Noviembre 2011 - Petroleum 262 by Revista Petroleum

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Noviembre 2011 / No 262 / Petroleum

Contenido Noviembre 2011 Año 27, Nº 262

La Revista Petrolera de América Latina

900 profesionales de la industria de los hidrocarburos participaron en el I Congreso Suramericano de 24 Petróleo y Gas celebrado en Maracaibo del 18 al 21 de Octubre

Portada:

El futuro de la producción petrolera en Venezuela está en la Faja Petrolífera del Orinoco, la cual permitirá un crecimiento interanual de 15% en los próximos años, de acuerdo a la planificación de Pdvsa (foto cortesía Pdvsa)

Más de 6 mil visitantes recibió la XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo

IN SITU

6 Luncheon Meeting del IAPG Houston

8 Diplomado en Energía y Política Petrolera 10 Primer Seminario Académico y Red Para la Formación de Talento Para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural

ESCENARIO

16 I Congreso Integral de Hidrocarburos y LAPS 2011 Provechosa fue la jornada cumplida en Puerto La Cruz, orientada a examinar el panorama presente y futuro de la Industria Petrolera Venezolana

24 I Congreso Suramericano del Petróleo y Gas Organizado por la SPE Venezuela, Sección Occidente, con el auspicio de Pdvsa, empresas operadoras y de servicios, la primera edición de evento sobrepasó las expectativas en cuanto a participación y remarcó el carácter latinoaméricano del mismo con la asistencia de profesionales, técnicos y estudiantes de 16 países de la región

SECCIONES

3 CORNISA

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Una historia de logros reafirma la trascendencia 34 del principal evento petrolero de Colombia

ESPECIAL

54 América Latina: un nido de 34 Congreso Colombiano del actividad contractual Petróleo - Recuento Histórico

Elisabeth Eljuri, de Macleod Dixon, Caracas, y Carlos Garibaldi de Tecpetrol, Houston, presentan a Latinoamérica en perspectiva, con una revisión de los diversos ambientes de inversión en la región

En la antesala de la realización del XIV CCP compartimos este recuento, que además de rememorar tiempos pasados, reafirma la fuerza con que la industria petrolera colombiana asume el futuro

TECNOLOGIA

46 Tecnología de Estimulación, menos es más

Por Ricardo Romero, Petrobras; Fernando Armirola, Cepsa; Gerson Pérez, Ecopetrol; Art Milne, Manuel Lastre y Alexis Ortega, Schlumberger

EMPRESARIAL

62 PDI Innovando en proyectos de ingeniería Su exitosa trayectoria a lo largo de una década constituyen la mejor carta de presentación para continuar asumiendo el desafío de proveer soluciones integradas y tecnológicas de ingeniería a los mercados nacional e internacional

REPORTE

48 Toronto Stock Exchange & TSX Venture Exchange

Cindy Gray, Head, Business Development - Global Energy de TMX Group, explica por qué la Bolsa de Toronto representa una fuente de capital alternativa para las empresas petroleras en América Latina

52 Recursos y Reservas de Gas Natural de Venezuela – Oportunidades Para convertir los prospectos en reservas es necesario acelerar la actividad de exploración y desarrollo, afirma el experto Diego J. González Cruz

4 CUADRANTE

58 LIBRARY

E&P

12 14

Nuevo Centro de Investigación y Tecnología de Baker Hughes en Brasil

Mejoran condiciones productivas del campo Margarita en Bolivia 14 ENAP firmó acuerdo de explotación petrolera en Ecuador 15 Perú incentiva nuevas inversiones en hidrocarburos

ÚLTIMA PÁGINA

64 El planeta gira al gas natural Por Álvaro Ríos Roca*

60 GENTE Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora

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Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

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María Zajia, Redactora

Producción Víctor M. Vílchez, Director de Arte vvilchez@petroleum.com.ve

Paola Guevara, Diseñadora Gráfica pguevara@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299

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ASESORES EDITORIALES Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

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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

La ALIP

Cornisa

Las siglas del título identifican a la Asociación Latinoamericana de la Industria Petrolera, una iniciativa surgida en el marco del XIII Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, celebrado en las formidables instalaciones de Corferias de Bogotá. El embrión originario de la ALIP data de principios de la década Jorge Zajia, Editor de los 80, cuando un grupo de profesionales de la región, liderados por Pedro Espín de Ecuador, Giovanni Da Pratt de Venezuela, Jaime Ortiz de Colombia y Jorge Morales de Perú, fomentaron la creación -y conformaron la primera directiva- de la Sociedad Andina de Ingenieros de Petróleo, SAIP. Esos profesionales se reunieron durante la realización del I Congreso Colombiano del Petróleo (El Centro, Santander, Oct. 23-26, 1984) para impulsar la naciente Sociedad y acordaron realizar el II Congreso Andino del Petróleo, conjuntamente y en paralelo con el II Congreso Colombiano del Petróleo en 1986. La ciudad escogida fue La Heroica Cartagena de Indias, pero en definitiva su realización tuvo como sede el Centro de Convenciones Gonzalo Jiménez de Quesada de Bogotá. En esa oportunidad el auditorio, conformado por más de 500 profesionales de la ingeniería de petróleos de la región, acordó institucionalizar el Congreso Andino del Petróleo “…no sólo como encuentro e intercambio tecnológico, sino que sirva también como motor para la apertura de canales propicios para un más fructífero entendimiento y solidaridad de acción en la búsqueda de soluciones de asuntos de interés común”. La SAIP -aunque precariamente y sin llegar a “cuajar” en firme- mantuvo su vigencia durante los Congresos Colombianos, los cuales ofrecían un escenario adecuado para el reencuentro bianual de sus promotores y directivos. Así, en Octubre de 1990, durante el IV CCP, se realiza una de las asambleas más notables en ese momento de la SAIP que, aunque mantiene sus siglas, para darle mayor amplitud y cobertura pasa a denominarse Sociedad Andina de la Industria del Petróleo. Para el momento la presidencia de la SAIP la ejerció el fallecido ingeniero venezolano, natural de Barranquilla, Jorge García Yúnez, quien propuso a Caracas como sede del IV Congreso de la SAIP, conservando el lema del III Congreso: “Petróleo Base de la Integración Americana”. Ese fue un encuentro realmente notable, preñado de estupendas iniciativas, que todavía hoy día están pendientes para su ejecución: Auspiciar el primer encuentro de cámaras petroleras de la región andina; la creación de una red de informática de la industria petrolera latinoamericana; la elaboración del Directorio Petrolero Andino (basado en la experiencia de ACIPET); crear una base de datos de toda la contratación petrolera en los países del área; y convertir a la SAIP en consultora y asesora de los gobiernos de los países que la conforman. Pedro Espín, pionero y principal impulsor de la SAIP, propuso promover y respaldar la realización del primer encuentro de estudiantes de petróleo y geología (y geofísica, agregamos nosotros) de los países andinos, hoy sería de los países latinoamericanos. Pese al esfuerzo de los profesionales -principalmente colombianos, ecuatorianos y venezolanos- la SAIP no dio los frutos esperados y por todos deseados con propósito firme. Es así como durante el pasado XIII Congreso Colombiano de Petróleo y Gas se crea la Asociación Latinoamérica de la Industria del Petróleo, impulsada como siempre por Pedro Espín de Ecuador y respaldada como su primer Presidente por Hernando Barrero, quien muestra una hoja de servicio coronada por el éxito al frente de esa formidable asociación que es ACIPET. Es muy pronto para que la ALIP muestre resultados de su gestión, pero por lo que hemos visto y palpado hasta ahora y por el empeño que Hernando le está poniendo a su responsabilidad, oteamos en el horizonte un camino claro y despejado que rendirá sus frutos, los cuales estaremos registrando con el compromiso y la solidaridad que siempre nos ha caracterizado. Ya habrá tiempo y suficiente espacio para ello en las páginas de Petroleum. Terminamos está nota, registrando para la historia los nombres de los pioneros de esta nueva iniciativa para consolidar la unión de América Latina, basado en su riqueza petrolera. Directiva: Hernando Barrero, Presidente; Nicolás Honorato, Vicepresidente; Luis Urdaneta, Carlos Sánchez y Pedro Espín, Directores. Los testigos de excepción: Germán Espinoza, Alberto Moncada y el suscrito. María Isabel Pico, ofició como secretaria de la reunión de instalación de la ALIP

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Cuadrante

a solicitud de Guyana ante la Organización de las Naciones Unidas (ONU) de extender su plataforma continental y dominio marítimo en 150 millas (241 Km.) hasta 350 millas constituye una amenaza para proyectos gasíferos venezolanos como la Plataforma Deltana en el Delta del Orinoco, sostiene el geólogo Aníbal Martínez, miembro de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat. En su opinión la aspiración guyanesa implica el cierre de las líneas que limitan sus espacios marítimos, en áreas de la plataforma de la Guayana Esequiba (zona en reclamación) y prolongándose prácticamente frente a los bloques del proyecto Plataforma Deltana.

a Comisión de Energía y Minas de la Asamblea Nacional Venezolana aprobó la creación de la empresa mixta entre Petróleos de Venezuela y la constructora brasileña Odebrecht, para la exploración y explotación de crudo. La empresa se dedicará a las actividades primarias de producción en los campos Mara Oeste, Mara Este, La Paz y Sibucara, en el estado Zulia, aunque no se descartan proyectos conjuntos en la Faja Petrolífera del Orinoco. Odebrecht llegó a Venezuela en 1994, y hasta ahora sus proyectos incluyen dos puentes sobre el río Orinoco, la construcción de las líneas 3, 4 y 5 del Metro de Caracas, instalación de infraestructura para el sector agrícola, y del muelle del Complejo Criogénico de Jose.

PF adquirió el 100% del capital social de Energía Andina, sociedad mendocina dedicada a la exploración y explotación de hidrocarburos y otras actividades energéticas. La operación se realizó por un monto de US$ 16,8 millones, según un comunicado de la Comisión Nacional de Valores. YPF es la mayor productora de hidrocarburos de Argentina. El 57,43% de sus acciones pertenece a Repsol y el 25,46% restante al grupo argentino Petersen.

os gobiernos de Estados Unidos y México prevén formalizar al cierre de este año el acuerdo para explotar yacimientos petroleros transfronterizos ubicados en los límites marinos de ambas naciones en el Golfo de México. Del lado estadounidense la exploración comenzó hace 15 años y se han perforado en promedio 100 pozos anuales. Varios de los yacimientos descubiertos están cercanos a la frontera con México, en el área conocida como Cinturón Plegado Perdido. Según Pemex la existencia de estructuras geológicas con esas características ya verificadas hace urgente realizar acciones inmediatas para establecer reglas claras acerca de la explotación de dichos campos.

acific Rubiales Energy anunció la compra de 58’720.000 acciones ordinarias del capital de CGX Energy, a un precio de C$ 0.70 por acción ordinaria para una inversión agregada de C$41’104.000. CGX es una compañía canadiense de exploración de petróleo y gas enfocada en la exploración de petróleo en la cuenca de Guyana/Surinam, un área que el Servicio Geológico de los Estados Unidos ha clasificado como la segunda en el mundo en términos de prospectos petroleros y gasíferos. Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales, dijo que esta inversión “representa un paso hacia adelante en las oportunidades costa fuera en una de las áreas de mayor prospección en el mundo”.

