Enero 2011 - Petroleum 252 by Revista Petroleum

Enero 2011 Año 26, Núm. 252

La Revista Petrolera de América Latina

Portada:

Técnicos de servicios a pozos en superficie instalan un cabezal para fracturamiento (Foto cortesía FMC Technologies)

IN SITU Presentación del Libro Rojo de los Ecosistemas Terrestres de Venezuela

La organización PROVITA, Lenovo y las Compañías Shell sumaron nuevamente esfuerzos para sembrar conciencia ambientalista a través de un nuevo producto editorial, cuya presentación oficial se realizó el 1 de Diciembre en Caracas.

Charla Técnica de VAM Drilling en Pdvsa Occidente

Aporte de muchos talentos

VAM Drilling del Grupo Vallourec, especializada en productos de alto rendimiento para la indu,stria de petróleo y gas, impartió el taller “Nuevas roscas y aplicaciones”, al personal que labora en las áreas de perforación, ingeniería y procura de Pdvsa

ESCENARIO VIII SEFLU CEMPO Reportaje sobre el desarrollo de la octava edición del Seminario de Fluidos de Perforación, Cementación y Completación de Pozos, organizado por Fundaseflu con el apoyo de Pdvsa y Empresas de Servicio.

ANALISIS Función de la Gestión de la Cadena de Suministros en Tiempos de Crisis José Soto y Carlos J. Finol, Mid-Continent/Alaska SBU; Chevron North America Exploration and Production Company

¿Realmente una apropiada gestión en la gerencia de cadena de Suministros puede ayudar a las empresas a reducir sus costos? Entender claramente el costo de adquisición de los materiales y equipos podría ser la diferencia entre permanecer en el mercado de manera exitosa o sucumbir ante la falta de control o exceso de costos

Exitosa agenda

TECNOLOGIA

Modelo para Predicción de la Permeabilidad Dinámica de Fluidos Viscoelásticos empleando el Modelo de Maxwell

Sergio Rosales Anzola, Edeluc López y Manuel Mas; Pdvsa Intevep Trabajo premiado con el Primer Lugar, Categoría Presentación Oral, VIII SefluCempo, Noviembre 2010.

Estrategias definidas

SECCIONES 3 4 30 31 32

Cornisa

Cuadrante Warehouse Calendario Última Página

ULTIMA PÁGINA

YPFB: Entendiendo realidades

La clave para una empresa estatal exitosa, es mantener el mejor talento humano para ser competitiva, para descubrir reservas, procesarlas y llevarlas al mercado, por si sola o asociada para diversificar el riesgo. Por Álvaro Ríos Roca

E&P 10 10 12 12 13

Trinidad y Tobago adjudicó cuatro bloques de exploración en aguas someras Ecopetrol completó siete pozos con presencia de hidrocarburos en 2010 OGX hizo nuevo hallazgo de hidrocarburos en la cuenca Campos Contratos integrales fortalecerán capacidad de Pemex Petrominerales condujo exitosa prueba de pozo en los Llanos de Colombia ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

Cornisa

El Petróleo en América Latina

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La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos. El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $ 60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $ 120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail. Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988 Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Jorge Zajia, Editor

l 2011 amanece con una oleada de optimismo que recorre todos los ámbitos de la potente y promisoria industria petrolera de América Latina. Presentimos, en base a las experiencias vividas, que con el precio del petróleo moviéndose entre los 80 y 100 dólares por barril, los planes de exploración y producción de petróleo y gas en la región vivirán tiempos de expansión que, lógicamente, van a requerir de ingentes recursos humanos y económicos. La nueva buena noticia es la apertura de la industria petrolera mexicana donde la Corte Suprema le dio luz verde a PEMEX para proseguir con las negociaciones que materializarán la participación de compañías privadas nacionales y extranjeras, en la explotación petrolera mediante la modalidad de Contratos de Servicios con participación sobre la producción más los gastos. Si bien se mantiene firme el principio soberano de la nación azteca de la propiedad absoluta de los hidrocarburos, este es un paso importante que en modo alguno socava la autonomía del país, sobretodo en estos tiempos modernos donde las reglas de juego claras garantizan los derechos -y deberes- de los actores que participan en este negocio bajo la máxima de ganar-ganar, pues como reza el dicho popular, “no hay mayor pérdida de la soberanía, que la pobreza del pueblo”. Los prolíficos yacimientos del pre-sal en aguas súper profundas de Brasil es otro hito que señala el rumbo que está tomando la industria del aceite negro en Latinoamérica. Los resultados preliminares son grandes y las expectativas son aún mayores y el gigante suramericano se acerca con firmeza a superar una producción diaria de tres millones de barriles y ya este año se apresta promediar sobre los 2.5 MMbpd. Por cierto que los cariocas entre samba y lambada mantienen una fuerte discusión sobre los derechos y las regalías, que los estados y municipios le reclaman con fuerza al poder central. Todavía no se ha decidido sobre esta materia, pero estaremos muy pendiente para llevarles la forma como Brasil resuelva este asunto, que tiene que ver con la justicia que reclaman los pueblos de participar de los beneficios de una riqueza que se encuentra debajo del suelo que pisan. Venezuela es un caso muy especial, que merece atención pues al tiempo que ha cedido espacios como el principal país petrolero de la región, ha certificado sus cuantiosas reservas de crudos pesados y extra pesados de la Faja del Orinoco, las cuales, aún en términos conservadores, ubican a la Patria de Bolívar como el país con las reservas recuperables de petróleo más grandes del mundo. Petroleras de todas las nacionalidades están negociando con PDVSA para participar en este negocio fabuloso. Colombia no se queda atrás y hoy representa uno de los destinos más apetecibles de los buscadores del aceite de las rocas, experimentando un aumento de más de cinco veces en la inversión de extranjera directa en su sector petrolero. Esto debido a cambios importantes, principalmente en su legislación, que ha logrado atraer capitales para invertir en exploración y producción, en un ambiente de seguridad jurídica y material, pues dicho sea de paso, su gobierno ha logrado frenar y minimizar la acción de la guerrilla. En el resto de los países de esta tierra de gracia, de este continente joven, la actividad es creciente: Cuba y Centro América están diseñando políticas pata atraer los capitales, Perú está en franca expansión, Ecuador continúa realizando ajustes a su legislación para permitir una participación razonable de los privados, Bolivia se consolida como el gigante gasífero de la región y Argentina y Chile siguen moviéndose en la vía de la autosuficiencia, proyectando un año récord en inversiones. Esta nota constituye un breve recorrido por la industria petrolera de América Latina, que lo iremos desarrollando a lo largo de este año, un año de muchas noticias positivas para todos los petroleros. ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

Cuadrante La Agencia Internacional de Energía elevó su pronóstico de demanda global de crudo en 2011 a 88.8 mmbpd, debido al repunte del consumo en Estados Unidos y varios países asiáticos. Bajo estas condiciones la OPEP podría verse presionada para aumentar la producción, aun cuando durante su 158 reunión extraordinaria celebrada en Quito, el cartel del petróleo resolvió mantener su oferta de crudo para este año.“Por el momento el mercado está bien abastecido”, indicó Wilson Pástor, Ministro de Recursos Naturales No Renovables de Ecuador y Presidente saliente de la Conferencia de Ministros. Las cuotas de producción asignadas a los países miembros en 2008 se mantienen.

El Ministro de Minas y Energía de Colombia, Carlos Rodado Noriega, señaló que para garantizar la autosuficiencia en hidrocarburos del país se requerirá invertir US$24.000 millones en los próximos seis años. Ello implica invertir anualmente US$4.000 millones en exploración. Para alcanzar la meta se necesita realizar entre 90 y 100 pozos exploratorios al año y entre 500 y 700 pozos de desarrollo durante todo el lapso. Según la proyección de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para 2014 puede haber 4.600 millones de barriles equivalentes en reservas. Esto implica la existencia de 1.978 millones de barriles en gas y de 2.622 millones de barriles de petróleo.

El consorcio integrado por Repsol YPF, British Gas y Pan American Energy, invertirá US$1.298 millones en el desarrollo de los campos de gas Margarita y Huacaya, ubicados en el bloque Caipipendi, en el sur de Bolivia. La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos destacó en un boletín que con esta inversión se prevé incrementar a 14 millones de metros cúbicos diarios la producción en estos campos hasta 2014. Actualmente ambos campos producen dos millones de metros cúbicos diarios. Repsol, que es el operador, cuenta con una participación del 37,5%; BG 37,5% y Pan American Energy 25%.

Ecopetrol inauguró la planta de hidrotratamiento –HDT- en la Refinería de Barrancabermeja, iniciando una nueva era en la producción de combustibles limpios en Colombia. Con una inversión de US$1.023 millones, la entrada en operación de esta planta permite producir directamente en la refinería la gasolina y el diesel que requieren los colombianos en las mejores calidades internacionales y cumpliendo los niveles máximos exigidos por la Ley: 300 ppm para la gasolina; 50 ppm para el diesel de los sistemas de transporte masivo de todo el país y de las ciudades Bogotá y Medellín, y 500 ppm para el diesel del resto del territorio nacional.

YPFB Andina anunció el hallazgo de nuevos reservorios de gas en el pozo Río Grande – 81 (RGD-81) en el área de contrato de Río Grande, 57 km al Sureste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Se trata del segundo pozo productor en ese campo que incrementa las reservas nacionales de gas natural. El descubrimiento se produjo tras 79 días de labores de perforación hasta los 3.680 metros de profundidad para alcanzar la formación Iquiri, estructura que recientemente mostró resultados positivos. Datos preliminares de las últimas pruebas en el pozo RGD-81 arrojan una producción 6,3 mmpcd de gas natural, y 250 bpd de crudo, volúmenes ligeramente superiores al pozo RGD-22 descubierto en Agosto de 2010, con un estimado de 1 TCF de gas para el Campo Río Grande.

China Petrochemical Corporation, matriz de Sinopec Corp., adquirió por US$2.450 millones la filial argentina de Occidental Petroleum, la cual tiene intereses en 23 concesiones de producción y exploración en las provincias de Santa Cruz, Mendoza y Chubut. La compra se suma a una amplia lista de adquisiciones internacionales en los últimos dos años por parte de firmas chinas, entre ellas Sinopec que está construyendo una activa presencia internacional con el objetivo de aprovechar la globalización y diversificar sus fuentes de materia prima.

La compañía General Electric, GE, aspira a concretar la adquisición de Wellstream Holdings, fabricante de conductos flexibles para transporte de petróleo y gas, valuada en US$1.300 millones. La transacción, que debe ser recomendada por el consejo de Wellstream, podría concretarse en el primer trimestre de 2011. Claudi Santiago, Presidente de GE Oil & Ga, dijo que Brasil es un área importante para la compañía y esta negociación “junto con nuestra expansión de la planta en Jandira y la apertura planeada para 2012 de un centro de investigación en Rio de Janeiro, muestran nuestro compromiso de largo plazo con esa región de crecimiento rápido”.

Gran Tierra Energy adquirirá 60% de participación del Bloque 95 en la prolífera Cuenca de Marañón, en Perú, donde se han descubierto más de mil millones de barriles de petróleo recuperable hasta la fecha. El acuerdo establece que la compañía asumirá los costos de perforación hasta 15 millones de dólares. Esta transacción le permitirá ampliar y diversificar su portafolio exploratorio con bajo riesgo, dado que los recursos ya fueron descubiertos y probados, informó Gran Tierra.

