Marzo 2015 - Petroleum 302 by Revista Petroleum

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Marzo 2015

INTERVIEW

Nelson Ney

Vicepresidente para Latinoam茅rica de Alkhorayef

Proyecto GNLF

Pan American Mature Fields Congress 2015

de Exmar y Pacific Rubiales

Estado del mercado de taladros de perforaci贸n costa afuera

Petroleumag

Marzo 2015 Año 30, Nº 302

Portada: La primera planta flotante de GNL del mundo, Caribbean FLNG, se estima entre en operación este año en Colombia, como parte de un proyecto conjunto de Exmar y Pacific Rubiales Energy (Foto: Wison Holding)

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Orlando Méndez, geólogo venezolano, mostró a los estudiantes de la Universidad del Zulia una historia que comenzó con un taladro traído a Venezuela por Pedro Rafael Rincones

INTERVIEW

Nelson Ney “Es el momento para innovar e invertir en tecnología” Tal es el señalamiento que hace el Vicepresidente de Alkhorayef para Latinoamerica respecto al panorama actual de la industria petrolera global y el sector de hidrocarburos en Colombia

REPORTE Estado del mercado de taladros de perforación costa afuera ¿Una tormenta perfecta? Desde principios de 2014 había una ligera brecha entre oferta y demanda, el 2015 avizora ser mucho peor. Las tarifas diarias de operación y el porcentaje de utilización de equipos para el año en curso continuarán recibiendo presión a la baja

Impacto de la Reforma Tributaria en el Sector de Hidrocarburos “Hay que pensar en el desarrollo económico y social y no sólo en un recaudo fiscal”, afirmó el Presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Rubén Darío Lizarralde, durante este Primer Taller de Trabajo de Campetrol

“No se puede dejar de explorar”

Maximizar el potencial de los campos maduros

IN SITU

Hitos de la perforación exploratoria en Venezuela

@petroleumag

Por Carlos E. Valbuena, Global Drilling and Completions, Chevron, Houston, USA

TECNOLOGÍA

Proyecto GNLF de Exmar y Pacific Rubiales La nueva tecnología conocida como GNL Flotante, GNLF, tiene el potencial de cambiar la producción de Gas Natural Licuado de proyectos de alto costo y alto riesgo, a proyectos de costo moderado con perfil de riesgo controlado Por David Krause, Ingeniero Consultor

Sobreoferta de equipos

SECCIONES 4 8 32 30 33

CORNISA CUADRANTE CALENDARIO WAREHOUSE GENTE

ESCENARIO

Pan American Mature Fields Congress La reunión congregó a expertos en la tecnología y procesos para mejorar la recuperación de petróleo, prolongar la vida de los campos maduros y ver cómo la industria puede afrontar los retos técnicos en el área

ÚLTIMA PÁGINA Impacto sobre los precios del gas natural El diferencial de precios respecto a los derivados de petróleo para sustituir gas natural en el segmento transporte se ha reducido a menos de la mitad Por Álvaro Ríos Roca

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Contenido

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Cornisa

PETRÓLEO Abundante y Barato

Jorge Zajia, Editor

a situación originada por la caída abrupta de su precio, ha colocado al petróleo, de nuevo, en el centro del debate económico mundial. Los países cuyas economías dependen, en mayor o menor grado, de la explotación del valioso carburante están tan desconcertados y poseídos de un pánico colectivo, que no pueden apreciar con claridad qué les depara el futuro. No han asimilado el fuerte impacto del desplome del precio, desde las alturas de los 100 dólares por barril a los 50 de hoy. Mientras se desarrollan los acontecimientos –en un escenario de alta incertidumbre-, se plantea el principio fundamental que sentencia que para que un recurso energético sea sustentable y sostenible en el tiempo, tiene que ser abundante y barato. Hoy se sabe con certeza que el petróleo, y su pareja, el gas natural, constituyen, junto al carbón, las fuentes de energía no renovables más abundantes; por lo que el petróleo sólo tiene que cumplir con la segunda premisa, a la cual parece haber llegado para siempre, presionada por la primera. Y es que la economía mundial no resistió un precio tan alto. Tan exageradamente alto, para ser claros. Tenemos la certidumbre que esta situación es estructural, a diferencia de las anteriores que fueron coyunturales, por lo que el precio del combustible que mueve al mundo, no volverá a los niveles de los últimos 10 años. En este sentido es oportuno plantear un acertijo, más que una pregunta rigurosa. Qué es mejor: producir 2.5 MMbpd y venderlos a 100 $/Bbl; o doblar la producción y vender el barril por la mitad. O sea 5 millones de barriles a 50 dólares cada uno. Teóricamente, en términos absolutos el ingreso por las ventas es exactamente el mismo. La variable a determinar sería el costo, el cual se incrementaría en un porcentaje menor ya que se utilizaría la misma estructura funcional y burocrática y casi la misma infraestructura para producir 2.5MMbpd que para cinco millones. Bajo este análisis somero, la situación está clara -aunque no fácil- para los paí-

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ses cuya renta proviene principalmente, o exclusivamente, de la explotación de sus recursos hidrocarburíferos: aumentar la producción para compensar la caída de sus ingresos. Desde la Patagonia hasta Alaska, cada país de América tiene su propia peculiaridad y a ninguno le sobra el ingreso que les prodiga el petróleo; pero queremos referirnos en esta oportunidad brevemente a Venezuela, porque es el país petrolero por excelencia de Latinoamérica, que además se ha jugado su destino a la única carta del petróleo. “Tierra de Gracia”, exclamó Cristóbal Colón al contemplar las bellezas y riquezas de las costas venezolanas en el delta del gran río Orinoco. Razón tenía el celebérrimo Almirante, pues la naturaleza dotó a la Patria de Simón Bolívar con una de las riquezas más fabulosas del planeta; por ello afirmamos sin rubor que uno de los países que está mejor preparado para obtener ventajas de esta situación de precios bajos del petróleo es la Pequeña Venecia, como la bautizó el navegante Américo Vespucio. Rápidamente y sin necesidad de extendernos podemos recordar que Venezuela tiene las reservas probadas de petróleo más grandes del planeta y cuenta con las tecnologías para monetizarlas a un precio muy bajo. Posee una cultura y una infraestructura petrolera forjada a lo largo de más de 100 años de explotación intensiva. Su situación geográfica es envidiable y podría acceder con relativa facilidad a los capitales necesarios para –digamos-, duplicar su producción en un lustro; proyección esta que increíblemente ha sido diferida. Los mercados están allí. Son los que ocupan el petróleo caro, el carbón mineral y la leña o carbón vegetal. Además de todo eso, Venezuela es el único país que puede aumentar drásticamente el precio de los derivados del petróleo, sin que esto necesariamente represente un trauma y más bien sea una formidable herramienta para su desarrollo.

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Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Laura Albarracín, Redactora lalbarracin@petroleum.com.ve Adriangela Romero, Periodista aromero@petroleum.com.ve

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Miembro de:

SPE distinguió a Heber Cinco-Ley con el 2015 Legend of Hydraulic Fracturing Award El Presidente Fundador del capítulo mexicano de la SPE recibió el premio por sus aportes al avance de la tecnología del fracturamiento hidráulico

n el marco de la SPE Hydraulic Fracturing Technical Conference, realizada del 3 al 5 de Febrero en The Woodlands, Texas, el destacado ingeniero petrolero mexicano Heber Cinco-Ley fue reconocido con el 2015 Legend of Hydraulic Fracturing Award por sus notables contribuciones a la tecnología del fracturamiento hidráulico a lo largo de su carrera profesional. Al entregar el premio, Jeff Spath, Presidente 2014 de SPE hizo referencia a la exitosa trayectoria profesional de 40 años

de Cinco-Ley, durante la cual ha sido autor de más de 100 trabajos técnicos. Asimismo mencionó su actuación como Presidente Fun-

Jeff Spath, Presidente 2014 de SPE; Heber Cinco-Ley, ganador del 2015 SPE Legend of Hydraulic Fracturing Award; Stephen A. Holditch, Presidente 2012 de SPE, y Karen Olson, Conference Chairperson Houston

dador del capítulo mexicano de la SPE, su aporte en los ámbitos académico y empresarial y el recibimiento del Lester C. Uren Award concedido también por la SPE. “Me siento honrado de recibir este premio y de haber sido capaz de avanzar

en el campo del fracturamiento hidráulico en la industria de la ingeniería petrolera, a la que he dedicado mi vida profesional”, comentó Cinco-Ley al aceptar el premio, por el cual también agradeció amablemente a sus colegas.

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Cuadrante

l Ministerio de Petróleo y Minería de Venezuela y Pdvsa sostuvieron un encuentro con la Asociación Venezolana de Hidrocarburos, AVHI, para tratar aspectos relacionados con la situación del mercado petrolero así como las estrategias para fortalecer el negocio y garantizar el desarrollo de sus proyectos. Estuvieron presentes el Ministro Asdrúbal Chávez, el Presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino y por la AVHI, su Presidente Luis Xavier Grisanti, así como representantes de las corporaciones que conforman las empresas mixtas con Pdvsa, entre ellas Repsol, Rosneft, Shell, Statoil, Suelopetrol, Total, Petrovietnan, Pluspetrol, Chevron, Inepetrol, ENI, CNPC, Mitsubishi, Onoc India y Perenco.

etrobras realizó el descubrimiento de nuevas acumulaciones de petróleo en la concesión BM-C-35 (bloque exploratorio C-M-535), localizadas en el postsal de la Cuenca de Campos. El hallazgo ocurrió durante la perforación del pozo 1-BRSA-1289-RJS (nomenclatura ANP) / 1-RJS-737 (nomenclatura Petrobras), informalmente conocido como Basilisco, localizado a unos 143 km de la ciudad de Armação dos Búzios, en la costa del Estado de Río de Janeiro y a una profundidad de agua de 2.214 m. Las acumulaciones son de petróleo pesado y se encuentran en dos diferentes niveles de reservorios a profundidades de 3.190 m y 3.521 m.

copetrol mantendrá este año su campaña exploratoria offshore en Colombia y el exterior con la inversión de US$ 200 millones. En asociación con firmas de talla mundial prevé perforar tres pozos: dos en el Caribe colombiano, Calasú y Kronos, y uno más en el Golfo de México en Estados Unidos. Durante 2014 destinó a la exploración offshore unos US$ 632 millones, actividad que dio como resultado tres pozos con presencia de hidrocarburos de un total de ocho perforados, lo que significó una tasa de éxito del 37,5%. De estos hallazgos tuvo mayor relevancia el de Orca-1, perforado en el bloque Tayrona en el Caribe colombiano, permitiendo confirmar el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera del país.