alliburton completó la adquisición de Multi-Chem Group, con lo cual además de reforzar su oferta mejora su competitividad en un negocio en rápida expansión global. Multi-Chem es el cuarto mayor proveedor de químicos de producción y completación de pozos en América del Norte, con soluciones que ayudan a las compañías petroleras y de gas a desarrollar sus recursos en más de 30.000 pozos de petróleo y gas natural en todo el mundo.

resser-Rand Group suplirá sistemas de compresión para campos del presal brasileño. La compañía cerró contratos por valor de US$700 millones para proveer estos sistemas y servicios de mantenimiento a las empresas Tupi B.V. (Petrobras 65%, BG Group 25%, Petrogal Brasil SA - Galp Energia 10%) y Guará BV (Petrobras 45%, BG Group el 30% y Repsol-Sinopec 25%). Los equipos incluyen hasta 80 trenes de compresión DATUM que serán instalados en ocho embarcaciones FPSO, seis de las cuales se encuentran en el campo de Lula (antes Tupi) y dos en el campo de Guará. También se incluye servicios de entrenamiento y postventa, así como dos contratos de mantenimiento por 10 años.

emex concluyó los trabajos de mantenimiento a la refinería “Francisco I. Madero” en Reynosa. La empresa informó que estas labores se realizaron en cumplimiento del Programa Anual de Mantenimiento 2011, orientado a asegurar que los procesos se lleven a cabo en las condiciones de seguridad, eficiencia, sustentabilidad y respeto al medio ambiente.

etrobras vendió a Shell Deepwater Tanzania el 50% de sus derechos para explorar y explotar petróleo en dos bloques 5 y 6 en aguas profundas en Tanzania, en el océano Índico. La asociación añade al proyecto la experiencia de Shell y refuerza la confianza en el potencial de la región, considerada una frontera exploratoria. “África está entre las prioridades para las inversiones internacionales del Plan de Negocios de Petrobras”, informó la compañía, que también opera en Angola, Benin, Gabón, Libia, Namibia y Nigeria.

tatoil anunció la adquisición de la estadounidense Brigham Exploration por US$4.400 millones. La oferta supone una prima de 36% sobre el valor medio de las acciones de Brigham, debido al “atractivo” que tienen los yacimientos de Bakken y Three Forks, en los estados de Dakota del Norte y de Montana, y en los que la compañía estadounidense mantiene una “fuerte posición”, señaló Statoil en un comunicado. Esta adquisición representa un “paso significativo” para Statoil, que se posiciona así como un “actor líder” en la industria petrolera y gasífera de EE.UU., dijo su Presidente y Director Ejecutivo, Helge Lund.

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In Situ

Luncheon Meeting del IAPG Houston El ambiente de inversión en América Latina fue el tema desarrollado por Carlos Garibaldi, Director de Desarrollo de Negocios de Tecpetrol y Elisabeth Eljuri, consultora de Group Macleod Dixon, durante el almuerzo conferencia celebrado el 20 de Septiembre en el Renaissance Houston Hotel

n el marco de su programa de actividades regulares el IAPG Houston organiza mensualmente los almuerzos conferencias, como una iniciativa orientada a incentivar el diálogo sobre temas de interés para el sector que agrupa esta institución. La selecta audiencia fue recibida por el equipo directivo del IAPGH, liderado por su actual Presidente, Stanley Little (Apache Corp); el Vicepresidente Scott Stewart ( IHS Energy) y la Vicepresidenta y Presidenta Electa IAPGH 2012/13, Amalia Oilvera-Riley (Exxon-Mobil), contando además con la distinguida presencia del Cónsul General de Argentina en Houston, Daniel Deodato. En la conferencia titulada “América Latina: un hervidero de actividad contractual, adquisiciones y desinversión”, Carlos Garibaldi, Director de Desarrollo de

Del equipo directivo del IAPGH: Stanley Little, Presidente; Amalia Olivera-Riley, Presidenta Electa 2012/2013; Jose Luis Vittor, Director IAPGH 2012 y Miguel Di Vincenzo, Director IAPGH

Negocios de Tecpetrol y Elisabeth Eljuri, de Group Macleod Dixon, hicieron una revisión del ambiente actual y tendencias futuras de la inversión petrolera en la región, y presentaron un balance comparativo del marco legal y de riesgo político en distintos países de la región, con énfasis en Argentina, Colombia, México y Venezuela (ver tema ampliado en la pág. 52).

Sólida presencia Fundado en Marzo de 2002 como una organización independiente, sin fines de lucro, el IAPG Houston comparte los principios y el carácter de su organización hermana, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG. Tiene como misión proporcionar un

En el podium los conferencistas Elisabeth Eljuri y Carlos Garibaldi, y en la mesa Glenn Faass, Mcleod Dixon; Amalia Oilvera-Riley, Presidenta Electa IAPGH 2012/13; Daniel Deodato, Consul General de Argentina en Houston; Stanley Little, President IAPGH 2011/12; Scott Stewart, Vicepresidente; Jose Foucault, Patagonia Exploration y Miguel Di Vincenzo, Director IAPGH

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foro para el intercambio en asuntos científicos, tecnológicos, comerciales y regulatorios relacionados con el sector energético de Argentina y mercados relacionados; facilitar la comprensión del ambiente de negocios en Argentina y fomentar el desarrollo de programas de crecimiento de profesional y estudiantil. Para el logro de sus objetivos se apoya en la gestión de los comités de trabajo, entre ellos. Educación, Membresía y Patrocinio y Eventos. Su Presidente Stanley Little subraya la importancia de reafirmar los principios y el compromiso del IAPGH, y de continuar proyectando su presencia en la comunidad de Houston, mediante un trabajo arduo y exitoso. El equipo directivo 2011/2012 lo integran también Francisco Balduzzi (Wood Group), Presidente Saliente; Alberto Orozco (PWC), Tesorero; Norma B. Valle (ExxonMobil), Secretaria; y como Directores: Jorge Foglietta (J.H.Foglietta Consulting); Kathryn Marietta (Apache Corp.); Carlos A. Garibaldi (Standard Chartered); José L. Vittor (Hogan Lovells); Juan M. Bulgheroni (BEUSA Energy); Daniel Pintabona (Tenaris); Miguel Di Vincenzo (San Antonio International); Tomás Zapata (YPF); Nicolas Scalzo (Pluspetrol); Daniel A. Trujillo (Schlumberger); Joe Amador (Waterous USA); Emilio Acin Daneri (Repsol) y Eva María Gómez (Occidental USA).

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In Situ

Diplomado en Energía y Política Petrolera Una alianza entre la Industria y la Academia Promovido por la Cátedra Libre Petrolera “Dr. Gumersindo Torres” de la insigne Universidad del Zulia, con el apoyo del Ministerio de Energía y Minas y el Banco Central de Venezuela, este programa de estudio llega a la cuarta cohorte y prosigue en su objetivo de fomentar la actualización del conocimiento sobre la economía y la política petrolera de profesionales vinculados de alguna u otra manera al sector energético del país

l presente suman 267 los profesionales que han culminado exitosamente el Diplomado Energía y Política Petrolera de Venezuela adscrito al Vicerrectorado Académico de la Universidad del Zulia, que se imparte en el marco de un convenio entre la máxima casa de estudio, el Banco Central de Venezuela, el Menpet y Pdvsa. La IV cohorte de este diplomado perteneciente a la Cátedra Libre Petrolera “Dr. Gumersindo Torres” fue instalada el 7 de Octubre en el auditorio “Dr. Gastón Parra Luzardo” de la subsede Maracaibo del Banco Central de Venezuela, en la que están participando cerca de 100 profesionales del país. La instalación del programa de estudio estuvo encabezada por Iván Orellana, Viceministro de Hidrocarburos del Menpet; Judith Aular de Durán, Vicerrectora Académica de LUZ; Rafael Rosales Pérez, Gerente del BCV, subsede Maracaibo; y Rolín Iguarán, Director de la Cátedra.

Rolín Iguarán, Director de la Cátedra Petrolera; Iván Orellana, Viceministro de Hidrocarburos del Menpet; Judith Aular de Durán, Vicerrectora Académica de LUZ; y Rafael Rosales, Gerente del BCV, subsede Maracaibo

“Es una gran fortaleza haber alcanzado una alianza estratégica con la Universidad del Zulia, y Pdvsa para el dictado de estos diplomados”, expresó Rafael Rosales, Gerente de la Subsede Maracaibo del BCV. La oportunidad que brinda a jóvenes profesionales para obtener herramientas que les permita amEn cinco módulos, los participantes del diplomado profundizarán sobre temas como la Energía de un mundo cambiante, Nuevas condiciones internacionales para la formulación de la política energética nacional, Bases de la política petrolera nacional, la Metáfora “Siembra del Petróleo” y la Energía y su relación con la seguridad, la defensa y soberanía del país

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pliar el panorama sobre el tema petrolero “es vital para el BCV porque la economía y el petróleo van atados de la mano. Una economía tan importante como la nuestra cuyos ingresos fundamentalmente esta basados en la explotación de los hidrocarburos no estaba atendiendo este requerimiento tan importante”, agregó. La Vicerrectora Académica Judith Aular celebró esta iniciativa que busca integrar esfuerzos institucionales, “guiados por el esfuerzo y constancia de ese gran zuliano como lo fue Gastón Parra Luzardo, un gran estudioso de la política petrolera nacional e internacional; consagramos en su memoria la instalación de la cuarta cohorte”. En este sentido enfatizó el trabajo decisivo del Menpet de apoyar las iniciativas

académicas programadas por la Cátedra Libre Petrolera; y elogió el compromiso del Profesor Iguarán por el alcance de la misma. “Felicitaciones por esta actividad cuyo propósito es promover en todos los escenarios académicos y de desarrollo educativo la interacción de los temas energéticos ambiental como fundamentos de la política petrolera nacional”. Iván Orellana, Viceministro de Hidrocarburos del Menpet dirigió la conferencia magistral de instalación del diplomado, bajo el título “La Política Petrolera de Venezuela” en la que hizo un recuento de la evolución histórica de la industria petrolera venezolana con enfoque en el tema político. “Al analizar la política petrolera desarrollada por Venezuela desde los orígenes de la actividad misma en el siglo 19, a lo largo del siglo XX y del XXI y la influencia que sobre esta política han tenido los cambios estructurales del sistema internacional a lo largo de la historia contemporánea mundial y, sobre todo, la evolución en el sentido práctico de la soberanía, podemos decir que hemos evolucionado

al ejercicio propio de nuestra soberanía petrolera para bien o para mal”. El Director de la Cátedra Petrolera, Rolín Iguarán destacó que el diplomado abarca cinco módulos de estudio de 200 horas, y reúne una selecta lista de facilitadores, todos expertos en economía y petróleo, entre ellos, José Rafael Zanoni, Eduardo Ortiz Ramírez, Álvaro Silva Calderón, Camilo Martínez Morales, Mazhar Al Shereidah, Carlos Mendoza Potellá y Luis Lugo.

El Ex Secretario de la Opep, Álvaro Silva Calderón (al centro), junto a Hildegard Rondón de Sansó y José Joaquín Parra, de la Comisión Asesora del Menpet, durante un conversatorio con los participantes del diplomado sobre los procesos de Reversión y la Nacionalización de los Hidrocarburos

Bases Jurídicas de los Hidrocarburos Igualmente coordinado por la Cátedra Petrolera de LUZ, el 21 de Octubre se dio inicio al diplomado “Bases Jurídicas de los Hidrocarburos en Venezuela”, dirigido principalmente a profesionales del derecho. “Las Doctrinas Drago y Calvo y el Principio de Inmunidad de Jurisdicción en el Derecho Venezolano, en el campo del Arbitraje Internacional de Inversión”,

fue el tema de la conferencia que instaló el programa, a cargo de la doctora en Ciencias Política y Jurídicas Hildegard Rondón de Sansó. En el marco de la actividad, fue presentada la cuarta contribución editorial de la Cátedra Petrolera, “La Reversión y la Nacionalización en el Sistema Legal de los Hidrocarburos en Venezuela” escrita por el Dr. Álvaro Silva Calderón, Ex Secretario de la Opep. (Ver pag. 58).

