Noviembre 2010 - Petroleum 250 by Revista Petroleum

NOVIEMBRE 2010 Año 26, Núm. 250

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: El petróleo y el gas seguirán siendo las fuentes de energía más importante por mucho tiempo, de allí que las compañías mantienen su enfoque en la innovación en exploración y producción para recuperar los valiosos recursos en zonas donde anteriormente se pensaba eran inalcanzables. (Foto: Cortesía Statoil)

IN SITU Planta LMP y Unidad TCC de Halliburton en Colombia Con nuevas instalaciones, ahora desde Yopal Halliburton está presta para cubrir las necesidades en cuanto al manejo y tratamiento de fluidos, así como recortes base aceite que demanda la industria petrolera colombiana, con soluciones adaptables en el manejo de residuos para maximizar la efectividad de la perforación de pozos

Inauguración en Yopal, Colombia

REPORTE Petrobras bautizó la P-57 en el campo Jubarte Con la unidad FPSO inauguró una nueva generación de plataformas, concebidas y ensambladas a partir del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. Un modelo que será referencia para las futuras plataformas de Petrobras

EVENTOS Expo Oil and Gas Colombia 2010 La mirada de la industria petrolera mundial se vuelca nuevamente hacia Colombia con ocasión de la primera Expo Oil and Gas Colombia 2010, que del 2 al 5 de Noviembre se realiza en Cartagena

Capacidad tecnológica en aumento

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO IMP otorgó Premio Anual a la Innovación y Aplicación Industrial Gracias al esfuerzo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo, ahora Pemex podrá contar con normatividad propia para sus sistemas FPSO y un sistema mejorador del patrón de flujo que mejora la productividad de los pozos

PREVIEW

VIII Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos

Dos décadas, 20 años

SECCIONES 3 4 38 39 40

Cornisa Cuadrante Warehouse Calendario Última Página

Dos décadas cumple este año el SefluCempo bajo la misión de fomentar la explotación de pozos productivos y económicamente rentables, mediante el manejo adecuado de los desechos y la conservación ambiental. Se realizará del 18 al 20 de Noviembre en la Isla de Margarita

E&P 10 12 14 16 16

Perú adjudicó 14 lotes y supera los 100 contratos vigentes ENAP descubrió nuevo pozo productor de gas natural en Magallanes Ecopetrol alcanzará 620.000 barriles diarios a fines de año Alange Energy continúa explorando la prospectividad del bloque Topoyaco Shell emprendió segunda fase de producción en Parque das Conchas NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

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La Revista Petrolera de América Latina

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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

Lo importante no es ganar, sino competir”, pero a veces también es mejor ganar, aunque el sólo hecho de participar en una contienda muy selectiva es ya un triunfo; sobre todo si se compite contra grandes potencias, que alejan de entrada las posibilidades de coronar la meta anhelada. Al cierre de esta edición de Petroleum –Octubre 21, 2010- se conoció que Moscú (Rusia) había ganado la elección para ser la sede del XXI Congreso Mundial de Petróleo, evento cumbre de la especialidad que se realizará en el 2014. La segunda potencia petrolera del mundo se alzó con 24 votos, seguida muy de cerca por Houston (Estados Unidos) que obtuvo 20 votos y en el tercer y último lugar quedó Bogotá (Colombia) con seis de los 30 votos válidos. No sabemos en este preciso momento si la votación fue pública o secreta, pero ya habrá la oportunidad de conocer cuáles fueron las preferencias de las distintas naciones que hacen coro en el prestigioso y muy influyente World Petroleum Council, en esta formidable puja entre dos “Goliat”, donde un “David” suramericano tuvo la gallardía de retarlos y, aunque no triunfó, tampoco salió “a tabla raza”. Este hecho lo queremos destacar, para nuevamente llamar la atención sobre los esfuerzos serios y sostenidos que está haciendo Colombia para atraer la atención mundial hacia su pujante industria petrolera y que la han convertido en el segundo país más atractivo para la inversión petrolera, después de Brasil. El hecho de que el país neogranadino se haya medido en una batalla sin cuartel, fuerte, con las dos mayores potencias del mundo en todos los aspectos de la vida, para optar a la sede del evento petrolero más importante del orbe, que sólo se realiza cada tres años, viene a ser la confirmación fehaciente de un hecho manifiesto, que hemos venido destacando en las páginas de esta revista, y es que Colombia atraviesa un momento estelar en su historia en el que las compañías petroleras de todos los tamaños y nacionalidades están asentándose en su territorio atraídas por las oportunidades que ofrece para la explotación de su riqueza de petróleo y gas natural. Desde 2003, cuando se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, como ente regulador y administrador de la actividad de exploración y producción, el país ha flexibilizado la legislación petrolera, ha modificado las bases de los contratos y ha mejorado las condiciones fiscales y contractuales, para hacer la actividad más atractiva y segura para los inversionistas nacionales y extranjeros. La lucha por obtener la sede –como en todas las oportunidades anteriores- fue tenaz. Moscú, a pesar de haber sido sede anteriormente, compitió y ganó. Houston se empleó a fondo y ofreció todo su potencial que es inmenso y se quedó en el camino. El World Petroleum Council lo conforman 63 países y su cuartel general está en Londres. Si desea más detalles visite su portal web: www.world-petroleum.org. Despedimos esta nota editorial destacando la realización del VIII Seminario de Fluidos de Perforación y Cementación de Pozos, SEFLU/CEMPO, que este año celebra su 20 Aniversario. Este evento de gran contribución para los profesionales dedicados a la perforación, terminación y reparación de pozos, ha sido reconocido a través de estas dos décadas de trayectoria por haber marcado pauta en las tecnologías más retadoras para gerenciar y contar con pozos productivos y económicamente rentables. Esta nueva edición del SEFLU/CEMPO se realizará en Puerto Ordaz, Venezuela, del 18 al 20 de Noviembre: www.seflucempo.com. NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Cuadrante Baker Hughes recibió un contrato valorado en 137 millones de dólares y de ocho años por parte de Repsol para el suministro y mantenimiento exclusivo de sistemas de bombeo electro-sumergible (ESP) en las áreas de producción bloque 16 y Tivacuna, en Ecuador. El contrato abarca unos 200 pozos en los que Repsol requiere sistemas ESP para maximizar la producción. Baker Hughes ha suministrado estos sistemas a Repsol desde 1998. “Los proyectos de producción mediante levantamiento artificial requieren un compromiso a largo plazo para mejorar constantemente el rendimiento del equipo, y este contrato significa que podemos continuar construyendo sobre los logros que hemos alcanzado en nuestra asociación de 12 años con Repsol”, comentó Andy O’Donnell, Presidente para el Hemisferio Occidental de Baker Hughes.

La agencia calificadora de riesgos Fitch Ratings publicó un reporte el 15 de Octubre en el cual mejoró la perspectiva de la calificación de Ecopetrol que pasó de estable a positiva, manteniendo la calificación de riesgo de largo plazo de moneda extranjera en BB+ y de moneda local en BBB-. La mejoría en la perspectiva de la calificación de la petrolera colombiana sigue a la de la República de Colombia, que pasó también de estable a positiva. De acuerdo a la agencia, la calificación de Ecopetrol refleja el sólido perfil financiero, los incrementos de la producción y los adecuados niveles de reserves, y espera que la empresa mantenga un perfil financiero y métricas crediticias consistentes con la calificación asignada al tiempo que implementa su estrategia de crecimiento.

Knight Oil Tools adquirió a la compañía Advanced Safety para expandir su oferta de servicios a la industria de los hidrocarburos en el área de seguridad. Los servicios de Advanced Safety incluyen inspecciones de instalaciones y sitios de trabajo, consultoría en seguridad, programas de planificación y capacitación y certificación de calidad con entrenadores certificados en más de 50 áreas. Michael Pothier, con 12 años de experiencia en consultoría de seguridad y más de 30 años en campos petroleros, fue designado Vicepresidente y Gerente General de Advanced Safety, con base en Broussard, Louisiana.

WesternGeco inició el levantamiento sísmico multicliente Revolution, que marca la primera vez en realizarse una adquisición de azimut completo y de embarcación múltiple con la técnica Dual Coil Shooting de manera comercial en la industria. Revolution proporcionará la cobertura azimutal (FAZ) de más de 130 bloques en la Plataforma Continental Exterior (OCS), en el Golfo de México. “Desplazamientos muy largos en combinación con la iluminación completa del azimut permite elevar significativamente la representación de complejas las estructuras subsalinas en el Golfo México”, dijo Thomas Scoulios, Gerente para Norteamérica de WesternGeco. FAZ Dual Coil Shooting es un método nuevo y avanzado de adquisición de datos sísmicos marinos mediante largos desplazamientos empleando cuatro buques que siguen una trayectoria circular.

Foster Wheeler anunció que su grupo de Ingeniería y Construcción ganó un contrato de ingeniería de diseño pre-feed y feed otorgado por Cardón IV, S.A., para nuevas facilidades de producción en el campo Perla, en el Golfo de Venezuela. Cardón IV, S.A. es una empresa conjunta propiedad de Eni Venezuela BV y Repsol YPF Venezuela Gas, S.A. para la exploración y explotación de gas natural no asociado en el bloque Cardón IV. El valor del contrato no fue revelado. Las nuevas instalaciones incluyen estructuras costa afuera, árboles marinos, líneas de flujo y de exportación submarinas, y otras facilidades desde los cabezales de pozos hasta una planta de gas en tierra, así como conexión a un sistema de transporte de gas y condensado existente.

Petrobras inauguró la ampliación de las instalaciones del Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), en Río de Janeiro, que suman avanzadas técnicas de construcción, sostenibilidad y ecoeficiencia y representan un salto para el desarrollo de tecnología en Petrobras. El complejo ocupará más de 300.000 m2, lo que lo convierte en uno de los mayores centros de investigación aplicada del mundo; con varios laboratorios para satisfacer las demandas tecnológicas de Petrobras en las áreas de Biotecnología, Medio Ambiente y Gas y Energía, y espacios para atender exclusivamente las demandas del pre-sal. Entre sus instalaciones innovadoras, cuenta con un Centro de Visualización Colaborativa (NVC) con ambientes para el desarrollo de estudios y proyectos con simulación tridimensional.

El Gobierno del Presidente de Estados Unidos, Barak Obama, anticipó el fin a la moratoria sobre las perforaciones petroleras en aguas profundas que impuso tras la fuga de BP en el Golfo de México. Podrán retomarse las perforaciones en aguas a más de 500 pies. Entre las nuevas condiciones, los presidentes ejecutivos de las compañías operadoras de plataformas deben certificar ante el Gobierno que cumplen con todas las normativas de seguridad, mientras que los actores del sector deben demostrar que cuentan con el equipo necesario para contener la explosión de un pozo de aguas profundas. El Departamento del Interior reiteró que tiene la intención de implementar más normativas con el objetivo de prevenir explosiones en aguas profundas, regulaciones que, de acuerdo con algunos representantes del sector, podrían incrementar significativamente los costos de operar en aguas estadounidenses.

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In Situ

En la inauguración de la nueva Planta de Lodos en Yopal: Hermes Aguirre, Halliburton Colombia Country Manager; Lina María Serpa, BP Drilling & Completion Vice President, Roberto Muñoz, Halliburton VP Latin America. Detrás, Lilian Fernanda Salcedo, Alcaldesa de Yopal y Ron Morris, Halliburton Global Operations Manager, BSS

Soluciones adaptables en el manejo de residuos para maximizar la efectividad de la perforación de pozos

Planta LMP y Unidad TCC de Halliburton en Colombia Desde Yopal atenderá las necesidades en cuanto al manejo y tratamiento de fluidos, así como cortes base aceite que demanda la industria petrolera colombiana

hora desde Yopal, capital del departamento de Casanare, a 387 km de Bogotá, y justo basada en el Piedemonte de la cordillera Oriental en Colombia, Halliburton está presta para cubrir las necesidades en cuanto al manejo y tratamiento de fluidos, así como recortes base aceite del área y del país. El inicio de las operaciones de sus nuevas facilidades en esta localidad han convertido a esta compañía de servicios petroleros en la primera en materializar un proyecto pionero en Latinoamérica en desarrollo tecnológico y el manejo de procesos integrales, a fin de darle el tratamiento debido a los recortes generados en la perforación de pozos, mediante soluciones de última generación y con las más estrictas normas de operación.

Inauguración Al acto de inauguración, celebrado el 30 de Septiembre, asistieron ejecutivos y empleados de Halliburton, Ecopetrol, BP, así como invitados en representación de las fuerzas vivas de la región. 6

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Hermes Aguirre, Country Manager de Halliburton Colombia fue el primero en dar sus palabras de bienvenida a todos los presentes por haber atendido la invitación a la puesta en marcha de la nueva planta de almacenamiento, acondicionamiento y tratamiento de fluidos (LMP), así como de una unidad de tratamiento termo mecánico de limpieza de cortes (TCC). Aseguró que la consolidación de este gran proyecto “es parte del esfuerzo de la compañía en materia de inversión para el desarrollo de nuevas tecnologías de procesos limpios”. Asimismo destacó que el proyecto representó un gran desafío en cuanto al tiempo de las obras, ya que el mismo culminó en un tiempo récord de seis meses “nadie creía que se podía alcanzar en ese lapso tan breve”. Ron Mor ris, Global Operations Manager BSS Halliburton, intervino para compartir la serie de características técnicas y operacionales de las nuevas facilidades, cuales aseguró fueron diseñadas atendiendo rigurosas normas de seguridad en cada etapa de los procesos.