P recortó su previsión de inversiones en 2015 de US$ 26.000 millones a US$ 20.000 millones. “Entramos en una nueva fase llena de desafíos, marcada por unos precios del petróleo bajos a corto y mediano plazo”, señaló el Director General de BP, Bob Dudley, quien agregó que frente a esta situación, “BP prevé reducir sus gastos de exploración, postergar proyectos menores de suministro y cancelar una serie de proyectos downstream (refino y marketing) y en otros ámbitos”. Otras operadoras que han reducido significativamente sus inversiones son Chevron, Exxonmobil, ConocoPhillips, Shell y Total.

a producción de petróleo en México en Enero se ubicó en 2.235.000 bpd, un nivel similar al de hace 35 años, según cifras oficiales que evidencian un marcado descenso. Ante el desplome en los precios del crudo el Gobierno decretó un recorte de US$ 8.500 millones en el gasto público, la mitad del cual se aplicará en la operación de Pemex. Informes preliminares de Pemex Exploración y Producción, PEP, muestran que durante el primer mes del año el volumen de crudo disminuyó 194.000 bpd con relación a los 2.429.000 extraídos en promedio durante 2014.

ntre US$ 10.000 y US$ 12.000 millones se podrían obtener del incremento del precio de la gasolina en Venezuela, indicó el Vicepresidente de la Comisión de Administración y Finanzas de la Asamblea Nacional, Ramón Lobo, quien además destacó que esos recursos serían destinados a la inversión social. Lobo aseveró que es necesaria la discusión para buscar un precio justo del combustible con los sectores que se verían afectados por esa decisión.

HX Energy sucursal Colombia realizó la perforación estratigráfica más profunda registrada en el país, alcanzando los 20.000 pies de profundidad en el proyecto ANH Plato 1–X–P, desarrollado junto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en el municipio de Nueva Granada, departamento del Magdalena. El Presidente de THX Energy, Carlos Arturo Espinosa, indicó que el proyecto permitirá el rediseño del mapa geológico en el norte del país, lo que lo convierte en el más importante de 2014 y 2015. El uso de un fluido de perforación base aceite fue el que generó el alto desempeño en la perforación del subsuelo.

eoPark descubrió un nuevo yacimiento de petróleo en el bloque Llanos 34 en Colombia, el cual opera con una participación de 45%. La compañía perforó y completó el pozo exploratorio Tilo 1 hasta una profundidad total de 11.293 pies. Una prueba efectuada a unos 10.707 pies, con una bomba eléctrica sumergible en la formación Guadalupe dio como resultado una tasa de producción de 1.000 barriles por día de petróleo de 14,2 grados API, con 10% de corte de agua. La compañía prevé realizar evaluaciones técnicas adicionales para determinar si el yacimiento Tilo pudiera ser una prolongación hacia el noreste del yacimiento Tigana, de mayor tamaño.

a Empresa Nacional de Tubos, Enatub, filial de Pdvsa Industrial, estima fabricar en 2015 622 km de tuberías para ser utilizadas en el transporte de hidrocarburos, así como acueductos para el Ministerio de Ecosocialismo, Vivienda y Hábitat. El Presidente de la empresa, Juan Carvallo, indicó que además “se prevé revestir con resina, pintura y concreto un total de 921 km de tubería, mientras que en tratamiento térmico y terminación se contempla procesar 314 km de tuberías de producción y revestimiento”.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, YPFB, no prevé incrementos en los niveles de producción de gas natural en 2015. A partir del 2016 los volúmenes se incrementarán en 13 MMmcd de gas natural debido al ingreso del campo Aquio – Incahuasti en su primera fase, con 6,5 MMmcd y en una segunda fase, con 6,5 MMmcd adicionales, haciendo un total del campo de 13 MMmcd. Este año concluirá la perforación del pozo Lliquimuni en el norte paceño e iniciará la perforación del pozo Itaguazurenda. El reto en 2015 es lograr la inversión de US$ 2.400 millones en toda la cadena del sector hidrocarburífero, de los cuales US$ 1.430 corresponden a actividades de exploración y explotación.

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In Situ

Hitos de la perforación exploratoria en Venezuela

Estudiantes de ingeniería de petróleo de LUZ

Orlando Méndez

Orlando Méndez, geólogo venezolano, mostró a los estudiantes de la Universidad del Zulia una historia que comenzó con un taladro traído a Venezuela por Pedro Rafael Rincones

entro del programa del Capítulo Estudiantil de la SPE de la Escuela de Petróleo de LUZ en conjunto con la seccional Western Venezuela Petroleum Section, se realizó la conferencia “Hitos de la perforación exploratoria en Venezuela”, dictada por el PhD. Orlando Méndez. El Salón Sidor de la Facultad de Ingeniería de LUZ se llenó de estudiantes de ingeniería de petróleo para experimentar un paso por la historia de la industria venezolana de hidrocarburos; una actividad ubicada en el marco del II Mes Técnico Petrolero 2015, realizado del 26 de Enero al 13 de Febrero. En una ponencia alimentada de experiencias personales, el destacado profesional de la geología Orlando Méndez egresado de la Universidad Central de Venezuela en 1965, mostró una cronología que comenzó con el nacimiento de la industria petrolera en el país, en 1878 en el estado Táchira en la hacienda La Alquitrana, con el pozo Eureka 1 a una producción de 1,2 barriles por día. Nombrando pozos emblemáticos, algunos aún activos, Méndez explicó cómo Pedro Rafael Rincones fue el primer becario petrolero del país y trajo a Venezuela un taladro portátil para comenzar su exploración. Se resaltó la producción inicial, tipo de petróleo extraído y profundidad de cada pozo que incluyó en su intervención, incluso una anécdota de cada uno como el pozo Oficina-1 ubicado en el estado Anzoátegui, del cual refirió que existe un libro con el mismo nombre escrito por Miguel Otero Silva, “Una novela obligatoria para los ingenieros del petroleó”, dijo Méndez.

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Durante la conferencia señaló la explosión del pozo Barroso II en 1922 en Cabimas, a la que describió como un acontecimiento tan espectacular que se supo que al norte de América del Sur había un país que tenía petróleo. “La industria pasó de gris al color de la fuerza del petróleo”, enunció Méndez. Luego de mencionar la nacionalización del petróleo en 1976 hizo un recorrido por la actividad de diferentes pozos venezolanos como el Bababui-1, La Horda-1, Machiques-1, Cocuina-1 y el Furrial-1. No solo abordó el tema petrolero, también la producción de asfalto iniciada en Venezuela con el Lago Guanoco, estado Sucre, un recurso usado en la pavimentación de algunas calles de Nueva York, Washington y otras ciudades de Estados Unidos para finales del siglo XIX. Méndez expresó que desde 1976 ha considerado que es necesario perforar 900 pozos adicionales en la Faja del Orinoco. “El recurso que puede sacar a un país de cualquier crisis es

El recurso que puede sacar a un país de cualquier crisis es el petróleo y Venezuela tiene de sobra. Los recursos en la Faja del Orinoco son una gran esperanza”

el petróleo y Venezuela tiene de sobra. El 70% es crudo pesado, pero sabemos manejar eso. La Faja es una gran esperanza, el petróleo extra pesado es el reto”. También explicó que para el país el Proyecto Perla en el Golfo de Venezuela puede ser uno de los pozos gasíferos más importantes del mundo, puesto que fue descubierto aproximadamente a 2.5 km, más una lámina de agua de apenas 60 m.

Trabajo ininterrumpido Involucrado en el mundo petrolero, Orlando Méndez cumplirá 50 años de egresado y ha estado ligado a importantes proyectos como el responsable de la construcción de un parque y un museo en La Alquitrana, y las investigaciones en el pozo Cubagua 1, primer indicio de petróleo costa afuera en Venezuela en 1985. También fue merecedor del premio “Santiago Aguerrevere” como el geólogo del año en 1987, otorgado por la Sociedad Venezolana de Geólogos. Méndez señaló que entre sus luchas personales se encuentra crear en el país un Museo Nacional del Petróleo y estimular la reactivación del Lago Guanoco, puesto que, según sus palabras, “es la manifestación de hidrocarburos más grande del planeta” con reservas estimadas en 75 millones de barriles de asfalto. No culminó sin antes recomendar a los estudiantes que desde el comienzo de su etapa profesional deben explorar, buscar nuevos campos petroleros como por ejemplo entrar al Sur del Catatumbo. “No se puede dejar de explorar”, concluyó.