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In Situ

Libro Rojo de los Ecosistemas Terrestres de Venezuela

El 1° de Diciembre se realizó en el Centro Cultural Corp Banca, en Caracas, la presentación de esta nueva obra producida por la organización Provita, Compañías Shell en Venezuela y Lenovo, en el marco la Ley Orgánica de Ciencia Tecnología e Innovación (LOCTI)

a celebración del Año Mundial de la Biodiversidad fue el contexto ideal para la presentación de la primera edición del Libro Rojo de los Ecosistemas Terrestres de Venezuela, y un nuevo resultado de la Iniciativa Especies Amenazadas IEA, evento que dio lugar a una grata velada en la que se hicieron presentes representantes gubernamentales, de empresas patrocinantes, instituciones académicas, Organizaciones No Gubernamentales e investigadores involucrados en estas iniciativas, evolución de un esfuerzo y un compromiso con la cada vez más importante labor de desper-

Complacidos Johannes Gerardus van Vloten Dissevelt, Embajador de Holanda en Venezuela; Luis Prado, Presidente de Shell Venezuela y Catherine Nettleton, Embajadora del Reino Unido en Venezuela

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Felices por la presentación de la nueva publicación Carolina López y María José Chávez, de Chávez & López Diseño Gráfico; Luis Prado, Presidente de Shell Venezuela; Marcelo Arancibia, Merlín; Jeanette Rojas Suárez, Directora Ejecutiva Provita; Lorenzo Rubín y María de los Angeles Ortíz, Director y Coordinadora de Mercadeo de Lenovo; Jesús Leal-Lobo, Vicepresidente Shell Venezuela y Diego Giraldo, Provita

tar conciencia sobre la necesidad de salvar el patrimonio de los venezolanos.

Publicación pionera El Libro Rojo de los Ecosistemas Terrestres de Venezuela es el fruto del aporte de “muchos talentos”, de un gran número de investigadores que a lo largo de la última década participaron en los proyectos que sirvieron de base a la publicación, y que gracias al apoyo y financiamiento de empresas e instituciones pudieron canalizar el proyecto. Jon Paul Rodríguez, Franklin Rojas Suárez y Diego Giraldo Hernández, Editores de la publicación, lideran el extenso equipo de trabajo. En la coordinación editorial, compartieron responsabilidades Jesús Leal-Lobo y Jaime Mazzei, por Compañías Shell en Venezuela; María de los Angeles Ortíz, por Lenovo Venezuela; y Jeanette Rojas Suárez y Cristina Raffalli, en representación de Provita. El concepto gráfico es autoría de Chávez & López Diseño Gráfico, la impresión de La Galera de Artes Gráficas y las fotografías un singular aporte de los autores de los capítulos y otros colaboradores.

Compartiendo un instante de la grata velada Jesús Leal-Lobo, Vicepresidente de Shell Venezuela; Esteban Zajia, Marketing Petroleum y Luis Prado, Presidente de Shell Venezuela

El resultado es una obra única en su tipo, que documenta la amenaza de extinción bajo un nuevo enfoque, más allá del estudio de la fauna y la flora de un determinado país o región. “La vasta experiencia de Provita le inspiró a la búsqueda de un nuevo aporte: la comprensión del ecosistema como objeto, más que escenario, de los problemas de extinción”. Esta iniciativa, sin precedente alguno en el mundo, requirió la invención de una metodología original, específica para este estudio, cuyo diseño y aplicación respondió al conocimiento de un grupo de des-

tacados científicos liderados por Provita, con el apoyo del Fondo Nacional para la Ciencia, Tecnología e Innovación, del Ministerio del Poder Popular para la Ciencia, Tecnología e Industrias Intermedias, el Centro de Ecología del Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas (IVIC), Fundación Empresas Polar, Wildlife Trust, Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza y sus comisiones de Manejo Ecosistémico y de Sobrevivencia de Especies, UICN, Lenovo y las Compañías Shell en Venezuela. En el Libro Rojo de los Ecosistemas Terrestres de Venezuela se implementa, a escala nacional, el sistema mundial de categorías de extinción estandarizado hasta ahora sólo para especies. El desarrollo de la aplicación inició en 2003, ha sido sometida a rigurosas consideraciones y es avalada por la comunidad científica nacional e internacional. Sus 324 páginas a full color serán también recurso de públicos no especializados, pues tanto el lenguaje de este libro como sus recursos gráficos permiten una amena lectura.

pacto de esta iniciativa y el entusiasmo con el cual la empresa que representa participó, consciente de la necesidad de promover el conocimiento para tomar conciencia. “Más importante aún es llevar a la práctica esa conciencia en todos los niveles”, dijo.

Una mano a la naturaleza La Iniciativa Especies Amenazadas, IEA, suma ocho años ininterrumpidos de apoyo a la conservación de especies, mediante el otorgamiento de becas para in-

vestigaciones relacionadas con problemas de extinción y amenazas a la diversidad de flora, fauna y ecosistemas. Así mismo, la IEA divulgará resultados de las 34 investigaciones desarrolladas en 2010 y hará entrega de fondos para un total de 35 nuevas becas, todo lo cual ha sido posible gracias a la participación y aportes de las Compañías Shell en Venezuela, Lubricantes del Centro Ludelca, Consorcio Precowayss, Inversiones Balsam, Comité Técnico Industrial, Inversiones Mida, Vida y Patrimonio Corretaje de Seguros y AgroBiggot.

Una acción prioritaria Tal como lo expresa Franklin Rojas Suárez, Presidente de Provita, “Esperamos que este nuevo Libro Rojo logre movilizar a los tomadores de decisiones, hacia la necesidad urgente de implementar medidas efectivas de conservación. Deseamos que sirva para impulsar a la empresa privada a asumir responsabilidad con el ambiente de donde obtienen sus recursos. Que estimule a los investigadores a continuar generando los datos necesarios para garantizar que las acciones estén basadas en la ciencia. Y muy especialmente, que contribuya a despertar conciencia en cada uno de los venezolanos”. A nombre de Compañías Shell en Venezuela su Presidente, Luis Prado, dijo que la presentación de esta obra constituye un motivo de satisfacción para la empresa, que desde hace más de cinco años apoya los esfuerzos de conservación para favorecer la sobrevivencia de especies y ecosistemas terrestres en peligro, a través de la Iniciativa Especies Amenazadas, IEA. Lorenzo Rubín, Director de Lenovo Venezuela, destacó igualmente el imENERO 2011 / No 252 / Petroleum

...In Situ

Charla Técnica sobre nuevas roscas y aplicaciones de VAM Drilling La compañía compartió con profesionales de Pdvsa información general y técnica sobre la variedad de productos y sistemas de alto desempeño que suministra a la industria, para atender las necesidades de los programas de perforación mas exigentes de la actualidad

AM Drilling del Grupo Vallourec, especializada en productos de alto rendimiento para la industria de petróleo y gas, impartió el taller “Nuevas roscas y aplicaciones”, al personal que labora en las áreas de perforación, ingeniería y procura de Pdvsa. Aunque inicialmente estuvo dirigido a todos los profesionales que integran los equipos de perforación, ingeniería, procura, logística y planificación de Pdvsa Occidente, Pdvsa Oriente y Pdvsa Gas, la actividad finalmente se llevó a cabo en Lagunillas-Costa Oriental del Lago, con la participación de unos 52 profesionales, y también en Anaco, con 15 asistentes, dado que las torrenciales lluvias ocurridas en Venezuela impidieron la realización del taller pautado en Maturín. El evento estuvo bajo la coordinación de José Rosendo y Pablo Lugo, Líder y Gerente de Procura de Pdvsa Servicios, respectivamente. Contó con la participación de Kevin Parks, Vicepresidente de Ventas para América de VAM Drilling; Héctor

Carlos Acebo, Director General Corinpet; Franco Piarulli, Ingeniero de Asistencia Técnica VAM Drilling; Freddy Sarcos, Gerente de Ventas Corinpet; Pablo Lugo, Gerente de Procura Pdvsa Servicios; José Rosendo, Líder de Procura Pdvsa Servicios; Héctor Arévalo, Vicepresidente de Ventas, Mercadeo y Asistencia Técnica VAM Drilling para América Latina; Kevin Parks, Vicepresidente de Relaciones Industriales VAM Drilling; Freddy Flores, Presidente Corinpet; y Ernesto Piña, Líder de Logística y Suministro Pdvsa Servicios

Arévalo, Vicepresidente de Ventas, Mercadeo y Asistencia Técnica para América Latina; y Franco Piarulli, Ingeniero de Producto y Asistencia Técnica. En representación de la empresa Corinpet, estuvieron presentes Freddy Flores, Presidente; Carlos Acebo, Director General; y Freddy Sarcos, Gerente de Ventas. Durante la charla técnica, Ever Artigas, Henry Castellanos, Orlando El flujo de información Urribarrí, Iván Rosales, José E. Rodríguez, Deivis Perdomo, David compartida con los profesio- Rondón, Neyomaira Meléndez y Pedro Núñez nales de Pdvsa, fue estructurada en dos Vallourec atiende principalmente a los bloques. El primero con una serie de pre- mercados de petróleo, gas y generación sentaciones acerca del Grupo Vallourec y de eléctrica, segmento que representa el 65% VAM Drilling, sus operaciones en América de sus ventas a través de la división VAM del Sur y los servicios de alto desempeño Drilling. Numerosas adquisiciones han que suministran a la industria. Un segundo fortalecido a la empresa, fundada en 1967, bloque permitió hacer una cuya oficina principal establecida en Río revisión detallada y técnica de Janeiro hoy día le permite atender a la sobre la variedad de productos región de América del Sur, y muy específique actualmente proveen a la camente a Venezuela a través de su aliado industria de la perforación en y representante exclusivo Corinpet. En su planta de producción ubicada en tierra y costafuera, específicamente a los diferentes distritos Belo Horizonte, Brasil, cuenta con amplia capacidad de diseño y fabricación de: tubeoperacionales de Pdvsa. rías de perforación, BottomHoleAssembly, accesorios como juntas cortas, substitutos, Productos Premium Como líder mundial en flechas, válvulas; sistemas avanzados de Entre los profesionales de Pdvsa que asistieron al taller: Eliasid Aguilar, Jota Carill, Jorge Rosales, Antonio Salazar, Adalberto Fonseca, Julio la producción de tuberías de perforación como los instaladores de casing, Graterol, Gilberto Arellano, Arnaldo Ibarra, Alexis Telles y Richard Villa acero sin costura, el Grupo Hydroclean™, drill pipe risers y aleaciones 8

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Durante el coffee-break, Mélida Colina, Ohayden Vílchez y Norberta Lavado, en compañía de Vladimir González

no-magnéticas; asimismo conexiones y aleaciones API. Su departamento de Servicio Técnico cuenta con ingenieros capacitados para ofrecer productos óptimos bajo especificaciones, y la proposición de diseños de sarta de perforación. Uno de los servicios más resaltantes es el que promueve VAM Services, una entidad encargada de licenciar, calificar y auditar todos los talleres de reparación a nivel mundial, con acceso a la red global de más de 140 talleres licenciados para cortar y /o reparar todas las conexiones VAM. Otro servicio constituye el VAM Field Services con ingenieros de campo para la inspección y asistencia durante la corrida en centros petroleros tanto en tierra como costa afuera. En Venezuela, la empresa Vivolca está licenciada para efectuar reparaciones locales de conexiones y fabricación de subs, crossovers, pup joints y accesorios.

Conexiones de alto torque Dentro de la gama de productos especializados de alto desempeño, se incluye VAM Express, una nueva generación de conexiones para juntas de perforación de doble hombro, que cubre las necesidades de los programas de perforación mas exigentes de la actualidad, al ofrecer perforaciones más rápidas y más lejos. El diseño de estas conexiones les permite soportar las condiciones más difíciles como perforaciones de alcance extendido, horizontal, en aguas profundas y en pozos no-convencionales.