El personal de Halliburton también recibió un merecido reconocimiento por parte de Roberto Muñóz, Vice President Latin America, Halliburton, quien agradeció a todos por el empeño y la capacidad de trabajo mostrada, y asimismo les instó a continuar empleando sus habilidades a la altura del nuevo compromiso. “El equipo con que contamos, nos permite brindar un buen desempeño y servicio a nuevos niveles de excelencia”. Luego de un recorrido general por las instalaciones que brindó la oportunidad de apreciar de manera más visible la importancia, alcance y envergadura del proyecto hecho realidad, se procedió al corte de cinta que simbólicamente marcó el inicio de las operaciones de las facilidades. El acto estuvo en manos de Lina María Serpa, BP Drilling & Completion VP, acompañada por Hermes Aguirre, Roberto Muñoz, Lilian Fernanda Salcedo, Alcaldesa de Yopal y Ron Morris. La celebración concluyó con un almuerzo llanero, bajo el compás marcado por el arpa, el cuatro y las maracas, que animó a los anfitriones e invitados a cele- 8

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...In Situ

brar el nuevo emprendimiento que refleja el creciente desarrollo que experimenta la industria petrolera colombiana. Halliburton tiene actividades en Colombia desde hace más de seis décadas, un tiempo valioso que le ha permitido aportar experticia, tecnología y talento humano para el desarrollo del sector de hidrocarburos del país.

Planta LMP La planta de almacenamiento, acondicionamiento y tratamiento de fluidos (LMP) cubre un área operacional de aproximadamente 2.000 m2. La capacidad de almacenamiento de cada uno de sus tanques es de 500 barriles para un total de 14.000 barriles de lodos y fluidos.

Ciro Ayala, Account Leader; Mario Serrano; Baroid Latin America Technical Manager; Gladys Merchán, Facility Administrator; y José Migue Ruiz, Gerente Financiero de Colombia

Ricardo Soto, Director de Mercadeo, Petroleum, acompañado por representantes del folclor de los Llanos colombianos

Roberto Muñoz, Halliburton Vice President Latin America Region; José Acosta, Halliburton BD & Tech. Regional General Manager Latin America; Greg Morris, Halliburton Service Supervisor 1; Ricardo Arenas, Halliburton Baroid Country Manager; Hermes Aguirre, Halliburton Colombia Country Manager; Jorge Enrique Trujillo, BP D&C Eng. Manager; Lina María Serpa, BP D&C Vice President; Ron Morris, Halliburton Global Operations Manager, BSS; Lilian Fernanda Salcedo, Alcaldesa de Yopal; Carlos F. Acosta, Ecopetrol; Representante del Gobernador; Deiver Jiménez, Halliburton Operation Leader BSS; Jimmy Guerrero, Superintendente Ecopetrol, Gerencia Regional Nororiente; Señora de Guerrero; y Jorge Vélez, Halliburton Colombia BD Manager

Edilberto Rodríguez; Halliburton Business Development Account Leader; Roger Franco, Waste Management and TFM; Supervisora; Gustavo Muñoz; Halliburton Manager Real Estate Services; Gladys Merchan, Facility Administrador; Luis Zorrilla, Technical Baroid Elkin Pacheco, Technical Advisor; Mario Serrano, Baroid Latin America Technical Manager; Deiver Jiménez, Operation Leader BSS; Osmed Herrera, Technical Profesional; y Luis Fernando González, Technical Baroid

Cuenta con 32 tanques verticales – 24 para lodos y 6 para fluidos base y aguay dos tanques horizontales para mezclas. Adicionalmente posee equipos para el control de sólidos y acondicionamiento de lodos. Puede almacenar fluidos de hasta 17 ppg de peso. La nueva planta tiene como propósitos: mezclar y/o combinar fluidos a base de sintéticos y a base de aceite; mezclar fluidos a base de agua; mezclar y/o combinar salmueras; y carga y descarga de materiales y fluidos base a granel. Toda la transferencia de los fluidos dentro y fuera de la planta y de la facilidad de almacenamiento es hecha tomando en cuenta la mayoría de los aspectos de seguridad y rendimiento, en cada etapa de los procesos.

Unidad TCC

Agrupación musical colombiana que interpretó la música llanera durante el almuerzo ofrecido a los invitados en Yopal

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La unidad TCC incorpora la tecnología de servicios Baroid Surface Solutions™ de Halliburton para el procesamiento de recortes base aceite (OBM). Su diseño le permite procesar los desechos de perforación, como

los típicos recortes, lodos derramados o utilizados, de manera amigable con el ambiente. Su sistema TCC elimina la necesidad y costos asociados de transferir los cortes desde una plataforma de perforación en tierra hacia una facilidad de tratamiento, garantizando el mínimo impacto ambiental. El proceso de desorción térmica es el principal método para el tratamiento de los desechos aceitosos. El aceite recuperado puede ser re-utilizado para preparar nuevo lodo y/o ser usado en otras actividades operativas. El agua residual del tratamiento es reutilizada en la hidratación de la ceniza y el aceite recuperado tiene un valor adicional que reduce el costo del tratamiento del agua. El sistema TCC ofrecido por BSS Halliburton tiene una capacidad operativa de procesar de 8 toneladas métricas por hora cumpliendo con todas las disposiciones ambientales para los residuos sólidos descartados por la unidad. La unidad puede ser instalada en cualquier área acondicionada para el proceso de desorción térmica.

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E&P

Perú adjudicó 14 lotes y supera los 100 contratos vigentes Siete empresas precalificaron al presentar ofertas técnicas en la licitación de 14 lotes de exploración y explotación de hidrocarburos ubicados en varias partes del país. Se estiman inversiones por 700 millones de dólares durante la fase exploratoria de estos lotes

Perupetro otorgó la buena pro a 7 de 26

empresas petroleras postoras que quedaron precalificadas en el marco del proceso de selección, Ronda Perú 2010, donde la estatal ofreció 25 lotes de exploración y explotación de hidrocarburos en diversas cuencas de Perú. Las ofertas técnicas fueron presentadas para la licitación de 14 lotes. El resto de los lotes fueron declarados desiertos. El consorcio conformado por Repsol

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Exploración-Ecopetrol-YPF, se adjudicó los lotes 182, 184, 180 (Cuenca Ucayali), al ofrecer regalías mínimas de 15.50%, 19% y 17.11%, respectivamente. Este consorcio también obtuvo la buena pro del

lote 176, en la Cuenca Marañón, al ofertar regalías mínimas de 15.50%. Mientras que Ecopetrol individualmente se adjudicó el Lote 179, en la Cuenca Marañón, ofreciendo una regalía mínima de 15.50%.

La empresa Emerald Energy Perú, subsidiaria de Sinochem; obtuvo la buena pro de los lotes 178, 175, 165 y 185 ubicados en la Cuenca Marañón, y el lote 173 en la Cuenca Ucayali, proponiendo regalías mínimas de 27 y 33%. Emerald Energy superó la oferta del consorcio YPF-Petrouruguay y de Hydrocarbon Exploration PLC, que pugnaban por obtener la buena pro del lote 185 y 175, respectivamente. La argentina Tecpetrol se adjudicó el lote 174 en la Cuenca Ucayali ofreciendo una regalía mínima de 20.05%, mientras que Pitkin Petroleum obtuvo la buena pro del lote XXVIII, en la cuenca Sechura, proponiendo una regalía mínima de 15%. La compañía Hydrocarbon Exploration se adjudicó el lote 183 en la Cuenca Marañón y el lote 188 en la Cuenca Ucayali, con regalías mínimas de 45%. Con la adjudicación de estas áreas, Perú supera los 100 contratos vigentes, de los cuales 89 son para la exploración, aumentando las posibilidades de más descubrimientos de hidrocarburos en el país. “Este es el más exitoso de los procesos

que se han realizado. Se ha logrado una regalía mínima promedio de 26% y hemos marcado un récord en la historia del país superando los 100 contratos”, destacó el Presidente de Perupetro, Daniel Saba. Saba resaltó que el consorcio Repsol Exploración Perú - Ecopetrol – YPF, “podría ser considerado como uno de los más grandes que va a trabajar en el país”. Perupetro estima inversiones por 700 millones de dólares durante la fase exploratoria de estos 14 lotes en los próximos años. Conforme a la ley en Perú, una vez se publique la aprobación de los Contratos de Licencia, vía Decreto Supremo, se podrá proceder a la suscripción de los contratos correspondientes para cada uno de los lotes, lo que se estima puede tomar alrededor de dos meses. Las empresas petroleras que ya operan en el país han invertido 5.300 millones de dólares en los últimos cinco años en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Ecopetrol incrementa presencia en Perú Al obtener la buena pro o declaración de mejor oferta para cinco lotes durante

la Ronda Perú 2010, Ecopetrol del Perú S.A., incrementa su actividad en el país. En el lote 179 será operador con una participación de 100% y en los cuatro restantes (lotes 176, 180, 182, 184) participará con 50% en el consorcio conformado con Repsol Exploración Perú (25%), e YPF (25%), donde Repsol Exploración Perú será el operador. Los cinco lotes cubren una extensión cercana a 2.5 millones de hectáreas en área continental (onshore). El lote 176 está ubicado en el área de Ucayali, los lotes 180, 182 y 184 en la cuenca Huallaga y el lote 179 en la cuenca Marañón. Estos lotes se suman a la posición actual de Ecopetrol del Perú en el lote 101 que explora junto a Talisman y Repsol, los lotes 134 y 158 con Talisman, y el lote 117 con la brasilera Petrobras y la japonesa Inpex. En todos ellos Ecopetrol actúa como socio no operador. Para la estatal colombiana, los resultados fortalecen su actividad exploratoria con miras a alcanzar sus metas de producción y adición de reservas para el 2020.

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...E&P

ENAP descubrió nuevo pozo productor de gas natural en Magallanes El éxito exploratorio se produjo en el pozo Manantiales Oeste 1 del bloque Arenal, en la isla Tierra del Fuego

Luego de realizar pruebas de producción

al pozo exploratorio Manantiales Oeste 1, en el bloque Arenal, sector de Manantiales en Tierra del Fuego, ENAP confirmó el descubrimiento de un nuevo pozo productor de gas natural en la XII Región. Las pruebas iniciales de producción realizadas en la formación Springhill, determinadas a una profundidad entre 2.200 y 2.250 metros, permitieron confirmar caudales de 180.000 metros cúbicos día de gas natural (6,3 millones de pies cúbicos diarios), y 25 metros cúbicos día de condensado (150 barriles por día). En lo inmediato, ENAP contempla pruebas de producción de mayor duración, que permitan determinar volúmenes bajo condiciones estabilizadas que

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brinden una mayor información sobre las reservas, y por ende, de la dimensión total del yacimiento. Al respecto, el Gerente interino de la Línea de Negocios de Exploración y Producción de ENAP, Rodrigo Bloomfield, admitió que “este hallazgo es muy auspicioso, porque este pozo forma parte de una cartera de prospectos que estamos trabajando y que continuaremos desarrollando durante los próximos años. Hoy día producimos 4 millones de metros cúbicos de gas natural en Magallanes, y este nuevo hallazgo representa alrededor del 5% de nuestra producción en la XII Región, y para ser un pozo es muy buena noticia, pues cabe recordar que la producción de un yacimiento tiene que ver

Se confirmaron caudales de 180.000 m3 por día

con la producción de muchos pozos que arrojan buenos resultados”. El programa exploratorio en el bloque Arenal se inició con la adquisición de 940 km2 de sísmica 3D durante 2008 y sobre la base de ésta información sísmica y la información preexistente, la empresa definió una cantidad importante de oportunidades exploratorias y de desarrollo. A la fecha se han perforado cinco pozos, con los siguientes resultados: tres productores (Chañarcillo 37, 38 y Manantiales Oeste 1), uno con manifestaciones de gas, pero con bajo aporte (Tyndall 1) y el restante resultó seco (Cachapoal 1). Dentro del plan de trabajo 2010, ENAP planea la perforación de otros tres pozos similares, los cuales permitirán seguir corroborando los modelos geológicos en los que se fundamentan los descubrimientos realizados. Para el próximo año programa continuar la campaña de perforación de prospectos exploratorios en este bloque. Con estas actividades y las desarrolladas en los bloques Dorado-Riquelme, en el área continental, e Intracampos, en Tierra del Fuego, ENAP continúa con un plan exploratorio agresivo, cuyo objetivo es incrementar las reservas de gas natural. En Chile, realiza actividades de exploración y producción de yacimientos de hidrocarburos, principalmente en la Duodécima Región de Magallanes, donde cuenta con operaciones de producción de gas y petróleo en el área del continente, Isla Tierra del Fuego y en el Estrecho de Magallanes. En los últimos años, ENAP ha redoblado sus esfuerzos para prospectar nuevos yacimientos de gas en Magallanes, logrando éxito en varios bloques, particularmente en Dorado-Riquelme, donde puso en producción dos nuevos pozos durante 2008.

...E&P

Ecopetrol alcanzará 620.000 barriles diarios a fines de año

Metas de producción de Ecopetrol

El Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, aseguró ante inversionistas en Nueva York, que la meta de producción de la estatal colombiana para el 2011 es alcanzar los 750.000 bpd

La meta de Ecopetrol de alcanzar los

620.000 barriles por día (bpd) a finales de año, fue corroborada por el Presidente de la compañía, Javier Gutiérrez, en Octubre desde Nueva York, en el marco del tradicional día del inversionista. En dicha jornada los inversionistas pudieron escuchar de primera mano la evolución de los principales indicadores operativos, comerciales y financieros de la petrolera. En Junio, la empresa ya estaba en los 594.000 bpd, lo que implica que el incremento de la producción en el segundo semestre de este año será cercano al 3.5%. En 2011 la meta es alcanzar una producción promedio año de 750.000 bpd y en 2015 un millón de barriles, dijo Gutiérrez a un grupo de 70 inversionistas en Estados Unidos.

En exploración y producción, las inversiones durante 2011 superarían los 4.300 millones de dólares. En los planes también está la oferta de nuevos títulos a inversionistas en 2011 ó en 2012, en un ejercicio similar a la venta de acciones al público de 2007, cuando se ofreció una participación del 10%. Cabe mencionar que aún tiene autorización para vender otro 10%. El tiempo que tomaría cualquier nueva venta de acciones dependerá de las necesidades de financiación, sostuvo Gutiérrez. Los inversionistas también tuvieron la oportunidad de conocer en detalle el marco estratégico de la empresa al 2020, que requerirá inversiones por 80 billones de dólares, el cual busca producir 1,3 millones de barriles de petróleo equivalente

y adicionar 6.000 millones de barriles en nuevas reservas. Uno de los proyectos en los que actualmente trabaja la compañía tiene que ver con el oleoducto Bicentenario, cuyos planes iniciales estiman un costo de 1.200 millones de dólares y para lo cual está buscando socios. Al menos 16 productoras de petróleo de los Llanos Orientales ya han firmado cartas de intención para participar en el oleoducto, dijo la Vicepresidente de Finanzas de la compañía, Adriana Echeverri. En la lista están las compañías Pacific Rubiales y Petrominerales. El oleoducto podría ser extendido hasta Coveñas, y enviar hasta 600.000 bpd al 2013. La meta de Ecopetrol hacia 2020 es producir 1.3 millones de bpd.