Primer Taller de Trabajo de Campetrol

In Situ

l taller contó con la participación de expertos en materia fiscal, los abogados Pedro Pablo Osman, Martín Gustavo Ibarra y Luís Ricardo López Sánchez. Durante la instalación el Presidente de Campetrol, Rubén Lizarralde, planteó la necesidad de formular una reforma tributaria que no responda al afán de solucionar la coyuntura sino que sea planeada y proyectada hacia el futuro. “No sólo queremos hacer una evaluación desde el punto de vista financiero, sino también promover el interés que tiene el país para enfrentar un cambio estructural, pensando en el desarrollo económico y social”, dijo, tras lo cual resaltó la importancia de tener a los diferentes sectores en óptimas condiciones para el momento en el que la paz sea un hecho en Colombia. Pedro Pablo Osman, especialista en Derecho Tributario de la Universidad del Rosario, subrayó la cifra que podría costarle al país el posconflicto. “Unos 9 billones de pesos, por lo que hay que hacer reformas estructurales y no coyunturales. Esta reforma tributaria favorece el paradigma de la progresividad, pero con una visión muy limitada hasta 2015, sin saber qué va a suceder en 2016”. Entre los puntos más críticos de la reforma mencionó el desestímulo a la inversión. “Esta ley nos está diciendo que no adqui-

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En el panel Martín Gustavo Ibarra, Presidente de Araújo Ibarra & Asociados; Alan Stewart, Director Ejecutivo de Campetrol; Pedro Pablo Osman, Socio de Osman & Rodríguez Abogados y Luis Ricardo López, socio de Araújo Ibarra & Asociados

ramos activos porque estos se convierten en impuestos, pero resulta que los activos son necesarios para la producción”. Martín Gustavo Ibarra, Presidente de Araújo Ibarra & Asociados, hizo referencia al nuevo mecanismo que permite catalogar zonas francas al servicio del sector petrolero en actividades costa afuera. Explicó que el Gobierno percibe la necesidad de incentivar este tipo de exploración ya que

Rubén D. Lizarralde, Presidente de Campetrol

es en el Caribe colombiano donde puede existir mayor prospectividad y donde eventualmente podría darse un buen hallazgo. En tal sentido las empresas que desarrollan actividades de E&P podrán beneficiarse de

las ventajas que ofrece la declaratoria de zona franca, entre ellos la exención del IVA para los bienes que ingresen del exterior y las compras nacionales, la tarifa preferencial del impuesto a la renta y la disminución del 8% del CREE (impuesto sobre la renta para la equidad). Luís Ricardo López, abogado y socio de Araújo Ibarra & Asociados, basó su intervención en los mecanismos actuales que incentivan la importación de bienes y equipos. Se refirió a los tratados de libre comercio que ha firmado Colombia. “Tenemos que aprender a buscar alianzas y alternativas en los TLC con países con los que ya tenemos esos acuerdos para compensar la carga tributaria y más en un momento en el que el sector petrolero sufre por los precios bajos”, señaló. El workshop concluyó con la intervención de Hermes Aguirre, Segundo Vicepresidente de Campetrol, quien destacó que las empresas de servicios deben apropiarse de este conocimiento para lograr establecer estrategias que se representen en ganancias para las transacciones de las compañías más aún en tiempo de crisis donde se debe ser más competitivo. Destacó asimismo la importancia de la integración entre asociaciones para enviar mensajes contundentes al Gobierno con el fin de no desacelerar la inversión y beneficiar en términos de economía y desarrollo para todos.

E&P

Explora las Fuentes de Información Técnica Virtuales de la SPE OnePetro es una biblioteca virtual con información técnica para la industria de exploración y producción del petróleo y gas. Esta herramienta en línea proporciona a los usuarios acceso a más de 160.000 artículos técnicos, incluyendo contribuciones de 18 socios editoriales, como la Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Council (WPC), la Society of Exploration Geophysicists (SEG), la International Society for Rock Mechanics (ISRM). Al ingresar a OnePetro, los usuarios pueden visualizar artículos completos y contenido técnico, los cuales pueden ser obtenidos en línea a través de compras individuales o suscripciones. Los asociados a la SPE reciben descuentos en los artículos técnicos de la Sociedad disponibles en OnePetro como parte de sus beneficios. Los beneficios principales de OnePetro son: • Extenso Conocimiento. Uno de los recursos más completos disponibles en la industria upstream del petróleo y gas. • Disponibilidad 24 horas. Acceso directo 24/7 al contenido y literatura técnica. • Búsqueda Amigable y Familiar. Es una herramienta sencilla y fácil de usar, con opciones de búsqueda básicas y avanzadas. • Biblioteca Multi-organizacional. Un lugar para que profesionales de la industria encuentren respuestas a preguntas técnicas. Las recientes adiciones a OnePetro incluyen: • Mi OnePetro - Herramienta de Personalización. Los usuarios pueden guardar artículos, búsquedas, ver su

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•

historial de compras y solicitar recibir alertas por correo electrónico cuando se adiciona nuevo contenido a OnePetro. Sistema de Calificación de Trabajos Técnicos. Los usuarios tienen la opción de calificarlos en base a tres criterios: Calidad técnica, legibilidad y aplicabilidad. Visualización Amigable en Teléfonos Inteligentes. El diseño web proporciona un aspecto claro en todos los dispositivos móviles. Páginas Navegables de Revistas y Conferencias. Las revistas e información de conferencias son fáciles de encontrar y de navegar. Funcionalidad de Búsqueda Avanzada. Permite definir búsquedas y guardarlas para una revisión posterior. Traducción en Google. Habilidad de seleccionar uno de los 80 idiomas y al instante tener una traducción automáticamente generada de la página web. Para mayor información, visita www.onepetro.org

PetroWiki es una herramienta virtual creada por la Society of Petroleum Engineers (SPE) como un vehículo para recopilar e intercambiar conocimiento. El contenido inicial de PetroWiki se derivó del Manual de la SPE de Ingeniería de Petróleo (PEH por sus siglas en inglés) de siete volúmenes, publicado en el 2006-2007. Al tiempo que los asociados de la SPE y sus calificados colegas suman sus conocimientos y experiencias a PetroWiki, esta herramienta en línea se convierte en un recurso cada

vez más valioso para aprender acerca de temas importantes y obtener información especializada. PetroWiki es parte integral de la misión de SPE de recopilar, difundir e intercambiar conocimiento técnico. Las contribuciones de los asociados de la SPE son bienvenidas en todos los niveles de experiencia. Estas contribuciones son revisadas por moderadores expertos en la materia antes de ser publicadas en línea; cualquier especialista de la industria puede acceder a PetroWiki. Considere agregar citas y enlaces a documentos y/o presentaciones que ha realizado o colaborado, o conviértase en un experto de la página ayudando a monitorear el contenido: • Si usted es jubilado tiene una vida de conocimiento para compartir. • Si se encuentra activo en la industria, puede que no tenga mucho tiempo para contribuir, pero usted tiene conocimiento de primera fuente útil a los demás. • Si usted es nuevo en la industria puede compartir el conocimiento que ha recibido de sus tutores y compañeros dentro de la industria. • Si se encuentra en la parte educativa de la industria tiene gran conocimiento para compartir con aquellos que están aprendiendo. • Si usted tiene un papel de apoyo a la industria (como ventas, mercadeo, manufactura o finanzas) usted puede compartir su conocimiento de las tendencias de la industria, o cómo trabajan herramientas especializadas, etc. Para asistencia personalizada, escriba a petrowiki@spe.org y para conocer más detalles visita www.petrowiki.org.

Interview

Nelson Ney

Vicepresidente para Latinoamérica de Alkhorayef

“Es el momento para innovar e invertir en tecnología” Tal es el señalamiento que hace un profesional de amplia trayectoria respecto al panorama actual de la industria petrolera global y el sector de hidrocarburos en Colombia; una depurada reflexión de quien con optimismo ve la crisis como una oportunidad “para reinventarnos y ser mucho más eficientes en nuestro trabajo”

pesar de que expertos ya preveían que la industria petrolera podía enfrentar una crisis por una caída repentina del precio del crudo, el sector no llegó a imaginarse que en menos de cinco meses el valor de este activo se desplomaría en casi la mitad de su precio, ocasionando serias consecuencias en todos los países cuya economía es basada en el petróleo. Con el objetivo de entender la medida en que las empresas se están viendo afectadas por esta situación, Petroleum conversó con Nelson Ney, ingeniero de petróleos egresado de la Universidad de Tulsa, con más de 25 años de experiencia en las áreas de operaciones, ventas y mercadeo en Latinoamérica, vinculado a compañías como Baker Hughes, en la que ocupó el cargo de Presidente para Latinoamérica y Vicepresidente para Europa, África, Rusia y El Caspio, también posiciones de alta gerencia en Brasil, Argentina, Colombia y Reino Unido, y actualmente Vicepresidente para Amé-

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rica Latina de la empresa de servicios petroleros saudí Alkhorayef. De entrada su respuesta es categórica, enfatizando que la industria está en el momento para innovar e invertir en tecnología con el fin de hacer más eficiente las operaciones. Es el análisis que realiza desde la gerencia de la empresa a la cual representa. Al comentar cuáles son los puntos claves o prioritarios para mitigar los impactos de la crisis, Ney refirió que las empresas de servicios petroleros han debido alinearse con sus clientes cuyos flujos de caja se han reducido a la mitad. De hecho -dijo- para el primer semestre de 2015 existe gran incertidumbre ante lo cual las operadoras han optado por cancelar o postergar proyectos que con un precio del barril en 50 ó 60 dólares podrían ser rentables. Sin embargo, ante una expectativa permanente existe el temor de que el precio del barril llegue hasta US$ 30 y en tanto continúe la situación

de incertidumbre la opción para las operadoras no es otra que la toma de decisiones ajustadas a la búsqueda de soluciones más eficientes. No obstante, a pesar de lo difícil que resulta predecir un precio en el que podrá establecerse el barril, para Ney si llegase a estabilizarse en US$ 60 podría permitir el desarrollo de diversos proyectos y la industria lograría resistir, reajustarse y continuar en su labor sin mayores percances. “Hay que buscar nuevas opciones, ajustar el presupuesto y recortar gastos innecesarios, buscar eficiencia en cada uno de los proyectos pero las empresas seguirían trabajando y siendo sostenibles”, apuntó. Subrayó la importancia de trabajar compañías operadoras y de servicios de manera conjunta en la revisión de contratos que motivado a una serie de exigencias repercuten en mayores costos. “La situación causa un efecto dominó en el que no sólo las compañías que trabajan directamente con la industria

Enfoque de negocios Respecto a cómo una multinacional observa la situación según el país donde se encuentra, Ney mencionó que la crisis se está viviendo de forma similar, sin embargo, en el caso específico de Alkhorayef, como empresa originaria de Arabia Saudí, “nuestro fuerte está en Medio Oriente donde somos líderes en manufactura,

La situación actual tiene un efecto dominó en el que no sólo las compañías que trabajan directamente con la industria se ven afectadas. Así como se nos exigen que reduzcamos costos, nosotros también debemos apoyarnos en nuestros proveedores”

operación y mantenimiento de equipos ESP y levantamiento artificial, lo que es un punto a favor porque nuestro principal cliente tiene costos de producción muy bajos que le permite resistir la situación. Desde luego, como una compañía que ha venido creciendo globalmente, ofreciendo servicios a compañías petroleras en más de 10 países, en el momento actual también se nos ha pedido centrarnos en la reducción de costos, por ejemplo en África y de igual forma en toda Latinoamérica, pero entendemos claramente que eso es parte del negocio y de nuestra filosofía de gestión, basada principalmente en la construcción de relaciones de largo plazo con nuestros clientes, en combinación con la excelencia técnica”.