Productos avanzados Durante el segundo bloque del taller, se presentaron las características de productos de interés como las tuberías de perforación, incluyendo las de peso pesado, los portamechas (drill collars) y los sistemas avanzados de perforación como VAM Riser e Hydroclean™, asimismo la gama de aleaciones no magnéticas, de alto desempeño y para servicios amargo (H2S); todos productos diseñados para cumplir con las exigencias actuales de perforación. La sesión permitió hacer una revisión de los inventarios de Pdvsa, hojas de desempeño y los requerimientos de soluciones en el área de perforación para el 2011. Se dieron ejemplos de los tipos de pozos perforados actualmente y de cara al futuro, y sobre los problemas principales que se presentan durante la actividad. El taller culminó con un almuerzo propicio para celebrar la sociedad estratégica de negocios que han logrado Pdvsa y VAM Drilling en los últimos años. ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

EyP

Trinidad y Tobago adjudicó cuatro bloques de exploración en aguas someras El Gobierno de la isla caribeña anunció la adjudicación de cuatro bloques en aguas poco profundas en el marco de su ronda de bloques de exploración de petróleo y gas 2010

Voyager Energy (Trinidad) Ltd. fue

galardonada con tres bloques, el 4(b) y NCMA 3, que ganó por su propia cuenta, y NCMA 2, que obtuvo en asociación con RWE Dea AG. El bloque 4 (b), de 750km2, se encuentra en la costa este de Trinidad en aguas entre los 100 y 800m, justo al este de los campos productores Dolphin y Starfish. Este bloque fue ofrecido durante una ronda de licitación en 1995 y otorgado a ConocoPhillips, que abandonó el bloque en 1999. NCMA 3 cubre unos 2.094km2 y se encuentra en aguas relativamente poco profundas (30 - 100m) en la costa norte de Trinidad, y al sur de los campos productores de gas Hibiscus, Chaconia, y Poinsietta. Dos pozos han sido perforados en el bloque, Alma 1 y HH6-1. NCMA 2 se encuentra fuera de la costa norte de Trinidad y oeste de Tobago.

Tiene unos 987km2 en agues entre los 30 y 100m. El bloque se encuentra adyacente a los campos Chaconia e Hibiscus, pero no tiene pruebas de hidrocarburos hasta la fecha. El cuarto bloque adjudicado, NCMA 4 favoreció a Centrica Energy. Con 1.779km 2, se encuentra a 30 y 160m de agua al noroeste de Tobago. Está al este de los campos Hibiscus, Chaconia y Poinsietta y contiene dos acumulaciones probadas de gas. La ministro de Energía Carolyn Seepersad Bachan también anunció que rechazaron las ofertas de BG Trinidad y Tobago para el bloque 5(d) y de Gulf Central para el bloque North Marine a pesar de que ambas compañías fueron las únicas oferentes en los bloques. La Directora de Manejo de Recursos del Ministerio de Energía, Helena Inniss, dijo que se establecieron los criterios para

los bloques que BGTT no cumplió. “Aunque no estoy en condiciones de decir cuáles son los criterios, sentimos que la oferta no cumplía con nuestro punto de referencia y como resultado decidimos no adjudicar el bloque, pero se mantendrá que éste pueda ser licitado en el futuro”, dijo Innis. El bloque 5(d), de 684km2 se encuentra al este de Trinidad a una profundidad de agua entre 450 y 800m. Se han hecho varios descubrimientos de gas en los bloques adyacentes: un hallazgo de gas Saltarín hacia el sur, y los descubrimientos Corallita y Lantana hacia el oeste. El Ministerio esperaba firmar los contratos de producción compartida en Enero 2011. Trinidad y Tobago es una provincia de hidrocarburos maduros productora de aproximadamente 4.000 millones de pies cúbicos por día de gas natural y 123.000 bpd de petróleo.

Ecopetrol completó siete pozos con presencia de hidrocarburos en 2010 La perforación del pozo estratigráfico Draco-1 probó la presencia de hidrocarburos en el bloque Caño Sur, localizado en el departamento del Meta

Empresa Colombiana de Petróleos probó la presencia de hidrocarburos en el segundo pozo estratigráfico perforado dentro del contrato de Exploración y Producción Caño Sur, el pozo Draco-1, con el cual completó el pasado año la perforación de siete pozos con presencia de hidrocarburos, entre exploratorios y estratigráficos en los que tiene participación. Cuatro de estos pozos se encuentran en Los Llanos Orientales de Colombia. 10

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El pozo Draco-1 alcanzó una profundidad de 3.284 pies y la evaluación técnica preliminar indicó la presencia de petróleo crudo en la formación Carbonera, con un espesor neto que ronda los 9 pies y porosidades promedio de 30%. Estos resultados ratifican la presencia de hidrocarburos anunciada el 2 de Noviembre de 2010 en el pozo Mago-1, y en general el potencial en la región oriental del Meta, en la que

también se ubican los campos Rubiales y Quifa. Los intereses del contrato Caño Sur están repartidos por partes iguales entre Ecopetrol, que es el operador, y la firma Shell Exploration and Production Colombia Caño Sur GMBH. Durante 2011 se espera continuar las labores de exploración en el bloque Caño Sur, con el objetivo de evaluar el potencial del yacimiento y las eventuales condiciones de producción.

ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

...E&P

OGX hizo nuevo hallazgo de hidrocarburos en la cuenca Campos OGX Petróleo e Gás, compañía con la campaña exploratoria más grande del sector privado en Brasil, identificó la presencia de hidrocarburos en la sección Albiano-Cenomaniano del pozo 1-OGX25-RJS, ubicado en el bloque BM-C-39, en aguas poco profundas de la cuenca Campos, Brasil, donde tiene 100% de participación

na columna de hidrocarburos de unos 125 metros, con un espesor neto de aproximadamente 116 metros fue encontrada en las arenas carbonatadas de la sección Albiano-Cenomaniano. El pozo OGX-25, un prospecto conocido como Waikiki, es el primero en ser perforado en el bloque y se localiza más al norte que los recientes descubrimientos realizados por OGX en esta prolífica cuenca. La perforación se espera que alcance una profundidad final estimada de 3.000 metros.

El pozo OGX-25 está situado a unos de 94 kilómetros de la costa del estado de Río de Janeiro, a una profundidad de agua de aproximadamente 105 metros. El taladro Pride Venezuela, inició las actividades de perforación el 14 de Noviembre de 2010. PGX continúa avanzando en su programa de delimitación de pozos y, al mismo tiempo, identificando nuevos prospectos exploratorios en las cuencas Campos y Santos, en Brasil.

Pemex se fortalece Juan José Suárez Coppel, Director General

de Petróleos Mexicanos, aseguró que la empresa prevé lanzar este año la licitación de los primeros bloques de campos maduros en aguas someras, mientras los de aguas profundas se preparan para finales de 2011 o comienzos de 2012, conforme se tenga un modelo de contratación y un nuevo régimen fiscal mucho más maduro. Un vez superadas las controversias constitucionales, gracias a la decisión de la Suprema Corte de México, Pemex está ahora en capacidad de ofrecer a las compañías petroleras extranjeras más que un incentivo para operar en el país. Si bien el Estado seguirá siendo el dueño del petróleo, el Gobierno permitirá a Pemex pagar a compañías petroleras extranjeras una cuota por cada barril de petróleo extraído.

Mayor capacidad de operación Los nuevos contratos darán mayor capacidad de operación a Pemex y la oportunidad de aprovechar las nuevas tecnologías para la exploración y explotación. Los contratos incentivados prevén que el pago con base en una remuneración predeterminada -que reconoce los costos incurridos y una utilidad que debe cubrirse a los contratistas por su trabajo- nunca podrá ser igual o mayor a un porcentaje directo del valor de la producción. Los límites e incentivos se pactarán en función de metas e indicadores explícitos para cada contrato. El destino de la renta petrolera se mantiene intacto. 12

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Petrominerales condujo exitosa prueba de pozo en los Llanos de Colombia Es el cuarto pozo perforado en el bloque Río Ariari y permitió probar un nuevo play en la región

Localización del bloque Río Ariari en la cuenca de Los LLanos colombianos

Petrominerales Ltd., una subsidiaria

65% propiedad de Petrobank Energy and Resources Ltd. anunció que el pozo exploratorio Mochelo-1, en el bloque Río Ariari probó con éxito más de 600 barriles por día de petróleo. Los registros indicaron un potencial de 69 pies de espesor neto en la formación Mirador. En la primera prueba en las arenas de esta formación, la producción probó más de 600 bpd de crudo pesado de 10 °API con cortes de agua entre 80 durante un período de prueba de siete horas. “Este nivel de productividad para un pozo vertical de crudo pesado es muy alentador y tiene el potencial de incrementar significativamente la prospectividad de nuestros activos de crudos pesados en la cuenca de los Llanos”, comentó la compañía. Estas arenas gruesas y de alta productividad en Mirador se espera que sean muy propicias para acometer un programa de desarrollo de pozos horizontales y una aplicación térmica óptima utilizando la tecnología THAI™.

“Estamos considerando un sidetrack horizontal del pozo Mochelo-1 y para mejorar las características de producción del pozo. En 2011, también tenemos el plan de disparar unos 372 km2 de sísmica 3D en la parte occidental del bloque Río Ariari, que nos permita definir con mayor precisión el descubrimiento Mochelo y planificar el desarrollo comercial completo”, agregó Petrominerales. El 2 de Diciembre de 2010, la compañía inició la perforación del pozo exploratorio Borugo-1, el próximo dentro de programa de nueve pozos previstos en el bloque Río Ariari. Borugo apunta a otro play distinto a los de los pozos Mochelo-1 y Río Ariari-1. Con este programa de perforación Petrominerales se busca identificar nuevos prospectos y oportunidades de recursos para el desarrollo de crudos pesados. En Colombia, la compañía está presente en 17 bloques de exploración que abarcan una superficie total de 2,1 millones de hectáreas en las cuencas de los Llanos y Putumayo. ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

Escenario

20 Aniversario

VIII SefluCempo 2010 En la ceremonia de instalación estuvieron presentes José Gregorio Tovar, Presidente FundaSeflu; Aiskely Blanco, Presidenta Comité Técnico; Orlando Chacín, Director Ejecutivo E y P Pdvsa; Eulogio del Pino, VP de EyP Pdvsa; Miguel Ford, Presidente Pdvsa Intevep; Abmel Márquez, Presidente Comité Organizador y René Rivers, Secretario FundaSeflu

18 al 20 de Noviembre, 2010 – Puerto Ordaz, estado Bolívar

El excelente trabajo desarrollado por el Comité Organizador y Técnico de la octava edición del Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos rindió su fruto al congregar a 450 participantes en torno a una agenda de dos días conformada por 78 trabajos técnicos, dos charlas magistrales sobre seguridad y medio ambiente y un almuerzo conferencia sobre el Plan Siembra Petrolera. Además de la premiación a los mejores presentaciones, fue instituido a partir de esta edición la Mención Especial “Marianela Arias” para reconocer el aspecto socio-ambiental en los trabajos presentados

Juan González Moreno

l Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos, SefluCempo, arribó a su 20 aniversario, celebrando el éxito que Pdvsa Intevep, sus organizadores, las empresas de servicio y participantes han alcanzado en cada una de sus ediciones. El evento que se realiza desde 1990, representa un legado al impulso del desarrollo industrial, económico y profesional de la industria de petróleo y gas de Venezuela, a través de la presentación de nuevas tecnologías y trabajos técnicos, así

como el reencuentro de los profesionales del área que concurren cada dos años. En esta su octava edición, el comité organizador se esmeró en hacer una selección exhaustiva de 78 trabajos técnicos, la mayoría de ellos en el área de fluidos de perforación, cementación de pozos y ambiente, presentados por profesionales de Pdvsa principalmente. La agenda se complementó con dos charlas magistrales sobre seguridad y medio ambiente en actividades costafuera y nuevas tecnologías para control de sólidos, así como un almuerzo confe-

El comité técnico y organizador conformado por Pedro Vásquez, Pdvsa Intevep; Julio Salazar, Pdvsa Intevep; Dexter Farray, Tucker; Renaldo Martín, Pdvsa Intevep; Katiuska Aguilar, Pdvsa Intevep; y Luis Flores, MI-Swaco

rencia que trató el Plan Siembra Petrolera 2010-2015. A esta edición asistieron 400 participantes provenientes de países como Brasil, Colombia, Ecuador, Cuba, Estados Unidos México y Reino Unido; y aunque no hubo una exhibición comercial, importantes compañías de servicio apoyaron su realización como Pdvsa, Schlumberger, MI-Swaco, Samán, CPVEN, Inpark Drilling Fluids, Vassa, Tucker, Halliburton y Aluhieca. También se efectuaron dos eventos sociales, uno ofrecido por Samán y la cena del vigésimo aniversario.

Premio Mención Especial “Marianela Arias” A partir de esta edición aniversaria, el SefluCempo incorporó un premio especial para reconocer el aspecto socio-ambiental en los trabajos presentados, que considera la filosofía de conciencia ambiental y responsabilidad social en la disminución del impacto ambiental en las operaciones de 14

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construcción de pozos, como una forma de honrar la memoria de Marianela Arias, una mujer que siempre estuvo a la vanguardia científica, social, política y humana, tratando de mejorar la calidad de vida de las personas sin importar el trabajo y el tiempo que ello significara.