La Información en la Industria Petrolera En los procesos propios de la industria petrolera se generan y utilizan volúmenes muy grandes de información, desde la exploración (geología de superficie, sísmica, etc), perforación (litología, permeabilidades), datos del yacimiento (presión, temperatura, permeabilidad, °API del petróleo), análisis de la producción, características de la refinación, entre otros. Lamentablemente la información generada durante cada etapa de la operación petrolera no siempre se usa para optimizar la siguiente fase, así por ejemplo, los datos litológicos recabados durante la exploración no siempre se usan para el diseño de las mechas o de los fluidos de perforación. Por ello, un nuevo grupo de empresas especializadas colombianas han conformado PetroAliados, bajo el concepto de brindar servicios y productos de alta calidad con ventajas competitivas en todos los servicios relacionados con la perforación y producción de pozos, con el objetivo claro de aplicar toda la información acumulada para garantizar la optimización de las operaciones, sus resultados y costos. El caudal de conocimientos que así se genere, permitirá además mejorar las

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operaciones petroleras futuras, para así acumular un caudal de conocimientos que permitan mejorar y tecnificar las operaciones en Colombia. Dentro del grupo de PetroAliados se encuentra Cocuy Tecnología Integral, empresa especialista en el diseño y servicio de una amplia gama de fluidos de perforación, completación y rehabilitación, utilizando la información que el cliente posee de cada área a ser perforada. Así, cada pozo a perforarse tendrá su propio diseño de fluidos de perforación, los cuales generarán máxima productividad de los hidrocarburos, con mínimo efecto sobre la roca yacimiento. Cada una de las empresas que conforman este grupo siguen este concepto dentro de su área de especialidad, proveyendo productos y servicios que cumplen altos estándares de calidad, necesarios para solventar problemas específicos de la perforación y producción petrolera. Estas empresas son representantes exclusivos de productos altamente comprobados a nivel internacional, al igual que su tecnología utilizada por personal de experiencia en su especialidad. Cuentan además con buena capacidad de investigación y con las

instalaciones necesarias para asegurar un excelente servicio. La asociación de estas empresas asegura el uso adecuado de la información disponible en las diferentes fases de la operación, su aplicación en beneficio de los resultados y propone un análisis de resultados al final de la operación, que le sirvan al cliente para evaluar el trabajo realizado y para acumular información técnica para futuras operaciones. PetroAliados está conformada por Equipment Solutions Group Colombia S.A., Ulterra Colombia S.A.U., Blackstone Energy Colombia S.A., Master Drilling Services y Cocuy Tecnología Integral S.A.S. Las actividades de estas empresas cubren gerencia de proyectos de perforación e ingeniería petrolera, brocas de perforación, cabezales de pozo, fluidos de perforación, control de sólidos, químicos anti-evasivos, bombas (ESP, PCP, Hidráulica) y proyectos “Turn-key”. Por Francisco Pradas y Steve Letters

...E&P

Alange Energy continúa explorando la prospectividad del bloque Topoyaco Topoyaco-2 es uno de los primeros dos pozos de exploración que Alange Energy Corp perfora en el bloque Topoyaco, ubicado en la cuenca Putumayo de Colombia, con el objetivo de explorar la prospectividad de las formaciones Villeta y Caballos en el bloque

Alange

Energy anunció que el pozo Topoyaco-2, perforado para explorar la prospectividad de las formaciones Villeta y Ceballos alcanzó una profundidad total de 8.700 pies, y se hallaron 114 pies de espesor neto de arena petrolífera y 125 pies de carbonatos saturados de petróleo en la formación Villeta. Los análisis petrofísicos indicaron averajes de porosidad y saturaciones de petróleo en rangos que van de 14 a 17% y 55 a 72% respectivamente. Los registros petrofísicos permitieron identificar un total de 10, 65 y 50 pies de calizas saturadas de hidrocarburos en los basales M1, M2 y B, respectivamente. Las labores de perforación del pozo Topoyaco-2 iniciaron en Agosto 2010, el cual encontró el tope de la formación Villeta a 7.346 pies y una columna vertical de petróleo de 114 pies en las tres zonas. El objetivo de los trabajos era perforar la estructura conocida como “Prospecto C”, con cálculos de recursos prospectivos

certificados por Petrotech Engineering Ltd. en su informe fechado el 30 de Abril del 2010 de 19,2 MMbbl (mejor estimación). Luis E. Giusti, CEO de Alange comentó que “los resultados confirman las muchas expectativas que se tienen para Topoyaco. Creemos firmemente que Alange Energy está en proceso de liberar los grandes recursos de hidrocarburos de esta nueva provincia petrolera”. La compañía planea perforar un hoyo de 7 pulgadas a una profundidad total de 8.510 pies PM, 100 pies en la formación Villeta, 270 pies en la formación Caballos y otros 100 pies en la formación Motema (basamento). Indicó que las secciones que aún deben perforarse en las arenas U y T de la formación Villeta, las cuales son productoras en campos cercanos, así como la formación Caballos, son de alta prospectividad. Por su parte, la perforación del pozo exploratorio Topoyaco-1 en el prospecto “B“ que inició el 28 de Julio de 2010,

alcanzó los 6.156 pies PM en la formación Villeta y continuará hasta alcanzar la profundidad estimada total de 6.306 pies PM. Las formaciones objetivo de este prospecto geológico son las mismas que las de Topoyaco-2. Otro pozo apuntará al prospecto “D” de Topoyaco a finales de año. La estrategia de la empresa consiste en continuar con la exploración de sus perforaciones a fin de incrementar regularmente su base de recursos y su ritmo de producción a corto plazo. Alange posee una participación del 50% en el bloque Topoyaco, en alianza con Pacific Rubiales Energy Corp., y tiene el control operacional. Con un área de más de 60.000 acres, Topoyaco constituye la porción sin explorar más grande en esa zona del piedemonte de la Cordillera de los Andes, en una tendencia que ha sido altamente prolífica en muchos campos, tales como Costayaco, Mary, Linda, Toroyaco, Juamambu y Azar.

Shell emprendió segunda fase de producción en Parque das Conchas La producción durante la primera fase sobrepasó las expectativas. Shell tiene 50% de interés en este proyecto en Brasil conocido como BC-10, localizado a profundidades entre 1.500 y 2.000 metros y cuya producción máxima ha sido estimada en 100.000 bpd

La energética anglo-holandesa anunció

inversiones para apoyar la segunda etapa de producción en el prolífico prospecto Parque das Conchas, en aguas brasileñas, como parte de “una ola de exitoso crecimiento de la producción en el negocio aguas arriba de Shell en el continente”. 16

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El proyecto, igualmente conocido como BC-10, está localizado a 110 kilómetros sureste de la costa Brasil, donde los recursos de crudo pesado se encuentran bajo las aguas a unos 2.000 metros de profundidad, en la cuenca de Campos. Según la compañía, tiene una fuente de energía

de aproximadamente 300 millones de barriles de petróleo equivalentes, con una producción de unos 100.000 bpd. Shell inició la producción de la primera fase del Parque das Conchas en 2009 con la producción de nueve pozos en tres campos - Abalone, Ostra y Argo-

nauta B-Oeste. La segunda fase incluye siete pozos de desarrollo adicionales, que llegarán a profundidades de aproximadamente 1.100 metros (3.600 pies) por debajo del lecho marino. La producción de la primera fase del Parque das Conchas sobrepasó las expectativas. Parque das Conchas fue el primer desarrollo en su clase en incluir la separación y bombeo de petróleo y gas totalmente en el lecho marino. El desarrollo Perdido, también de Shell en el Golfo de México, fue el segundo. Bombas eléctricas de 1.500 caballos de fuerza impulsan el petróleo 1.800 metros hasta la superficie para su procesamiento en la embarcación “Espirito Santo”. Se trata de una unidad FPSO (flotación, producción, almacenamiento y descarga) de más de 330 metros de largo, con capacidad para procesar 100.000 barriles de petróleo y 50 millones de pies cúbicos de gas natural, y almacenar cerca de 1,5 millones de barriles de petróleo para su envío a la costa a través de cisternas.   La producción en la primera fase involucró dos innovaciones técnicas: Tuberías de acero, especialmente diseñadas, con una innovadora curvatura que permiten al buque moverse de manera segura con el oleaje marino. Asimismo enorme cables de energía eléctrica para alimentar el sistema de separación y de bombeo para llevar el petróleo pesado (16°- 42°API) hasta la FPSO. La geología de Parque das Conchas también exige la perforación extendida y horizontal para una mejor producción. Shell Brasil Ltda. es el operador de este proyecto (50%), donde también participan Petrobras (35%) y ONGC Campos Ltda. (15%). “Este es otro hito importante en nuestro crecimiento en las Américas”, dijo Marvin Odum, Upstream Americas Director. “En los próximos cinco años, vamos a ver más proyectos en alcanzar puntos de entrega importantes en esta región, como el anuncio del mes pasado de nuestra decisión de invertir en el proyecto Mars B en el Golfo de México”. “Que esta fase de Parque das Conchas cobre vida representa otro momento de orgullo para el equipo en costafuera y aguas profundas de Shell”, agregó Odum. NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Reporte

Petrobras bautizó la P-57 en el campo Jubarte

Con la unidad FPSO inauguró una nueva generación de plataformas, concebidas y ensambladas a partir del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. Un modelo que será referencia para las futuras plataformas de Petrobras

etrobras bautizó en el astillero Brasfels, la plataforma P-57, que va a operar en el campo de Jubarte, localizado en la cuenca de Campos, a 80 Km. de la costa del estado Espirito Santo. La unidad es la primera de una nueva generación de plataformas, concebidas y ensambladas a partir del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. Un modelo que será referencia para las futuras plataformas de Petrobras, como la P-58 y P-62, y para las unidades que irán a operar en el pre-sal de la cuenca de Santos. La P-57 es una plataforma tipo FPSO (unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga de hidrocarburos) que formará parte de la segunda fase de desarrollo del campo Jubarte. Anclada a una profundidad de 1.260 metros, producirá petróleo de 17°API, con capacidad para procesar diariamente hasta 180.000 barriles de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas. Comenzará a operar este año, interconectada a 22 pozos, de los cuales 15 son productores y 7 inyectores de agua. Será la primera unidad de esa complejidad en operar en la costa de Espírito Santo, dijo la compañía. La nueva unidad alcanzará el pico de producción a principios de 2012. El petróleo producido será transferido por navíos aliviadores hasta tierra. Y el gas será enviado por gasoducto submarino hasta la Unidad de Tratamiento de Gas Sul Capixaba, localizada en la región de 18

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Ubu, en el municipio de Anchieta, a 100 Km. de Vitória. La ceremonia de bautizo, en Angra dos Reis, contó con la presencia del Presidente de Brasil, Luis Inácio Lula da Silva, y otras autoridades del gobierno federal, además del Presidente de Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, y de los Directores Guilherme Estrella, de Explotación y Producción; Paulo Roberto Costa, de Abastecimiento; Renato Duque, de Servicios, y Graça Foster, Directora de Gas y Energía.

Innovaciones tecnológicas El sistema de producción de la P-57 está equipado con una tecnología inédita de recolección de datos sísmicos en 4 D, instalada permanentemente en lecho marino. Esa solución brinda mayor agilidad en la obtención de datos sísmicos, además de mejorar la calidad de interpretación del yacimiento, con la consecuente optimización de la producción. La unidad adoptará, también un método innovador para llevar el petróleo del yacimiento a la plataforma, constituido por un sistema de bombeo centrífugo sumergible submarino (BCSS) instalado en un compartimiento especial en el lecho del mar, separado de los pozos productores. La ventaja será la reducción de costos de intervención para reparaciones del equipo. El contrato de ingeniería, procura y construcción de la P-57 fue firmado en Febrero de 2008 entre Petrobras y la empresa Single Buoy Moorings Inc. (SBM).

Características técnicas de la P-57 Localización: Campo Jubarte, en Espírito Santo, a 80 km del litoral Profundidad de operación: hasta 1.260 metros Capacidad de producción de petróleo: 180.000 barriles por día de crudo 17˚API Capacidad de compresión de gas: 2 millones de metros cúbicos por día Longitud: 312 m (equivalente a tres campos de fútbol) Anchura (boca): 56 m Altura máxima: 105 m (equivalente a un edificio de aprox. 30 pisos) Acomodaciones: 110 personas Peso Total: 54.000 toneladas

El casco de la plataforma resultó de la conversión de la embarcación Island Accord en el astillero Keppel Shipyard, en Singapur, entre Octubre de 2008 y Marzo de 2010. Simultáneamente, fueron construidos en Brasil los módulos de procesamiento de petróleo y gas en el patio de obras de la UTC Engenharia, en Niterói (RJ), y en el astillero Brasfels, en Angra dos Reis (RJ). El casco llegó al astillero Brasfels en Abril de este año, donde concluyó la instalación de los módulos, la interconexión de todos los sistemas y las pruebas finales de la unidad. La construcción de la P-57 alcanzó un índice de contenido nacional contractual de aproximadamente 68%. La estrategia de Petrobras de priorizar la adquisición de bienes y servicios en el parque industrial brasileño, como forma de contribuir al desarrollo y ampliación de la industria nacional, resultó en la generación de más de 2.000 empleos directos en el país.