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In Situ

SARGAS 2011

Primer Seminario Académico y Red para la Formación de Talento para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural La Asociación Venezolana de Procesadores de Gas, AVPG, “La Gente del gas natural y sus productos derivados,” conjuntamente con el Instituto de Estudios Avanzados IDEA, realizó el 6 de Octubre esta jornada con la finalidad de brindar orientación sobre la oferta académica nacional e internacional en la especialización profesional para el desarrollo del sector

n el Auditorio Andrés Bello del Edificio Bolívar de la Fundación IDEA (Instituto de Estudios Avanzados), en Baruta, Estado Miranda, se llevó a cabo el Primer Seminario Formación de Talento Para la Industria del Gas, SARGAS 2011, una iniciativa impulsada y desarrollada con el aporte de la AVPG y de la Fundación IDEA, con el patrocinio de Empresas Y&V, Total, Vepica, Chevron, Repsol y Pdvsa Gas. Allí se do cita un grupo de profesionales comprometido con los sectores educativo, energético, empresarial y gubernamental, quienes asistieron en representación del Ministerio de Energía y Petróleo, Pdvsa y sus filiales Pdvsa Gas y Pdvsa Intevep, Pequiven, y diferentes universidades del país. La Instalación de las jornadas fue presidida por Luis Alberto Terrero, Presidente de la AVPG, en compañía de Julio César Ohep, Alfredo Urdaneta, Noris Gómez, Nancy América Pérez, Directora Ejecutiva, y de Oscar Fariña, Gerente de Enlace Institucional de Pdvsa Gas. El diseño y ejecución de estas Jornadas correspondió a Jhonny Demey, Decano de la Escuela Superior Internacional (IDEA), Alfredo Viloria y Pánfilo Masciangioli, de la Universidad Central de

Venezuela; y Marco González de la Universidad Simón Bolívar.

Formación de Talento En la sesión introductoria “Importancia de la Formación de Talento Profesional”, Miguel Ford, Presidente de Pdvsa Intevep, presentó el tema “Tecnología y la Formación de Talento”. Allí mostró los planes de desarrollo de la Industria del Gas y la demanda de talento que se requerirá para la ejecución de los mismos. Roberto Espiga, Presidente de Vepica y Ricardo Pesse, Vicepresidente de Gestión, compartieron igualmente la visión de las empresas consultoras de ingeniería, en la presentación “La Ventaja Invisible: Gestión de Talento”. En el cierre del primer bloque “Visión Nacional de la Industria del Gas”, Juan Palma, Gerente Corporativo de Planificación Estratégica de Pdvsa Gas, profundizó en los Proyectos de Pdvsa, y el requerimiento específico del talento humano para su ejecución. Luis Alberto Terrero abrió el segundo bloque con la presentación “La Red Nacional del Gas, SARGAS 2011”, en la que enfatizó la necesidad de gerenciar el crecimiento de la industria del gas en Venezuela. Claudio Bifano, Presidente de la Academia de Ciencias

Leopoldo Naranjo, Presidente IDEA; Nancy América Pérez, Directora Ejecutiva AVPG; Sebastiano Rizzo, Presidente Consejo Consultivo; Juan Palma, Gerente Corporativo de Planificación Estratégica de Pdvsa Gas; Luis Alberto Terrero, Presidente de AVPG; Alfredo Urdaneta, Director de Pdvsa; Oscar Fariña, Gerente General de Enlace Interinstitucional Pdvsa Gas; Jhonny Demey, Decano Fundación IDEA

12 Noviembre 2011 / N 262 / Petroleum o

Luis Alberto Terrero, Presidente de AVPG

y Manuel Martínez, Director de la Comisión de Estudios de Postgrado de la UCV, presentaron “La Oferta Académica Venezolana de Formación de Talento para la Industria del Gas”. Simón López, Decano de Estudios de Postgrado de la USB, presentó la Oferta de Postgrado con Potencial Utilidad en la Industria del Gas, junto a Marco González, Especialista en Gerencia del Negocio del Gas Natural de la USB, quien mostró “Una Nueva Visión de los Estudios de Gas”. Entre las conclusiones destaca la propuesta de un programa de formación de cuarto nivel en el área de gas que permita formar profesionales en menor tiempo para su rápida inserción en el aparato productivo nacional.

Los panelistas de la sección introductoria Juan Palma, Gerente Corporativo Planificación Estratégica de Pdvsa Gas; Miguel Ford, Presidente de Intevep y Robeto Espiga, Presidente de Vepica

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E&P

Nuevo Centro de Investigación y Tecnología de Baker Hughes en Brasil La empresa líder inauguró el 7 de Octubre una moderna infraestructura en Río de Janeiro que brindará soluciones para todo el ciclo de vida del pozo, incluyendo estudios de rendimiento operativo y reducción de costos para la construcción de pozos, productividad de yacimientos y optimización de la recuperación de reservas

on la reciente apertura del Centro de Tecnología e Investigación Río de Janeiro (RRTC, en inglés), Baker Hughes ha logrado sumar mayor capacidad para el desarrollo de tecnologías y soluciones que permitan liberar todo el potencial de los yacimientos localizados en la nueva frontera del presal, en aguas profundas de Brasil. “Las nuevas instalaciones de investigación de Baker Hughes en el campus de CENPES (Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello) abre un nuevo nivel de colaboración con nuestros clientes y las universidades latinoamericanas, para juntos diseñar una nueva generación de herramientas de construcción de pozos altamente especializados y servicios que ayuden a producir económicamente los yacimientos del pre-sal en las costas de Brasil”, comentó Andy O’Donnell, Presidente para el Hemisferio Occidental de Baker Hughes.

“Este nuevo centro representa la siguiente fase en la expansión de nuestra red global de tecnología y fortalece nuestra capacidad de proporcionar soluciones locales”, agregó O’Donnell. La facilidad constituye una de las 10 principales infraestructuras de investigación y tecnología a nivel mundial de la compañía ubicadas en los EE.UU., Reino Unido, Rusia, Alemania y Arabia Saudita. La misión de estos centros es proveer soluciones para los numerosos desafíos de

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Baker Hughes invirtió más de US$ 30 millones de dólares en la construcción y dotación de esta facilidad de unos 4.710m2 , ubicada en el campus de CENPES en Río de Janeiro

los operadores en petróleo y el gas, específicamente relacionados a las áreas de la ingeniería y las geociencias. Además, permiten a Baker Hughes brindar soporte a las pruebas de campo de nuevos productos y la adaptación regional de sus productos comerciales. Básicamente el RRTC comprende tres áreas funcionales: un laboratorio de rutina avanzado y de servicios de pruebas; aplicaciones en ingeniería y ciencias de la tierra; y pruebas de campo de prototipos y herramientas piloto. La compañía invirtió más de 30 millones de dólares en esta facilidad de unos 4.710 m2. A finales de 2012, se espera que este centro en Río pueda crear 45 nuevos puestos de trabajo, como parte del esfuerzo de la compañía de seguir añadiendo a su plantilla ingenieros y científicos de la región y otros profesionales para los nuevos proyectos que emprende. Actualmente Baker Hughes se encuentra asociado con la Universidad Federal

de Río de Janeiro y Petrobras para asistir en el diseño, construcción y operación de un laboratorio a escala real que albergara un gran simulador de perforación de alta presión, ubicado en el campus de esta universidad. Baker Hughes reproducirá las condiciones de perforación de un campo en un ambiente controlado para que el proceso de perforación pueda ser monitoreado, caracterizado y mejorado. También ha establecido acercamiento con varias universidades locales e institutos de investigación para desarrollar proyectos, entre ellos, uno de perforación evaporada con la Pontificia Universidad Católica de Río de Janeiro, así como estudios de ingeniería de yacimientos empleando pozos inteligentes con la Universidad del Estado de Campinas. Al presente, más del 70% de los pozos marinos de Brasil han sido equipados con sistemas de monitoreo de pozos de Baker Hughes, incluyendo el primer pozo del presal en el campo Lula.

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E&P

Mejoran condiciones productivas del campo Margarita en Bolivia El pozo MGR-4st, ubicado en el megacampo Margarita operado por Repsol será uno de los pozos productores de gas natural más importantes a nivel regional

os trabajos de mejoramiento productivo del pozo se iniciaron en Diciembre de 2010 en el marco de la Fase 1 de desarrollo del bloque Caipipendí, con una inversión superior a US$20 millones. Previamente en la perforación del pozo se invirtieron otros US$40 millones. Los trabajos de recompletación del pozo MGR-4st para su instalación definitiva y las pruebas permitieron obtener el mayor caudal gasífero de la cuenca subandina del país, con una producción de 5,4 millones de MMmcd”, destacó Repsol. Los campos Margarita y Huacaya se encuentran sobre una superficie de 123.000 hectáreas y forman parte del Área de Contrato Caipipendi, en plena fase de desarrollo. El bloque de explotación cuenta con cinco pozos profundos (entre 4.000 y 6.000 metros) que comenzaron a producir en Diciembre de 2004. El consorcio del bloque Caipipendi tiene como socios a Repsol (37,5%), British Gas (37,5%) y Pan American Energy (25%).

“Se estima que el MGR-4st entrará en máxima producción en Abril de 2012, cuando la planta Margarita amplíe su capacidad de procesamiento de 3 MMmcd a 9 MMmcd. El campo Margarita fue descubierto mediante la perforación del pozo exploratorio MGR -X1 y el reservorio confirmado por la perforación de los pozos MGR-X2, MGR-X3 y MGR-4st de los cuales, los pozos MGR-X3 y MGR-4st demostraron la capacidad de producción de gas rico en condensado y en cantidades comerciales. El área de Huacaya fue descubierta con la perforación del pozo HCYX1(d), el cual demostró poseer hidrocarburos en cantidades comerciales. Estas áreas están localizadas entre serranías del Sub Andino, cuya característica principal es una topografía accidentada, y por tanto, las actividades de construcción asociadas al desarrollo del campo Margarita y el futuro desarrollo del área de Huacaya, representan un desafío.

ENAP firmó acuerdo de explotación petrolera en Ecuador

os Ministros Wilson Pástor, de Ecuador y Rodrigo Álvarez, de Chile, suscribieron el contrato que permitirá la exploración petrolera en una zona de 4.000 km2 del Golfo de Guayaquil, emplazado en el sur del litoral ecuatoriano. El acuerdo suscrito a comienzos de Octubre, es el resultado de varios años de cooperación entre ambos países y de la alianza entre las petroleras estatales. En virtud de este contrato, ENAP perforará 2 pozos exploratorios, uno en tierra y otro costa afuera, con una inversión de US$ 43 millones. Una vez que se haya determinado el potencial productivo del Bloque 3, se pondrá en marcha el proceso de extracción comercial. El Ministro Álvarez valoró la firma de acuerdo y dijo que “ENAP ha tenido excelentes resultados en sus emprendimientos en el exterior y a los resultados de exploración en Egipto, se suma ahora, este importante acuerdo con Ecuador”. A su vez el Gerente General de ENAP, Ricardo Cruzat, destacó el forta-

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Los Ministros de Energía de Ecuador y Chile, Wilson Pástor y Rodrígo Álvarez

lecimiento de la relación de negocios que ha mantenido la empresa en Ecuador. La inclusión del Bloque 3 Jambelí a la cartera de activos de ENAP contribuye a incrementar su área exploratoria, a aumentar el potencial de reservas y a agregar valor asociado a la producción esperada del área. ENAP está presente en Ecuador desde el año 2002, y actualmente opera los bloques petroleros Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno, Huachito, Intracampos (PBHI).