Garantía para la inversión En Colombia además del costo del crudo -acotó- existen factores que han dificultado aún más la crisis, entre ellos la reforma tributaria aprobada a finales de 2014. Originalmente esta

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Interview

se ven afectadas. Así como se nos exige que reduzcamos costos, nosotros también debemos apoyarnos en nuestros proveedores pues esto afecta a toda la cadena de suministros”, afirmó. Al preguntarle sobre las lecciones aprendidas de crisis anteriores comentó que en esta ocasión todos reaccionaron muy rápido lo cual es el principal aprendizaje: se optó entre otras cosas por reducir costos, pautas publicitarias, patrocinios y participación en eventos, y se aprendió que es el momento de innovar y de invertir en tecnología que a la larga es más efectivo en término de gastos.

Interview

medida se concibió con otro precio del barril y ahora su impacto se suma al del declive de precios afectando la competitividad de Colombia respecto a otros países, castigando la inversión y no los ingresos, “lo que no es lógico ya que el país necesita apostar por su productividad y hay otros lugares que están facilitando su regulación para atraer a las operadoras”. A su juicio otro factor importante en es el de los costos internos -como el del transporte- que son muy altos y agudiza la crisis, a lo que se debe sumar el hecho de que el país está en medio de un proceso de paz y la seguridad se ha deteriorado, además se aproximan elecciones lo que tiene incidencia en los tiempos y cambios internos. Por otro lado no se cuenta con una infraestructura desarrollada, todo lo cual en conjunto hace necesario tomar medidas para no afectar la inversión extranjera, porque cuando se decide dónde invertir se requiere minimizar costos y garantizar un mínimo de condiciones.

Se debe garantizar que ciertos proyectos petroleros que estaban iniciando en Colombia tengan continuidad y se mantenga la inversión en infraestructura porque el precio del petróleo puede durar años oscilando en los valores actuales y se debe replantear de donde provienen los recursos para la nación”

Sobre las consecuencias de estos factores para las empresas y la economía colombiana en general, nuestro entrevistado puntualizó que existen versiones encontradas frente a lo que dice el Gobierno y el panorama que presenta Ecopetrol. Consideró que 2015 es un año difícil, en el que los pronósticos apuntan a una caída de la producción y aumento del desempleo, en un país en el que el sector petrolero es el que solventa gran parte de su economía. “El Gobierno debería intervenir para garantizar que ciertos proyectos que estaban empezando tengan continuidad y que se mantenga la inversión en infraestructura porque el precio del petróleo puede durar años oscilando en los valores actuales y se debe replantear de donde provienen los recursos para la nación. El país no se puede quedar quieto porque después las consecuencias se verán a mayor escala, se debe tener en cuenta que el Plan Nacional de Desarrollo (PND) se basó considerando el ingreso que generaba el sector petrolero cuando el barril estaba por encima de los 80 dólares”.

Manejo del Recurso Humano Frente a este tema Nelson Ney sostuvo que al interior de Alkhorayef la situación no ha sido tan desfavorable ya que donde tienen concentrada su actividad los proyectos no se han visto afectados, sin embargo, la alarma es generalizada y en la mayoría de las compañías la contratación de personal por el momento no procede. Enfatizó que un factor positivo es que están abriendo mercados en Ecuador y México por lo que sus colaboradores entienden que se requerirá apoyo desde Colombia, sede en la que se centrará el desarrollo de estos nuevos mercados, por lo que se percibe como un mensaje positivo en época de crisis.

Actuación gremial Además de su ejercicio profesional Nelson Ney tiene años contribuyendo al sector petrolero desde la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, en la cual actualmente es miembro de la Junta Directiva. La asociación vela por la integridad de los ingenieros de

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¿Qué acciones adelanta Acipet para mitigar los efectos de la crisis? - La defensa del ingeniero de petróleos y de su ejercicio ha sido la misión de la Asociación desde su creación. Frente a la problemática actual se han realizado estudios y se recibe información que genera valor y le permite a Acipet más que denunciar abordar las irregularidades en la búsqueda de soluciones concretas. Se han recibido denuncias de compañías que tienen como operadores de taladro a administradores de empresas, y se está buscando la forma de reglamentar estos sucesos y ofrecer el trabajo a las personas capacitadas para esa práctica. Concretamente, acordamos trabajar junto a las operadoras para manejar esta situación y encontrar alternativas que mitiguen el impacto de los despidos masivos para los ingenieros de petróleos

Interview

petróleos colombianos, con el propósito de proteger la profesión y el trabajo digno para esta rama de la ingeniería.

“El país necesita apostar por su productividad y hay otros lugares que están facilitando su regulación para atraer a las operadoras”

colombianos. También estamos analizando la opción de buscar subsidios de desempleo y de realizar un trabajo más cercano con las universidades porque no están cumpliendo con los requerimientos de la industria. Es mayor la cantidad

de egresados que salen semestralmente de la especialidad aún cuando es poca la oferta de trabajo que existe para ellos, por lo que se debe replantear cuáles son las necesidades reales de los profesionales requeridos en el país.

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Escenario Arindam Bhattacharya, Presidente México y Centro América, Schlumberger; Horacio Marín, E&P Managing Director, Tecpetrol; Gustavo Hernández García, Director General de E&P de Pemex; Sara Hradecky, Embajadora de Canadá en México; Gerardo Mancilla, Dir. Fomento Económico y Portuario, Edo. Veracruz; y Wes Scott, EVP, DMG Events

Pan American Mature Fields Congress La reunión congregó a expertos en la tecnología y procesos que permiten mejorar la recuperación de petróleo, a fin de apuntar a las mejores prácticas para prolongar la vida de los campos maduros y ver cómo la industria puede afrontar retos técnicos tales como el manejo del agua, las reservas y la perforación, entre muchos otros desafíos

on el objetivo de propiciar un franco debate sobre cómo maximizar el potencial de los campos maduros, del 20 al 22 de Enero se realizó en el World Trade Center de Boca del Río, Veracruz, México, el Pan American Mature Fields Congress que por primera vez organiza DMG Events, con el auspicio de Petróleos Mexicanos. La cita convocó a profesionales expertos en el tema provenientes principalmente de Canadá, EE.UU., Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela, quienes abordaron un temario amplio que incluyó tanto los avances de la tecnología como las estrategias que están ofreciendo buenos resultados en la optimización de la producción de pozos en áreas maduras. El evento se desarrolló en dos bloques, una Conferencia de Negocios de un día, y una Conferencia Técnica de dos días. En ambas, participaron más de 350 de-

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legados y una veintena de conferencistas con pleno dominio sobre el tema central del Congreso. Como era de esperarse el evento permitió a voceros y autoridades mexicanas hablar sobre el avance de la reforma energética del país que ha dado luz verde a la inversión privada y está impulsando el intercambio

tecnológico que requiere su industria para garantizar el aprovechamiento de los recursos de petróleo y gas, localizados, en gran medida, en campos maduros.

Conferencia de Negocios El evento inició el martes 20 de Enero con un programa de Conferencias sobre Los representantes de Schlumberger: José “Pepe” Bashbush, Dir. Centro Regional de Tecnología de México, Gerardo Villela, Gte. Gral. Región Norte, Arindam Bhattacharya, Presidente México y Centro América, junto a Gerardo Mancilla, Dir. Fomento Económico y Portuario, Edo. Veracruz

directa. Dijo que este año se mantendrá un nivel de actividad bajo pero con crecimiento de las metas, tomando en cuenta que de acuerdo con entidades financieras calificadoras a nivel internacional el precio del barril podría caer hasta en US$ 30 por unidad en 2015. La estimación de Pemex es que el precio del barril oscile entre US$ 40 y US$ 52 este año. Destacó que la producción de un campo nace, crece y luego declina. A modo de ejemplo mencionó que en 2004 cuando los campos estaban en su apogeo, Cantarell producía 2 millones de bpd y el país

Las tecnologías de recuperación mejorada para yacimientos naturalmente fracturados deben ser adaptadas para su aplicación en campos mexicanos”

alcanzaba una producción de 3.3 millones de bpd. Por ende, calificó como un comportamiento completamente natural que 10 años después México esté produciendo un millón de barriles menos, es decir 2.4 millones de bpd. Actualmente –dijo- alrededor de 2 millones de barriles diarios en México provienen de campos maduros. “Entre el 40 y 70% de los campos los podemos considerar maduros”. Agregó que sin embargo, hay mucho más por hacer para poder recuperar aquellos campos que no han sido explotados en el territorio nacional. Como parte del nuevo rol de Pemex tras la reforma energética, entre los principales retos a corto y mediano plazo mencionó el mantenimiento de la producción en niveles de 2.5 millones de bpd en promedio y también el incremento del factor de recobro. Sobre este último punto, resaltó que las tecnologías de recuperación mejorada para yacimientos naturalmente fracturados están actualmente limitadas por lo que deben ser adaptadas o desarrolladas para su aplicación en los campos mexicanos.