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...Reporte

Hallazgo de gas natural en Perú

Petrobras hizo un nuevo descubrimiento

de gas natural en el lote 58 - en el que su subsidiaria Petrobras Energía Perú S.A. (PEP) es la operadora con el 100% de participación-, localizado al norte del Departamento de Cusco, cerca de Camisea. El hallazgo fue resultado de la perforación del pozo exploratorio Picha 2X,

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con una profundidad final de cerca de 4.400m. El pozo se encuentra en fase de evaluación y constituye el segundo descubrimiento en este lote. El primero, denominado Urubamba 1X fue anunciado a fines de 2009. Las estimaciones preliminares indican que en conjunto, los dos pozos exploratorios contienen un volumen potencial y recuperable de gas evaluado en 1,7 TCF (48 mil millones de m3). Fuentes extraoficiales indican que en el Lote 58 habría nada menos que 4 ó 5 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas. Eso convertiría al yacimiento, en manos de la brasileña Petrobras, en el segundo más importante del país, superando a Pagoreni (Lote 56) y tan sólo por detrás de su célebre vecino Camisea (Lote 88). De ser así, constituiría una excelente noticia, que abriría las puertas para que los proyectos vinculados al gas en Perú se sigan desarrollando sin mayores contra-

tiempos, pues se ampliaría el horizonte de abastecimiento. De esa manera, al elevarse considerablemente las reservas del hidrocarburo, quedaría asegurada la oferta para nuevas plantas térmicas y el gasoducto del sur (y con este las probables nuevas petroquímicas de Ilo y Matarani), así como la exportación de gas licuado a México. Además, se abriría la posibilidad para la primera petroquímica de etano y se cubriría la creciente demanda residencial y vehiculardel país. Lo más importante es que se demostraría que esta zona aún tiene mucho que ofrecer en cuanto a nuevos hallazgos del hidrocarburo. Petrobras también explota petróleo en el lote X de la cuenca de Talara, en la costa norte de Perú, donde produce 16.000 bpd y planea invertir 1.000 millones de dólares en sus proyectos en Perú hasta 2013.

Eventos Centro de Convenciones Cartagena de Indias, Julio César Turbay Ayala, 2 al 5 de Noviembre

La mirada de la industria petrolera mundial se vuelca nuevamente hacia Colombia con ocasión de la primera Expo Oil and Gas Colombia 2010, que del 2 al 5 de Noviembre se realiza en Cartagena, concebido como un escenario especializado para promover las ultimas innovaciones tecnológicas, nuevos productos y servicios, y para abordar aspectos fundamentales del desarrollo del sector de hidrocarburos suramericano y en particular el colombiano

El panorama de la industria petrolera en

la región Latinoamericana, con énfasis en las perspectivas en Colombia, será tema de análisis en el marco de la primera exposición industrial petrolera: Expo Oil and Gas Colombia 2010, organizada por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, CAMPETROL, en la cual reconocidas empresas nacionales e internacionales mostrarán sus productos, bienes y servicios para el sector de hidrocarburos. Entidades de Gobierno como el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, representaciones diplomáticas como la Embajada de Estados Unidos y de Canadá y empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales, se cuentan entre los principales patrocinadores del evento, que además de la muestra técnico comercial, ofrecerá a los participantes un programa conformado por Ruedas de Negocios y Conferencias Especializadas, enfocadas en temas de actualidad, a tono con el crecimiento que experimenta hoy a industria de hidrocarburos colombiana.

Instalación y foro sectorial El programa de instalación se realizará el Martes 2 de Noviembre, en el Teatro Heredia, a las 5:00 de la tarde, comenzando con una presentación sobre la Expo Oil and Gas Colombia 2010, a cargo de Margarita Villate, Directora Ejecutiva de Campetrol, seguida de la disertación que sobre Retos y oportunidades del desarrollo del sector de Bienes y Servicios Petroleros hará Jorge E. Motta, Presidente de la Junta Directiva de Campetrol, como abreboca a la intervención del Presidente de la República de Colombia, Dr. Juan Manuel Santos. La agenda de apertura se complementará con el foro sectorial Desarrollo Integral

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del Sector de Servicios Petroleros en Colombia, en el cual participarán como panelistas los Ministros Carlos Rodado Noriega, de Minas y Energía, y Juan Carlos Echeverry, de Hacienda y Crédito Público; Hernando José Gómez, Director General de Departamento Nacional de Planeación: Armado Zamora, Director General Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH; y Javier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol.

Conferencias Especializadas Miércoles 3 de Noviembre 9:00 – 10:000 Exploración: Oportunidades y Retos en Colombia • “Evolución y presente de la actividad exploratoria en Colombia”, Armando Zamora, Director, ANH 10:30 – 12:00 Panel de Exploración • “Presente y tendencias de la exploración de petróleo y gas en el Mundo y la Región”, Luis Giusti, CEO, Alange Energy Corp. • “Exploración Offshore: Oportunidades y retos para la industria del petróleo y gas en Colombia”, Clovis Francisco Santos - Director Exploración & Producción, Petrobras de Colombia Ltd. • “Exploración Continental: Oportunidades y restos para la industria del petróleo y gas en Colombia”, Mario Da Freitas - VP Exploración y Nuevos Negocios, Hocol S.A. 12:00 – 12:30 Charla Emerson Process Management • “Next Generation Oil & Gas Field Operations Require Collaboration and Best in Class Technology”, Dave Reif - VP Global Industry Marketing and Sales, Emerson Process Management

14:30 – 15:00 Charla Drillmec de los Andes • “Ventajas de la perforación de pozos con taladros hidráulicos automáticos DRILLMEC de última generación”, Diego Bergonzi/Brando Ballerini, Drillmec de los Andes 15:10 – 16:20 Panel Onshore Tecnologías para mejorar la prospección y producción • “Perforación y/o corazonamiento de pozos estratigráficos… Una excelente opción para obtener información geológica y petrofísica en áreas de baja prospección”, Ricardo José Correa, Presidente C&Co Group. • “Tecnología líder en métodos de ensayo no destructivos aplicados a tubing usados”, Marcelo Campeotto, Gerente de Operaciones América Latina NOV Tuboscope, National Oilwell Varco. • GC Tracer: Gas Chromatograph Tool for Real-Time Analysis Characterization and Evaluation of Reservoirs, Sebastian J. Lonsdale, Business Unit Manager Surface Logging Systems Weatherford. 16:30 – 18:00 Panel Offshore Operaciones Offshore: Nuevos retos para Colombia • “Planning for Offshore projects (People, Equipment, Performance, Safety): A joined effort for operations and services companies”, Richard Bymes, Senior Director Global Consulting, Halliburton Latin America S.A. • “Deepwater technology and integrated practices, impacts, economics and technical risks”, Chris García Schlumberger Surenco S.A. • “Cadena de suministro y apoyo para las operaciones costa afuera en Colombia”, Alberto Torres, Gerente Comercial División Offshore (Grupo Coremar), Tayrona Offshore

Jueves 4 de Noviembre 9:00 – 10:00 El 1.000.000 BOED y los nuevos retos para la industria del petróleo y gas en Colombia UPSTREAM 10:30 – 12:20 • “Más allá del 1.000.000 BOED”, Javier Genaro Gutiérrez - CEO, Ecopetrol S.A. El 1.000.000 BOED y los nuevos retos para la industria del petróleo y gas en Colombia DOWNSTREAM • “Oportunidades y retos del transporte de petróleo y gas en Colombia”, Álvaro Castañeda, VP Transporte, Ecopetrol S.A. • “Modernización de la Refinería de Cartagena: El corto y largo plazo”, Luis Arroyave, VP Operaciones, Refinería de Cartagena (Reficar S.A.) • “Demanda de crudos pesados: Presente y futuro”, Federico Maya, VP Refinación y Petroquímica, Ecopetrol S.A. 12:30 – 13:00 Charla Petrotiger • “Soluciones integradas para la resolución de problemas relacionados con el transporte, procesos y producción”, Knut Hammarskjöld, Co. CEO, PetroTiger

15:10 – 15:40 Servicios Petroleros: Socios estratégicos • “Metodología para evaluación y selección de tecnologías de plantas de gas”, Luis Joya, Director Mercadeo y Nuevas Tecnologías y Licencias, Tipiel S.A. 15:50 – 17:30 Panel Crudos Pesados: • “Heavy Oil Plays and their Challenges: from insight to execution”, Jacob Thomas – Director of Research, Completion and Production Division, Halliburton Latin America S.A. • “Heavy Oil Technologies”, James Forrest, Faja HO Ctr. Manager, Principal Reservoir Engineer, Schlumberger Surenco S.A. • “Aseguramiento de flujo crudos pesados/ extra pesados/parafínicos - producción transporte - grandes distancias”, Bernardo Silva, Insurcol Ltda. • “Tecnología de Bombeo Multifásico – Aplicaciones y Beneficios para el Desarrollo de Campos de Crudos Pesados”, Patricia Núñez Tucker, Gerente de Nuevos Negocios, Inglotech Colombia S.A.S. • “Toma de muestras de fluidos en intervalos saturados con petróleo pesado y extrapesado”, René Lugo, Baker Hughes, Colombia

• “ROTAFLEX y su aplicación en la producción de crudos pesados”, Weatherford Colombia Limited, Anselmo Gil

Viernes 5 de Noviembre 9:00 – 10:00 Crudos pesados: Hidrocarburo estratégico • “Perspectivas y retos de los crudos pesados en el sector de petróleo y gas colombiano”, Ronald Pantin - CEO, Pacific Rubiales Energy 11:00 – 12:30 Panel Crudos Pesados: • “Crudos pesados: Retos y oportunidades para la industria del petróleo y gas en Colombia”, Héctor Castaño - VP Producción, Ecopetrol S.A. • “Crudos pesados: Experiencias y recomendaciones en la cuenca del Valle Medio del Magdalena”, Psn Kutty, Presidente Mansarovar Energy Colombia. • “Licencias ambientales, requerimientos de ley y de industria: operaciones eficientes y acertadas cuidando del medio ambiente”, Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial Mayor información: www.expocolombiaoilandgas.com

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Especial

Galardonado con los Premios de Negocios BRAVO de Latin Trade

Ronald Pantin – CEO pionero del año Pantin pasa a formar parte de una galería de profesionales excepcionales, en una amplia gama de campos de trabajo e industrias

l actual CEO de Pacific Rubiales Energy, Ronald Pantin, fue nombrado como “CEO pionero del año” por la publicación Latin Trade, en el marco de los Premios de Negocios BRAVO que anualmente concede este medio a la excelencia en América Latina y El Caribe Varios de los ganadores de este año han seguido caminos no convencionales hacia el éxito; otros han superado obstáculos para lanzar segundas carreras aun más exitosas que las primeras. Todos comparten una cualidad: la dedicación al progreso de sus empresas, sus comunidades y sus países. A continuación un reportaje escrito por John Otis desde Bogotá para Latin Trade, sobre este notable petrolero venezolano.

Ronald Pantin – Un experto petrolero que persevera Diez años atrás, la llegada al poder del Presidente Hugo Chávez y su proyecto revolucionario pusieron punto final a la carrera de Ronald Pantin en Petróleos de Venezuela S.A. Pero este hombre nacido hace 61 años en Caracas no se dio por vencido y lanzó una carrera aun más impresionante. Basado en Colombia, Pantin es el Director Ejecutivo de Pacific Rubiales Energy, uno de los éxitos comerciales más rotundos del país. Pacific Rubiales ha superado a Occidental y a otros grandes del petróleo colombiano. En apenas tres años multiplicó su producción por diez y se convirtió en la segunda petrolera más grande de Colombia, después de la estatal 24

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Ecopetrol. “Siempre he enfrentado los desafíos con mucha pasión”, dijo Pantin en una entrevista con Latin Trade. “Si se pone pasión en lo que se hace, siempre se tiene éxito”. Así ha sido sin duda para Pantin y para Pacific Rubiales. La producción diaria de petróleo de la empresa ha crecido de 15.000 barriles en 2007 a 150.000 en 2010, lo que convirtió a la compañía en la petrolera independiente más grande de América Latina. Pantin estima que la producción diaria superará los 500.000 barriles en los próximos tres a cinco años. Hace no mucho tiempo, una caída en la producción petrolera colombiana generó temores de que el país fuera a verse obligado a importar petróleo. Pero el surgimiento de Pacific Rubiales es una de las principales razones por las cuales el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas estimó recientemente que la producción del país se duplicará desde 764.000 barriles actualmente a 1.5 millones de bpd en 2018. “Colombia es un gran país. La gente nos ha recibido con los brazos abiertos”, dijo Pantin. “Eso nos permitió convertirnos en un ícono comercial en muy poco tiempo”. Pantin creció en Caracas en la década de 1960 y el petróleo no figuraba entre sus intereses. Su familia estaba ligada

a negocios agrarios, por lo que parecía natural que estudiara ingeniería agrícola. Pero por esa época el sector petrolero venezolano comenzaba a despegar y un buen amigo le preguntó por qué no consideraba enfocarse en la ingeniería del petróleo. No fue mal consejo. Pantin estudió administración en Mississippi State University en los Estados Unidos e hizo luego un máster en ingeniería industrial y de petróleo en Stanford. Cuando volvió a Venezuela, ayudó a abrir a Pdvsa a inversores extranjeros, un proyecto que convirtió a la empresa estatal — al menos por un tiempo — en el segundo productor de petróleo más grande del mundo después de Saudi Aramco. A lo largo de 23 años en Pdvsa, Pantin ascendió hasta llegar a ser Presidente de Servicios. El ejecutivo fue uno de los 22.000 empleados de Pdvsa que fueron despedidos o renunciaron en 2002. “Fue una gran decepción”, dijo Pantin. “Pero comprendí que los tiempos estaban cambiando”. Tras un breve período como Presidente de Enron Venezuela, Pantin se enfocó en Colombia, un país que también pasaba por un período de fuerte transición. El Presidente Álvaro Uribe, quien terminó sus ocho años de mandato en Agosto pasado, había lanzado una ofensiva militar que desplazó a los guerrilleros marxistas del país de varias áreas petroleras. El gobierno

de Uribe también bajó las regalías, extendió las licencias de exploración y permitió a inversores extranjeros ser dueños del 100% de sus proyectos petroleros. “Los planetas se alinearon”, dijo Pantin. “Fue una combinación de las políticas de Uribe, las nuevas leyes de hidrocarburos, las políticas de seguridad nacional y una geología muy prometedora”. El campo Rubiales, en el sur de Colombia, fue descubierto por Exxon en la década de 1980 y estaba subexplotado a causa de la falta de caminos y el peligro de los ataques de la guerrilla. Pero sus condiciones geológicas eran similares a las del cinturón petrolero del Orinoco en el este de Venezuela que, se estima, es la mayor reserva de petróleo del hemisferio. “Es posible que el campo Rubiales contenga más reservas que todo el resto de Colombia. Es el futuro”, dijo Pantin. “No es tan masivo como el Orinoco. Pero el petróleo es más liviano y fluye muy bien”. En 2007, Pantin y varios socios compraron Meta Petroleum, la empresa que en ese entonces operaba el campo

Hay muchas oportunidades en América Latina (...) pero es una cuestión de conocimiento y capacidad. Si se entiende de geología se pueden conseguir buenos resultados. En nuestro caso, 86 por ciento de nuestros pozos preliminares han sido exitosos Rubiales. Luego se fusionaron con Pacific Stratus y adquirieron Kappa Energy Holdings y se convirtieron en Pacific Rubiales Energy. El campo cuenta con una base del ejército y no ha habido nunca un ataque guerrillero o un secuestro. De los 48 pozos

en los que la empresa hizo prospección, 42 fueron exitosos. Pacific Rubiales cotiza en las bolsas de Toronto y Bogotá y ha usado su acceso a los mercados de capitales para expandirse rápidamente. La empresa inauguró el año pasado un oleoducto de 146 millas en asociación con Ecopetrol. Pacific Rubiales también explora varios bloques en el Amazonas peruano y pronto comenzará prospección en Guatemala y Belice. “Hay muchas oportunidades en América Latina”, dijo Pantin. “Pero es una cuestión de conocimiento y capacidad. Si se entiende de geología se pueden conseguir buenos resultados. En nuestro caso, 86 por ciento de nuestros pozos preliminares han sido exitosos. En los 35 años que llevo en el negocio, nunca vi un porcentaje tan alto de éxitos”. Con tantas cosas buenas en su nueva empresa, Pantin no mira demasiado hacia atrás. “No haría nada diferente”, dijo. “Cuando uno se compromete y se dedica, la vida lo recompensa”.