Aiskely Blanco, Presidenta del Comité Técnico, dijo que “aunque ella ya no está con nosotros, dejó un gran legado, la lucha por un mundo mejor y la búsqueda de la conciencia ambiental en cada una de nuestras actividades de vida, y en su honor se entregará la mención especial”.

Ceremonia de Instalación Los miembros del comité organizador y directivos de Pdvsa coincidieron en resaltar la alta calidad técnica y organizativa de la edición aniversario del evento, que lo ha caracterizado a lo largo de sus 20 años de permanencia José Gregorio Tovar, Presidente de FundaSeflu, tuvo a cargo las palabras de bienvenida, en las que resaltó que el SefluCempo ha permanecido en el tiempo para reconocer el trabajo de quienes hacen posible que la industria petrolera venezolana sea cada vez mejor, “con los sacrificios silenciosos de los que están en los taladros trabajando en fluidos de perforación y cementación, que desde 2004 forman parte activa de este evento”. Atribuyó la calidad del seminario a cinco factores, sus asistentes, de quienes reconoció el esfuerzo en favor del país y su industria; la calidad de la información compartida, que se refleja en la biblioteca web del evento y que pone a la disposición gratuitamente toda la información del área, el tercer aspecto es el reconocimiento

José Gregorio Tovar, Presidente de FundaSeflu, resaltó la alta calidad de la información disponible en la biblioteca web del SecluCempo

al trabajo, como el nuevo premio Mención Especial Marianela Arias, para reconocer las contribuciones en preservación ambiental; la promoción de la aplicación y adaptación de nuevas tecnologías “que es compartida con participantes de otros países; y finalmente se conjuga el reencuentro fraterno entre los compañeros. Eulogio del Pino, Vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, consideró al SefluCempo como un excelente espacio para divulgar logros, entender problemas técnicos e interactuar con las empresas de servicio y colegas de otros países. “Dado que el área de fluidos, completación y cementación es medular para el desarrollo de la industria, estamos comprometidos con nuestros profesionales para que alcancen altos niveles de conocimiento técnico, pero con mucha conciencia de la realidad social”. Pdvsa posee 220 taladros activos, dijo del Pino, a los que se le sumarán 15 que están por llegar desde China y que están siendo diseñados especialmente para la Faja Petrolífera del Orinoco, “región que está muy cerca de este lugar, por ello felicito al comité organizador pues la sede de este tipo de eventos debe ser la más cercana al lugar donde estará la principal actividad petrolera, y donde alcanzaremos 2 millones de barriles diarios junto a seis empresas mixtas en los próximos cinco años”.

Eulogio del Pino, VP de EyP Pdvsa, dijo “estamos comprometidos con nuestros profesionales para que alcancen altos niveles de conocimiento técnico”

El Vicepresidente de E y P, también señaló que en servicios como adquisición sísmica, Pdvsa ha registrado ahorros de 45%, gracias a la creación de la compañía Sísmica Bielovenezolana, que ya ha realizado tres levantamientos sísmicos en Petrocedeño. “Otro excelente ejemplo es la empresa Venrus (51% Pdvsa y 49% Gazprom) que en tiempo récord terminó la planta de compresión Jusepín 120 y a menor costo”. Destacó la creación de la empresa Aliaven, en asociación con Schlumberger, sobre la cual espera poder ofrecer resultados pronto. Hizo un llamado a todas las empresas de servicio a aliarse con Pdvsa y compartir la visión de relación planteada, sin dejar de lado la contratación de servicios, pues brinda un balance justo y de riesgo.

Reconocimientos Como es costumbre, se entregaron placas de reconocimiento a varias personas que con perseverancia han apoyado por largo tiempo la realización de cada edición del SefluCempo, y quienes también son partícipes de los 20 años de trayectoria del evento

Freddy Quiroga, Pdvsa

Neptalí Agüero, Inpark Drilling Fluids

Carlos Valles, Pdvsa

Benjamín Paiuk, MI-Swaco

Reinaldo Cardona, San Antonio Internacional

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...Escenario

Charlas Magistrales Los temas tratados se enfocaron principalmente en la preservación ambiental frente a las operaciones de explotación de hidrocarburos, tanto costafuera como en tierra. Luiz Molle, especialista de Petrobras, habló sobre seguridad y medio ambiente en las operaciones, presentación que destacó la importancia de la formación del personal en la cultura de seguridad dentro de la industria. Por su parte, Larry Dunlap de NOV Brandt, explicó que las zarandas de tres niveles es la tecnología más indicada para el control de sólidos en las operaciones de perforación • Seguridad y Medio Ambiente en actividades de exploración y producción de petróleo Costa Afuera Ponente: Luiz Molle Jr., Petrobras Brasil El panorama de la seguridad de las operaciones costafuera luce complicado, sobre todo considerando el reciente accidente de la plataforma Deepwater Horizon, “sin embargo sabemos cómo empezar a manejar el tema, tenemos identificados los problemas y cómo manejarlos” dijo Molle. El tema de higiene, seguridad y ambiente (HSE), involucra a toda la organización, desde su presidente hasta las personas involucradas con la operación como tal, es decir nadie está exento de responsabilidad. Por esta razón se hace imprescindible tener las tecnologías adecuadas, el personal capacitado y los procesos planificados. Si bien toda la cadena de eventos que implican producción de petróleo representa un riesgo, el transporte de crudo a través de una FPSO eleva los riesgos al máximo. Molle fue enfático en afirmar que los índices de seguridad y desempeño ambiental de las compañías petroleras están mejorando, a pesar de que los trabajadores y el gobierno dicen que no, “pero nosotros en las petroleras decimos que sí, porque en años anteriores estuvo peor, aunque reconocemos que puede mejorar”. Para progresar en este sentido hace falta entre

Luiz Molle Jr., Petrobras Brasil

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otras cosas hacer mantenimiento progresivo a las plataformas, así como capacitar con frecuencia al personal, sobre todo al nuevo, para que siga operando bajo las mismas normas de seguridad. Al referirse a la responsabilidad social empresarial, dijo que más allá de su promoción y difusión, se trata de un deber que tienen las compañías petroleras y sobre el cual los gobiernos y las comunidades ponen su atención. El reto que hoy se plantea Petrobras en Brasil, es responder si está preparada para hacer frente a accidentes como el ocurrido en el Golfo de México, a tal punto que ya el efecto invernadero que puede producir la operación pasó a un segundo plano. En conclusión hay varios factores que deben ser considerados de ahora en adelante para garantizar la seguridad y la preservación del medio ambiente. Como ejemplo, mencionó la demostración de competencia del personal; el registro de calificación de personal y de equipos; la certificación por parte de terceros de equipos, procesos y personas; el cumplimiento de nuevos requisitos de gestión; la garantía en la integridad de las estructuras; la evaluación de riesgo, para saber si están adaptados a la actualidad; la gestión de cambio, y la revisión de reglas para el manejo de planes de emergencia. • Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos Ponente: Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador Los procesos actuales, la identificación de las deficiencias y la aplicación de nuevas tecnologías para control de sólidos fueron los tres aspectos clave de la presentación del especialista de National Oilwell Varco. Al referirse a las herramientas que actualmente se emplean en estas labores, resaltó los separadores de gumbos, em-

Larry Dunlap, NOV Brandt, enfocó su presentación en las tecnologías más recientes desarrolladas para el control de sólidos

pleados normalmente en costafuera; las cadenas, que sólo se usan eventualmente cuando se necesita transportar material; las zarandas, de las cuales las primarias con movimiento circular separan las arcillas pegajosas y las lineales que separan las partículas más finas; también se emplean desgasificadores, hidrociclones y centrífugas. No obstante, estos equipos presentan algunas deficiencias según Dunlap, como es el caso de los desgasificadores que tienen limitaciones de funcionamiento si no son instalados correctamente, además el tipo “atmosférico” es muy poco eficiente. Con los hidrociclones ocurre que en muchos años han tenido pocos avances. Y con las centrífugas hay un mal concepto de cómo instalarlas. Entre las nuevas tecnologías destacan las zarandas de tres niveles, que además tienen control de fuerza G con variador, inteligente o constante, además se les puede cambiar las mallas con mayor rapidez, estas a su vez están fijadas con sellos neumáticos que reducen el sonido, y como última ventaja poseen movimiento dual, elíptico o lineal, para brindar mayor eficacia. Por su parte las centrífugas de alta tecnología permiten la optimización de parámetros para varios modos de operación y los paneles pueden ser instalados en ambientes de alta temperatura y humedad.

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...Escenario

Almuerzo Conferencia La Directora de Pdvsa Intevep ofreció detalles del Plan Siembra Petrolera de Pdvsa que prevé inversiones por el orden de 216 mil millones de dólares para el período 2010-2015, destinados a refinación, infraestructura de producción y procesamiento de gas, transporte y desarrollo de varios proyectos en la Faja Petrolífera del Orinoco Josefina Salazar, Directora de Pdvsa Intevep, inició su presentación describiendo la situación actual del Proyecto Magna Reserva, que ha certificado 211 mil millones de barriles en la Faja Petrolífera del Orinoco y que en su fase final ubicaría a Venezuela con 316 mil millones de barriles en reservas probadas, con un factor de recobro de 20%, “aunque con el avance tecnológico podemos incrementarlo, y el país pasaría a ser el primero en el mundo con las mayores reservas probadas de crudo y el quinto en reservas de gas” dijo. Asimismo en el área de producción de petróleo las dimensiones actuales del negocio comprenden 17.034 pozos activos, 208 taladros y una completa red de oleoductos, gasoductos y tanques de almacenamiento, sin embargo, el desarrollo programado demanda más infraestructura tanto de procesamiento como de transporte. En refinación, “tenemos tres grandes refinerías y dos pequeñas que son de especialidades: el Complejo Refinador de Paraguaná que procesa casi un millón de

barriles diarios; la Refinería El Palito, con una dieta de 140 mil barriles diarios; la Refinería de Puerto La Cruz; la de Bajo Grande que prácticamente es asfaltera; y la de San Roque que produce parafinas”. Adicionalmente Pdvsa posee una capacidad de refinación con cinco plantas en Estados Unidos que superan el millón de barriles diarios, asimismo en Europa, Curazao, Cuba y Jamaica. La capacidad de refinación total suma 3,35 millones de barriles diarios. “Los planes de crecimiento de la producción total de crudo en los planes 20102021 apuntan hacia la Faja, donde para 2015 tenemos como estimado superar los 4,4 millones de barriles diarios, acompañado de un crecimiento endógeno acorde con la zona y cuidando todos los aspectos ambientales” aseguró Salazar. Para ello también será necesario impulsar el área de perforación con énfasis durante 2011. Las inversiones para el desarrollo de la Faja en el período 2010-2011 rondan los 124 mil millones de dólares, tiempo durante el cual experimentará un cre-

Josefina Salazar, Directora de Pdvsa Intevep, ofreció una completa exposición sobre el Plan Siembra Petrolera 2010-2015

cimiento de casi 3 millones de barriles diarios. “La idea que tenemos es mejorar aproximadamente 2 mil barriles y unirlo con un crudo de formación que duplicaría su volumen para ser destinado a exportación o proyectos internos” dijo. Los desarrollos de gas natural costafuera tienen prevista una inversión del orden de 27 mil millones de dólares, que incluyen infraestructura de los proyectos Mariscal Sucre y Rafael Urdaneta, cuyo impacto total se reflejará en una producción adicional de 3.350 millones de pies cúbicos.