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Escenario

Negocios en la que participaron representantes de empresas operadoras estatales y privadas, de reconocidas firmas de bienes y servicios de la región. Las palabras de apertura estuvieron a cargo del Presidente del Congreso, Gustavo Hernández García, quien se refirió a la estrategia de Pemex para la optimización de campos maduros, además de compartir algunas cifras sobre el comportamiento y perspectivas de la industria de los hidrocarburos del país. De entrada señaló que las reservas nacionales de hidrocarburos se verán afectadas durante 2015 por la caída de los precios de barril, por lo que está manejando una estrategia que les permita aumentar la producción reduciendo costos. Esta estrategia plantea racionalizar y disminuir el gasto en un orden de 60.000 millones de pesos de acuerdo a la propuesta de Pemex y que deberá ser notificada por la Secretaria de Hacienda tratando de no afectar la meta de producción, incorporación de reservas y restitución. Si bien la medida no contempla despido de personal, sí representa una afectación

Escenario

Paneles de DiscuSión Como parte de la Agenda de Negocios se desarrollaron cuatro paneles de discusión sobre los siguientes tópicos: · Campos Maduros y la Revitalización de Pozos: Un enfoque a las Nuevas Tecnologías de Recuperación Luis Prats, Director Comercial, PetroQuimex Horacio Marín, Director General, Tecpetrol Clemente Marcelo Hirschfeldt, OilProduction Oil & Gas Consulting Alfredo García, Vicepresidente Tecnología, BP México

· Análisis de las Nuevas Tecnologías y Avances Gabriel Cerdio, Dir. Ejec. Cuentas Globales, GE Oil & Gas Germán Gómez, Vicepresidente Servicios de Desarrollo de Yacimientos, Baker Hughes Ernest A. Marcos, Director Corporativo, Cameron Richard Byrnes, Vicepresidente Halliburton Consulting

· Las Alianzas y Cómo hacer Negocios en México: Selección del socio perfecto y Colaboración Efectiva para Maximizar el valor y la Rentabilidad Karl Farrow, Presidente, Enermex Jorge Neher, Socio, Norton Rose Fulbright Edgar Rangal Germán, Comisionado CNH Arindam Bhattacharya, Presidente México y Centro América, Schlumberger

· Retos y Avances del Enfoque Integral de la Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) José Luis Mogollón, Líder Global de Recuperación EOR en Campos Maduros, Halliburton

· Utilizando la Tecnología para Enfrentar los Desafíos Ambientales Jose Luis Bashbush, Director Centro Regional de Tecnología de México, Schlumberger Juan Raúl Gómez Obele, Gerente de Seguridad Industrial y Ambiente, Pemex

Programa Técnico La agenda técnica de este segundo Congreso sobre Campos Maduros incluyó 34 presentaciones que giraron en torno a temas como: Estudios integrados de subsuelo, Agua profunda, Diseño y construcción de pozos, Gestión y caracterización de yacimientos, Optimización de la producción, Optimización de la supervisión, Estudios de

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casos de evaluación de riesgos y economía, Instalaciones e infraestructura de superficie, EOR/IOR, Tecnologías de perforación y Optimización de la inyección de agua. Participaron operadoras como Pemex, Petrocedeño, el Instituto Mexicano del Petróleo, Banker Petroleum, Mexican Institute of Complex Systems, PCM,

Schlumberger, Tenaris, Baker Hughes, Glori Energy Inc., DASS CAN-K Pumps Inc., OilProduction Oil & Gas Consulting, Cameron Process Systems, Siemens Industrial Turbomachinery Ltd., Fire Creek Resources, C.A. Tecnología Aplicada Venezolana, BHI y Wavefront Reservoir Technologies Ltd.

Reporte

Estado del mercado de taladros de perforación costa afuera ¿Una tormenta perfecta? Desde principios de 2014 había una ligera brecha entre oferta y demanda, pero 2015 avizora ser mucho peor. Las tarifas diarias de operación y el porcentaje de utilización de equipos para el año en curso continuarán recibiendo presión a la baja Carlos E. Valbuena, Global Drilling and Completions, Chevron, Houston, USA

n comentarios con grupos de interés y colegas de trabajo solemos decir con un toque de humor, que el mercado de taladros de perforación genera su propio clima, en especial el mercado de equipos de aplicación costa afuera. Este mercado es cubierto por sofisticadas páginas web que le dan amplia cobertura a los mercados y sus segmentos valorando su estado de forma constante, estableciendo pronósticos en cuanto al futuro de las tasas operativas (o day rates). De igual forma, muchos de los bancos de inversión más importantes del mundo tienen paneles de analistas dedicados exclusivamente a seguir el mercado y las acciones de las compañías de perforación. Estos monitores del mercado, desde hace unos 18 meses, vienen alertando acerca de una inminente sobreoferta de equipos tanto para aguas someras (jackups) como para aguas profundas y ultra profundas. 2014 fue un año marcado por estas alarmas, sin embargo, para entonces se sopesaba en términos genéricos que el impacto en el mercado fuera un moderado deterioro de las tasas operativas y de forma incluso más prominente: el retiro de equipos más antiguos y que estos fueran desplazados por los equipos

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que estaban y están programados por salir de los astilleros de construcción, en lo que se comenzó a denominar entre operadores, empresas de perforación y otros seguidores de la industria como la bifurcación de equipos. Tal bifurcación no sucedió de acuerdo con lo esperado, por lo menos no por completo; de hecho, en algunos casos los taladros de perforación con mayor tiempo en la flota global mantuvieron una demanda relativamente estable a tasas aún atractivas. Las razones detrás de esto son realmente diversas y entre otras tenemos: • Ciertos operadores, particularmente operadores independientes menores, no cuentan con la capacidad financiera y/o técnica para emprender campañas con los equipos más modernos o sencillamente deciden emprender dichas campañas con equipos menos costosos y que en sus estimaciones mejoran los márgenes de retorno. • Las empresas de perforación propietarias de equipos más antiguos han tenido mayor flexibilidad financiera al poder ofrecer estos equipos a tasas muy atractivas, dado que elementos como el endeudamiento o la depreciación no entran en su ecuación al momento de tasar un equipo.

• Los astilleros chinos: especialmente mente en los últimos 36 meses estos han atraído a inversores no tradicionales como bancos de inversión y otros players con términos de financiamiento muy atractivos, especialmente si se comparan con sus sí muy tradicionales contrapartes en áreas como Singapur, Corea y los Emiratos Árabes Unidos, por citar a los más prominentes. Esta situación abrió una compuerta que inundó el mercado de equipos conspicuamente en los mercados de aguas someras; éste por cierto, un tema que habremos de profundizar en próximas entregas, pero en lo inmediato nos limitaremos a comentar que existe un significativo número de taladros que muchos nos cuestionamos que algún día entren en operación, no obstante, las cifras de equipos en construcción en dichos astilleros contribuyen a la percepción de saturación de los mercados por quienes lo cubren. Todo este preámbulo nos lleva a proponer la idea de la tormenta perfecta que abate el mercado en cuestión: Tocada la descripción de lo que fue el año 2014, 2015 arranca con todos los elementos que traían ansiedad a las empresas de perforación y han sido exacerbados por el marcado co-

sencillamente se publican durante o poco después de esta entrega, acuerdos que no dejarán de impresionar a los dolientes del mercado costa afuera. Si nos asomamos por el mercado de aguas profundas y ultra-profundas, el escenario si bien es muy similar en sus características, es mucho más dramático sencilla y dolorosamente porque los montos de inversión son exponencialmente mayores. Y es que los montos de inversión para un jackup, oscilan entre los US$ 200 y los US$ 220 MM. Para los flotadores de aguas profundas y ultra-profundas, estos montos de inversión llegan fácilmente a los US$ 500 MM; por lo que si la idea de tener un jackup recién salido de astillero es un golpe fuerte, el tener un barco perforador de última generación (con capacidad de perforar entre 10.000 y 12.000 pies de profundidad) tiene el potencial de ser un tiro de gracia para algunas empresas. Ante las cifras de oferta, demanda y equipos en

2015 arranca con todos los elementos que traían ansiedad a las empresas de perforación y han sido exacerbados por el marcado colapso en el precio del crudo. Esto nos lleva a pensar que los próximos meses serán mucho más dolorosos para estas empresas de lo que incluso ya suponían que iba a ser”