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Investigación y Desarrollo

IMP otorgó Premio Anual a la Innovación y Aplicación Industrial Gracias al esfuerzo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo, ahora Pemex podrá contar con normatividad propia para sus sistemas FPSO y un sistema mejorador del patrón de flujo que mejora la productividad de los pozos

ecientemente el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) distinguió el proyecto “Análisis de confiabilidad estructural para el diseño integral de sistemas flotantes” con el Premio Anual IMP 2010, en la categoría Innovación, mediante el cual ofrecerá a Petróleos Mexicanos, Pemex, nuevos servicios en la generación de criterios de diseño de sistemas flotantes de producción, almacenamiento y descarga de hidrocarburos (FPSO, por sus siglas en inglés), basados en una filosofía de riesgo y confiabilidad. Llevado a cabo por un grupo de investigadores del Programa de Investigación de Explotación de Campos en Aguas Profundas, el proyecto estuvo enfocado en la caracterización probabilista de los peligros meteorológicos y oceanográficos, al análisis de riesgos y a la evaluación de la confiabilidad estructural de sistemas FPSO, los cuales tienen una mayor probabilidad de ser utilizados inicialmente en aguas profundas. Ahora Pemex podrá administrar los riesgos, estableciendo niveles de confiabilidad óptimos y factores de seguridad calibrados para condiciones ambientales asociadas a huracanes y nortes, y condiciones normales de operación, propias de sus ámbitos de explotación; además de contar con parámetros metoceánicos que representan adecuadamente las características del oleaje, viento y corrientes para los procesos de planeación, diseño y evaluación de instalaciones costafuera. El innovador proyecto incluye la asi26

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milación y desarrollo tecnológico tanto para el análisis cuantitativo Parte del grupo de investigadores del Programa de Investigación de Explotación de Campos en Aguas Profundas: Roberto Montes Iturizaga, de riesgo de sistemas Gregorio Inda Sarmiento, Ernesto Heredia Zavoni (Jefe del proyecto), FPSO, mediante el uso Francisco Silva González y Omar Vázquez Hernández de redes probabilistas bayesianas, como para la generación de criterio de diseño estructural de sistemas factores de seguridad de diseño del casco, flotantes de producción, almacenamiento líneas de amarre y risers, mediante méto- y trasiego (FPSO), que ya fueron validados dos avanzados de análisis de confiabilidad por Pemex y aplicados en algunos proyectos facturables. estructural. Con proyectos de esta naturaleza, Pemex en lo sucesivo podrá contar con El IMP incrementa su capacidad una normatividad propia para sistemas FPSO, acorde con la filosofía de normas tecnológica y la normativa internacionales, y a la vez que responda generada le permitirá a Pemex a sus condiciones propias, con el objetioptimizar la inversión de recursos vo de optimizar la inversión de recursos económicos y reducir riesgos de pérdidas económicos y reducir riesgos de futuras por interrupción de producción, afectación de vidas humanas y daños a las pérdidas futuras por interrupción instalaciones y al medio ambiente.

de producción, afectación de vidas humanas y daños a las instalaciones y al medio ambiente Nueva línea de servicios

Además de los modelos, métodos y herramientas de cómputo que se produjeron en el desarrollo del proyecto, se originaron tres obras técnicas, que han sido registradas ante el Instituto Nacional de Derechos de Autor. Asimismo se crearon dos servicios nuevos: Caracterización probabilista de variables metoceánicas y definición de parámetros para la planeación, diseño y evaluación de instalaciones costa afuera y

Dispositivo mecánico que mejora la productividad de los pozos También el IMP reconoció la labor de un equipo de ingenieros con el Premio Anual IMP 2010, en la categoría Aplicación Industrial, por la participación en el desarrollo del proyecto “Servicio de instalación y mantenimiento de sistema mejorador del patrón de flujo para pozos productores de gas con carga de líquido”. Los ingenieros Edwin Daniel San Vicente Aguillón, Miguel Ángel López López, Isaac Miranda Tienda, Juan Antonio Castro Rodarte y José Manuel Perafán del Valle trabajaron en

un innovador sistema mejorador del patrón de flujo, que consiste en un dispositivo mecánico instalado en el extremo de la tubería de producción, que permite mejorar la productividad de los pozos de gas con problemas de carga de líquidos y controlar la producción de arena y agua, al tiempo que administra la energía Edwin Daniel San Vicente muestra el sistema del yacimiento y promejorador del patrón de flujo IMP longa la vida fluyente de los pozos, así como la presión de fondo. Este innovador desarrollo es el resultado de un grupo de tecnologías aplicadas para mejorar las condiciones productivas de pozos marginales, desarrolladas en el marco del proyecto de investigación: Recuperación de hidrocarburos por el empleo de sistemas no convencionales. Los objetivos fundamentales fueron la incorporación de tecnologías nacionales para mejorar la productividad de los pozos; el ahorro de recursos adicionales presentes en sistemas artificiales convencionales; la administración de la energía de los yacimientos; la reincorporación de la producción de pozos abandonados en yacimientos maduros; así como el incremento del factor de recuperación, entre otros. El mejorador del patrón de flujo IMP permite también la reconversión de pozos con sistema de recuperación de líquidos a fluyentes; incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos; disminuir la producción de agua; incrementar el gasto neto de gas y evitar que el pozo produzca con flujo inestable. Está orientado a la búsqueda de soluciones para resolver la problemática que afecta la explotación eficiente de campos marginales con problemas de baja producción. Uno de los problemas que aquejan los pozos de baja productividad es la escasa energía que tienen, lo que conlleva a un agotamiento súbito del pozo. Requieren, por lo tanto, de mayor energía para elevar los fluidos del fondo a la superficie, por lo que el sistema mejorador del patrón de flujo prácticamente optimiza y dosifica la energía del yacimiento, con el fin de prolongar la vida fluyente del pozo, optimizando las caídas de presión ocurridas a lo largo de toda la tubería de producción. Cuando la velocidad de flujo decrece por el decaimiento natural de la presión, como en el caso de los pozos de gas con problemas de cargas de líquidos, hace que no sean capaces de barrer todos los líquidos acumulados en el fondo del pozo, lo que lleva a tener pérdidas importantes de energía a lo largo de la tubería de producción. Esto puede ocasionar que las caídas de presión del pozo sean tan grandes que deje de fluir con la energía natural del yacimiento. 8

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

...Investigación y Desarrollo Alrededor de 40 especialistas y técnicos conforman actualmente el Grupo de Sistemas y Herramientas para la Adquisición de Información de Pozos, que da respuesta inmediata a los requerimientos de Pemex.

El funcionamiento del sistema El dispositivo se instala en el punto más profundo de la tubería de producción, lo que genera una restricción al flujo y provoca una expansión del gas que permite incrementar la velocidad de los fluidos, de tal forma que se atomice todo el líquido presente en el pozo y se reduzcan sustancialmente las caídas de presión por fricción. Su instalación no requiere de gran infraestructura, ya que en su configuración dispone de un cuello de pesca que opera con líneas de acero, lo que minimiza los costos de operación. Asimismo, cuenta con cuñas de anclaje, lo que le permite permanecer completamente fija a la

tubería; así como un sistema de hermeticidad, de tal manera que el flujo circule únicamente en su interior, que es donde se localizan los expansores, que homogenizan el flujo para llevarlo del fondo del pozo a la superficie. La mejora de la productividad de los pozos, el incremento del factor de recuperación, la prolongación de la vida fluyente de los pozos y la disminución de costos por producción y de los volúmenes de producción de agua, son algunos de los beneficios que ofrece este nuevo sistema desarrollado en su totalidad en el IMP. No requiere el uso de sistemas artificiales de producción ni tampoco inyección de químicos y barras efervescentes. Un caso ejemplo fue la instalación, en Diciembre de 2008, de este dispositivo IMP en el pozo Cuitlahuac-802, del Activo Integral Burgos, cuya producción se ha mantenido de manera ininterrumpida (un millón de pies cúbicos por día), con un incremento en producción de 700.000

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NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

pies cúbicos por día (280 millones acumulados a la fecha). Burgos cuenta con más de 80 sistemas instalados; en el Activo Aceite Terciario del Golfo, del orden de 12 sistemas; en el Activo Integral Muspac, alrededor de 15; en Veracruz, 1 sistema; en Macuspana, 4; en Bellota Jujo, 2; y actualmente se planea bajar el primer sistema mejorador de patrón de flujo de pozo en Ku-Maloob-Zaap, con lo que se estaría abarcando prácticamente toda la red de producción de Pemex. Aún faltaríann los activos Samaria, Altamira y Cinco Presidentes, pero el propósito del grupo de especialistas del IMP es llegar hasta Cantarell. Para dar respuesta inmediata a Pemex, el Instituto cuenta con el Grupo de Sistemas y Herramientas para la Adquisición de Información de Pozos, integrado por aproximadamente 40 especialistas y técnicos, el cual se encarga de la fabricación del sistema, y de un laboratorio en las instalaciones del IMP sede, en donde se manufactura. En el mercado existen herramientas que compiten con este innovador sistema del IMP, como el estrangulador de fondo convencional, pero éste genera una restricción del flujo en el fondo y no incorpora esa mejora que tiene la herramienta del IMP —que homogeneiza el flujo del fondo de la superficie— ni permite tener un requerimiento mínimo de energía para hacer producir los pozos en etapa marginal, al ser explotados con este sistema.

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Isaac Miranda Tienda (en primer plano) y parte del grupo de especialistas que colaboran en la manufactura de este innovador sistema para mejorar la productividad de los pozos.

Fuente: Gaceta IMP

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VIII Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos 18 al 20 de Noviembre, 2010 Puerto Ordaz, Venezuela

l VIII Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos, SefluCempo, se realizará del 18 al 20 de Noviembre en la Isla de Margarita, con un matiz especial por la celebración de su 20 aniversario. Además del objetivo de compartir innovaciones técnicas y operacionales en construcción y mantenimiento de pozos, esta edición se propone presentar las experiencias en pozos perforados en aguas profundas, alcance extendido, crudos pesados y extrapesados, alta presión y temperatura y alto impacto ambiental, entre otros.

Desde su institución en 1990 este Seminario se considera único en su clase en Latinoamérica, y ha marcado pauta en las tecnologías más retadoras para gerenciar y contar con pozos productivos y económicamente rentables. Este escenario ha permitido calibrar las experiencias en fluidos de perforación, rehabilitación y cementación de pozos, tarea que nuevamente se proponer alcanzar en otra nueva edición, para tratar temas referidos a Fluidos de Perforación y Reparación de Pozos, Control de Sólidos, Manejo de Efluentes, Ambiente y su Preservación, Regulaciones Especiales en Venezuela y otros países, Fabricación de

Productos, Invenciones Técnicas y Operativas, Programas de Computación, Control y Estabilidad de Hoyos, Preservación de la Transmisión de fluidos en las zonas de interés de hidrocarburos, Gerencia, y algo muy especial: Preservar el Acervo Técnico y Operacional de las diferentes experiencias en los Fluidos de Perforación y operaciones relacionadas. Además de los trabajos técnicos presentados, las organizaciones que laboran en el ramo, mostrarán sus tecnologías desarrolladas, en una exposición comercial paralela al evento, haciendo al evento una experiencia de integración e interacción tecnológica.