Ceremonia de Clausura El comité organizador del evento resaltó el éxito obtenido en esta edición del seminario, tanto por la calidad de las presentaciones orales y de poster, como por la alta participación registrada que superó las expectativas Abmel Márquez, Presidente del Comité Organizador, agradeció a los participantes su asietncia y la presentación de trabajos técnicos de alta calidad que dieron muestra del trabajo que hay por delante para lograr la preservación del medio ambiente. Aiskeli Blanco, Presidenta del Comité Técnico, detalló las conclusiones de la mesa redonda y el gran aporte que hace esta edición del SefluCempo a las memorias técnicas. “Este evento contribuye a que las operaciones medulares de la construcción del pozo como los fluidos de perforación, terminación, rehabilitación y cementación, interactúen en armonía 18

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para que la tierra y sus ecosistemas sean lo menos impactada por las operaciones de búsqueda de hidrocarburos y dejar así a las futuras generaciones, un medio ambiente más humano”. El área de fluidos de perforación, fue el tema de las pericias tratadas con mayor número de trabajos presentados, los cuales estuvieron enfocados en la implementación de estrategias de perforación y terminación de pozos con el fin de favorecer su productividad, orientar las prácticas operacionales a minimizar derrames y descargas de fluidos al medio ambiente, garantizar la seguridad del personal y las instalaciones, y finalmente al desarrollo

de productos y aditivos a partir de materia prima nacional. En cementación de pozos, se siguen buscando soluciones relacionadas a las propiedades mecánicas de los cementos y el control de gas, asimismo la nanotecnología demostró ser una de las áreas que va a estar en boga durante los próximos años. En materia de equipos y accesorios, sólo Ecuador y Venezuela presentaron trabajos técnicos, los cuales se enfocaron en el área de asistencia técnica, específicamente presentación de nuevos equipos lanzados al mercado para mejorar el control de sólidos y limpieza de hoyo, para reducir el número de corridas y con ello los costos.

Miguel Ford, Presidente de Intevep, anunció que en 2012 se realizará el Congreso Internacional Bolivariano de Construcción y Mantenimiento de Pozos y en 2013 la novena edición del SefluCempo

Los trabajos presentados en el área de ambiente registraron un incremento con relación al SefluCempo anterior, y la mayoría se enfocaron en la caracterización y desempeño ambiental de los fluidos, así como el control de sólidos y la inyección subterránea. Predominó el aspecto analítico en torno a la caracterización, control de la calidad y desempeño ambiental de los fluidos tanto base aceite como base agua, lo cual permite el diseño de planes de gestión para el manejo de desechos

derivados de las operaciones. La incorporación de la tecnología de inyección profunda a las operaciones costafuera, se vislumbra en el corto plazo como una opción para deposición final de corrientes residuales de operaciones petroleras de diversa índole, disminuyendo el riesgo socioambiental y los costos. Con relación a los próximos desarrollos en la Faja Petrolífera del Orinoco, los trabajos presentados permitieron identificar que será indispensable incorporar el componente ambiental en las etapas tempranas de los proyectos, a la luz de algunas deficiencias y vacíos regulatorios, a fin de asegurar la conservación de los recursos naturales en las nuevas áreas y los enormes retos operacionales por venir. De igual forma se hace indispensable la protección de los acuíferos utilizables, por lo tanto la formulación de fluidos ambientalmente seguros y a bajos costos, constituyen un reto para la empresa petrolera nacional, las operadoras y los contratistas. Miguel Ford, Presidente de Pdvsa In-

tevep, tuvo a cargo las palabras de clausura en las que resaltó la perseverancia para la realización del evento, cuyo contenido académico demostró que la capacidad técnica de los profesionales de la industria va en incremento, acompañada del componente tecnológico del cual también se dio muestra. “Pienso que el SefluCempo debe permanecer en el tiempo y convertirse en un ícono de la industria a nivel nacional”. Aprovechó también para anunciar la realización cada dos años del Congreso Internacional Bolivariano de Construcción y Mantenimiento de Pozos, cuya primera edición se efectuará en el primer trimestre de 2012, como parte del impulso que Pdvsa desea darle a la difusión e intercambio de conocimiento técnico y nuevas tecnologías que apalanquen el desarrollo de la industria petrolera nacional. “Los invito a todos a que sigamos investigando, generando conocimiento y tecnologías, pues el reto es duro. Nos vemos en Mayo de 2013 en el noveno SefluCempo”.

Premiación de Trabajos Técnicos La evaluación de los trabajos presentados la hizo el público presente a través de encuestas, complementadas con la calificación del comité técnico evaluador, considerando la claridad de exposición, calidad del material presentado, relevancia del tema y capacidad de los expositores para responder a las interrogantes. Se totalizaron 30 evaluaciones en gerencia, 133 para cementación, 18 para daño a la formación, 28 evaluaciones para estabilidad de hoyo, 349 para fluidos de perforación, 26 en logística y 76 en el área de ambiente. Los ganadores del primer lugar obtuvieron además de la placa de reconocimiento, un cheque por 10 mil bolívares

Para mayor información sobre la premiación de trabajos, y los resultados de la Mesa Redonda del Seflu Cempo, visite nuestro portal: www.petroleum.com.ve

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...Escenario

El Coro Infantil Canto Unido de Puerto Ordaz, recibió una donación de 28 instrumentos musicales. Carmen Villarroel, en representación de la coral, recibió el donativo de manos de Josefina Salazar, Directora de Pdvsa Intevep, institución que realizó el donativo

Linda Hernández, Pdvsa Costafuera, expone a un grupo de participantes su trabajo técnico sobre “Factibilidad TécnicoEconómica del Uso de Fluidos de Perforación Base Aceite en la Fase Intermedia de los Pozos del Campo Dragón”

El equipo de Pdvsa Costafuera representado por Carlos Trousselot, María Machuca, Fermín Hernández, Renso Ríos, Cesar Otero, Linda Hernández, Hermides Vicierra, José Rollinson, Omelis Jiménez, Luis Caraballo, Ambar Bontemps, Rafael Rodríguez, Lilibeth Maestracci, Guillermo Morgado, Rafael Bermúdez, Candelaria Moreno y Gilberto Mata

CPVEN: Jonnathan Contreras, Ventas Oriente; Gustavo Sanoja, Superintendente Técnicas y Ventas Oriente; Miguel Molero, Superintendente Fluidos de Perforación Occidente; Carlos Rodríguez, Superintendente Técnicas y Ventas Occidente; Fazael López, Gerente Nacional Técnicas, Ventas y Servicios; Miguel Moreno, Superintendente Fluidos de Perforación Oriente; José García Moreno, Gerente Nacional de Ambiente; y Carlos Montiel, Gerente de la Unidad de Bombeo y Rehabilitación de Pozos Occidente

Parte del equipo de Halliburton conformado por Omar Cárdenas, Account Manager; Pedro Marval, Representante de Ventas Cementación Oriente; Francisco Tarazona, Country Manager; Christian Ferreira, Gerente Operaciones Baroid Ecuador; y Jorge Rivero, Gerente Desarrollo de Negocios Venezuela

Complacidos tras la culminación del evento José Gregorio Tovar, Laura Mora, Abmel Márquez, Renaldo Martín, Aiskely Blanco, Miguel Ford, Katiuska Aguilar, Luis Flores, Julio Salazar y Fazael López

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En ameno encuentro observamos a Oswaldo Ramos, Asistente Técnico Pdvsa CVP; Rémulo Romero, Account Manager Halliburton; Omar Cárdenas, Halliburton; y Reinaldo Cardona, Gerente General San Antonio International

El III Congreso Cubano de Petróleo y Gas se realizará del 4 al 8 de Abril 2011 en La Habana. Sobre el evento brindó amplia información la Especialista en Cementos de Cupet, Regla Antolín Antolín, a quien observamos acompañada por José Gregorio Tovar, Presidente de FundaSeflu

Parte del Comité Organizador en la sala de trabajo donde siempre se les vio muy activos trabajando: Carolina Zambrano, Manuel Salazar, Aiskely Blanco, Vicente Ciccolla y Manuel Mash

La coral de Pdvsa Intevep ofreció un concierto de música latinoamericana, venezolana y navideña. En la fotografía su Directora, Laura Strubenger, acompañada por Gustavo Gragirera, Tutor de Pericia, Pdvsa Intevep; René Rivers, Secretario FundaSeflu; Miguel Ford, Presidente Pdvsa Intevep; y José Gregorio Tovar, Presidente FundaSeflu

MI Swaco: Pablo Aristizabal, Mgr Project Account PT; Edison Endara, Mgr District/Operations II; Will Guedez, Mgr Area Specialized Tools; Luis Flores, Director Business/Product Line I; Alfonso Martínez, Mgr Engineering Technical Service I; José Guzmán, Mgr Engineering Technical Service I; Junior Paulo Pauferro, Engineer Technical Service III; Rogerio Pereira, Drilling Fluids Specialist I; y Benjamin Paiuk, Sr. Training Advisor

Durante los coffee break, los asistentes apreciaron la presentación de trabajos técnicos en poster Compartiendo durante el coctel ofrecido por Saman, observamos a Katiuska Aguilar, René Rivers, Juan José Converso, Alicia Graffe, Emilio Cotters y Luis Soto

La agrupación de gaita de la Corporación Venezolana del Petróleo, amenizó el evento social del último día

Entusiastas y muy cordiales: Rafael Adolfo Sánchez, Halliburton; Rosa Tomas, Halliburton; y Rafael Weffer, Conventos

Amazonas Tech ofrece servicios de control ambiental, soldadura y transporte a la industria petrolera nacional desde 2004. En la fotografía su Presidente, Antonio Fernández; Urimary Monseguí, Gerente de Mercadeo; y José Medina, Gerente de Operaciones ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

Análisis

Función de la Gestión de la Cadena de Suministros en Tiempos de Crisis José Soto y Carlos J. Finol, Mid-Continent/Alaska SBU; Chevron North America Exploration and Production Company

Una buena gestión en la gerencia de ca-

dena de suministros contribuirá favorablemente en la optimización del presupuesto de las empresas, aportando grandes ahorros en el manejo de los costos en proceso de la procura de materiales. Los especialistas de procura alineados por la senda estratégica se forman para manejar con destreza herramientas como: • Licitaciones estratégicas • Costo total de compra y utilización de un producto • Negociación efectiva • Seguimiento de la gestión de procura • Inteligencia de mercado • Optimización de recursos Hoy día muchas empresas siguen centrado su atención en adquirir sus materiales, equipos y servicios al menor precio posible, pasando por alto una serie de variables que en el mediano y largo plazo se traducen en mayores costos para sus organizaciones. La obsoleta práctica de escoger solo el mejor precio, lejos de beneficiar a la empresa, la pudiera estar perjudicando enormemente en el largo plazo. En lugar de centrar el análisis para selección del proveedor, del bien o servicio, en variables 100% asociadas a la gestión de compra tales como: Estructura de costos de suplidor; Negociaciones focalizadas en precio; Incentivos por desempeño; Garantías; Apalancamiento por volúmenes, entre otros parámetros de negociación. Las organizaciones de procura deben efectuar sus análisis desde un punto de vista total de la gestión, incluyendo variables como el costo financiero; la eficiencia del producto u equipo ofrecido; Costos de Adiestramiento; costo de mantenimiento; costos de operación y actualización; costos

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de reposición, costos de estandarización; costos de disposición; entre otras variables de gran importancia haciendo que el análisis de otorgamiento muestre una imagen clara de que es más conveniente para su organización. (Ver Grafico 1).

Estrategias definidas Otro elemento de fundamental importancia son las estrategias definidas para adquirir o contratar sus bienes y servicios. Muchas organizaciones aplican los mismos criterios y metodologías de procura de manera lineal a los materiales que negocia y compra, siguiendo por años las mismas normas y procedimientos, en muchos de estos procedimientos se hacen obsoletos y poco efectivos comprometiendo la efectividad y competitividad de la empresa. Las estrategias y métodos de procura deben ser orientados dependiendo de variables como: • Monto anual de la contratación de dichos materiales y servicios con respecto al presupuesto de contratación anual. • Características de las fuentes de suministro de dichos materiales y servicios. • Características del usuario. Existen además métodos que ayudan a definir las estrategias a seguir dependiendo de las características de los bienes y servicios a ser contratados, como son por ejemplo la famosa matriz Oportunidad y Riesgo vs. Valor del Bien o Servicio; Curva de Distribución por Valor de los Materiales; Matriz de análisis FODA entre otros. (ver gráficos 2).