Reporte

lapso en el precio del crudo. Esto nos lleva a pensar que los próximos meses serán mucho más dolorosos para estas empresas de lo que incluso ya suponían que iba a ser. Bajo un escenario de tendencia del precio del crudo por debajo de los US$ 70 por barril, muchos en la comunidad inversionista esbozan un escenario que evoca la depresión de la industria petrolera que ocurrió durante finales de los años 80 y principios de los 90. Existe un virtual consenso entre bancos de inversión y brokers a mantenerse al margen en lo que se refiere a invertir en acciones de empresas de perforación, con muy limitadas excepciones y un riesgo de inversión intrínseco bien elevado. Esta es una recomendación que se prevé se mantenga constante hasta que el mercado vuelva a encontrar un equilibrio en la nueva ecuación de oferta y precio del crudo de este nuevo (e incómodo) clima de negocios en nuestra industria. Para hablar de cifras específicas de lo que es esta coyuntura comencemos con un ejemplo del mercado de aguas someras y específicamente los jackups. A la fecha de redacción la utilización de equipos que son activamente mercadeados es de un 73% (ver tabla 1 para data detallada). A esta foto debemos sumarle que aún se encuentran en construcción 90+ equipos tipo jackup que serán entregados progresivamente en un horizonte de 18 meses, agregando aún más detonante a una situación muy sombría. A pesar de que aún estamos por presenciar una cantidad sustancial de nuevos contratos notablemente con tarifas inferiores a los que hemos visto hasta ahora, ya se observa deterioro en algunas tasas norte de 20% en la reducida muestra de anuncios de nuevos contratos que ha habido en los últimos meses. Ante este escenario, pasará muy poco tiempo para que las negociaciones por parte de los propietarios de equipos muten de una discusión acerca de la pertinencia de alguna tarifa operativa en determinado mercado o ubicación geográfica, a una discusión cuyos aspectos medulares sean: la tasa necesaria para la viabilidad económica de cualquier campaña de perforación y en lo que a los propietarios concierne: la viabilidad de una tasa versus el break even en virtud de los costos operacionales en dicho mercado/ubicación. No se sorprenda usted si ya este escenario se ha materializado y

construcción, no queda duda de que esto va a suceder: habiendo ya a la fecha equipos sin trabajo debemos sumar el hecho que para este año están previstas 31 entregas de equipos nuevos por parte de los astilleros, para saturar aún más el mercado con unidades potencialmente desocupadas. Y es que aunque ya desde principios de 2014 había una ligera brecha entre oferta y demanda, el 2015 avizora ser mucho peor. Las tarifas diarias de operación y el porcentaje de utilización de equipos para el año en curso continuarán recibiendo presión a la baja. Antes de 2015 ya se estimaba que los llamados a licitaciones fuesen menores, con el colapso del precio del crudo, para este año la cantidad de llamados será aún más pobre. Todos los elementos anteriormente expuestos son los que nos llevan a titular esta reseña como una tormenta perfecta, y si bien de esta tormenta apenas se ven síntomas de lo que será una verdadera borrasca, para el próximo trimestre ya estaremos sintiendo los embates de la misma. Para mitigar dicha tormenta es poco lo que las empresas de perforación pueden hacer más allá de desincorporar equipos antiguos y sacrificar las tasas de los equipos nuevos, el dilema está para las empresas en la siguiente pregunta ¿comienzo yo, o espero que lo haga la competencia? MARZO 2015 I Petroleum 302 25

Tecnología

Proyecto GNLF de Exmar y Pacific Rubiales Cambio fundamental en el mercado internacional del gas La nueva tecnología conocida como GNL Flotante, GNLF, tiene el potencial de cambiar la producción de Gas Natural Licuado de proyectos de alto costo y alto riesgo, a proyectos de costo moderado con perfil de riesgo controlado David Krause, Ingeniero Consultor

unque los analistas han elogiado el impacto positivo de lo que ahora se denomina la “Edad del Gas”, muchas empresas que podrían llevar a cabo proyectos de producción de Gas Natural Licuado, GNL, han observado con preocupación el difícil avance de algunos de los proyectos de más alto perfil. Sin embargo, paralelamente y sin mucho ruido, está ocurriendo un cambio sustancial que podría facilitar el desarrollo de nuevos proyectos, los cuales pasarían de ser enormes iniciativas de muy alto riesgo a convertirse en iniciativas de escalas más moderadas, con cronogramas predecibles y perfiles financieros controlables. Todo esto también aumentará la disponibilidad de financiación atractiva, lo que a su vez permitirá a un mayor número de empresas petroleras incorporarse en el negocio del abastecimiento de la creciente demanda internacional del gas natural. En su publicación de Noviembre de 2014, la Agencia Internacional de la Energía prevé que la demanda mundial de gas natural crecerá en más de 50% en el período 2014 - 2040. El gas natural tiene la tasa de crecimiento más alta de todos los combustibles fósiles, y algunos analistas creen que la demanda de este combustible limpio y ecológicamente atractivo podría incluso superar estos pronósticos ya optimistas. Aunque hoy día la mayor parte del comercio de gas natural se realiza a través de gasoductos, una parte creciente se transportará en forma refrigerada y licuada en buques metaneros. El Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado, GIIGNL, con sede en París, informó que si bien para finales de 2013 el GNL representó sólo el 10% del gas internacional vendido, el comercio internacional de GNL se duplicará en el período 2012 - 2030. Quince nuevos proyectos de exportación estaban en construcción a principios de 2014, lo que representa un incremento de 35% de la capacidad de licuefacción existente. En años recientes la mayoría de las noticias acerca de GNL se han enfocado en los grandes proyectos, con plantas de licuefacción en tierra firme, costando miles de millones de dólares, y llevados a cabo por algunas de las mayores empresas de petróleo y gas del mundo. Ahora hay un cambio fundamental conocido como GNL Flotante, GNLF. Para ilustrar las razones por las cuales el GNLF representa tal cambio en el lado de abastecimiento del mercado de GNL, basta comparar dos proyectos que oficialmente están programados para iniciar producción en 2015: el enorme proyecto Gorgón en el

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La primera unidad flotante de licuefacción del mundo, Caribbean FLNG, se construye en el astillero de Wison Offshore & Marine en Nantong, China, e iniciará operaciones en 2015 (Foto cortesía de Wison Holding)

Noreste de Australia, con 50 TPC de reservas y desarrollado por Chevron, Shell, ExxonMobil y otros, y el proyecto Exmar GNLF en el norte de Colombia, con 0.4 TPC (menos de cien veces menor que Gorgón) desarrollado por Pacific Rubiales y Exmar. Mientras el proyecto Gorgón es uno de los mayores proyectos de GNL jamás concebidos, e ilustra algunos de los riesgos técnicos y financieros

Una de las causas inesperadas de los sobrecostos mencionados con frecuencia en referencia al proyecto Gorgón han sido los altos salarios de los trabajadores que deben ser traídos de otros lugares. El Wall Street Journal en una reseña de Enero de 2014 indicó que los costos de mano de obra en el proyecto Gorgón aumentaron como consecuencia de la fuerte competencia por trabajadores calificados, cuando otras compañías iniciaron los trabajos en más de US$ 100.000 millones de valor en proyectos similares en otras partes de Australia (un representante de Shell informó que un soldador puede ganar US$ 250.000 por año). Sumándose a estas dificultades, los medios de comunicación australianos reportaron en Agosto de 2014 que los esfuerzos para traer mano de obra adicional desde otros lugares estaban siendo rechazados agresivamente por el sindicato de trabajadores metalmecánicos de Australia. En contraste con la mencionada escasez de trabajadores para el proyecto Gorgón, el proyecto Exmar GNLF se está construyendo en Nantong, una ciudad de 8 millones de habitantes que se encuentra en Jiangsu, la provincia más densamente poblada de toda la China. Inclusive, tan sólo la provincia de Jiangsu contiene casi cuatro veces más habitantes que la población de 23 millones de Australia completa.

Mano de obra calificada Como ejemplo de otro tipo de dificultades que pueden enfrentar los proyectos en tierra, la Defensoría del Medio Ambiente de Australia cataloga a la isla de Barrow como “Reserva Ecológica de Clase A”, el tipo de zona con mayor protección de Australia Occidental. Cuando Chevron anunció un cronograma actualizado del proyecto en Diciembre de 2012, la compañía mencionó específicamente “la falta de infraestructura del lugar, los desafíos logísticos para acceder, y las dificultades del clima” como causantes de los retrasos y sobrecostos. En contraste a este ambiente no controlado, la plataforma flotante de Exmar GNLF se está construyendo en un entorno controlado, el bien equipado astillero de Wison Engineering en Nantong, China. Además de las diferencias en cuanto al ambiente controlado, el proyecto Gorgón y el proyecto Exmar GNLF también enfrentan diferencias en la disponibilidad de mano de obra calificada.

El proyecto Exmar GNLF será suplido por el campo “La Creciente”, operado por Pacific Rubiales en el norte de Colombia, que será conectado por una tubería de 88 km hasta la planta GNLF

Costos y Financiación Un informe de Febrero 2014 del Instituto Oxford para Estudios Energéticos, OIES, indica que entre 2000 y 2013, el costo promedio de las plantas de licuefacción de gas natural aumentó de US$ 300 a US$ 1.200 por tonelada métrica por año, con algunos proyectos costando hasta US$ 2.000 por tonelada métrica por año. El mismo informe indica que el Exmar GNLF se está construyendo a un precio cotizado de US$ 700 por tonelada métrica por año, indicando que “es muy bajo en comparación con las plantas terrestres tradicionales”. En una sección del informe dedicada a las sugerencias para la MARZO 2015 I Petroleum 302 27

Tecnología

para estos productores de GNL, el proyecto Exmar GNLF, es uno de los proyectos más pequeños, y es muestra de una alternativa de planta de producción de GNL capaz de ayudar a reducir riesgos técnicos y financieros. Obviamente cualquier proyecto que abarca un período largo entre el inicio de las inversiones de capital y el comienzo de ingresos financieros implica mayores riesgos que un proyecto similar que abarque un período más corto entre ambos hitos. Luego de largos años de estudios, la Decisión Final de Inversión (FID, por sus siglas en inglés) para el proyecto Gorgón fue tomada en Septiembre de 2009. El proyecto aprobado inicialmente tenía una capacidad de licuefacción de 15 millones de toneladas por año y se esperaba que costara US$ 37.000 millones durante un período de cinco años, hasta comenzar a producir GNL en 2014. Muchas cosas pueden cambiar en un período de cinco años, como ha sido cierto en el caso del proyecto Gorgón. No sólo los costos del proyecto aumentaron US$ 17.000 millones (46%) hasta un total hoy día esperado de US$ 54.000 millones (y vale mencionar que al menos un inversionista no prevé el inicio de producción hasta el 2016), sino que hubo cambios inesperados en el mercado mundial de gas como resultado del éxito de la producción de gas de lutitas en Estados Unidos. Esto contrasta con el corto lapso requerido por un proyecto tipo GNLF. El proyecto Exmar GNL fue aprobado en Mayo de 2012, con capacidad de 500 mil toneladas por año y la planta salió del dique seco en China en Noviembre de 2014, esperándose que comience operaciones comerciales en 2015. Evidentemente, mientras menor es el periodo de construcción que requiere un proyecto, menor es el periodo en el cual los que solo se vislumbraban como riesgos potenciales pueden convertirse en realidad. Otra manera de reducir riesgos del proyecto es construir una mayor parte del mismo en un ambiente o entorno controlado. El proyecto Gorgón está siendo desarrollado frente a la costa de Australia Noroccidental, con las instalaciones de licuefacción ubicadas en tierra en la remota isla de Barrow, la cual se encuentra a 80 kilómetros de una costa que ya en sí es remota. Aunque no sufre la oposición de habitantes de la zona, lo cual afecta a algunos proyectos en tierra en otras geografías, resulta que es el lugar en el cual la Organización Meteorológica Mundial informó se registró la mayor velocidad del viento del mundo, 408 km/h.