Dos décadas - 20 años 1990 - I SEFLUCEMPO Del 11 al 13 de Julio de 1990 se celebró en los salones del hotel Caracas Hilton el I Seminario de Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos – I SEFLU, convocado y organizado por Petróleos de Venezuela y sus empresas filiales. Reunió a más de 400 expertos de la especialidad tanto a nivel nacional como internacional. Fueron presentados 37 trabajos técnicos por investigadores de las filiales de PDVSA, universidades y compañías de servicios nacionales y extranjeras. Al final 30

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

de la jornada se realizó un Mesa Redonda acerca de la Problemática Actual de los Fluidos de Perforación y Reparación de Pozos en Venezuela. 1993 - II SEFLUCEMPO Del 24 al 26 de Noviembre de 1993 se realizó en Caracas el II SEFLU y reunió a la élite de la perforación de pozos y, en particular, a los químicos de lodos más renombrados de Venezuela y el mundo, pertenecientes a las tres operadoras de Pdvsa, el Intevep, el Cepet, la UCV y las

principales empresas de servicio en el área de fluidos de perforación y completación de pozos. Asistieron 180 personas entre técnicos y especialistas en el área. Se presentaron un total de 33 trabajos técnicos y dos Charlas Magistrales. Asimismo una Sesión sobre “Avances Técnicos en Fluidos de Perforación y Visión Futurística” y una Mesa Redonda sobre Fluidos de Perforación. 1996 - III SEFLUCEMPO Para la realización del III SEFLU se

unieron los esfuerzos de Petróleos de Venezuela y sus empresas filiales Lagoven, Corpoven, Maraven, Cied, Intevep, y la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos, SVIF. El evento se realizó del 16 al 19 de Octubre de 1996 en el hotel Morichal Largo de Maturín y reunió a más de 300 expertos en la materia. Se presentaron 24 trabajos técnicos sobre los tópicos de: Daño a la Formación, Estabilidad del Hoyo, Preservación Ambiental y Calidad Total. Asimismo tres Charlas Magistrales y al final una Mesa Redonda. Se incluyó por primera vez una Exhibición Tecnológica con participación de empresas de servicios especializados, de control de sólidos y efluentes, contratistas de perforación, la SVIF, Petroleum y Pdvsa. 2001 - IV SEFLUCEMPO La cuarta versión del SEFLU se realizó en la Isla de Margarita del 5 al 8 de Junio. Más de 300 científicos, ingenieros y técnicos discutieron las innovaciones y experiencias que representan el estadodel-arte de la tecnología mundial de esta especialidad, mediante la presentación de 44 trabajos técnicos, 4 Charlas Magistrales y una Exhibición Tecnológica. Se anunció que el V SEFLU sería un seminario mucho más completo que daría cabida a todas las especialidades tecnológicas.

tecnológica. También incluyó la acostumbrada Mesa Redonda que permitió presentar las experiencias que en materia de condiciones de perforación y requerimientos tecnológicos tenían las distintas áreas operacionales de Pdvsa. 2006 - VI SEFLUCEMPO La Isla de Margarita volvió a ser escenario del SefluCempo, del 23 al 26 de Mayo, para abrir campo a la presentación de las nuevas tecnologías y avances. La presencia internacional fue contundente con la participación de países como Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, México, Noruega, Perú, Reino Unido, Trinidad y Tobago, Cuba -que asistió por primera vez- y Venezuela. En esta sexta edición se dieron cita 880 participantes de 14 países y en representación de 88 empresas. Se efectuaron 78 presentaciones orales, 33 poster, 4 charlas magistrales y 3 foros especiales. La exhibición comercial permitió a 17 empresas mostrar sus más recientes avances tecnológicos.

En la acostumbrada Mesa Redonda se presentaron los resultados y estadísticas sobre las tendencias de los 117 trabajos expuestos. 2008 - VII SEFLUCEMPO El evento más importante en la disciplina de fluidos de perforación, cementación y completación de pozos en América Latina, registró una cifra récord de asistencia al congregar a 900 participantes provenientes de Afganistán, Arabia Saudita, Argentina, Australia, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Francia, México, Países Bajos, Perú, Trinidad & Tobago y Venezuela, que durante una semana intercambiaron conocimientos en la materia, compartieron las mejores prácticas y conocieron los avances tecnológicos más recientes. El programa técnico incluyó 143 trabajos presentados, de los cuales 75 fueron presentaciones orales y 68 presentaciones de poster, 2 foros técnicos, 6 charlas magistrales y se incorporaron por primera vez 5 foros gerenciales. La muestra comercial acogió a 23 empresas.

2004 - V SEFLUCEMPO Con el auspicio de Pdvsa, la Sociedad Venezolana de Especialistas de Fluidos y los ministerios de Energía y Minas, Ambiente y Recursos Naturales y Ciencias y Tecnología, del 25 al 28 de Mayo se cumplió la quinta jornada de este Seminario que incorpora oficialmente el tema de la Cementación de Pozos, pasando a denominarse en adelante Seminario de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos - SEFLU CEMPO. En la Isla de Margarita cerca de mil personas disfrutaron de un programa que enfatizó las innovaciones en fluidos de perforación y de rehabilitación, cementación, control de sólidos, seguridad higiene y ambiente, equipos y accesorios, retratadas en la presentación de 76 trabajos técnicos, cuatro charlas magistrales y una exhibición NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

PROGRAMA GENERAL

- Al 15 Octubre 2010 -

JUEVES 18 DE NoVIEMBRE DE 2010 HORA 6:00 pm a 8:00 p.m.

AGENDA Ceremonia Inaugural A cargo del Vicepresidente de Pdvsa, Eulogio del Pino

8: 00 pm a 10:00 pm

Cóctel de bienvenida Cortesía de la empresa Samán Tecnología Integral en Petróleo

LUGAR Gran Salón ÁREA DE PISCINA / pool área

PRESENTACIONES ORALES viernes

19 DE NoVIEMBRE DE

sALÓN

2010

CARONÍ

Hora

Nombre del trabajo

8:00 a 8:30

Consideraciones teóricas y modelado del comportamiento mecánico de probetas usadas para la determinación de la resistencia a la tensión del cemento. Geralf Pineda, Vicente Ciccola, Julio César Millán, PDVSA INTEVEP, Venezuela

Cementación/ Cementing

8:30 a 9:00

Nanotecnología y lechadas flexibles una nueva visión para la cementación de pozos en la faja del Orinoco. Cesar Jiménez, Alfredo Saras, Luisana Mora, Juan Ojeda, Diomar Delgado, PDVSA SERVICIOS PETROLEROS, Venezuela

Cementación/ Cementing

9:00 a 9:30

Novedoso sistema surfactante como aditivo antiacreción y reductor de fricción para perforar yacimientos de crudos pesados/extrapesados de la FPO. Ogalde Harry, Arellano Jesús, Pernía Domingo, Rengifo Richard - PDVSA INTEVEP; Muñoz Nilson, Lisboa Mary, Mariño Rubén, PDVSA SERVICIOS; Lunghi Flaminio SERVICIOS PARA PETRÓLEO Y PETROQUIMICA, PPS, Venezuela

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

9:30 a 10:00

Formulación de un fluido de perforación, completación y rehabilitación de pozos utilizando la mezcla surfactante TOFA y sus sales. Blanco José, Gutiérrez Xiomara, Arellano Jesús, Ojeda Abel, Rivas Hercilio, Carrasquero Migdalia, Martínez Edward, Marcano Luis - PDVSA INTEVEP, Venezuela

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

Simulação e monitoramento de parâmetros hidráulicos em tempo real para perfuração de poços críticos: aplicação pioneira no Brasil em centro integrado de apoio operacional remoto. Alexandre L. Barroso, 10:00 a 10:30 Alexandre S. Zaccaro, Bernardo P. M. C. Duarte, Luciano M. Genuncio, Rogerio A. Pereira, Xandel Miranda, M-I SWACO, Brasil

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

Área de interés / topic

10:30 a 11:00

COFFEE BREAK

11:00 a 12:00

Gran Salón, CHARLA MAGISTRAL: Seguridad y Medio Ambiente en actividades de exploración y producción de petróleo Costa Afuera. Luiz Molle Jr. Petrobras, Brasil

12:00 a 2:00 pm

ALMUERZO GENERAL

12:00 a 2:00 pm

Salón Dorado, ALMUERZO CONFERENCIA: Plan de Negocios de PDVSA: Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera. Faddi Kaboul, PDVSA, Venezuela (Previa invitación)

2:00 a 3:00

Gran Salón, CHARLA MAGISTRAL: Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos. Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador

2:30 a 3:00

COFFEE BREAK

3:00 a 3:30

Estrategia de perforación y completación de las arenas del campo Corocoro para maximizar la productividad del pozo. Carénil Lunar, E.M. PETROSUCRE; Luís Torres, José Velásquez, Carlos López, M-I SWACO, Venezuela

3:30 a 4:00

Herramientas especializadas usadas en el Proyecto Cardón Iv Pozos Perla 1 y Perla 2 para limpieza de revestidor, prueba de integridad del tope del liner de producción y programa de desplazamientos.Marcos Añez, José Luis Velásquez, Roberts Bastidas, Will Guedez, M-I SWACO, Venezuela

4:00 a 4:30

Optimización de tratamientos en el fluido de perforación para minimizar pérdidas de circulación atravesando surcos sedimentarios de la formación Carapita del campo Corozo - Norte de Monagas. Miguel Herdes, Carlos Martínez, PDVSA; Luis Andérico, Stalin Uzcátegui, HALLIBURTON, Venezuela

Estabilidad de hoyo/ Wellbore Stability

4:30 a 5:00

High-performance freshwater drilling fluid maximizes wellbore stability and eliminates environmental issues related to kcl muds. José Manuel Ramírez, HALLIBURTON, Colombia

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

8:00 -11:00 pm

Cena Aniversario 20 años SEFLUCEMPO / Anniversary Dinner 20 years SEFLUCEMPO

ÁREA DE PISCINA / pool área

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids Equipos y Accesorios / Equipments and Accessories

viernes 19 DE NoVIEMBRE DE 2010

sALÓN Hora

8:00 a 8:30 am 8:30 a 9:00

9:00 a 9:30

9:30 a 10:00 10:00 a 10:30

ORINOCO

Área de interés / topic Nombre del trabajo Experiencias de aplicación en campo de la tecnología Litecem® en pdvsa, División Occidente.Fedymar Pereira, Wuilmen Jiménez, Vannesa Bastos, Urbano Medina, PDVSA INTEVEP; Gabriel Espinoza, Cementación/ Ana Pineda, PDVSA TECNOLOGÍA PRYS, Oslando Parra, Claudia Faria, PDVSA SERVICIOS, Cementing Venezuela Diseño de una píldora de emplazamiento para liberar tubería pegada por presión diferencial en fluidos base aceite. Norbado Hernández, PDVSA; Ali Ávila, Hilda Sardinha, SAMAN TECNOLOGÍA INTEGRAL ºº EN PETRÓLEO; María Gabriela Morillo, Darimar Ysea, UNIVERSIDAD DEL ZULIA, Venezuela Alternativas de manejo y disposición final de los ripios generados en los pozos dr-05 y dr-06 del campo Dragón, Proyecto Mariscal Sucre. Carrillo V., Lozada R., Salcedo M., Figueras J., Díaz M., Ambiente / Environment Rivero E, PDVSA INTEVEP; Sánchez D, EYP PDVSA COSTA AFUERA; Vásquez P., Aguilar K. PDVSA INTEVEP, Venezuela Solution for lost circulation event during conductor cement job operations at major offshore Project. Elias Fluidos de Perforación/ José Morales Luna, SCHLUMBERGER, Venezuela Drilling Fluids Equipos y Accesorios Uso de revestimiento interno en tuberías de producción en el Distrito Gas Anaco, estado Anzoátegui.Mo/ Equipments and rales Jhonles, Sánchez Carlos, PDVSA SERVICIOS; Sanoja Marcos, Guerra Oly, UDO, Venezuela Accessories

10:30 a 11:00

COFFEE BREAK

11:00 a 12:00

Gran Salón, CHARLA MAGISTRAL: Seguridad y Medio Ambiente en actividades de exploración y producción de petróleo Costa Afuera. Luiz Molle Jr. Petrobras, Brasil

12:00 a 2:00 pm

ALMUERZO GENERAL Salón Dorado, ALMUERZO CONFERENCIA: Plan de Negocios de PDVSA: Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera. Faddi Kaboul, PDVSA, Venezuela (Previa invitación) Gran Salón, CHARLA MAGISTRAL: Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos. Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador

12:00 a 2:00 pm 2:00 a 3:00

COFFEE BREAK

2:30 a 3:00 3:00 a 3:30

Aplicación de metodología experimental desarrollada para evaluar la eficacia de los sistemas de remoción de revoques. López Fazael, Rodríguez Carlos, CPVEN, Venezuela

Cementación/ Cementing

3:30 a 4:00

Método práctico para la determinación de la viscoelasticidad de fluidos de perforación en campo.Hernán Valera Martínez, COCUY TECNOLOGÍA INTEGRAL, Colombia

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

4:00 a 4:30

Optimización del punto de asentamiento revestidor intermedio 13-3/8 pulgadas perteneciente al Proyecto Mariscal Sucre - Campo Dragón. Renso David Ríos Farrera, Ambar Adriana Bontemps Carreño, PDVSA E y P COSTA AFUERA, Venezuela

Equipos y Accesorios / Equipments and Accessories

4:30 a 5:00

Aplicación exitosa de la tecnología de perforación direccional usando señal electromagnética con el empleo de fluidos gasificados como estrategia para hacer viable la revitalización de campos maduros. Raider Rivas P., Julio Casares, PDVSA, Venezuela

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

8:00 -11:00 pm

Cena Aniversario 20 años / Anniversary Dinner 20 years SEFLUCEMPO

ÁREA DE PISCINA / pool área

viernes

19 DE NoVIEMBRE DE

sALóN Hora 8:00 a 8:30 am

2010

ANGOSTURA Nombre del trabajo

Área de interés / topic

Diseño de lechada de cemento antimigratoria aplicada al yacimiento eoc/pal p-003 Formación Guasare Cementación/ Cementing / Marcelina del Campo La Paz. Carlos G. Montiel , CPVEN, Venezuela

8:30 a 9:00

Aplicação de tecnología de fluidos base água de alta performance para a perfuração exitosa de folhelhos altamente reativos. Eliabe Moreira Moura, BAKER HUGHES; Emilio Cockeis Guimaraes, PETROGAL DO BRASIL; Alcimar Almeida, GALP ENERGIA, Brasil

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

9:00 a 9:30

Horizontal well successfully drilled with high performance water-based fluid in Marlim leste, campos Basin – Deepwater Brazil. Andre Mendonca, Ivan Arevalo, Frank Fornasier, HALLIBURTON, Brasil

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

9:30 a 10:00

Comparative analysis of advanced hydraulics simulator values and pwd values. Christian Ferreira, Blass Molina, HALLIBURTON, Ecuador