Gráfico No. 1

En el proceso de procura la relación Suplidor / cliente debe ser de entendimiento y comunicación efectiva. Debemos revisar mutuamente las estructuras de costos y negociar acorde a esta premisa. La negociación debe ser orientada a una relación del tipo ganar-ganar. De manera que no se generen incomodidades o roces que dañen el trabajo en conjunto y cooperación. Una práctica frecuente en tiempos de crisis es la de exigir a los suplidores una reducción drástica de sus precios y tarifas lo cual puede comprometer la calidad, seguridad y logística en los suministro. Esta práctica crea beneficios en un corto y probablemente en el mediano plazo, sin embargo puede poner en peligro la continuidad o entrega final de los proyectos para los cuales estos materiales, equipos y servicios fueron contratados encareciendo finalmente el costo total de los proyectos y hasta poniendo en peligro su materialización de los mismos. En otras palabras, el proveedor para lograr satisfacer al cliente en su demanda de reducir los precios y mantenerse en el mercado, reducirá, dentro de su cadena de producción, procesos claves como el de control de la calidad y el de aseguramiento de materiales óptimos.

Gráfico No. 2 - Matriz Oportunidad y Riesgo vs. Valor del Bien o Servicio; Curva de Distribución por Valor de los Materiales; Matriz de análisis FODA

Gestión de análisis de mercado La gestión de procura no termina con la definición eficiente de las estrategias a seguir, la consecución efectiva de las negociaciones y la entrega oportuna de los materiales o servicios contratados, especialmente si se trata de negociaciones de mediano y largo plazo tales como convenios de procura tipo órdenes de compra abiertas entre otros. Especialmente en tiempos de mucha variabilidad en los mercados de materias primas es fundamental que las gerencias de materiales cuenten con una apropiada gestión inteligente de análisis de mercado. El análisis e interpretación del comportamiento de los índices de precio de las materias primas y otros elementos de costos, asociados con la fabricación y distribución de los bienes requeridos, ayuda a identificar oportunidades para la efectiva negociación de los mismos. Así mismo esta gestión de análisis ayuda a entender las interrelaciones de los bienes requeridos por la compañía y la dinámica de dichos mercados. La información generada en esta gestión de análisis de mercado permitirá establecer estrategias de procura en armonía con la dinámica de los mercados de materias primas que afectan nuestro costo de adquisición. Una buena gestión de análisis de mercado le permite a las organizaciones de procura ser proactiva en lugar de reactivar, ante los cambios en los diferentes mercados de materias prima. Un sistemático seguimiento de los índices de precio asociadas a nuestro procesos de procura, son la herramienta fundamental para la elaboración de modelos de costo que permiten la evaluación de la tendencia de los precios, su correlación con otros productos y servicio y la proyección de los mismos; constituyéndose de este modo en una instrumento eficaz de nego-

ciación logrando un lenguaje común entre el suplidor y los compradores. Solo se puede controlar y administrar lo que se conoce. Puede una empresa realmente establecer claras estrategias para optimizar sus costos sin contar con herramientas que le brinden información confiable y oportuna? Definitivamente la respuesta es NO. Hoy día es de vital importancia contar con sistemas administrativos integrados que le brinden información confiable y precisa al analista de procura con relación a la historia de adquisición de todos los ítems y servicios contratados así como también que le permita efectuar análisis de desempeño de sus proveedores y de ese modo establecer y ejecutar las estrategia a seguir de manera confiable y con sustento basados en hechos auditables. Desde el punto de vista operativo de la gestión de contratación, los sistemas informáticos deben facilitar la tarea de procura mediante la disponibilidad de modelos de contratos electrónicos, interactivos y adaptables a cada situación de negociación. Así mismo, estos modelos deben estar interrelacionados con los sistemas de licitación y contratación, lo cual agiliza dicha gestión, minimizando esfuerzos y reduciendo los ciclos de contratación.

Sistema de Inventario Otro dolor de cabeza de muchas empresas medianas y grandes es la administración de sus inventarios. Un sistema eficiente de control de inventario garantiza reducciones de costo importantes, por la reducción de los desperdicios desde el punto de vista financiero y físico. El sistema de Inventario le debe garantizar a la empresa la factibilidad o posibilidad de hacer análisis que le permitan entre otros cosas:

Establecer máximos y mínimos de existencia de materiales, acorde con la dinámica del uso de cada material y en base a análisis dinámicos de los consumos de los mismos. Establecer puntos de re-orden que garanticen un nivel eficiente de la utilización del inventario de materiales, con el objeto de satisfacer el consumo de los mismos, con entregas de productos directamente asociadas con las características de las fuentes de suministros. Visibilidad total de todos los de materiales incluyendo reparados, o en condición “B”, así como también el control de los materiales sobrantes de proyectos u operaciones. Un eficiente sistema de inventario ayuda a reducir los altos costos de mantenerlos, entre otras cosas porque permite reducir el monto del inventario, con todo lo positivo que esto involucra, y a eliminar igualmente los inventarios paralelos (llamados tigritos) dentro de las organización, a través de ganar la confianza de los usuarios principales, tales como Producción, Operaciones, Mantenimiento e Ingeniería. Cada día más empresas se están convenciendo de la importancia de la gerencia de procura y su papel fundamental en la reducción y optimización de los costos de producción, operación y mantenimiento. Un factor común en muchas empresas exitosas con capacidad de sobrevivir incluso en las condiciones de mercado más extrema es el contar con Gerencias de procura debidamente organizadas, con el personal profesional adecuado y las herramientas administrativas eficientes. Lo cual es una garantía que la empresa va a contar con los materiales adecuados en el momento preciso y bajo las condiciones de negociación más favorables en el tiempo. ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

Modelo para Predicción de la Permeabilidad Dinámica de Fluidos Viscoelásticos empleando el Modelo de Maxwell -

Sergio Rosales - Anzola, Edeluc López y Manuel Mas / Pdvsa Intevep, Venezuela

Resumen

Se presenta un modelo sencillo para determinar la permeabilidad dinámica de fluidos viscoelásticos, con el objetivo de conocer los efectos de la viscoelasticidad, considerando el tiempo de relajación, en la dinámica de fluidos viscoelásticos a través de medios porosos. Se resuelve el modelo a través de la transformada de Fourier obteniendo una ecuación dinámica similar a la Ley de Darcy. En comparación con modelos similares que se encuentran en la literatura, se obtuvieron expresiones ligeramente diferentes en cuanto a forma, pero con importantes diferencias en cuanto a los resultados. Los resultados muestran que existen valores extremos de la permeabilidad dinámica en ciertas frecuencias, por tanto con este modelo es posible conocer los valores máximos y mínimos de la permeabilidad dinámica de un fluido en el medio poroso para un valor dado de tiempo de relajación del fluido, con la finalidad de contribuir a minimizar las pérdidas de circulación de un fluido viscoelástico durante la perforación, debido a perturbaciones del orden de la frecuencia de resonancia del fluido, así como también conocer cuales son las propiedades reológicas del fluido (tiempo de relajación) más acordes para minimizar las pérdidas de circulación. Otra importante aplicación se basa en que, conociendo las frecuencias de resonancia que inciten máximos de permeabilidad, para un tiempo de relajación dado del crudo se puede incitar por medio de métodos sísmicos y alcanzar estos valores, para lograr un mayor flujo de crudo en el medio poroso, y por tanto mayor producción hacia el pozo. Además, el modelo sirve para obtener máximos caudales en tuberías durante el transporte de fluidos viscoelásticos al determinar las frecuencias de resonancias de los mismos. Palabras clave: tiempo de relajación, fluido viscoelástico, permeabilidad, factor de recobro 24

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Introducción

La descripción de flujo de fluidos en diferentes medios porosos

es de interés en diversas etapas de la explotación y producción de crudo. En el área de perforación, uno de los fluidos de perforación con mayores ventajas para el acceso a zonas de bajas presiones, con historial de pérdidas de circulación, son los fluidos viscoelásticos, que presentan propiedades intermedias entre un sólido perfectamente elástico y un fluido perfectamente viscoso. A través de mediciones de reometría oscilatoria, se puede cuantificar si el fluido es predominantemente elástico o viscoso, determinando la componente elástica (G’) y la componente viscosa (G’’) al ser sometido el fluido a esfuerzos de corte de tipo oscilatorio. Un fluido altamente elástico es esencialmente eficaz para suspender partículas, ya que se comporta más como un sólido elástico y confiere mayor pseudoplasticidad. Se han reportado estudios [1] que sugieren que la capacidad de arrastre y suspensión de ripios está relacionada a un G´> 6-8 Pa y G´/G´´~ 0,2–0,3, por lo que a mayor componente elástica mayor suspensión y arrastre de ripios, pero es necesario un mayor entendimiento de los fenómenos de transporte de estos tipos de fluidos. La motivación original de este trabajo es establecer una mejor caracterización de un fluido de perforación viscoelástico para ser utilizado en trabajos de perforación, mediante el estudio del efecto de la variable tiempo de relajación sobre la permeabilidad dinámica. Para ello se planteó un sistema de ecuaciones para determinar la permeabilidad dinámica, a través de un modelo sencillo de medio poroso, establecer el grado de invasión de un fluido viscoelástico en ese medio poroso, y conocer mediante los valores extremos (máximos y mínimos) de la permeabilidad dinámica, cuáles son las frecuencias que incitan a máximos de permeabilidad para un valor dado de tiempo de relajación, y conocer las frecuencias de resonancias correspondientes a fin de evitar la invasión de fluido.

Antecedentes La definición de permeabilidad dinámica se obtiene al resolver las ecuaciones de flujo de fluido a través de una geometría cilíndrica, pero considerando flujo no estacionario, a diferencia de cuando se resuelve un sistema del tipo Poiseuille. En la literatura se encuentran trabajos sobre permeabilidad dinámica en los cuales se obtienen caudales a partir de condiciones no

estacionarias, como el propuesto por Womersley [2] el cual resuelve la ecuación de Navier-Stokes considerando un no flujo estacionario, permitiendo obtener una expresión para el caudal a través de una geometría cilíndrica, y una resolución de un sistema en estado no estacionario propuesta por Loudon [3]. Otros trabajos son mayoritariamente teóricos, como los presentados por el autor del Río [4] o teórico-experimentales, como el de Castrejon-Pita [5]. En estos casos, se emplea la ecuación de balance de cantidad de movimiento linealizada y el modelo de Maxwell, en el cual tm es el tiempo de relajación y η denota la viscosidad dinámica: los cuales al combinarse, empleando coordenadas cilíndricas y flujo en la dirección axial en función del radio a de la tubería y transformada de Fourier para resolver la ecuación diferencial, permiten obtener la expresión para el caudal a través de la geometría cilíndrica está dado por: (1) donde ∂Ρ / ∂z es la trasformada de Fourier del gradiente de presión, y β representa:

sidad dinámica y t m el tiempo de relajación. Al sustituir el término de la expresión de la divergencia del modelo de Maxwell y el término (1/ ρ ) de la ecuación de balance de cantidad de movimiento en la expresión anterior, se tiene así la ecuación análoga de Navier-Stokes para fluidos viscoelásticos: (6) Considerando un sistema isotérmico, incompresible y que el perfil de velocidad en coordenadas cilíndricas tiene la forma: con

(7)

Como , es el término no lineal en la ecuación análoga de Navier-Stokes y se tiene que para fluidos viscoelásticos es cero, la ecuación (6) se simplifica a: (8) Luego, la ecuación diferencial a resolver en este modelo es:

(2) (9) Finalmente, el flujo a través del medio poroso de porosidad ε está dado por: Aplicando transformada de Fourier a la ecuación diferencial anterior y re-arreglando la expresión se tiene: (3) (10) Donde K(β,ω) es la permeabilidad dinámica y está dada por: Donde (4) (11) De acuerdo con del Río [4], la permeabilidad es una función respuesta, la cual indica cómo responde el sistema ante cambios La solución homogénea de la expresión anterior es la ecuación de presión con un flujo. La amplitud indica la magnitud de la paramétrica de Bessel, la cual es pero como respuesta, mientras la parte imaginaria está asociada con la fase es discontinua en debe ser cero, quedando entre el estímulo, como la presión, y la respuesta, la cual es el flujo. así la solución de la homogénea de la forma . La Los trabajos del Río [4] reportan una correlación para determinar solución particular se obtiene con el método de los coeficientes las frecuencias de resonancias y así obtener los máximos globales indeterminados, quedando la solución general de la forma: de la permeabilidad dinámica. (12)