Tecnología

reducción de costos a futuro, el mismo recomienda explícitamente “considerar la opción de construir la planta de licuefacción flotante en un astillero en China o Corea”. Vale la pena señalar que el Exmar GNLF es sólo el primero de este nuevo tipo de proyecto y sería razonable esperar que el astillero haya asumido posibles excesos de costos, que en el futuro pueden llegar a ser innecesario al adquirir más experiencia. Al mismo tiempo el informe OIES indica que “los costos proyectados de plantas de licuefacción construidas en Texas y Louisiana es de aproximadamente US$ 700/tpa”, una región que generalmente se considera una geografía de costo mayor que China o Corea. Por tanto, es razonable esperar que cualquier proyecto futuro de GNLF pueda atraer múltiples ofertas de astilleros de Asia a precios aún más atractivos. Además de ser un menor costo, los proyectos GNLF también pueden beneficiarse de la posibilidad de recibir financiación atractiva. Desde que el primer buque de producción y almacenamiento (FPSO, por sus siglas en inglés) comenzó a operar en 1977 hasta la actualidad, la banca de inversión ha alcanzado un nivel de tranquilidad con la financiación de los FPSO. Aunque los banqueros aún tendrán que llegar a conocer las particularidades técnicas y comerciales de los proyectos GNLF, podrán apreciar que tanto los proyectos FPSO como los de GNLF comparten la facilidad de ser recuperados y posteriormente vendidos o instalados en otras geografías. Esto facilitará el desarrollo de la disponibilidad de financiación de deuda para proyectos (independiente de la matriz), además de la deuda más tradicional que retiene dependencia a la matriz. Esto significa que la financiación del proyecto es menos dependiente del nombre del patrocinador del proyecto, por lo que un mayor número de empresas podría tener acceso a la financiación para los proyectos GNLF.

Modelo Terminal Marítimo (Imagen cortesía de Pacific Rubiales)

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El proyecto Exmar GNLF es una alternativa de planta de producción de GNL capaz de ayudar a reducir riesgos técnicos y financieros. Fue aprobado en Mayo de 2012 y se prevé que comenzará operaciones comerciales en 2015 con una capacidad de 500 mil toneladas por año” Explotación de campos a menor escala La escala moderada que se observa con el proyecto Exmar GNLF también permite la explotación de campos a menor escala que estaban demasiado distantes de los gasoductos existentes para poder ser explotadas de manera económica. En una conferencia reciente, Philip Oliver, Presidente de GDF Suez-LNG, indicó que la tecnología de GNLF abre 800 campos a la posibilidad de explotación comercial. Vale mencionar que la tecnología GNLF es aplicable a campos gasíferos tanto en tierra como en el mar litoral. El proyecto Exmar GNLF será suplido por el campo “La Creciente”, localizado en el norte de Colombia que será conectado por una tubería de 88 km hasta la planta GNLF que ha sido bautizada con el nombre “Caribbean FLNG”. Un proyecto anunciado en Diciembre de 2014 por las empresas Perenco y Golar será suplido por el campo Kribi en la costa litoral de Camerún en África Occidental. Como muestra de confianza en esta nueva tecnología, en Diciembre de 2014 también fue anunciado que la empresa Exmar firmó con Wison Engineering la compra de una segunda planta GNLF y la opción de dos plantas GNLF adicionales. Incluso las empresas pueden ganar al poder desarrollar grandes proyectos como una secuencia de proyectos de menor escala y menor riesgo. Previamente requerían asegurar cierto porcentaje (alrededor de 65%) bajo contratos de venta a largo plazo antes de acometer la construcción de un proyecto. Sin embargo, esto dejaba una parte sustancial del proyecto a ser vendida en el mercado abierto de GNL, lo que aumentaba el riesgo de los ingresos para el proyecto. En lugar de ser desarrollado como un solo gran proyecto, cada expansión del proyecto GNL podría llevarse a cabo sólo cuando un contrato de venta de varios años ha sido firmado con un comprador. Sin duda estamos al inicio de una emocionante etapa en el crecimiento del mercado internacional del gas. El avance de la tecnología GNLF reducirá los riesgos y los costos de proyectos de producción de GNL, a la vez que permitirá la explotación económica de un mayor número de yacimientos de gas. Aunado a las opciones técnicas y financieras que permite, la tecnología GNLF representa un cambio fundamental que permitirá la participación de un mayor número de empresas en el mercado internacional de gas que cada día asume un papel más importante en el desarrollo de la economía mundial.

TecnologĂa y Comercio

Warehouse

Thermatel® FracAdvisor™

Nuevo servicio de Weatherford para optimizar la completación de pozos no convencionales

racAdvisor ofrece a los operadores una orientación cercana al tiempo real para optimizar diseños de completación, reducir riesgos operacionales y aumentar la eficiencia en operaciones de fracturamiento hidráulico. Limitaciones tales como variaciones en la producción de pozos y el tiempo operacional demandan una solución integrada basada en las características únicas del yacimiento. FracAdvisor proporciona orientación a los operadores sobre la forma de completar de manera óptima un pozo mediante la incorporación precisa de diversos atributos de completación tales como el efecto de la anisotropía en yacimientos de lutitas orgánicas. El nuevo servicio incorpora algoritmos propios con un peso específico atribuidos de acuerdo al play, pozo o lateral específico. “FracAdvisor permite tener un conocimiento profundo del subsuelo, especialmente del yacimiento y las cualidades de completación, mitigando los desafíos de variación de la producción de pozo a pozo en yacimientos no convencionales,” dijo Matt Vanderfeen, Vicepresidente de Consultoría de Petróleo y Laboratorios de Weatherford. El servicio ofrece el cálculo de fracturabilidad a lo largo de los pozos horizontales o verticales, en campos, o en cuencas. www.weatherford.com

30 MARZO 2015 I Petroleum 302

Una nueva incorporación a la familia Foundation Fieldbus™ como parte del compromiso de Magnetrol de desarrollar soluciones de medición de flujo, control y resolución de problemas

agnetrol ha lanzado el medidor térmico de flujo de masa Thermatel TA2 junto a sus productos de comunicación digital Foundation Fieldbus™. El Thermatel TA2 ofrece todas las ventajas del modelo TA2 estándar, tales como: • Calibración de gas dual con dos curvas únicas (Ejemplo: propano y gas natural) • Campo de ajuste para instalar en diferentes tipos de gases o para ajustar a diferentes mezclas de gases • Procedimiento de verificación de calibración que proporciona ahorro de costos debido a la disminución del tiempo de inactividad y recalibraciones innecesarias • Totalizadores internos reajustables y no reajustables • Señal fuerte con flujos bajos y presiones bajas con alta cobertura • ISO 17025 y NIST calibraciones trazables El medidor térmico de flujo de masa Thermatel TA2, en conjunto con el transmisor de radar de onda guiada Eclipse Modelo 706, el transmisor desplazador E3 Modulevel y el transmisor de nivel magnetostrictivo Orion Enhanced Jupiter, conforman la familia Foundation Fieldbus™ de Magnetrol. www.magnetrol.com

Calendario

28 - 30 Abril

07 - 10 Abril

13 - 15 Mayo

Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2015

5th Colombia Oil & Gas Conference & Exhibition

11o Congreso Internacional de Minería y Petróleo

Punta del Este, Uruguay

Cartagena, Colombia

www.conferenciaarpel.org

Media Partner

www.cwccolombia.com

Principal Media Partner

2 0 1 5

www.cinmipetrol.com

18 - 19 Mayo

Colombia Energy Summit Bogotá, Colombia

www.latinmarkets.org/forums/colombiaenergy-forum/overview

Media Partner

27 - 29 Mayo

I Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos Cartagena, Colombia

Media Partner

www.coflucempo.com

Revista Oficial

2 0 1 5 09 - 10 Marzo Peru Energy Summit - Lima, Perú

19 Marzo Mexican Energy Reform - New York, USA

09 - 12 Marzo Mexico Upstream: Contracts & Deepwater Summit

24 - 25 Marzo SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference

11 - 12 Marzo Shale World México - Ciudad de México, México

24 - 26 Marzo World Heavy Oil Congress

16 - 20 Marzo 6º Simposio Internacional de Geomecánica

08 - 09 Abril AADE National Technical Conference & Exhibition

Bucaramanga, Colombia - www.sigeomecanica.org

San Antonio, USA - www.speakerready.com/abstracts/AADE

17 - 18 Marzo Latin America and Caribbean Oil & Gas Security Forum

16 - 17 Abril XII Colombian Mining & Energy Conference

17 - 18 Marzo Colombian Investors Forum -Bogotá, Colombia

20 - 24 Abril IHS Energy CERAWeek 2015

www.latinmarkets.org/forums/peru-energy-summit

The Woodlands, USA - www.cwcmexicooilgas.com

www.terrapinn.com/conference/shale-world-mexico

Bogotá, Colombia - www.latamoilgassecurity.com

www.latinmarkets.org/forums/colombian-investors-forum

www.foreignaffairs.com/about-us/sponsors/mexicos-energy-reform

The Woodlands, USA - www.worldheavyoilcongress.com

Edmonton, Canadá - www.spe.org/events/ctwi/2015

Medellín, Colombia - www.alame.org

Houston, USA - www.ceraweek.com/2015

Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos

32 MARZO 2015 I Petroleum 302

l 23 de Enero de 2015 Luis Alberto Sánchez Fernández tomó posesión del cargo de

Ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, en reemplazo de Juan José Sosa Soruco. Para el momento de su designación Sánchez se desempeñaba como Vicepresidente Nacional de Administración de Contratos y Fiscalización en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, YPFB Corporación. Tras asumir sus nuevas funciones Sánchez anunció que uno de sus principales desafíos es pasar de la industrialización a la exportación a partir de 2016 y encarar acciones para paliar los efectos de la baja del costo del barril del petróleo.