Perú incentiva nuevas inversiones en hidrocarburos Seis nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos se suscribirán antes de finalizar 2011, dijo el Presidente de Perupetro, Aurelio Ochoa

l Gobierno peruano busca impulsar las inversiones en el sector energético, y a tal efecto suscribió a finales de Septiembre cinco contratos de exploración y explotación de hidrocarburos con la argentina Tecpetrol, la colombiana Ecopetrol, la británica Pitkin Petroleum, y la también británica Hydrocarbon Exploration, que obtuvo dos concesiones. En la oportunidad Perupetro informó que dichas licencias fueron suscritas bajo “condiciones de cumplimiento de los procesos de participación ciudadana previstos en la ley de Consulta Previa a los Pueblos Indígenas u Originarios, recientemente puesta en vigencia por el Gobierno. Más recientemente el Presidente de Perupetro anunció que antes de finalizar el año se formalizarán otros seis contratos para la exploración de lotes ubicados en la selva peruana. Cuatro de ellos serán suscritos con Repsol-YPF y Ecopetrol, y los dos restantes con la británica Emerald Energy “Con Repsol y Ecopetrol se firmarán los contratos para los lotes 182, 184, 180 y 176; mientras que con Emerald Energy se firmará por los lotes 178 y 175”, indicó Ochoa. Dichos contratos forman parte de la licitación de lotes petroleros que realizó Perupetro el pasado. De igual manera ConocoPhillips, Exxon Mobil y Totalfina ELF están evaluando su ingreso al mercado peruano por medio de sociedades con empresas ya establecidas o participando en las licitaciones de nuevos lotes petroleros. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Escenario

I Congreso Integral de Hidrocarburos

y XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo

Provechosa fue la jornada cumplida en Puerto La Cruz, orientada a examinar el panorama de la industria petrolera venezolana. La realización de este congreso marcó un hito en el acercamiento con Pdvsa, evidenciado en los planteamientos formulados por las autoridades de la petrolera estatal sobre la importancia de la participación privada y la invitación a seguir proyectando a Venezuela como país petrolero y gasífero en crecimiento. 330 empresas participaron como expositoras en LAPS 2011, celebrada por primera vez en el oriente venezolano

on un llamado a integrar esfuerzos por parte de Pdvsa y empresas privadas para seguir impulsando el crecimiento de la industria petrolera venezolana, concluyó el I Congreso Integral de Hidrocarburos organizado por la Cámara Petrolera Venezolana con el auspicio de la petrolera estatal. Bajo el lema “Venezuela, país petrolero en crecimiento” el programa desarrollado en Puerto La Cruz fue concebido como una oportunidad para conocer los programas en curso, los proyectos previstos y las estrategias a desarrollar en el sector. De esta forma durante tres días continuos el congreso brindó a los asistentes una serie de conferencias enfocadas en las fortalezas y oportunidades de inversión y desarrollo que ofrece la principal industria del país.

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Directivos de Pdvsa presentaron temas relacionados con los logros en Exploración y Producción, Faja Petrolífera del Orinoco, Opciones de Financiamiento, Participación Nacional en Proyectos de Venezuela en el exterior (Experiencia en el Proyecto de la Refinería Cienfuegos) y Empresas Mixtas.

Plena Soberanía Petrolera La ceremonia inaugural contó con las intervenciones del Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez y el Presidente de la Cámara Petrolera, Mauricio Canard, quienes subrayaron la trascendencia del evento. Ramírez aprovechó el escenario para referirse a los logros de Pdvsa en el marco de la Política de Plena Soberanía Petrolera. Sostuvo que “no hay nada más soberano

Rafael Ramírez

que el control del territorio y de sus recursos naturales” y agregó que “no nos desviaremos en la defensa de esta política”, tras lo cual señaló que Pdvsa se ha convertido en

un referente mundial por el uso eficaz de su base de recursos, garantizando que los ingresos por concepto de la renta petrolera vayan a la Nación. “Hay muchos países que tienen una inmensa base de recursos y no tienen una empresa nacional, capacidad técnica o recursos para manejarlos. Nosotros tenemos unas grandes capacidades y una empresa nacional fuerte”. Recordó que luego del proceso de cuantificación y certificación de reservas de crudo, ubicadas en la Faja Petrolífera del Orinoco, la OPEP reconoció que el país posee 296,5 mil millones de barriles de crudo, por lo que Venezuela orienta esfuerzos para mantener operaciones en esa área por muchas décadas más, mientras que otros países de tradición petrolera se encuentran en declive. Ramírez dijo que la relación del Esta-

Mauricio Canard

do venezolano con el sector privado en la actividad de hidrocarburos está proyectada a 100 años. “Ustedes no pueden sentirse ajenos a esto”, dijo a los empresarios, tras lo cual les invitó a incorporarse al gran proyecto nacional. También insistió en la necesidad de que los consorcios que ejecutan proyectos en la Faja Petrolífera del Orinoco aceleran el avance de las obras.

Empresas venezolanas están dentro de los mejores estándares mundiales El Presidente de la Cámara Petrolera, Mauricio Canard, destacó por su parte que bajo el esfuerzo mancomunado del Estado venezolano, a través del Ministerio de Energía y Petróleo, Pdvsa y el sector empresarial, se impulsa el desarrollo de importantes proyectos de petróleo y gas en el ámbito nacional, especialmente en la Faja Petrolífera del Orinoco, Orien-

te y Occidente venezolano, donde tanto en tierra, como costa afuera se conciben y ejecutan proyectos de gran alcance. Canard sostuvo que actualmente se trabaja para convertir a Venezuela en una región cuyo desarrollo se basa en dos grandes vertientes: la primera sustentada por las elevadas reservas probadas de petróleo, certificadas en más de 361 mil millones de barriles, incluidas las cuantiosas de crudos pesados y extrapesado, en la Faja petrolífera del Orinoco. La segunda vertiente la conforma el gas natural asociado y no asociado, con cuantiosas reservas probadas, ubicadas en 195 millones pies cúbicos, con un 70% de ellas ubicadas en el oriente del país, región occidental de costa afuera, con el más reciente descubrimiento de gas no asociado y condensado en el Golfo de Venezuela. Para lograr los planes y las metas propuestas de explotación y comercialización -puntualizó Canard- Pdvsa ha conformado más de 40 empresas mixtas con capitales nacionales e internacionales. “Los empresarios venezolanos contamos con la experiencia de la explotación de hidrocarburos, por eso invitamos a las delegaciones internacionales a continuar invirtiendo en el área energética, requerimos que las empresas nacionales sean invitadas a participar, estamos seguros que nuestro estándar es uno de los mejores del mundo”, dijo.

Almuerzos Conferencias Alí Moshiri, Presidente de Chevron para Latinoamérica y África, fue el orador del primer almuerzo conferencia. Allí reiteró que Venezuela es “única” en recursos naturales, por lo que consideró que es un destino lógico para invertir. Sobre la experiencia y expectativa de Chevron, Moshiri sostuvo que esperan desarrollar nuevos proyectos en el país, donde ya tienen participación en las empresas mixtas Petropiar y Petroindependencia. Recordó que la “era del petróleo fácil terminó” y la industria dependerá del crudo pesado y extrapesado, cuyas mayores reservas mundiales se hallan en la Faja del Orinoco. “El valor del petróleo pesado es diferente al de 1990”, afirmó ya que el desarrollo de la tecnología ha permitido producirlo con la misma calidad que el liviano.

Alí Moshiri

Enfatizó que la nueva “Arabia Saudita se halla en la Faja del Orinoco”, cuyas reservas estimadas en más de 220.000 millones de barriles de crudo certificados, Venezuela podrá extraer oro negro durante los próximos 50 años. El orador del segundo Almuerzo Conferencia, Marco Villa, Vicepresidente Senior de Technip Región B - Jefe Ejecutivo de Technip Italy.

Seis nuevos desarrollos en la FPO El Vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, Eulogio Del Pino, dio detalles de la conformación de la Gerencia de Nuevos Desarrollos de la Faja Petrolífera del Orinoco, FPO, que contribuirá a aumentar la producción en esta área a seis millones de barriles día, a finales del año 2020 Durante su presentación Del Pino explicó que desde el año 2010 se inició el proyecto para la realización del Complejo de Mejoramiento en Mapire, área Junín, ubicado en el corazón de la FPO. También hizo referencia al desarrollo de la Empresa Mixta Petrojunín, que se convertirá en un centro de producción que destinará diversos productos al mercado europeo. Sobre las cifras de producción de barriles aportadas por las empresas mixtas Pdvsa Petromonagas y Petroritupano, se estima que alcancen 230.00 bpd. Del Pino precisó que es fundamental que las empresas externas asociadas a los proyectos con Pdvsa se localicen físicamente en la Faja y participen en el financiamiento de la producción. “Tenemos esquemas de control que se actualizan semanalmente para llevar un registro y hacer seguimiento a las operaciones en las que intervienen las empresas socias de Petróleos de Venezuela”. Exhortó a esas compañías a participar en el diseño de una Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Escenario nueva generación de taladros que permitirán elevar los procesos operacionales. También destacó los logros del equipo de trabajadores petroleros venezolanos que consiguió crear un mecanismo para deslizar los taladros modulares sin obstruir los pozos ya trabajados y el rápido ingreso de los taladros cabilleros, lo cual implica optimizar los tiempos de producción. Otro avance es la construcción del Mejorador de Petromiranda, ubicado en la División Junín, que tendrá una capacidad de 400.000 barriles mezclados de 40 grados API, hecho que ayudará a dis-

minuir o incrementar la producción de acuerdo con la situación del mercado.

Venezuela será potencia gasífera Los proyectos Costa Afuera prevén adicionar 135 billones de pies cúbicos que se esperan encontrar y certificar en la plataforma continental, para convertir así a Venezuela en una potencia mundial en producción de gas, destacó Orlando Chacín, Director Ejecutivo de Pdvsa Exploración y Producción Oriente Entre las victorias tempranas en Costa

Afuera, Chacín mencionó el hallazgo del campo gigante de gas Perla, del Proyecto Rafael Urdaneta, en el Golfo de Venezuela y el desarrollo del campo Dragón 4, del Proyecto Mariscal Sucre, en las costas del estado Sucre. Ambos incorporarán en Noviembre de 2012 más de 400 millones de pies cúbicos al mercado interno para suplir la demanda doméstica, industrial, comercial y petrolera. Adicionalmente a los trabajos de los Proyectos Costa Afuera, se vienen realizando obras en tierra firme, asociadas a los proyectos, para garantizar el aprovechamiento del gas que se extraiga en mar abierto, como lo son la construcción de gasoductos para el mercado nacional e internacional, entre ellos el Sistema Nororiental del Gas (Sinorgas), Interconexión Centro-Occidente (ICO) y el transcaribeño, así como el desarrollo de las Plantas de Adicionamiento de Gas al Mercado Interno (Pagmi), entre otros. Entre los beneficios derivados de los Proyectos Costa Afuera se encuentran: mejorar la alimentación de combustible primario para la generación eléctrica, contribuir con el crecimiento económico sustentable del país, garantizar el gas y LGN requerido para el mercado interno, ampliar y mejorar la infraestructura de toda la cadena de valor del gas.