Desarrollo Teórico

Se emplea la ecuación de balance de cantidad de movimiento, para describir un flujo de fluidos, y el modelo de Maxwell para modelar el fluido viscoelástico. Aplicando la divergencia al modelo de Maxwell, derivando respecto al tiempo la ecuación de cantidad de movimiento, multiplicando a ambos lados por el tiempo de relajación (tm) y re-arreglando la expresión, se tiene:

Aplicando la condición de no deslizamiento solución queda:

, la

(13) Con este perfil de velocidades y aplicando la transformada inversa de Fourier se obtiene la velocidad en función del tiempo. El caudal a través del cilindro está dado por:

(5) (14) En las anteriores ecuaciones representa el campo vectorial de velocidad del fluido, es el tensor de esfuerzo viscoso, ρ es la densidad, p la presión, η denota la visco-

De esta manera, el flujo a través de un medio poroso con porosidad ε y con un radio promedio de poro a , está dado por: 8 ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

...Tecnología (15) Expresando λ2 y el coeficiente de q en función del número de Deborah y del cuadrado del número de Womersley, se tiene: (16) (17) Donde es el tiempo de relajación, a2 ρ/η es el tiempo de difusión viscoso y 1/ω, es el tiempo de oscilación característico. De aquí que:

Para conocer los valores máximo y mínimos de la permeabilidad dinámica para un valor dado de cuadrado del número de Womersley, se tiene que resolver la ecuación para los extremos ∂K (De,Wo2)/∂De=0, la cual da J2 = J12, obteniéndose los valores del número de Deborah a los cuales se tienen valores extremos. Del mismo modo, los máximos y mínimos de la permeabilidad dinámica para un valor dado del número de Deborah se obtienen al resolver la ecuación para los extremos ∂K(De,Wo2)/∂Wo2 = 0, lo que implica resolver:

Resultados y Discusión

(18)

Como una primera validación de este modelo, se determinó la permeabilidad dinámica para el flujo de sangre. En la Figura Obteniendo así una ecuación análoga a Darcy, que consi1 se muestra la parte real (Re(K)-) e imaginaria (Im(K) ) de dera las propiedades del fluido como el tiempo de relajación, la permeabilidad dinámica en función de la frecuencia (ω) emde la forma: plean como datos las propiedades de la sangre, la cual presenta un tiempo de relajación (tm) de 1s, una densidad de 8,76 lbm/ (19) gal (1050 Kg/m3), para (a) con un radio característico de una vena 0,0079 pulgadas (2.10-4 m) y viscosidad de la sangre de 20 Donde la permeabilidad ( K ) para este sistema está dado cP (0,02 Pa.s), y (b) para un radio de la arteria de 0,14 pulgadas por: (3,5.10-3 m) y viscosidad de 5 cP (0,005 Pa.s). Se observa que el (20) máximo de permeabilidad se obtiene a una frecuencia de 52,47 rad/s para (a) y de1,32 rad/s para (b), que es la frecuencia de resonancia para cada caso, lo cual coincide con los rangos de frecuencia cardíacos que están entre 55 y 1,57 rad/s, de aquí que los valores predichos por la ecuación coinciden con los datos experimentales [4,6]. Con el objetivo de emplear el modelo con fluidos viscoelásticos utilizados en perforación, se calculó la permeabilidad dinámica para una solución de un polímero base agua más usado en perforación como lo es la Goma Xantano, cloruro de potasio, almidón, óxido de magnesio y biocida. Las propiedades obtenidas para el fluido fueron densidad de 8,5 lbm/gal de Calidad que brinda la maxima proteccion a bajo costo del Hierro (1 018,52 Kg/m3), viscosidad de 22 800 y Acero... Con garantia de durabilidad (22,8 Pa×s) y 9 370 cP (9,37 Pa×s) a 0,2 y a 0,8 1/s, adicionalmente se calculó un tiempo de relajación como un promedio ponderado de los resultados del cálculo del espectro de relajación [7-10] resultante de mediciones de módulos dinámicos, el cual fue de 0,089 segundos. En las Figuras 2–3 y las Tablas 1–3 se muestra la frecuencia (ω) y el valor de la permeabilidad (Real(K)) a la cual ocurre www.gruposugaca.com el máximo, como función de la viscosidad dinámica, el tiempo de relajación y sugaca@gruposugaca.com alfgalvanizados@gruposugaca.com el radio de poro. La temperatura de los Telf. 0212 9633543 / 9630958 experimentos fue de 25 °C.

−

Galvanizado

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Figura 1. Parte real (Re(K)−) e imaginaria (Im(K)−) de la permeabilidad dinámica en función de la frecuencia (ω) para fluidos con tiempo de relajación (tm) de 1S. (Arriba) 2.10-4m de radio de poro y viscosidad 0,02 Pa.s. (Abajo) 3,5.10-3m de radio de poro y viscosidad de 0,005 Pa.s

Efecto de la viscosidad sobre la permeabilidad dinámica La dependencia del parámetro Real(K) con la viscosidad dinámica se muestran en la Figura 2 y en la Tabla 1, el radio de poro empleado fue de 0,01 pulgadas (2,54.10-4 m) y un tiempo de relajación (tm) de 0,089 segundos. Como se puede observar, al aumentar la viscosidad, tanto ω como Real(K) aumentan.

Tabla 1. Frecuencia (ω) y valor de la parte real de la permeabilidad dinámica (Real(K)) en función de la viscosidad para un radio de poro de 2,54.10-4 m

Figura 2. Parte real (Re(K)−) e imaginaria (Im(K)−) de la permeabilidad dinámica en función de la frecuencia (ω) para un fluido con tiempo de relajación (tm) de 0,089 s. (Arriba) viscosidad 22 800 cP. (Abajo) viscosidad de 9 370 cP

Efecto del tiempo de relajación sobre la permeabilidad dinámica La dependencia del ω y Real(K) en función del tiempo de relajación (tm), los cuales fueron 0,03 y 0,50 segundos, se muestra en la Figura 3 y la Tabla 2. Se obtiene que al incrementar tm, Real(K) aumenta y disminuye el valor de ω para el cual se obtiene el máximo de Real(K).

Efecto del radio de poro sobre la permeabilidad dinámica El efecto del radio de poro se muestra al comparar los resultados de las Figura 2 y 4 y las Tablas 1 y 3, de aquí se tiene que al aumentar el radio de poro disminuye la frecuencia a la cual se obtiene el máximo de Real(K) y este último aumenta.

Conclusiones Tabla 2. Frecuencia (ω) y valor de la parte real de la permeabilidad dinámica (Real(K)) en función del tiempo de relajación (tm) para un radio de poro de 2,54.10-4 m

Tabla 3. Frecuencia (ω) y valor de la parte real de la permeabilidad dinámica (Real(K)−) para un radio de poro (r) de 0,05 pulgadas (1,27.10-3 m)

Con este modelo es posible conocer los valores máximos y mínimos de la permeabilidad dinámica para un valor dado de tiempo de relajación del fluido, con particular interés en los valores máximos para así conocer la frecuencia asociada y evitar perturbaciones externas que puedan contribuir en está frecuencia, ya que con estos se podría evitar o minimizar pérdidas de fluido de perforación viscoelástico durante la perforación y conocerse cuál o cuáles son los tiempos de relajación y las condiciones de operación más adecuados para evitar pérdidas de circulación. De aquí que es necesario las investigaciones que analicen las 8 DICIEMBRE 2010 / No 251 / Petroleum

...Tecnología

Figura 3. Parte real (Re(K)−) e imaginaria (Im(K)−) de la permeabilidad dinámica en función de la frecuencia (ω) para fluidos con viscosidad de 22 800 cP. (Arriba) Para un tiempo de relajación de 0,03 s (Abajo) Para un tiempo de relajación de 0,50 s

Figura 4. Parte real (Re(K)−) e imaginaria (Im(K)−) de la permeabilidad dinámica en función de la frecuencia (ω) para un fluido con tiempo de relajación (tm) de 0,089 s y unradio de poro de 0,05 pulgadas. (Arriba) viscosidad de 22 800 cP. (Abajo) viscosidad de 9370 cP

diferentes fuentes de perturbación que pueden ocurrir durante la perforación y las frecuencias asociadas, como por ejemplo las vibraciones de la sarta de perforación por nombrar alguna. Otra importante aplicación que se ha visualizado para el modelo en desarrollo es la determinación de frecuencia de resonancia que inciten máximos de permeabilidad en la producción de crudo en un yacimiento, dadas las propiedades del crudo, de manera que por medio de métodos sísmicos se inciten a estas frecuencias y como resultado se obtenga una mayor recuperación de crudo. Por otra parte, también puede ser aplicado para estimar máximos caudales en tuberías en el transporte de fluidos viscoelásticos, al determinar las frecuencias de resonancia de los mismos y así diseñar esquemas de trasporte que permitan perturbar a las frecuencias de resonancias de los fluidos, en analogía al montaje experimental realizado por Castrejon- Pita [5].

4. del Río, J. A., López de Haro, M., Whitaker, S.: “Enhancement in the dynamic response of a viscoelastic fluid flowing in a tube”, Physical Review E, 1998. 58, p. 6323; 2001. 64, p. 039901. 5. Castrejón-Pita, J. R., del Río, J. A., Castrejón-Pita, A. A., Huelsz, G.: “Experimental observation of dramatic differences in the dynamic response of Newtonian and Maxwellian fluids”, Physical Review E, 2003. 68, p. 046301. 6. Thurston, G. B.: “The Effects of Frequency of Oscillatory Flow on the Impedance of Rigid, Blood-Filled Tubes”, Biorheology, 1976, 13, p. 191-199. 7. Honerkampand, J., Weese, J.: “Determination of the Relaxation Spectrum by a Regularization Method”, Macromolecules 1989, 22, p. 4372-4377 8. Orbey, N., Dealy, J. M.: “Determination of the relaxation spectrum from oscillatory shear data”, Journal of Rheology, Agosto, 1991 35(6) p. 1035-1049 9. Appel Jensen, E.: “Determination of discrete relaxation spectra using Simulated Annealing”, Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics, 2002, 107, p. 1–11 10. Rosales-Anzola, S., Vernáez, O., López, E., Tomassi, A., Carrasquero, M., Mas, M., Escalona, E., Marcano, L.: “Método para determinar la estabilidad de emulsiones a partir de medidas de reometría dinámica”. VIII SEFLUCEMPO, Noviembre, 2010

Referencias 1. Jin, L., Chenevert, M.: “A Study of Particle Settling in Non-Newtonian Fluids–Part II: Rheological Characterization of Polymer Solutions”, Journal of Energy Resources Technology , Marzo 1994, p. 16. 2. Womersley, J. R.: “Method for the Calculation of Velocity, Rate of Flow and Viscous Drag in Arteries when the Pressure Gradient is Known”, Journal of Physiology, I955 127, p. 553-563 3. Loudon, C., Tordesillas, A.: “The Use of the Dimensionless Womersley Number to Characterize the Unsteady Nature of Internal Flow”, Journal of Theoretical Biology, Marzo 1998, 191 (1), p. 63-78

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Abreviaturas y símbolos (Nm): Flujo en el dominio de frecuencias ω (rad/s): Frecuencia tm (seg): Tiempo de relajación del fluido ρ (Kg/m3): Densidad p (Pa): Presión

η ( Pa.s): Viscosidad dinámica K (N.m2.s): Permeabilidad dinámica Ji : Función de Bessel de orden i ∂P/ ∂z (Pa): Trasformada de Fourier del gradiente de presión

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Warehouse

Baker Hughes amplía su portafolio de servicios La compañía líder en servicios para la industria de petróleo y gas, lanzó al mercado tres tecnologías cuyos beneficios se traducen en optimización de la producción, incremento del factor de recobro y preservación del medio ambiente

Baker Hughes sumó a su amplio portafolio el

Servicio de Navegación de Yacimientos, una línea de fluidos y aditivos para fracturamiento y un servicio para reducir las emisiones de óxido de azufre, tres innovaciones que consolidan aún más su posición de liderazgo en el sector.