Nuevo Presidente y Directores en Petrobras Aldemir Bendine

l Consejo de Administración de Petrobras aprobó por mayoría la elección de Aldemir

Bendine como Presidente de la compañía en sustitución de Maria das Graças Silva Foster, quien renunció al cargo. Bendine, quien se desempeñaba como Presidente y miembro del Consejo de Administración del Banco do Brasil, es Licenciado en Administración de Empresas con un MBA en Finanzas y en Formación General para Altos Ejecutivos. De igual forma el Consejo de Administración eligió a Ivan de Souza Monteiro, como Director Financiero y de Relaciones con Inversores, en sustitución de Almir Guilherme Barbassa. Monteiro era Vicepresidente de Gestión Financiera y Relaciones con Inversores del Banco de Brasil desde Junio de 2009. Previamente ocupó distintos cargos de alta Ivan de Souza Monteiro dirección. Se graduó en Ingeniería Electrónica y Telecomunicaciones y tiene MBA en Finanzas y Gestión. También fueron electos para ejercer funciones como Directores Interinos: Solange da Silva Guedes, como Directora de Exploración y Producción, en sustitución de José Miranda Formigli Filho. Jorge Celestino Ramos, como Director de Abastecimiento en reemplazo de José Carlos Consenza. Hugo Repsold Júnior, como Director de Gas y Energía en sustitución de José Alcides Santoro Martins. Roberto Moro, como Director de Ingeniería, Tecnología y Materiales en reemplazo de José Antônio de Figueiredo.

Varel

Nuevo Presidente y CEO de Statoil

tatoil anunció el nombramiento de Eldar Sætre como Presidente y CEO de la compañía, cargo que ocupaba de forma provisional desde el pasado Octubre. Con 35 años de carrera en la industria de petróleo y gas, Sætre posee una amplia experiencia operacional y financiera dentro de Statoil. Ha sido miembro del comité ejecutivo de la empresa desde 2003. Comenzó como Director Financiero, y luego pasó a ser Vicepresidente del área ejecutiva para la Comercialización, Transformación y Energía Renovable. “La industria y la compañía se enfrentan a retos exigentes. Eldar destaca por su larga experiencia y su capacidad para crear un cambio, cualidades que necesitamos en tiempos como estos”, dijo Svein Rennemo, Presidente de la junta de Statoil. “Nuestra industria está experimentando actualmente una gran incertidumbre, frente a lo cual Statoil comenzó el trabajo para mejorar su competitividad”, dijo Sætre, agregando que “Statoil está cambiando, pero una cosa se mantiene firme: Mi primera y principal responsabilidad es operaciones seguras y protegidas”.

Presidente de YPFB

uillermo Achá fue nombrado Presidente Interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, YPFB, con el reto de consolidar a la petrolera estatal en tareas de exploración de hidrocarburos y avanzar en el proceso de industrialización. Achá es Licenciado en Administración de Empresas titulado en la Universidad Católica Boliviana. Cursó una maestría en Petróleo y Gas en la Universidad Privada Boliviana y otros estudios de Marketing y Finanzas en la Univalle convenio Universidad de La Plata. Desde 2006 ha desempeñando distintas funciones en YPFB Casa Matriz, entre ellas Gerente General de YPFB Refinación, y posteriormente Vicepresidente Nacional de Operaciones.

Presidente de la ANH

arlos Ernesto Mantilla McCormick, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, fue designado como Presidente Encargado de la entidad en remplazo de Javier Enrique Betancourt. Mantilla McCormick es abogado de la Universidad Externado de Colombia, con especialización en Derecho Comercial de la Pontificia Universidad Javeriana. Se destaca de su experiencia profesional el haber trabajado en empresas consultoras en áreas de derecho minero energético; Abogado Senior y Gerente del departamento jurídico en Occidental de Colombia; Agente Especial de la Superintendencia Bancaria; miembro de la Junta Directiva del Colegio de Abogados de Minas y Petróleo desde el 2004.

arel Internacional Energy Services (VIES) anunció el nombramiento de Michael Reeves como su nuevo Presidente, tras el anuncio de que Jim Nixon, ex Director General de VIES pasará a ser Presidente de Sandvik Venture y miembro de Group Executive Management. Reeves fue anteriormente Presidente de la división de Petróleo y Gas Drill Bits. Antes de unirse a esta compañía ocupó otros puestos clave dentro de la industria de petróleo y gas, más recientemente como Presidente y CEO de XACT Downhole Telemetría, Inc. En su nueva posición, Reeves reportará a Jim Nixon. Él seguirá liderando VIES durante una fase de expansión muy importante, y sus antecendentes lo muestran muy adecuado para asumir esta nueva responsabilidad.

MARZO 2015 I Petroleum 302 33

Gente

Ministro de Hidrocarburos de Bolivia

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Impacto sobre los precios del gas natural El diferencial de precios respecto a los derivados de petróleo para sustituir gas natural en el segmento transporte se ha reducido a menos de la mitad Álvaro Ríos Roca*

a súbita caída de los precios del petróleo en más de 50% en menos de siete meses está trastocando fuertemente la economía mundial. En una anterior entrega analizamos como este nuevo escenario de precios estaba golpeando el desarrollo de la naciente industria de los shales. En esta entrega veremos los impactos que ya se sienten en los precios del gas natural y sobre todo en su calidad de sustituto de los derivados de petróleo, principalmente en el segmento transporte. Los precios del gas natural se forman algo distinto a los del petróleo y tienen una configuración más regional o local que global. El Gas Natural Licuado (GNL) le está dando ciertamente una característica de commodity, principalmente para las transacciones tipo spot (sin contratos de largo plazo), las cuales han configurado una serie de Hubs (nodos) de carácter regional donde se referencian, tranzan y reportan los precios de gas natural. Están las transacciones de compra venta de gas natural que se referencian a los precios de ciertos tipos de crudo como es el caso de Japón. En Europa, los precios de gas están más relacionados a los precios de los derivados del petróleo (fuel oil) y en el caso de Inglaterra y Norte América (USA, Canadá y México) los precios se originan de la competencia de gas con gas. En el caso de Latinoamérica las principales transacciones se dan con gas que viaja desde Bolivia a Argentina y Brasil, donde los precios, al igual que Europa, están vinculados a los derivados del petróleo (fuel oil y diesel oil). Los precios de la exportación de

34 MARZO 2015 I Petroleum 302

Perú vía GNL se van mayormente al mercado de USA donde las transacciones se dan en función nodo Henry Hub. Esta explicación anterior nos lleva a entender que cualquier alteración de los precios del petróleo repercute directa y muy rápidamente en los precios de gas natural en las distintas regiones del planeta. Es curioso pero los precios del gas natural no se referencian al carbón, producto con el que compite fuertemente en la generación eléctrica. Entrando en tema, vemos que en Norte América los precios de gas natural, que ya estaban bastante bajos por la revolución del shale gas, han retrocedido aún más, a pesar del periodo invernal. El nodo Henry Hub se redujo de 4 a 4.5 US$/MMBtu entre 2010 y 2014 a un promedio de 3.6 US$/MMBtu en Enero de 2015. El diferencial de precios respecto a los derivados de petróleo para sustituir gas natural en el segmento transporte se ha reducido a menos de la mitad. El diferencial por los pasados 4 años se había establecido entre 14 a 20 US$/MMBtu con respecto al fuel oil y diesel oil respectivamente. Ese diferencial en Enero de 2015 está entre 4 a 9 US$/MMbtu, desincentivando los proyectos de conversión de gasolina y diesel a gas natural. En Europa y en Asia, los precios para los contratos por gasoducto y vía GNL de varias partes del mundo y de gas natural de Rusia también ya se han visto reducidos, debido a que están referenciados al precio del petróleo y sus derivados. Los precios spot en el mercado Europeo se han reducido en casi

3 US$/MMBtu, de un promedio de 11 US$/ MMBtu entre 2010 y 2014 a 8 US$/MMBtu en Enero de 2015. Los precios spot en el mercado de Japón se han reducido mucho más significativamente, de un promedio de 16 US$/MMBtu de 2010 a 2014 a casi 10 US$/MMBtu para el mismo periodo. A Perú no le queda sino continuar abasteciendo bajo contrato un 60% de su capacidad de GNL al mercado más deprimido del mundo en precios, que es Norteamérica. El saldo irá a distintos puntos del planeta a menores precios por el momento. Brasil, Chile y Argentina también están comprando GNL en el mercado spot con una diferencia de precio menor de 6 a 8 USS/MMBtu respecto a los precios de anteriores años. Los precios de Bolivia, que también están con referencia a los fuel oils, serán impactados a partir de 2015 y más fuertemente en 2016 por el rezago en la fórmula. De tener un escenario bajo de precios de petróleo por algunos años más (situación que algunos argumentan a favor y otros en contra), tendremos también precios más bajos de gas natural en casi todas las regiones del planeta. De persistir esta tendencia, la evolución de muchos proyectos de Mini GNL y varios proyectos de GNL, principalmente de Norte América y de Australia, donde no se hayan iniciado inversiones, se pondrán posponer o detener definitivamente. *Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo