 Abril - 4th Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition Cartagena, Colombia - www.cwccolombia.com
Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos
56 Diciembre 2013 / Petroleum 287
Última Página
12ª Ronda de Licitaciones de la ANP La petrolera estatal brasileña, Petrobras, se adjudicó 49 de los 72 bloques en oferta durante la duodécima ronda de licencias realizada por la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, ANP
L
a Agencia Nacional de Petróleo de Brasil adjudicó 72 de las 240 concesiones para explorar y explotar áreas con posibles reservas de gas en cuencas hidrográficas que ofreció en la subasta celebrada el 28 de Noviembre en Río de Janeiro. Los resultados divulgados, indican que la petrolera estatal Petrobras, individualmente o en consorcios, se quedó con 49 de los 72 bloques de exploración que recibieron propuestas. El órgano regulador recaudó 55 millones de euros con la concesión de los derechos para explotar los 49 bloques ubicados en cinco diferentes cuencas del país. El valor recibido fue inferior a los 735 millones de euros que la ANP esperaba como mínimo por las 240 concesiones. Además de Petrobras, otras once empresas depositaron las garantías financieras para poder hacer ofertas: Alvopetro, Bayar, Companhia Paranaense de Energia, Cowan, GDF Suez, Geopark, Aceite Nuevo, Oro Negro, Petra Energía, Petrobras y Trayectoria Oil & Gas. Del total, cuatro eran extranjeras, de tamaño pequeño o mediano: la colombiana Trayectoria Oil & Gas, la francesa GDF Suez, la colombo-canadiense Alvopetro y el grupo Geopark, con sede en Bermudas. Las tres empresas americanas se adjudicaron concesiones de forma individual, en tanto que GDF Suez formó parte de un consorcio vencedor junto a Petrobras. La colombiana Trayectoria se adjudicó cuatro concesiones por los derechos sobre bloques ubicados en la cuenca SergipeAlagoas, un área ya madura ubicada en el noreste de Brasil.
58 Diciembre 2013 / Petroleum 287
La Directora General de la ANP, Magda Chambriard, durante la duodécima ronda de licencias de petróleo y gas
Alvopetro, controlada por la también colombiana Petrominerales, también se adjudicó cuatro concesiones, todas en la cuenca del Recóncavo, en donde la empresa ya opera. Dos de las siete cuencas incluidas en la subasta no atrajeron a interesados (Parecis y Sao Francisco) y otras dos tan sólo recibieron una propuesta. Geopark se adjudicó la única de las 32 concesiones ofrecidas en la cuenca del Parnaíba y Petrobras la única de las subastadas en la cuenca de Acre. La cuenca más disputada fue la de Sergipe-Alagoas, en donde están ubicados 25 de los 72 bloques adjudicados. El contenido local promedio ofrecido por las compañías fue de 72.61% para la fase de exploración y 84,47% para el desarrollo. La Directora General de la ANP, Magda Chambriard destacó como principales éxitos de esta ronda los resultados obtenidos en la cuenca del Paraná, la entrada en la Cuenca del Acre como una nueva posibilidad en el escenario exploratorio de Brasil y el fortalecimiento de los bloques en Parnaíba, reiterando la importancia de esta cuenca que ahora produce alrededor del 6% del gas de Brasil. Chambriard También destacó la confirmación del papel de las cuencas maduras Reconcavo y Sergipe-Alagoas, donde se subastan 54 de los 72 bloques.
Interés a la baja Esta 12ª ronda fue la primera subasta exclusiva de áreas con potencial de gas, ya que hasta ahora la ANP ha dado prioridad a bloques marinos -de donde Brasil extrae más del 90 % de su crudo- y a bloques terrestres maduros con potencial de petróleo. También fue la primera ronda en el país dirigida a atraer inversión para el llamado gas no convencional. El hecho de que los bloques ofrecidos se encontraran en tierra y en áreas aún poco exploradas con potencialidad para gas natural y gas no convencional, habría influido en el reducido interés por las áreas subastadas. Fuentes de la ANP admitieron que el bajo interés igualmente obedeció a la ubicación de áreas ofrecidas en estados hasta ahora poco explorados debido a que uno de los objetivos de la subasta era promover una mejor distribución de las inversiones petroleras en el país. El resultado de la duodécima ronda de concesiones contrastó con la celebrada en Mayo, cuando la Agencia recaudó un récord de 935 millones de euros por los derechos concedidos a 30 empresas para explotar 142 bloques en áreas marinas. En Octubre el órgano regulador concedió por unos 5.000 millones de euros los derechos sobre Libra, reserva que será explotada por un consorcio integrado por Petrobras y cuatro multinacionales.