Reservoir Navigation Service El Servicio de Navegación de Yacimiento -RNS, por sus siglas en inglés- busca optimizar la colocación del pozo mediante la combinación de modelado de yacimiento, las más avanzadas herramientas de evaluación de perforación en tiempo real y software de interpretación 3D y 4D con interpretación de expertos. El servicio está diseñado para optimizar e incrementar la recuperación del activo en general, reduciendo la incertidumbre durante la perforación y entregando el contacto máximo del yacimiento en la zona objetivo.

El RNS incluye un proceso de planificación previa que integra múltiples datos en un modelo geoespacial 3D de la estratigrafía del yacimiento. Durante la perforación, detecta límites de distancia en tiempo real y actualiza los modelos que describen y predicen el ambiente antes de que la mecha de perforación llegue, orientando así el pozo hacia la zona más productiva.

Servicios ambientalmente amigables Otro avance de Baker Hughes es la familia de fluidos y aditivos BJ SmartCare™, que comprende un completo y flexible sistema de fraturamiento y aditivos, metódicamente probados para cumplir con los estándares de seguridad, rendimiento, compatibilidad y valor agragado. El uso del sistema SmartCare en fracturamiento hidráulico disminuye el riesgo para el ambiente y las personas sin perjudicar el

rendimiento de la estimulación. Para optimizar la productividad del pozo, es necesario engranarla con tecnología de fracturamiento en el yacimiento y este sistema tiene la flexibilidad de combinar fluidos, aditivos y químicos especiales que son seguros para el ambiente y que se adaptan a las necesidades del cliente y a cada pozo. En materia ambiental un importante aporte de la compañía es el aditivo Baker Petrolite SUFLIX™, especialmente diseñado para reducir las emisiones contaminantes de óxido de azufre, las cuales se producen cuando el sulfuro de hidrógeno (H2S) es quemado. Este aditivo ayuda a las refinerías a cumplir con los nuevos estándares de la Agencia de Protección Ambiental -NSPS, por sus siglas en inglés-, que limitan la quema de gas a través de los quemadores de gas residual a 160 ppm en períodos de cuatro horas.

Ecopetrol obtuvo patente “Trampa de Vanadio para procesos de refinación” Se trata de un proceso y un producto aplicado en las unidades de craqueo catalítico o Fluid Catalytic Cracking (FCC)

La Superintendencia de Industria y Comercio

de Colombia concedió a Ecopetrol una patente de invención por su tecnología denominada “Proceso de producción de trampas de vanadio por impregnación y trampa de vanadio producida por dicho proceso”. Mediante Resolución 58330 de 2010 y para un período de 20 años, se concedió la patente que viene a ser la tercera que Ecopetrol recibe en 2010, y a su vez, la primera que se le otorga en Colombia en los últimos 10 años. Desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo - el centro de investigación y desarrollo de Ecopetrol - la tecnología se trata de un proceso y un producto aplicado en las unidades de craqueo catalítico o Fluid Catalytic Cracking (FCC), uno de los procesos de conversión más importantes de la industria de la refinación de hidrocarburos. Los compuestos de vanadio (metales presentes en la carga a estas unidades) destruyen

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la zeolita, componente activo del catalizador, afectando su desempeño, y disminuyendo los rendimientos en productos valiosos como el GLP (Gas licuado del Petróleo) y la gasolina. Las trampas - como las desarrolladas por el ICP- son aditivos que evitan la acción destructora del vanadio. Esta tecnología tiene especial importancia para Ecopetrol por el incremento de crudos pesados en la dieta de las refinerías, los cuales contienen altos niveles de metales contaminantes como el vanadio, que hacen difícil y costoso su procesamiento. Esta patente se suma a las 87 que se encuentran en trámite en diversos países y posiciona a Ecopetrol como una de las empresas colombianas que más patentes posee y que más ha utilizado este mecanismo de protección de la propiedad en los últimos tres años. Las dos primeras patentes asignadas en 2010 fueron otorgadas por el gobierno nigeriano.

La patente de la Trampa de Vanadio se radicó -al igual que otras- en fase internacional PCT (Tratado de Cooperación de Patentes) ante la Organización Mundial de Propiedad Intelectual, lo que siginifica que no sólo fue concedida por el organismo colombiano, sino evaluada por la Oficina Española de Patentes y Marcas, a través del informe de búsqueda internacional. La categoría de patente de invención reconoce no sólo la novedad del producto, sino también su altura inventiva, su aporte al estado de la técnica específica (validado por expertos) y la factibilidad de que se pueda usar a escala industrial.

Calendario

2011

ENERO 18 – Microsoft Global Energy Forum 2011 - Houston, USA microsoft.crgevents.com

18 - 19 – AAPG/SPE Geosciences Technology Workshop: Deepwater Reservoirs in the Gulf of Mexico - Houston, USA - www.aapg.org/ gtw/GOMReservoirs2011 18 - 20 – Shale Gas World USA - Fort Worth, TX, USA www.terrapinn.com/2011/shaleusa 19 - 20 – Pipe Tech Americas Summit 2011 - Houston, USA www.pipetechamericas.com 24 - 26 – SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition - Woodlands, USA - www.spe.org/events/hftc 24 - 28 – API Exploration & Production Winter Standards Meeting Fort Worth, USA - www.api.org 27 - 28 – Caribbean Energy: Strategies for Lowering Costs, Using Energy More Efficiently, and Reducing Your Carbon Footprint - Miami, USA - www.platts.com FEBRERO 01 - 02 – IADC Health, Safety, Environment and Training Conference & Exhibition - Houston, USA - www.iadc.org/conferences/HSET_2011 07 - 09 – Artic Technology Conference 2011 - Houston, USA - www.arctictechnologyconference.org

17 - 19 – Summer NAPE Expo 2011 - Houston, USA - www.napeexpo.com 21 - 23 – SPE Reservoir Simulation Symposium - Woodlands, USA www.spe.org/events/rss/2011 23 - 24 – Power Storage - Houston, USA - www.platts.com 23 - 25 – Oil & Gas Outlook Brasil 2011 - Río de Janeiro, Brasil www.terrapinn.com/2011/brasiloil 24 - 25 – Liquefied Natural Gas: Changing Global Dynamics Houston, USA - www.platts.com MARZO 01 - 03 – SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition - Amsterdam, Países Bajos - www.spe.org/events/dc/2011 01 - 03 – APPEX 2011 - Prospect and Property Expo - Londres, Inglaterra - www.appexlondon.com/2011 07 - 11 – CERAWeek 2011 - Houston, USA - www2.cera.com/ ceraweek2011 09 - 10 – Deepwater Production Tech 2011 - Londres, Reino Unido www.acius.net 13 - 17 – NACE Corrosión 2011 Conference & Expo - Houston, USA events.nace.org Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

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Última Página

YPFB: Entendiendo realidades Por Alvaro Ríos Roca*

ecuerdo muy bien la breve reunión sostenida el año 2007 en Isla Margarita, Venezuela, con el actual Canciller de Bolivia, el Sr. David Choquehuanca y un past presidente de la estatal petrolera de Bolivia YPFB. En esa oportunidad, me permití recomendar mucho al Sr. Canciller y Presidente de YPFB, que mi país y el proceso de nacionalización en marcha perderían demasiado, si es que se mantenía en el tiempo, las medidas dictadas anteriormente con relación a los sueldos, salarios y remuneraciones que pagaría la empresa YPFB a sus ejecutivos y empleados. Firmemente, me permití puntualizar que la industria de los hidrocarburos tenía unos estándares muy particulares y que sería muy difícil fortalecer y hacer de YPFB una verdadera empresa petrolera, si como primera medida, no se incentivaba el retener y más aun, atraer nuevo talento humano con recursos económicos acordes con la industria a nivel internacional La respuesta en ese momento llego tasita y contundente de parte de ambos dignatarios de Estado: “Muchos patriotas se quedaran en la empresa y muchos regresaran a trabajar en YPFB por el país, muy a pesar

ANUNCIANTES ENERO 2011 / No 252 / Petroleum

Ame.....................................29 Area.........................................31 Schlumberger..........................P.I. Colombia Oil and Gas Summit & Exhibition..11 Fepco..................................9 Flospec..................................12 Fugro Jason.............................7 Halliburton............................C.P. IHS....... . . . . . . . . . . . . . . . ..............5 LHR Americas.........................17 Petroleum.........................C.P.I. Sugaca.................................26 Tejas Tubular................................13 Vam Drilling...........................2 Wabash Power.........................21

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de los bajos salarios”. Tal situación no ocurrió y nos complace saber que el gobierno de Bolivia esta finalmente teniendo algo de pragmatismo y entendiendo algunas realidades de la industria de los hidrocarburos. Hagamos un poco de historia y algo de analogía con Colombia. El Presidente Evo Morales, en enero de 2006, como una de sus primeras medidas populares de austeridad, redujo su sueldo, que obligaba paralelamente a bajar el salario de todos los funcionarios públicos de Bolivia, pues según Ley, nadie puede ganar más que el primer mandatario. El sueldo del Presidente es de aproximadamente 1,900 US$ y de sus ministros alrededor de 1,750 US$. El mismo 2006, se inicia el denominado proceso de nacionalización y las actividades petroleras en toda la cadena comienzan a retornar a manos de YPFB. Este proceso fue posteriormente avalado por la actual Constitución Política del Estado, dejando así claro que el control y la nave de los hidrocarburos en Bolivia, estarían, en adelante en manos de la estatal petrolera YPFB. Una empresa no puede ser mejor que la suma de lo que sus funcionarios son, dice un sabio adagio. El gobierno de Bolivia, después de 5 años, parece finalmente haber entendido las realidades de la industria de los hidrocarburos. Una empresa petrolera tiene que mantener el mejor talento humano para ser competitiva, para descubrir reservas, procesarlas y llevarlas al mercado, por si sola o asociada para diversificar el riesgo. Esta es la clave para tener una empresa estatal exitosa. El pretender mantener geólogos, geofísicos, ingenieros petroleros, ingenieros de ductos, ingenieros de proceso, negociadores y toda la gama de profesionales y técnicos especializados que necesita una empresa con sueldos bajo los 1,700 US$ no funciona, ni en Bolivia ni en Cuba ni en la China. Así la fuga de talento de Bolivia a muchas partes del mundo, pero principalmente a Perú y Brasil ha sido bastante significativa en estos últimos 5 años. Inversamente, cuando se decide impulsar y fortalecer a Ecopetrol, capitalizarla e internacionalizarla, sus ejecutivos salen a la

caza del mejor talento humano disponible en Colombia y fuera del país, con dos banderas: remuneración apropiada acorde con la industria y con la visión de trabajar para su empresa estatal. Ecopetrol de la mano de sus ejecutivos y empleados, ha logrado resultados excelentes en los últimos 5 anos en incrementar producción y reservas. El 2011 invertirá aproximadamente 8.4 billones de dólares, de los cuales aproximadamente 1.3 billones son para exploración, principalmente en Colombia. Bien por el gobierno de Bolivia que rectifica sus políticas con un apego a la realidad del mundo y de la industria. El Decreto Supremo N° 0626 del 11 de noviembre de 2010 ha establecido una nueva escala salarial para profesionales especializados en las áreas de exploración, explotación y plantas de separación, con niveles de remuneración superiores a lo establecido para el Presidente Evo Morales. Los siete niveles salariales oscilan entre los 2,300 US$ y 6,500 US$. Siempre creímos que este era el punto de partida para que YPFB pueda funcionar adecuadamente. Ahora paso siguiente, le toca reorganizarse y reestructurarse para dejar de ser una empresa política y dejar mas en manos de sus ejecutivos y técnicos (ahora bien remunerados) que en base a tecnología, inversiones, estudios de proyectos con rentabilidad, asociaciones estratégicas para diversificar riesgos, etc., puedan hacer que las inversiones en toda la cadena retornen al país, para así Bolivia pueda explorar su gran potencial de hidrocarburos líquidos en el norte y de gas natural en el sur. * Actual Socio Director de Gas Energy y DI International. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.