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

10:00 a 10:30

Nova filosofia de aplicação de fluidos de perfuração para áreas depletadas e microfraturadas. Luciano Genuncio, Carlos Rico, Paulo F.S. Junior, M-I SWACO, Brasil

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

10:30 a 11:00

COFFEE BREAK

8 NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

11:00 a 12:00

Gran Salón, CHARLA MAGISTRAL: Seguridad y Medio Ambiente en actividades de exploración y producción de petróleo Costa Afuera. Luiz Molle Jr. Petrobras, Brasil

12:00 a 2:00 pm

ALMUERZO GENERAL

12:00 a 2:00 pm

Salón Dorado, ALMUERZO CONFERENCIA: Plan de Negocios de PDVSA: Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera.Faddi Kaboul, PDVSA, Venezuela (Previa invitación)

2:00 a 3:00

Gran Salón, CHARLA MAGISTRAL: Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos. Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador

2:30 a 3:00

COFFEE BREAK

3:00 a 3:30

Evaluation of tension reduction on surface using backscattering theory. Daniel Felipe Algarra, Paulo Pauferro Júnior, M-I SWACO, Brasil

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

3:30 a 4:00

Drilling fluid design enlarges the hydraulic operating windows of managed pressure drilling. Douglas J. Oakley, Nicholas D. Roberts, Jamt Alfonzo, M-I SWACO, Reino Unido

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

4:00 a 4:30 4:30 a 5:00

Proyecto piloto de inyección profunda de desechos de las actividades de perforación EyP costa afuera – Petrosucre. Guillermo Morgado, Carlos Trousselot, José Rollinson, PDVSA EYP COSTA AFUERA, Venezuela A novel aplication of crosslinked polymers to cure masive losses at the middle Magdalena Basin in Colombia. Jairo Medina, Carlos Montoya, Mario Serrano, HALLIBURTON, Colombia

8:00 -11:00 pm

Cena Aniversario 20 años SEFLUCEMPO / Anniversary Dinner 20 years SEFLUCEMPO

Aspectos gerenciales / Management Issues Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids ÁREA DE PISCINA / pool área

EXPOSICIóN DE POSTER viernes 19 DE NoVIEMBRE DE 2010

sALóN Hora

9:00 a 11:00 a.m

SimÓn

BolÍvar

Nombre del trabajo Área de interés Desarrollo y aplicación de almidón natural de yuca como aditivo de control de filtrado en fluidos Fluidos de de perforación base agua. María José Perozo, Ramón Colina, PDVSA INTEVEP; Juan Romero, 1. Perforación/ Drilling PDVSA SERVICIOS; Eulalio Méndez, PDVSA AGRÍCOLA; Venus Acevedo, PDVSA INDUSTRIAL, Fluids Venezuela Evaluación de tecnologías de membranas para tratamiento de aguas de producción de pdvsa Ambiente / 2. dcs. López Miguel, Cárdenas Antonio, Torres Luis, Marcano José, Camacho Fernando, PDVSA Environment INTEVEP, Venezuela Establecimiento de experimento a escala de campo empleando fitorremediación de suelos Ambiente / 3. impactados con cortes de perforación (ripios) de la fase productora en San Tomé, estado Anzoátegui. Environment Pedro Pablo Colombo, Juan Figueras, PDVSA INTEVEP, Venezuela Evaluación de un aceite mineral desaromatizado para ser usado en la formulación de fluidos de Ambiente / 4. perforación amigables al ambiente. Vanessa Hernández Quijada, Carlos Julio Pereira, Gabriela Environment Rivas, PDVSA INTEVEP, Venezuela Caracterización química e implicaciones ambientales de aceites minerales y fluidos de perforación Ambiente / 5. utilizados en actividades de exploración y producción. Tovar F., López D., Losada R., Salcedo M., Environment García J. V.,PDVSA INTEVEP, Venezuela Potencial aplicación de la química computacional en la industria petrolera. Surga, José; Machin, Cementación 6. Iván; Blanco, Aiskely; Colina, Alicia, PDVSA INTEVEP, Venezuela Cementing Aplicación y evaluación de la tecnología de acido espumados ceinpet en yacimiento de crudos Fluidos de 7. pesados, reservorio carbonatado. Félix S. Echevarría, Lourdes Lesmes, Lourdes Gutiérrez, Elsa Perforación/ Drilling Bárbara Martín, CEINPET. Cuba Fluids Limpieza de pozos horizontales. Uso de herramientas especiales en Bloque-16. Ecuador.Edison Equipos y Accesorios / 8. Endara, M-I SWACO, Renato Muñoz Valdivieso, Santiago Javier Cortez Navas, Manuel Willian Equipments and Chile Quinatoa, REPSOL, Ecuador Accessories Tecnología de reducción en el arrastre axial y fricción en hoyos abiertos 8-1/2” en pozos altamente Equipos y Accesorios / desviados/horizontales – costa afuera – oriente de Venezuela casos históricos. Francisco Paz, 9. Equipments and José Manuel Alvarado, Gledimar Morales, E.M PETROSUCRE – PDVSA; Filiberto Zapata, DaiIa Accessories Mendoza, Rod Santoyo, WEATHERFORD; Venezuela Emulsiones de aceite en agua como una alternativa para fluidos de perforación en yacimientos Fluidos de con baja presión del campo Tía Juana Lago. Mayerling Morales, PDVSA INTEVEP; Luis Navarro, 10. Perforación/ Drilling PDVSA SERVICIOS; Yacquelin Sandoval, Daniel Fernández, Nelson Medina, PDVSA INTEVEP, Fluids Venezuela Logros en la aplicación de la tecnología de ultra baja invasión en la perforación de pozos del lago Fluidos de 11. de Maracaibo.Alí Ávila, Elvis Castillo, SAMAN TECNOLOGÍA INTEGRAL EN PETRÓLEO, Alan Perforación/ Drilling Arbizu, José Guillermo Moreno, IMPACT DRILLING FLUIDS, Venezuela Fluids Fiabilidad de tanques metálicos ante acciones sísmicas aplicando especificaciones pdvsa. Julio Seguridad e Higiene / 12. Manzanares, PDVSA INTEVEP, Venezuela Safety and health Evaluación operativa de los equipos de control de sólidos en las operaciones de perforación costa Control de sólidos / 13. afuera del campo Corocoro - costa afuera - oriente de Venezuela. Pedro Parra, UDO; Pamela Sarti, Solids control Ramón Pérez, EMPETROPARIA; José Luis Velásquez, M-I SWACO, Venezuela

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

viernes 19 DE NoVIEMBRE DE 2010

sALóN Hora

3:00 a 5:00 pm

SimÓn

BolÍvar

Nombre del trabajo Uso de cemento cubano para la cementación de pozos de petróleo. Miriam Legón Morgado, Regla 1. Antolín, Hernán Velázquez, José A Goicochea, Ramón Acosta, CEINPET CUPEP, Cuba Sistema de recolección y transferencia neumática de cortes de perforación. G.V. Chernozubov, 2. S.A, Obukhov; GAZPROM; J Ramcharam, L. León, E. Endara, M-I SWACO, Venezuela Uso de lechadas antimigratorias de alta densidad en pozo exploratorio: puna-1x, proyecto Bloque-4, 3. Golfo De Guayaquil Ecuador. Miguel Castañeda, BJ Services; Edween Chirinos, PDVSA Ecuador Aplicación de nueva formulación de surfactantes no iónicos para solucionar problemas de bloqueo 4. por emulsiones en el campo el Furrial. Nathaly Rodríguez, Julio De La Hoz, Eusebio Duque, María Goita; BJ SERVICES; Iris Pérez, PDVSA, Venezuela Evaluación de las oportunidades de reactivación, rehabilitación y/o estimulación de los pozos 5. pertenecientes al yacimiento tu,m bud 14, del campo budare, de la unidad de yacimientos livianomediano del Distrito Sur San Tomé. Raúl Vizcaino, UDO; Jhonles Morales, PDVSA, Venezuela Sistema de fluido de perfuração drilplex e performance de Peneiras Mongoose Na Bacia de 6. Parnaíba-Ma, Brasil. Alexandre Barroso, Baltazar Pedro, Luciano Genuncio, Carlos Rico, Rogerio Amadeu, Waldney Souza, M-I SWACO, Brasil Método para determinar la estabilidad de emulsiones a partir de medidas de reometría dinámica. 7. Sergio Rosales-Anzola, Oscar Vernáez, Edeluc López, Alejandro Tomassi, Migdalia Carrasquero, Manuel Mas, Emir Escalona, Luis Marcano, Argenis Torres, PDVSA INTEVEP, Venezuela Fluido base agua de alta densidad utilizado en el pozo exploratorio: Puna-1x, proyecto Bloque-4, 8. golfo de Guayaquil, Ecuador. Alexandra Gamboa José Tovar, PDVSA Ecuador; Adrián López, Neiro Rodríguez, Diego SanMartin, Baker Hughes, Ecuador The use of a new change in thickening agent bentonite employees in fluid in early stages of 9. drilling. Roberta Cristina R. Souza, Viviane X. Moreira ,Renan O. Yoshida, Gizelle de Fátima G. de Vasconcellos Gonçalves, Sandra Regina da Silva; POLAND QUIMICA LTDA, Brasil Factibilidad técnico-económica del uso de fluidos de perforación base aceite en la fase intermedia 10. de los pozos del campo dragón. Linda J. Hernández, José Rollinson Jiménez, María Machuca, PDVSA E y P COSTA AFUERA, Venezuela Norma para el control de la inyección subterránea de desechos de las actividades de exploración y producción 11. de hidrocarburos. José Contreras-Quintero, Blanca Navarro Laguna, PDVSA INTEVEP, Venezuela Estudio del daño a la formación causado por fluidos de baja densidad estabilizados con la mezcla 12. surfactante TOFA y sus sales. Arellano Jesús, Medina Nelson, Gutiérrez Xiomara, Blanco José, Ojeda Abel, PDVSA INTEVEP, Venezuela

Área de interés Cementación / Cementing Equipments and Accessories Cementación/ Cementing Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Fluidos de Perforación / Drilling Fluids Ambiente / Environment Fluidos de Perforación / Drilling Fluids

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

SABADO 20 DE NoVIEMBRE DE 2010

sALóN

CARONÍ

Hora

Nombre del trabajo

8:00 a 8:30

Reutilización de fluidos en zonas productoras. Nuevas tecnologías para evaluar daños a la formación. José Guzmán, Edison Endara, MI SWACO, Colombia

am 8:30 a 9:00

Plan to customize drilling fluids for pre-salt deepwater drilling operations in Brazil. Frank Fornasier, Remberto Manuel Gómez Pérez, HALLIBURTON, Brasil

9:00 a 9:30

Tratamiento integral de agua de producción reduce costos, cumple las exigencias ambientales y recupera aceite con fines comerciales. Pablo Aristizabal Acevedo, Diego Bermeo Medina, M-I SWACO, Colombia

9:30 a 10:00

Modelo para predicción de la permeabilidad dinámica para fluidos viscoelásticos. Sergio David Rosales-Anzola, Edeluc López, Manuel Mas, PDVSA INTEVEP, Venezuela

10:00 a 10:30

Uso de los fluido viscoelástico en las operaciones de completación y rehabilitación de pozos del Distrito Gas Anaco. Morales Jhonles, Marin María, Sánchez Carlos, PDVSA SERVICIOS; Lezama Erick, PDVSA EyP, Venezuela

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids Ambiente / Environment Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

10:30 a 11:00

COFFEE BREAK

11:00 a 12:30

Mesa redonda y Acto de Clausura a cargo del Presidente de Intevep: Miguel Ford

sALóN

ORINOCO

hora 8:00 a 8:30 am 8:30 a 9:00 9:00 a 9:30 9:30 a 10:00 10:00 a 10:30

nombre del trabajo

Área de interés

Experiencias de Cubapetróleo (CUPET) en la perforación de pozos de largo alcance en el sector Aspectos gerenciales Varadero Oeste. Julio A. Jiménez, Dania Alvares Santos, Alain García León, EPEP CENTRO, / Management Cuba IssuesManagement Metodología integral para la evaluación y el diseño de completaciones de pozos en campos con Estabilidad de hoyo/ problemas de arenamiento. Somogyi Grace, Pineda José, Oliveira Danny, Belisario Rafael, PDVSA Wellbore Stability INTEVEP; Tovar Juan, INNOVATIVE ENGINEERING SYSTEMS IESL, Venezuela Uso de humus lombriz como mejorador orgánico de la biodegradación de suelo de sabana con cortes Ambiente / de perforación (ripios) de la fase productora en san tomé, estado Anzoátegui. Pedro Pablo Colombo, Environment †Marianela Coromoto Arias De Flores, PDVSA INTEVEP, Venezuela Fluidos de Logros de la utilización de lubricante mecánico en pozo de alcance extendido. Ocdomar Casanova, Perforación/ Drilling Ricardo Rojas, SCHLUMBERGER; Alfonso Martínez, M-I SWACO, México Fluids Selective flocculation, the key to keep under control a drilling Fluid, generating environmental protection Fluidos de and operators afe’s compliances. Humberto Sierra, Carlos Montoya, Juan Carlos Garzón, Mario Perforación/ Drilling Serrano, HALLIBURTON, Colombia Fluids

10:30 a 11:00

COFFEE BREAK

11:00 a 12:30

Mesa redonda y Acto de Clausura a cargo del Presidente de Intevep: Miguel Ford

sALóN

ANGOSTuRa

Hora

Nombre del trabajo

Área de interés

Aplicación de fluido base agua espumado en la perforación de campos maduros del sur de México con inyección de nitrógeno. Garé Avelar, SCHLUMBERGER; Nixklafe Atencio, Alfonso Martínez, M-I SWACO, Mèxico

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

8:30 a 9:00

Centralizer placement for deviated wells. Gefei Liu, PEGASUS VERTEX INC; James Patrick Brennan, TUCKER ENERGY SERVICES, Estados Unidos