Ampliación de la capacidad de refinación El Director Ejecutivo de Pdvsa y Gerente General del Centro de Refinación Paraguaná (CRP), Jesús Luongo, afirmó que una nueva Venezuela “surgirá del desarrollo de proyectos de ampliación y creación de refinerías en diferentes zonas del país”. Durante su intervención Luongo señaló que los proyectos de Pdvsa en el área de refinación contemplan una inversión interna del orden de US$45.000 millones. La empresa estima aumentar la capacidad de refinación en 754.000 bpd. En los complejos ubicados en Latinoamérica y el Caribe se agregarán unos 227.000 bpd y también se estudia la posibilidad de contar con plantas en China, Vietnam y Siria, informó Jesús Luongo. Luongo enfatizó que Pdvsa aplica una política para que los materiales y el talen-

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to humano a usar en la construcción de nuevos proyectos sean venezolanos, para generar trabajo y riqueza dentro del país. “Estos planes requieren preparar a quienes manejarán las nuevas refinerías, y por eso el circuito refinador tiene escuelas de formación que garantizarán mano de obra calificada”. Recordó que en el marco del Plan Siembra Petrolera, 10% de la inversión debe ser dedicada al gasto social, a fin de asegurar que no se generen áreas de pobreza alrededor de las instalaciones

Ower Manrique

petroleras. Como ejemplo mencionó el Proyecto Conversión Profunda de la Refinería Puerto La Cruz.

Proyectos industriales respaldan empuje del sector petrolero venezolano La política de Pdvsa es apalancar nuevos proyectos y empresas industriales que apoyen la estrategia de desarrollo de la principal empresa del país, sostuvo Ower Manrique, Presidente de Pdvsa Industrial. Explicó que se busca incentivar al empresariado nacional e internacional a invertir en el país para apoyar la materialización de 22 proyectos y empresas en las áreas de metalmecánica, insumos petroleros, maquinaria, productos químicos y productos electrónicos que actualmente cubre esta filial. Manrique mencionó que una de las experiencias medulares adelantadas por Pdvsa en asociación con sus aliados chinos es la Industria China Venezolana de Taladros, ICVT. “Al finalizar 2011 ya habremos incorporado a la explotación de crudo 16 unidades ensambladas en el país. Son los primeros equipos entregados,

cuatro de ellos terminados en 2010 y este año culminamos 12, la misma cantidad que aspiramos a construir en 2012”, dijo. Hasta este momento la planta de taladros sólo ensambla los equipos, pero a partir del año próximo se prevé comenzar la incorporación de componentes nacionales hasta lograr en 2015 que el taladro sea de fabricación nacional. Manrique sostuvo que en insumos industriales para el desarrollo de los proyectos petroleros entre 2011 y 2016 se prevé una inversión de US$43.112 millones, recursos que pudieran invertirse en las empresas locales si el país dispusiera de un parque fabril que respondiera a estas necesidades. Para acelerar este proceso se están tomando acciones, estimándose que para 2018 cerca de 55% de los insumos utilizados en proyectos petroleros sean fabricados en el país. El líder de Pdvsa Industrial dijo que la Faja Petrolífera del Orinoco es una de las áreas con grandes proyectos que ameritan la construcción de diversas obras de infraestructura petrolera, las cuales deben ir acompañadas de bienes y servicios.

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Celebran apertura de Estado para invertir Durante su participación en el tercer día del I Congreso Integral de Hidrocarburos, el Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, Mauricio Canard destacó la importancia de reforzar las empresas nacionales a fin de tener la opción de poder Mauricio Canard participar en importantes proyectos, como la siembra petrolera y la explotación de la Faja del Orinoco El dirigente empresarial recordó que actualmente, según decreto Ley 1.890 en sus artículos 5 y 18, se establece la inclusión de empresas venezolanas para los diferentes trabajos de explotación petrolera, “estamos en la capacidad técnica de hacerlo y podemos trabajar en conjunto con las internacionales”. Señaló que la mayoría de las empresas petroleras venezolanas cuentan con la suficiente experticia y experiencia, así como las certificaciones internacionales que garantizan la calidad del trabajo y precios competitivos en comparación con las empresas petroleras. Canard sostuvo que el gremio está en constantes cambios, ajustándose a los requerimientos actuales de Pdvsa, que ha extendido las oportunidades de negocios más allá del ámbito petrolero, a través de Pdvsa Agrícola, Pdvsa Ingeniería y Construcción y Pdvsa Industrial. “Nosotros estamos organizados técnica y profesionalmente, con presencia en todas las áreas de desarrollo de hidrocarburos a través de las 650 empresas afiliadas”, dijo. Por último manifestó que el compromiso de la Cámara Petrolera es fomentar el fortalecimiento de las empresas nacionales, continuar con el estímulo del asociado, impulsar la inversión social alineada a los planes de Pdvsa y colaborar en la elaboración de políticas públicas para “desarrollar el país que queremos”, generando empleo productivo, maximizando la participación nacional, inclusión de todos los sectores y capacitación de desarrollo tecnológico

Alianzas estratégicas El cierre del Congreso contó con la intervención del Director Ejecutivo de la Faja Petrolífera del Orinoco, Pedro León, quien felicitó a la Cámara Petrolera Venezolana por la confianza de las firmas privadas en el proyecto petrolero de Venezuela. “Hoy más que nunca Pdvsa cumple fielmente con el Plan Siembra Petrolera y busca la independencia tecnológica”, dijo. Tras una breve exposición sobre la historia contemporánea de la industria petrolera venezolana, León se refirió a los logros alcanzados con la aplicación de la Plena Soberanía Petrolera, entre ellos la conformación de empresas de capital mixto para el desarrollo petrolero y no petrolero de la FPO. León exhortó a los representantes de las empresas a integrarse y conformar alianzas estratégicas que permitirán explotar la mayor reserva de hidrocarburos del mundo, donde se visualiza una producción de 4 millones de barriles diarios para 2014 y 6 millones para 2019. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

LAPS 2011

Las empresas más importantes vinculadas al área de bienes y servicios petroleros se trasladaron al estado Anzoátegui, en el oriente venezolano, para mostrar sus innovaciones en tecnología y productos 330 empresas de bienes y servicios participaron en la XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo que se realizó en el marco del I Congreso Integral de Hidrocarburos Unas 6.000 personas ingresaron a la “gran burbuja” instalada en el Hotel Venetur Maremares para ver la oferta de tecnología y servicios. En esta oportunidad participaron empresas de China, Colombia, Ecuador, Emiratos Árabes, Finlandia, Francia, Japón, México, Perú, USA y Venezuela. Entre las empresas expositoras estuvieron Chevron, Lindsay, Weatherford, Astrivenca, Fissa, Temi, DuPont, Geohidra, Intelec, Super Vacuum, Representaciones Barcan, NSK Rodamientos, Tesco, Halliburton, Sipheca Seguridad, Equimavenca, Tivenca, Forjacentro, Servitrans, Proct-Petrol, Isiven, CANTV,

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3M, Sika, Movistar, Tuboacero, Confurca, Inelectra, Roffco, Azex, Constructora Conkor, entre otras. Pdvsa dispuso un módulo de exhibición en el que mostró sus principales proyectos, como la Faja Petrolífera de Orinoco, los Desarrollos Costa Afuera, la ampliación de la Refinería de Puerto La Ministro de Energía y Minas y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, despejó la Cruz y los proyectos so- El cinta inaugural de la XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo ciales. También contó con una sala de negocios, recepción y una oriental, “Los dos primeros años se hizo muestra de diferentes calidades de crudo en Brasil, y desde el año 1980 hasta el año pasado Maracaibo fue sede de este producidas en el país. Ampliamente conocida a nivel nacio- importante encuentro petrolero”. Destacó Behm que cada año la exponal e internacional, esta muestra constituye uno de los eventos comerciales del ámbito sición sirve de escenario para que los directivos de grandes empresas se encuenenergético más importante de la región. Jorge Behm, Vicepresidente del tren en un solo lugar, “sin duda es una Grupo BG de Eventos explicó que en los oportunidad para negocios, encuentros y 21 años de trayectoria de la exposición conocer más sobre las empresas que asises la primera vez que se realiza en suelo ten a la exposición”.

Exhibición Laps 2011

Con más de cuatro décadas de trayectoria, Inelectra tiene un liderazgo reconocido en el sector de energía e hidrocarburos venezolano y latinoamericano. Presentes en LAPS 2011 el equipo integrado por María Elisa Lozada, Gerente de Asuntos Públicos y Desarrollo Sustentable; Wilmer Ferrer, Gerente Técnico del CE Oriente y Pablo Videtta, Vicepresidente de Proyectos, en compañía de las guías del stand Paola Bermúdez y Cruzceila Salazar

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Desde un simple suministro hasta una compleja solución en un proyecto integral, AZEX Industrial colabora con sus clientes para diseñar innovación a la medida de sus necesidades. Frente al stand de la empresa en LAPS 2011 su Director Carlos Matami, Liumar Gil, Álvaro Pérez, Carlina Lunar y Mauricio Mastronardi

El desarrollo e innovación de DuPont le ha permitido desarrollar un amplio catálogo de productos para aplicaciones específicas en la industria petrolera, incluyendo exploración, producción, transporte, almacenamiento y refinación. En la gráfica Emilio Bello, Dailec Hernández, Dayhana Zambrano, Ángela Vargas, José Daniel Hernández, Andrea Gómez, Marian Rodríguez, Ashley Miller y Asdrúbal Santana

El equipo de DITECH, consultora de ingeniería, procura y construcción de proyectos integrales, integrado por Susana Calderón, Ofc. PLC; Lilia Mónaco, Gte. Procura, Michel Rouaix, Director Comercial; María Alexandra Travieso, Presidente DITECH; Carolina Marcano, Asuntos Públicos, Alida Domínguez, Gte. Ofc PLC; Milagros Perales, Ofc. Cumaná; Carlos Creazzola, Ofc PLC, Yosmar Alcalá, Ofc. PLC

Intelec constituye una excelente opción en plantas eléctricas pensadas para el mercado venezolano, con toda una gama de equipos regulados electrónicamente, diseñados para uso continuo o de emergencia. Proyectando la “Pasión por la energía” Amita Aguirre, Antonio Agüera, Charityn Chacón, Gustavo Maldonado, Charlys Chacón y Darío Montilla

De visita en el stand de Constructora Hermanos Furnaleto C.A., Confurca, Mauricio Canard y Alexis Medina, directivos de la Cámara Petrolera de Venezuela; Pedro León, Dir. Ejecutivo de Pdvsa FPO; Hernán Delgado, Gte. General Confurca; Juan Carlos Escobar, Gte. Proyectos y Luz Marina Escobar, Gte. de RR.HH. Con una amplia experiencia en Venezuela y el exterior, la empresa centra su actuación en el negocio de construcción, sub-estaciones y líneas de transmisión eléctrica, tendido de líneas y revestimiento de tuberías

IMOSA, el fabricante más grande de tuberías de acero de Venezuela, también se hizo presente en la Exposición Latinoamericana del Petróleo, para promocionar su portafolio de soluciones para la industria. La fotografía muestra a los ejecutivos Fernando Colella y Pablo Colella en conversación con el Ministro Rafael Ramírez durante su visita al stand

Lindsay C.A. es una organización venezolana que presta servicios a la industria en obras civiles, mecánicas, eléctricas, instrumentación, asesorías técnicas e izamiento y transportación. Sus directivos José Saa, Gerente de Operaciones, Héctor Fuentes, Presidente y Jesús R. Fuentes, Vicepresidente, destacaron el compromiso de largo plazo con Venezuela, el cual se traduce en el desarrollo de la actividad productiva

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Escenario

Antonio Caldera, Orlando Pérez, Vicepte. y Pte. de la SPE Occidente de Venezuela; Orlando Chacín, Director de Pdvsa; Eulogio del Pino, Vicepresidente de E&P de Pdvsa y Presidente del I Congreso; Ricardo Coronado Dir. Ejecutivo y miembro de la directiva de Pdvsa; Angel Ramón Núñez, Director Ejecutivo de Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos de Pdvsa; Miguel Ford, Presidente de Pdvsa Intevep; y Ganesh Thakur, Pte. Electo de la SPE International 2012

Del 18 al 21 de Octubre, Maracaibo

ctualmente la industria petrolera mundial ha adquirido perspectivas interesantes por la demanda de energía cada vez más creciente por países en desarrollo como la India y la China. Adicionalmente, las reservas existentes cada vez son de más difícil acceso y la única manera de llegar a ellas apunta a la tecnología. Ante este reto tecnológico, Latinoamérica ostenta gran parte de las reservas que abastecerá de energía al mundo, de allí el lema del I Congreso Suramericano de Petróleo y Gas, organizado por la SPE de Venezuela, Sección Occidente, “Suramérica Frente al Desarrollo del Siglo XXI”, que de manera exitosa brindó un espacio de intercambio de conocimientos e ideas que “enriquecieron el patrimonio profesional de cada uno de los asistentes” tal como lo expresara Ronald Oribio, Presidente del Comité Técnico.

“Suramérica frente al Desarrollo del Siglo XXI” Organizado por la SPE Venezuela, Sección Occidente, con el auspicio de Pdvsa, empresas operadoras y de servicios, la primera edición de evento sobrepasó las expectativas en cuanto a participación y remarcó el carácter latinoaméricano del mismo con la asistencia de profesionales, técnicos y estudiantes de 16 países de la región La organización del evento demandó el esfuerzo y la dedicación de colaboradores dentro y fuera de Venezuela, lo cual marcó el carácter latinoamericano del evento. Mientras que el llamado a resúmenes técnicos atrajo 150 trabajos de 16 países ,de los cuales fueron seleccionados 135 en total (113 presentaciones y 22 posters) distribuidos en 16 sesiones técnicas que promovieron un intenso intercambio entre cerca de 900 profesionales de la industria provenientes de

empresa estatales y privadas, y universidades nacionales e internacionales, sobrepasando las expectativas de asistencia. Durante tres días estudiantes y jóvenes profesionales se mezclaron con expertos de la industria. Asimismo 5 cursos pre-congreso, 1 visita de campo, 3 sesiones plenarias con 18 expositores de alto nivel y una exhibición de 16 stand, y un concurso estudiantil conformaron la agenda complementaria para el enriquecimiento de los congresistas.

B i e n v e n i d a La apertura del Congreso reunió a Eulogio del Pino, Vicepresidente de E&P de Pdvsa y Presidente del I Congreso; Orlando Pérez, Pte. de la SPE Occidente de Venezuela; Antonio Caldera, Vicepte. de la SPE Occidente de Venezuela; Orlando Chacín, Director de Pdvsa; Ricardo Coronado Dir. Ejecutivo y miembro de la directiva de Pdvsa; Angel Ramón Núñez, Director Ejecutivo de Exploración y Estudios Integrados

26 Noviembre 2011 / N 262 / Petroleum o

de Yacimientos de Pdvsa; Miguel Ford, Presiente de Pdvsa Intevep; y Ganesh Thakur, Pte. Electo de la SPE International 2012. Orlando Pérez, Presidente de la SPE Occidente de Venezuela “Con este evento, la SPE Occidente de Venezuela y el Comité Organizador abren una nueva ventana para la promoción del conocimiento técnico en los ámbitos petrolero y gasífero. Desde su fundación, la SPE

Orlando Pérez

ha contribuido con un aporte de miles de asociados lo que ha permitido hacer contribuciones muy valiosas. En lo científico técnico hemos hecho un gran esfuerzo para

mostrar trabajos de calidad, y en este sentido el congreso incentivó la producción de 350 resúmenes técnicos postulados, de los cuales fueron seleccionados 135”. Pérez señaló que recientemente se han integrado nuevos profesionales a la sección y el reto por delante es la consolidación de la sede de la Sección Occidente. “Hemos concretado muchas cosas pero faltan más, por ello les invito a trabajar unidos pues el desafío es ingresar a más colegas, aumentar significativamente la participación de los asociados en nuestros diferentes programas, incluyendo la interrelación con organizaciones técnicas tanto internacionales como locales”. Eulogio Del Pino, Vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa Luego de felicitar a la SPE Occidente de Venezuela por el trabajo y dedicación de meses en la organización del evento, Del Pino agradeció la presencia de Ganesh Thakur,

Presidente Electo de la SPE 2012, por acompañar el evento. “Su sociedad es muy valiente por venir a Maracaibo y acompañarnos, y ver la gran cantidad de profesionales que en más del 70% son menores de 40 años”. El Vicepresidente E&P de Pdvsa resaltó la importancia del evento para ingenieros y geólogos poder presentar detalles técnicos del alcance de la certificación de las grandes reservas de crudo de Venezuela, así como de los proyectos pilotos en marcha en la FPO. “Vamos a mostrar el desarrollo tecnológico del Intevep que nos permiten visualizar en el corto plazo cómo poder mejorar el crudo en el sitio con tecnologías que están siendo probadas; diferentes proyectos de recuperación mejorada como de inyección continua, inyección alterna y otras técnicas en la Faja”. Habló también de la optimización de los diseños de perforación en cluster en la Faja,

Eulogio Del Pino

un gran avance técnico para disminuir la cantidad de afectación en superficie maximizando el recobro en el subsuelo mediante pozos altamente desviados, y “que puede ser perfeccionado, desde el punto de vista de ejecución y de gerencia de un activo que es capaz de generar 30.000 bpd en una hectárea de superficie”.

P l e n a r i a s Plenaria 1: Crudos Pesados: ¿Cuánto se recuperará? Co-Chairs: Jesús Ernández – PDVSA, Juan Cova – Schlumberger, Jacob Thomas –Halliburton Edgar Peláez, Vicepresidente de Mercadeo para América Latina, Baker Hughes En el inicio de la plenaria, Peláez acotó que la importancia en los yacimientos de crudos pesados de no sólo enfocarse en el ciclo de vida del activo, sino en lo que denominó “la integración de la tecnología”. “Estamos viendo la posibilidad ofrecer un conjunto de tecnologías en una especie de servicios integrados, un poco más enfocado en la aplicación de proyectos que tengan una cadena continuada. Muchos de los éxitos que podemos obtener para los operadores se basan en tener el alcance de los proyectos, la seguridad de una actividad y la integración de la misma para mejorar los resultados a medida que se apliquen los procesos. Rubén Figuera, Gerente General División Junín Pdvsa En referencia a lo que se está haciendo en la Faja para mejorar el factor de recobro en términos de recuperación mejorada, Figuera destacó el trabajo que adelanta la empresa mixta Petrocedeño, donde un equipo designado, con la participación de los socios Statoil, Total y Pdvsa, se ha enfocado en la aplicación de las tres tecnologías SAGD, HASD y SD. “Vamos a ensayarlo en un macolla dedicada durante 2012-2013, para obtener en los próximos 4 años resultados que nos permitan identifi-

car cual es la tecnología que se adapta mas a la geología de la zona”. Explicó que todos los proyectos de la Faja incorporan la recuperación mejorada de crudo dentro del perfil de inversiones, orientada a alcanzar ese porcentaje al mínimo de 20% de recuperación en la vida del yacimiento. Héctor Manosalva, Vicepresidente E&P Ecopetrol Sobre la recuperación e incremento del factor de recobro en campos colombianos, Manosalva apuntó que buena parte de los activos en los cuales se acometen estos programas, incluyen proyectos de inyección de agua. “Tenemos 21 campos con inyección de agua donde hemos logrado incrementar el factor de recobro de un 25 a cerca de un 35- 38%. Actualmente estamos haciendo inyección alterna de agua-vapor en campos del Alto Magdalena y empezamos a incursionar con geles obturantes para incrementar la eficiencia del barrido de agua”. Mencionó que uno de los campos mas grandes del país donde se está cambiando el modelo de inyección de gas es Cusiana (de inyección en topes por inyección en flancos). “Esto nos ha permitido allí tener un factor de recobro del 54%”. En la parte térmica destacó el proyecto de inyección de vapor en los campos Cunare Topomar “donde

Ganesh Thakur

hemos logrado incrementar el factor de recobro de 2% a cerca del 15%”. También resaltó la reciente incursión en la combustión in situ en campo Boquita, donde –dijo- “estamos haciendo la perforación de los pozos productores e inyectores, el modelo piloto, seis meses de recuperación en frío y la idea es empezar a inyectar aire hacia finales de año y principios del siguiente”. Apuntó que una investigación desarrollada por el Instituto Colombiano del Petróleo sobre una emulsión llamada Llanomulsión, será probada en el último trimestre de este año sobre el oleoducto de Los Llanos, el cual conduce el crudo de campo Rubiales hasta el Oleoducto Central de Cusiana. Ganesh Thakur – Chevron, Vicepresidente y Consultor Global La tecnología es clave para mejorar la recuperación del crudo pesado y en este sentido Thakur compartió la experiencia de más de 50 años de Chevron, el nivel de colaboración y las oportunidades de asociaNoviembre 2011 / No 262 Petroleum

Escenario ción en el negocio de los crudos pesados en el ámbito global. Ganesh subrayó que la recuperación térmica sigue siendo el método EOR aplicado más exitoso, con 67% de utilización en comparación con el CO2 (21%) y HC y otros (19%). “Chevron cuenta con más de la mitad de la producción térmica de crudo pesado del mundo” –dijo- con cerca de 500.000 barriles diarios. Destacó asimismo la aplicación exitosa por parte de Saudi Arabian Chevron de un método que va más allá de lo convencional en el proyecto PNZ Steamflood para yacimientos carbonatados, que brinda capacidades enormes para la recuperación del crudo pesado. “Este permite liberar el potencial de producción en yacimientos carbonatados”. Frederic David – Total Venezuela, Vicepresidente del Activo Faja David dijo que posiblemente, hacia el 2030, la contribución de los crudos pesados y extrapesados “será del 8% en el suministro de energía, liderada por Canadá y Venezuela”. Actualmente Venezuela produce 0,9 millones de barriles por día y Canadá 1,5 millones bpd. “Pero este nivel se deberá triplicar”, aseguró.