Cementación/ Cementing

9:00 a 9:30

Caso histórico: uso de lechadas tixotrópicas, minimizan problemas de cementación del revestidor conductor en los pozos costa afuera del campo Dragón en el área Norte de Paria – Venezuela. Moreno Candelaria, Rollinson José, Mata Gilberto, Machuca María, PDVSA EyP COSTA AFUERA; Marcano Andrés, PDVSA SERVICIOS, Venezuela

Cementación/ Cementing

9:30 a 10:00

New flat rheology invert drilling fluid with thermally independent rheological profile for multiple applications. N. Rife, J. Friedheim, N. Roberts and D. Cullum, M-I SWACO, Estados Unidos

10:00 a 10:30

Procedure for hole clean up and use of filter cake breaker system to maximize productivity in wells in the Amazonian Basin in Ecuador. José Javier Brito Campana, Henry Paúl Romero Cortéz, HALLIBURTON, Ecuador

8:00 a 8:30 am

Área de interés

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

10:30 a 11:00

COFFEE BREAK

11:00 a 12:30

Mesa Redonda y Acto de Clausura a cargo del Presidente de Intevep, Miguel Ford

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Warehouse

KLA-SHIELD M-I SWACO lanzó el nuevo sistema de fluidos de perforación de base agua y de alto rendimiento KLASHIELD, diseñado específicamente para campos caracterizados por formaciones de lutitas reactivas, pozos de gran diámetro y perforación de alcance extendido KLA-SHIELD para el manejo de los residuos de perforación

l sistema promueve la estabilidad del pozo y la limpieza eficaz del hoyo para reducir los costos por tiempos de perforación. Además, el sistema reduce de forma efectiva el manejo de los residuos de perforación y los costos de fluidos debido a menores necesidades de dilución, de volumen de residuos y reciclaje. Está compuesto de productos formulados para enfrentar los asuntos ambientales y puede ser usado en campos ubicados en tierra y costafuera. En tierra, el sistema puede ser adaptado para ofrecer la inhibición de lutitas sin el uso de sales, haciendo recortes perfectamente adecuados para la producción en tierra. El sistema es igualmente ajustable en operaciones en alta mar, al mostrar una baja toxicidad marina y tasas de biodegradación rápida. En Bolivia, un operador fue capaz de mejorar la ejecución de un pozo en el campo Villamontes con el uso de KLA-SHIELD, logrando excelentes resultados en la perforación de una sección de 8,5 pulgadas a una profundidad total de 9.350 pies en

un área frecuentemente asociada con retos tales como: tubería atascada, inestabilidad del hoyo, embolamiento de la mecha y del ensamblaje de fondo (BHA) y contaminación significativa de sólidos. “El fluido rindió bien con el tratamiento mínimo requerido para mantener las especificaciones de la propiedad”, dijo Jorge Moyano, Gerente de MI SWACO en Bolivia. “Se observó una buena integridad de los recortes. El KLA-SHIELD es un fluido a base de poliamina, diseñado como un sistema inhibidor de nivel medio. Las poliaminas aumentan la estabilidad térmica del biopolímero Duo-VIS de goma xántica FLO-VIS y del PAC de almidones modificados y utilizados. La selección de los inhibidores de poliaminas KLA-SHIELD incluyen los aditivos KLAGARD*, KLA-GARD B*, KLA-GARD DRY*, KLA-CURE* y KLA-STOP*, lo que brinda flexibilidad en el diseño mediante la elección del inhibidor y opcionalmente del encapsulador. Información: www.inparkdf.com

Tecnología Venezolana en Fluidos de Perforación

10 años Inpark Drilling Fluids

La empresa venezolana Inpark Drilling Fluids,

S.A. alcanzó el pasado 20 de Octubre una década de operaciones ininterrumpidas en el país, suministrando productos y servicios, y empleando una plataforma con una extensa capacidad técnica y productiva, que abarca tradicionales e innovadores campos de la industria petrolera. A lo largo de 10 años, Inpark ha brindado servicios y productos de alta calidad con ventajas competitivas, desde sus oficinas en las principales ciudades del país. La extensa variedad incluye: • Servicios integrales de fluidos de perforación, terminación y reparación de pozos de petróleo y gas • Geología e ingeniería de yacimiento, estudios del comportamiento de campos y su mantenimiento preventivo y correctivo. • Control, remediación y saneamiento ambiental • Suministro y aplicación de productos químicos para perforación y producción • Servicios completos de laboratorios para todo tipo de pruebas y análisis • Transporte terrestre y lacustre Con oficina principal en Ciudad Ojeda, Estado Zulia y otras en Caracas, Barinas y Anaco, continuará con el compromiso de proveer un servicio con una calidad que responda a las más altas exigencias de los mercados nacionales e internacionales.

Zerust, tecnología inhibidora de la corrosión

La tecnología de Inhibidores Volátiles de Co-

rrosión (VCI, por sus siglas en inglés) ha sido introducida en Venezuela bajo la reconocida marca mundial Zerust® por Northern Tecnologies International Corporation (NTIC), que desde hace más de 34 años desarrolla e implementa sistemas integrales para el manejo e inhibición de corrosión, mediante soluciones integrales probadas en más de 51 países. “La tecnología VCI elimina la presencia de los electrolitos (humedad) sobre el metal, evitando así el flujo de electrones entre las áreas anódicas y catódicas de las superficies metálicas interrumpiendo por ende el proceso natural de oxidación y brindando protección total por un tiempo prolongado”, explica Raul Ducoing Arjona, Director de Ventas en México de NTIC. NTIC incorporó esta tecnología al porta-

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

folio de productos Zerust® de uso en diversos sectores de la industria como la automotriz, metal-mecánica, petroquímica, aviación, eléctrica, electrónica, marítima y militar, entre otras, que requieren mantener en perfecto estado y por un tiempo prolongado maquinarias, repuestos, herramientas, estructuras, instalaciones eléctricas e incluso armamento y tanques de almacenamiento de crudo, o metales en general. Los productos Zerust® ofrecen un óptimo rendimiento de la maquinaria, ya que forma una capa invisible y seca sobre las piezas que no afecta las propiedades físicas o la funcionalidad del equipo en operación, ni reduce la conductividad de los componentes eléctricos. NTIC, representada en Venezuela por Comercializadora Oxicut C.A., introdujo cuatro líneas de estos productos inhibidores:

Protector para bridas y válvulas Zerust®

Axxaclean, un potente removedor líquido de óxido no tóxico ideal para piezas metálicas pequeñas y medianas; Z-Maxx, una grasa lubricante a base de aceite hidrofóbica resistente a altas temperaturas (200°C); cápsulas de vapor, mediante dispensadores portátiles diseñados para emitir, hasta por dos años, poderosas moléculas inhibidoras de corrosión en espacios cerrados; y protectores para bridas y válvulas, que protegen estas estructuras de los efectos de la oxidación. Además, Zerust®, posee la certificación ISO 14001.

Calendario NOVIEMBRE

2010 - 2011

01 - 05 – Introduction to Reservoir Engineering - Calgary, Canadá - www.spe.org 01 - 05 - Oleoductos: Dimensionamiento, Ingeniería y Operación - Maracaibo, Venezuela - www.petroleum.com.ve

01 - 02 - Lignofuels 2010 - Madrid, España - http://www.acius.net 02 - 2010 - Platts Global Energy Awards - Nueva York, USA geaweb.platts.com 08 - 10 - DeepGulf 2010 / Deepwater Spill Forum - Galveston, USA www.deepgulfconference.com/

02 - 04 - Deepwater Operations Conference & Exhibition Galveston, USA - www.deepwateroperations.com

FEBRERO

03 - 05 - Expo Oil & Gas Colombia 2010 - Cartagena, Colombia www.expocolombiaoilandgas.com/

17 - 19 – Summer NAPE Expo 2011 - Houston, USA - www. napeexpo.com/summer-nape.html

06 - 09 - Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica Río de Janeiro, Brasil - www.apla.com.ar

MARZO

09 - 11 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - PECOM 2010 - Villahermosa, México - www.oilonline.com 10 - 12 - VII Southern Cone Energy Summit - Lima, Perú- www. scenergysummit.com 18 - 20 - VIII SefluCempo 2010 - Puerto Ordaz, Venezuela www.seflucempo.com DICIEMBRE 01 - 03 – SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2010 - Lima, Perú - www.spe.org/events/ lacpec/2010/en/

01 - 03 – SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition - Amsterdam, Países Bajos - www.spe.org/events/dc/2011 21 - 24 – 25th Gastech Conference and Exhibition - Amsterdam, Países Bajos - www.gastech.co.uk 21 - 23 – SPE Americas 2011 - Houston, USA - www.spe.org/ events/hsse/2011 29 - 31 – II Conference Exhibition EXPO MINAS 2011 - Quito, Ecuador -www.hjbecdachferias.com/ Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Última Página

BRASIL y PERÚ: Desafíos Tecnológicos y de Talento Humano

Por Alvaro Ríos Roca*

n días pasados, Petrobras logró reunir 70,000 MMUS$, en lo que se considera como la mayor oferta de acciones de la historia mundial. El plan de capitalización, otorgó a Petrobras los derechos exclusivos para desarrollar 5.000 millones de barriles de petróleo en el Presal, donde se estima existen más de 50.000 millones de barriles de crudo equivalente. Los recursos recaudados, ayudarán a financiar parte de los 224,000 MMUS$ que se estarán invirtiendo durante el período 2010-2014, que apuntan a convertir al vecino país en una gran potencia mundial en materia de hidrocarburos con incrementos en producción y reservas de petróleo y gas natural, consolidando un liderazgo interno y expandiéndose al mercado regional e

ANUNCIANTES NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Alange Energy Group...............7 Area......................................39 Baker Hughes.........................2 Caterpillar.............................C.P.I. Confurca.............................21 Clampon..................................11 Expo Oil & Gas Colombia 2010....21 Fugro Jason.............................20 Geospectro...........................15 Halliburton............................C.P. IHS Energy.............................5 Impact Solutions Group............13 Insurcol..............................31 LHR Americas.............................19 Lindsay CA USA......................10 Parko Services........................25 NCT Energy Group...............23 PetroAliados..........................17 Petroleum..............................27 Saxon...............................9 Servitrans..............................35 Schlumberger........................P.I. SefluCempo...........................29 Sugaca.................................28 Tra n s m e r q u i m . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 7 Wabash Power.........................12

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internacional. De la mano de una empresa tecnológica, competitiva con el sector privado y manejada con gestión empresarial, en lo que va de una década, Brasil pasará a convertirse de un país neto importador de energía a un gran exportador de petróleo y gas natural. Durante el reciente Rio Oil and Gas 2010, los allí presentes, aun no conocíamos los resultados del plan de capitalización de Petrobras, pero en el ambiente del evento, era posible respirar un inusitado optimismo sobre el desarrollo futuro de la industria. Tanto en las conferencias que se presentaban, como en los stands de los expositores, se podía percibir una especie de “buen humor” en base a un muy alentador futuro. La única preocupación de conferencistas y expositores parecía más bien centrarse en cómo conseguir todo el talento humano y tecnología necesarios para atender los retos exploratorios y de desarrollo que se avecinan. Las tareas en el Presal y en aguas ultra profundas no son pan de todos los días y mucha innovación humana, tecnológica y científica son necesarias. En Brasil, parece ser que han tomado al toro por las astas en este tema de acrecentar la capacitación para generar talento y desarrollo tecnológico, que es el motor de esta industria. No así la gestión meramente política, como muchos aun creen. Más allá de lo que ha forjado CENPES (Petrobras), se vienen dando otros certeros impulsos: a) Se ha destinado el 1% de las ganancias de las empresas para financiar centros de investigación y desarrollo tecnológico; b) Se han firmado numerosos acuerdos de investigación con universidades estatales y privadas; c) Las empresas privadas están creando diversos centros de investigación tecnológica para poder participar con los elevados requisitos de contenido local; d) la iniciativa del Prominp, etc. En Perú, de no mediar cambios profundos en la política económica y de inversiones, se pronostican también enormes inversiones en exploración, explotación y desarrollo de infraestructura en la industria de los hidrocarburos. La producción de petróleo y líquidos asociados al gas natural está en pleno ascenso. En el norte, se están dando grandes inversiones en exploración y explotación de

petróleo y gas natural. Muchas sorpresas vendrán en los próximos dos a tres años. En el área aledaña a Camisea, en los próximos cuatro años se tiene previstos perforar cerca de 24 pozos exploratorios, algunos de los cuales ya muestran resultados favorables. Todo señala que un hallazgo reciente de gas natural y líquidos asociados, traerá importantes inversiones en producción en la zona de la selva en pozos de desarrollo y construcción de plantas de separación de líquidos. Para evacuar el gas y líquidos de la selva a la costa, se requerirá también la construcción del Gasoducto Andino del Sur y poliducto asociado, que incluyen además las concesiones para distribución de gas (uso eléctrico, industrial, vehicular, comercial y domiciliario) en ciudades importantes como Arequipa, Cuzco, Juliaca y otras. Finalmente está la consolidación de un polo industrial petroquímico integrado en la costa sur de Perú, que incluye petroquímica de clase mundial del etano, metanol, urea, electricidad y exportación de gas vía GNL. Se estima que en el periodo 2011 a 2016 las inversiones en hidrocarburos Perú llegarían a los 15,000 a 20,000 MMUS$. En un reciente evento en Lima, se pudo debatir qué es lo que necesitaba hacer Perú para conseguir o desarrollar el talento humano que necesita para estos desafíos, así como los pasos para anclar tecnología en el país. Lastimosamente no podemos decir que Perú tiene los avances y los planes que está concretando Brasil. Sólo le podríamos recomendar una muy seria mirada a los pasos que se dan en el país de la samba, para garantizar la sostenibilidad de una industria que siempre será tecnológica y de largo aliento. Concluimos manifestando que la evidencia nos demuestra que la industria de los hidrocarburos presenta muchos mejores resultados cuando centra sus esfuerzos en factores de inversión, de desarrollo de talento humano y aspectos tecnológicos. La gestión política no puede llegar a 7,000 mts., bajo el nivel del mar, ni tampoco puede hacer viable gasoductos y oleoductos que crucen selvas con acaudalados ríos, ni elevadas montañas. * Actual Socio Director de Gas Energy y DI International. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.