Frederic David

Coincidió que en este objetivo será fundamental superar los desafíos tecnológicos que giran en torno a la producción en frío, la producción térmica y “mining”. Sobre la capacidad de Total para desarrollar las reservas de la Faja, “ha sido demostrada desde finales de 1990 con el proyecto Sincor (ahora empresa mixta Petrocedeño), que pese a la alta viscosidad del crudo -más caliente que el de los yacimientos de Canadá- puede ser bombeado mediante pozos horizontales de gran extensión. La inyección de un diluente permite asegurar la productividad, actualmente de unos 180.000 bpd. Este proyecto es una

referencia internacional en cuanto a la producción en frío de petróleo extrapesado”. Guido Abad – Petroamazonas, Gerente de Seguridad, Higiene y Ambiente Abad presentó los retos de Petroamazonas para explotar áreas bajo protección ambiental en Ecuador, país que está dentro de los 15 con mayor megadiversidad del mundo. Con gran preocupación, habló sobre el efecto “de borde” que se genera al trazar vías para colocar las tuberías. “Se produce una separación de la selva y las especies no pueden cruzar, generando otros efectos como endogamia, deriva genética y otros colaterales con daños irreversibles a la biodiversidad”. Aseguró que Petroamazonas está cambiando esa realidad con procesos mas amigables hacia el ambiente. “Estamos salvando grandes árboles con doseles enormes que permiten una conexión de la selva y la continuidad de la fauna; adicionalmente hemos construido, respetando los cauces naturales, grandes pasos deprimidos que permite a la fauna transitar libremente”. Abad destacó el excelente desempeño del proyecto hidrocarburífero, Pañacocha, dentro del bosque protector que lleva el mismo nombre.

Plenaria 2: Los Campos Maduros luego que se ha acabado el crudo fácil – Una Visión al Futuro Co-Chairs: César Valera – PDVSA, Rodolfo Saldaño – Schlumberger, José Mogollón – Halliburton Ángel Núñez – PDVSA, Director Ejecutivo de Exploración y Estudios Integrados de Yacimiento Sobre la recuperación mejorada de crudo en campos maduros, Núñez aseveró que en los yacimientos del oriente venezolano, Pdvsa tiene varios programas que están siendo revisados, principalmente en el área de San Tomé y en la zona Norte de Monagas. “Tenemos una campaña fuerte para la provisión de los modelos, y ver si realmente han sido eficientes esos procesos tanto de inyección de agua, como de gas o alterna; pero sí estamos trabajando con esa inactividad”. Incluso en el Occidente –comentóexisten muchos proyectos que están desfasados. “Lo digo responsablemente- tenemos equipos de superficie que están deteriorados pero tenemos una campaña agresiva para elevar ese factor de recobro. Muchos de esos yacimientos están asociados, inclusive ese crudo que tenemos en el medio poroso ya no responde si se quiere a ese tipo de fluido; hay que buscar fluidos alternos”.

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Álvaro Racero Baena – Repsol, Director para el Caribe Racero presentó el proyecto Caleidoscopio de Repsol que permite desarrollar algoritmos y software capaces de procesar las imágenes sísmicas de prospección a velocidades enormes y, por ende, una mayor representación del subsuelo. Este proyecto “aumenta el grado de confianza de las imágenes sísmicas, reduciendo la incertidumbre en la exploración de petróleo y gas bajo el subsuelo, sobre todo en ambientes complejos” explicó. En el trabajo participan profesionales de la geofísica, geología, matemática e ingeniería pertenecientes a Repsol, al Centro Nacional de Supercomputación, a IBM y a la Universidad de Stanford. Dan Gualtieri – Halliburton, Director de Tecnología, Boots & Coots Gualtieri afirmó que los métodos de extracción convencionales permiten recuperar aproximadamente el 35% del crudo en los

Dan Gualtieri

yacimientos. Hizo una propuesta del flujo de trabajo específico para los campos maduros, en la que “las oportunidades técnicas están dadas mediante la colaboración, el manejo completo del activo y la optimización del campo”. Mencionó entre los principales desafíos en campos maduros: el control de los costos y la necesidad de limitar los riesgos; asimismo reducir la producción de agua, y, por último, identificar, analizar y remediar la integridad del hoyo. “Hay un promedio del 75% de corte de agua a nivel mundial”, expresó. Presentó las ventajas del sistema de intervención de pozo “Hybrid Live” que permite combinar la tubería y el coiled tubing; y la herramienta de pulso “Fluid Oscillator” en el tratamiento del control del agua.

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Escenario Pedro Casallas, Ecopetrol Casallas explicó que Colombia cuenta con 280 campos, 66 son maduros (24%) y 214 (76%) en fase de desarrollo y crecimiento. “Ese 24% son campos que mal llamamos maduros y que simplemente son viejos, con muchos años en producción y cuyos planes de desarrollo quizá no han sido los más agresivos y no han agotado esas primeras etapas de desarrollo”, acotó. Compartió el enfoque de la estrategia de Ecopetrol para desarrollar los campos maduros: la reducción del desplazamiento, para tener un mejor contacto en los yacimientos; la optimización de la inyección de agua, para lograr la eficiencia de ese desplazamiento; y la implementación de técnicas EOR. “Para alcanzar la meta al 2020 de 1,3 millones de bpd, con un aporte significativo de los crudos pesados, los proyectos de recobro mejorado serán fundamental. El incremento del factor de recobro actualmente los estamos basando en un 17% para una promesa del 40%, principalmente con el recobro térmico de crudos pesados y la inyección de agua”. Alan Aitchison – Schlumberger, Gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios Aitchison hizo referencia a lo que denominó el crudo fácil y las tres etapas de los campos: la exploratoria, la de los campos verdes ya descubiertos y la de los campos maduros que necesitan algún apoyo para mejor el factor de recobro. “Al introducir un proceso nuevo al campo pueden surgir riesgos asociados, y la tecnología se va volviendo mas compleja. Al final, los yacimientos supuestamente están

agotados, pero la realidad es que mientras vamos mejorando las técnicas, así como la capacidad de manejo de datos y la tecnología disponible, siempre hay algo mas que se Pedro Casallas puede hacer. No hay ningún campo 100% agotado hoy en día. En los maduros a menudo se cree que se ha probado todo”, recalcó. Además de las tecnologías convencionales para mejorar el factor de recobro dijo que hay otros elementos que ayudan a extender la vida de estos campos, como la inversión, la capacidad de implementar la experiencia traída de otros campos y regiones, el cambio de cultura, los incentivos fiscales y la forma de pensar. José Luquez – Pluspetrol, Gerente para Venezuela Luquez habló sobre la reactivación de campos maduros en áreas sensibles y la experiencia de Pluspetrol en la selva peruana para minimizar el impacto ambiental. En el norte del país la empresa opera los bloques 8 y 1AB, áreas maduras que demandan la aplicación de tecnologías para optimizar la recuperación de crudo y manejar enormes volúmenes de agua para su reinyección. En conjunto maneja 7 campos, 53 pozos activos y una producción 33.000 bpd de petróleo y de mas de un millón de bpd de agua. “El desafío está en el corte de agua de cerca de 97-98%, todo en medio de la selva amazónica”.

Plenaria 3: El Negocio del Petróleo y Gas Co-Chairs: Antonio Caldera, Orlando Pérez – PDVSA, Ronald Oribio – SPE Internacional Eulogio del Pino – PDVSA, Vicepresidente de Exploración y Producción Al iniciar la plenaria sobre el negocio del petróleo y gas Del Pino aseguró que el crudo de la FPO está en un rango muy competitivo, incluyendo la recuperación térmica “aun cuando sabemos el incremento de costo que eso involucra”. Mencionó el éxito de asociaciones como Petrolera Sinovensa, que de 2006 a Septiembre de 2011 triplicó la producción hasta llegar a 105.000 bpd y se espera llegue en los próximos dos años a 300.000 bpd. Asimismo la empresa mixta Petrodelta (junto

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a Harvest) cuya producción en los últimos años se ha elevado a 32.000 bpd, y se proyecta alcance más de 50.000 bpd. Insistió en que en la Faja los recursos deben ser explotados racionalmente y de allí la necesidad de la recuperación secundaria. En el caso de Petrocedeño con 200.000 bpd de crudo, “creemos que el potencial de reservas tiene que ser gerenciado y explotado de una forma racional. Una explotación inicial de las reservas primarias puede ser un gran riesgo en la Faja”. Como excelente ejemplo del impacto de la tecnología en la Faja, citó a Petropiar

(junto a Chevron), empresa mixta que produce 165.000 bpd donde “nuestros socios han venido con una actitud proactiva y a transferir esa experiencia”. Don Stelling – Chevron, Director General, Latinoamérica Stelling se refirió al negocio de los crudos pesados, como “una oportunidad única con implicaciones técnicas, comerciales y de integración”, donde la experiencia tecnológica es fundamental para la explotación racional del potencial de reservas en la Faja. El ejemplo de Kern River, en California, le permitió ilustrar la posibilidad de lograr una mayor productividad de los yacimientos. Allí, la producción que venía cayendo logró incrementarse sustancialmente con un proyecto de recuperación mejorada, hasta llegar “a niveles que superan ampliamente los de la recuperación primaria”, como resultado de la aplicación exitosa de tecnología de inyección de vapor. También presentó el caso exitoso del campo Duri, en Indonesia. “Podemos y queremos aportar mucho más para liberar el potencial de crudo pesado de Venezuela”. Orlando Chacín – PDVSA, Director Miembro de la Junta Directiva de Pdvsa Chacín enfocó su presentación sobre Venezuela como potencia gasífera y el impacto del gas en el desarrollo nacional. Dijo que a pesar de contar con 195 Tcf de gas (82% gas asociado), el país aun tiene expectativas de más 178 tcf (135 Tcf en costafuera y 43 Tcf en tierra). “Podríamos duplicar en los próximos años con trabajos exploratorio esta base de recursos actual y para ello estamos abiertos a la participación nuevos socios para tratar de incorporarlos en nuevos desarrollos”. Resaltó el descubrimiento en 2009 del gas costafuera en el Golfo de Venezuela, por el consorcio Eni-Repsol. “Particularmente este gas viene de rocas carbonáticas de un espesor increíble, muy poco visto en el mundo, entre 700 y 800 pies, y de una alta calidad de porosidad y de petrofísica, que de darse en toda la plataforma tendríamos allí más que un supergigante, en una plataforma somera de no más de 100-200 metros”. La certificación de esas reservas en Cardón IV alcanzan 8,9 Tcf. Luisa Cipollitti – Statoil Venezuela, Presidenta Cipolliti compartió la nueva estrategia de crecimiento de Statoil. “Queremos ser una empresa aguas arriba básicamente, centrada en la tecnología, y nuestra visión para el 2020 es incrementar la producción de 1,9 a 2,5 millones bpd, con grandes retos de crecimiento en el plano internacional, con una preponderancia en gas”. Con 16 años en Vzla, Statoil partiLuisa Cipollitti cipa en Petrocedeño en la Faja, “donde –dijo- sabemos que existen grandes retos como el alto contenido de agua, pero somos un socio activo que quiere solventar los problemas para incrementar la producción”. También está presente en la Plataforma Deltana, donde el descubrimiento Cocuina (2007) tiene perspectivas promisorias y “continuamos las negociaciones con T&T para la unificación de yacimientos”. “En Venezuela queremos seguir creciendo en la Faja, interés de permanecer en el país en el largo plazo, seguiremos explorando nuevas posibilidades. Además queremos desarrollar la cadena del gas para la Plataforma Deltana”. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Escenario Mario Salazar – YPFB, Operaciones de los Sistemas de Producción y Procesamiento de Gas Salazar explicó que en 2006 con el decreto supremo de nacionalización le fue devuelta a YPFB la responsabilidad de efectuar la gestión y control de toda la cadena de hidrocarburos, y es obligada a cambiar el modelo de contrato de riesgo compartido a contratos de operaciones. A partir de esta medida –dijo- se ha dado un incremento de las inversiones para revertir los efectos de

los que llamó “oscurantismo en materia de inversiones”, con mínimos desembolsos. En el plan 2009 -2015 de la empresa, se contemplan inversiones por 10.716 millones de dólares entre YPFB y las compañías de servicio. Miguel Ford – PDVSA Intevep, Presidente Ford compartió el portafolio de Pdvsa Intevep conformado por unas 130 tecnologías que están en uso en la industria petrolera nacional, y que cubre toda la cadena,

de producción, construcción de pozos y refinación. “Los retos son muchos, y el establecimiento de sinergias precisamente nos va a permitir masificar, apalancar e industrializar estos desarrollos”. Entre los principales enfoques mencionó la industrialización de estas tecnologías y el desarrollo de nuevos métodos de recuperación secundaria, mediante pruebas piloto de campo bajo condiciones reales de operaciones de producción en la Faja.

C l a u s u r a En el cierre del I Congreso Suramericano, Antonio Caldera, Presidente del Comité Organizador resaltó el gran cúmulo de experiencias vividas, con ideas nuevas y refrescantes, con tecnología de avanzada que redundará en la aplicación de las mejores prácticas y, por ende, en el mejor rendimiento de los yacimientos. “Somos del tamaño del compromiso que se nos presenta. Ha sido un trabajo arduo y muy satisfactorio valió la pena el gran esfuerzo. La calidad de los trabajos y sus expositores fueron excelentes”.

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Por su parte, Ronald Oribio, Presidente del Comité Técnico, hizo un balance de los resultados del evento, el cual abarcó 16 sesiones técnicas. -En la sección plenaria sobre los crudos pesados, se pudo conocer la enorme base de recursos en el portafolio de muchos países y su crecimiento en la producción total, con desarrollos que requieren de considerables inversiones de capital. Existen opciones para mejorar el desempeño operacional, maximizar el potencial de producción y el factor de recobro -este último muy por enci-

ma del 20%- con la aplicación de múltiples tecnologías, aun con sus retos tecnológicos tanto en producción en frío como en caliente, requiriendo de un adecuado nivel de caracterización del yacimiento y con una visión del ciclo de vida del activo. Durante la plenaria de campos maduros se enfatizó en cómo maximizar la producción lo que requiere soluciones cada vez mas complejas y costosas. Pero también que hay muchos campos, que no por ser viejos, han alcanzado la madurez y que requieren ser visto bajo esa óptica para su óptima explotación. La base de recursos de campos maduros es extensa y los incremento porcentuales de producción y factor de recobro puede proveer volúmenes de crudo necesarios para satisfacer la demanda por período significativos, estabilizando el mercado. “Hemos sido testigos de excepción de los avances de esta industria, todo en medio del ambiente de alegría que Maracaibo nos ha brindado. Estaremos de vuelta en el 2013 para el II Congreso Sudamericano”, concluyó Oribio. Finalmente el Ministro de Energía y Minas y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, clausuró el evento y en sus palabras ratificó que la Faja del Orinoco va a ser el objetivo de los de mayores esfuerzos y estudios. “Tenemos que desarrollar toda una infraestructura enorme, todo un complejo industrial en la Faja. Como política de Estado nos vamos concentrar en su crecimiento, el cual demanda grandes recursos económicos y humanos. Allí estimamos la misma capacidad de producción que ha tenido el país a lo largo de su producción petrolera, unos 3 millones de bpd”. Instó a las empresa que le prestan servicios a la industria petrolera a irse a la Faja. “Los ingenieros, y todos los actores deben migrar hacia allá, la Faja es la silueta de nuestro futuro”.

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Exhibición Congreso Suramericano de Petróleo y Gas

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Vanessa Jiménez; Ejecutiva de Negocios; Douglas Hamilton, Geólogo; y Johanna Castro, Gerente de Reclutamiento de POES, compañía especializada en consultoría y ejecución de proyectos de petróleo y gas

Numerosa fue la representación de Halliburton integrada por Rémulo Romero, Global Account; Ricardo Vardini, Gte. Evaluación de Formación; Carlos Parra, Sales Lead Baroid; Franklin Leal, Gte. Cuenta Occidente Landmark; Francisco Tarazona, Country Manager; Oswaldo González, Technical Lead CFS Baroid; Vahman Jurai, Gte. Desarrollo de Negocios Venezuela; Harold Ospina, CFS Regional Manager Baroid; Milcíades Pérez, Completion Tools Technical Advisor; Omar Cárdenas, East Account Manager; Carlos Viloria, Operations Leader BSS Baroid; y Karina Caraballo, M&B Analyts

En el estand de CGG Veritas, líder global de equipos y servicios geofísicos: Ronald Oribio, Latin America Services Manager Halliburton y Presidente del Comité Técnico del I CSPG; Arístides Meléndez, Gte. Procesos; Marco Antonio Suárez, Gte. General Venezuela; Carlos Márquez, Pdvsa Intevep; y Esteban Zajia, Marketing Petroleum

Del equipo de Baker Hughes, líder en servicios petroleros, Boris Castro, Gte. de Ingeniería de Aplicaciones, Colombia; María Angélica Pirela, Especialista en Mercadeo; Yuli Rodríguez, Proeventos; Abdías Alcántara, Gte. Desarrollo de Negocios Latinoamérica; Pablo Rojas, Ing. Aplicaciones; y Mario D´elia, Gte. Ventas Oriente

Promoviendo la visión del negocio de Repsol en Venezuela: Antonieta Lamarca Reyes, Aura García y Anna Ramsara, en compañía de Esteban Zajia

Compartiendo en el estand de Statoil: Ruth Ruiz, Luisa Cipollitti (Presidenta Statoil Venezuela), Daniel Verdala, Anna Nocerino, Brigitte Saiz, Fabiola Soderini, Gustavo Baquero, Indira Figueira, Victor Estraño, José Leonardo Villegas y Wilmer Pabón.

El equipo de Compañías Shell Venezuela: Vivian Galán, Coordinadora de Comunicaciones; Jesús Leal Lobo, VP Corporativo; Marleni López, VP Fundación Kyoto; Arnoldo Márquez, Pte. Fundación Kyoto; y Aquiles Rodríguez, VP E&P

Adriana Zambrano y Dalila Zappoli junto a Henrique Rodríguez Guillén, Presidente de Suelopetrol, empresa venezolana que junto a Chevron, Mitsubishi e Inpex participan con Pdvsa en la empresa mixta Petroindependencia

Schlumberger compartió sus innovaciones tecnológicas en el marco del I CSPG, donde captamos a Joaquín Reyes, Gte. Ventas WL; Roberto Saldana, Experto en Producción; Arindam Bhattacharya, Pte. Venezuela, Trinidad y El Caribe; Gustavo Torres, Gte. Mercadeo Venezuela, Trinidad y El Caribe; Antonie Mences, Experto en Petrofísica; María Auxiliadora Torres, Gte. Comunicaciones y Programa SEED; Giovannina Ragusa, Gte. Programa Campus; y Daniel Oliva, Gte. Ventas ALS

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Especial

Congreso Colombiano del Petróleo

Recuento Histórico Desde hace 27 años la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, ACIPET, ha venido realizando el Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, el cual se ha consolidado como el principal evento de la industria petrolera, impulsando a lo largo de su trayectoria acciones encaminadas a mejorar el panorama energético del país, así como iniciativas que contribuyan al desarrollo del sector de los hidrocarburos y la economía colombiana. Desde Octubre de 1984, cuando se celebró su primera edición, este magno evento se ha realizado ininterrumpidamente cada dos años, en las buenas y no tan buenas situaciones vividas por la industria petrolera colombiana, la cual, durante las 13 ediciones del evento se fue modelando, bienio tras bienio ante la certeza de la existencia de grandes volúmenes de hidrocarburos. En la antesala a la realización del XIV CCP, Petroleum comparte este recuento que además de rememorar tiempos pasados, reafirma la fuerza con que la industria petrolera colombiana asume el futuro. Una semblanza histórica propicia para reconocer la encomiable labor desplegada por ACIPET, ejemplo de constancia y calidad organizativa, digno de ser imitado por otras sociedades y gremios de la geociencias en América Latina

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I: Un Alto en el Camino La instalación del I Congreso Colombiano del Petróleo fue prestigiada con la presencia del Presidente de Colombia Belisario Betancourt; el Ministro de Minas y Energía Alvaro Leiva; el Presidente de Ecopetrol, Rodolfo Segovia; el Gerente del Distrito de Producción El Centro, Francisco Chona; el Presidente de ACIPET, Jaime Ortiz y el Presidente del Comité Organizador del Congreso, Germán Espinosa

l Centro, campamento petrolero aledaño a Barrancabermeja fundado en 1925 por la Tropical Oil y entonces sede del Distrito de Producción de Ecopetrol, recibió a un poco más de 300 profesionales que atendieron la convocatoria de ACIPET para la realización del I Congreso Colombiano del Petróleo del 23 al 26 de Octubre de 1984. Francisco “Pacho” Chona, para entonces Gerente del Distrito de Producción El Centro, abrió el acto inaugural, destacando la significación histórica del escenario escogido para reunir la inteligencia petrolera nacional: “Aquí nació la industria petrolera colombiana y está la escuela que ha formado durante 65 años varias generaciones de técnicos e ingenieros que han dado soporte y brillo al resto de la industria”. Germán Espinosa, Presidente del Comité Organizador, en su turno sostuvo que “…en la coyuntura petrolera nacional era pertinente el examen de los recursos y la elaboración los lineamientos para una política petrolera de largo plazo”. Por su parte Jaime Ortiz, Presidente de ACIPET, hizo un extenso análisis basado en los nuevos hallazgos petroleros “que emergen como el alivio a la maltrecha balanza de divisas del país”. En el marco de esta histórica jornada el Presidente de Ecope-

trol, Rodolfo Segovia, elevó la propuesta de creación del Instituto Colombiano del Petróleo, con la recomendación de que el mismo se desarrollara en el seno de Ecopetrol. con el apoyo del Estado, para que una vez adquirida su “mayoría de edad” se le otorgase su carácter jurídico y funciones como un ente independiente. El Presidente Belisario Betancourt pronunció un memorable discurso ante los expertos petroleros reunidos en El Centro. A viva voz manifestó hace 27 años, lo que hoy diría cualquier colombiano: “Es tan inesperada esta situación de abundancia, que nos ha tomado por sorpresa…con esquemas mentales orientados hacia la escasez”. Y agregó… “pero que bueno que lo que ahora debatimos no sea el gigantesco déficit petrolero, sino el mejor aprovechamiento de los excedentes”.

Los delegados al I Congreso asistieron a la inauguración del Museo Nacional del Petróleo

II: Petróleo, Tecnología y Desarrollo El Centro de Convenciones Gonzalo Jiménez de Quesada de Bogotá acogió a los participantes de la segunda edición del Congreso, celebrada del 28 al 31 de Octubre de 1986 conjuntamente con el II Congreso Andino de Petróleos. Las expectativas de asistencia fueron superadas, con el registro de más de medio millar

de profesionales procedentes de Colombia, Venezuela, Ecuador, Perú, México, Argentina, y Bolivia. En su discurso de instalación Carlos Ney señaló que la tarea fundamental de ambos Congresos era la evaluación del potencial humano y tecnológico y los dos eventos multidisciplinarios mostraban un inventario de la ca-

pacidad tecnológica del área andina. Los Foros “Presente y Futuro del Petróleo”, “Institutos de Desarrollo Tecnológico en La Industria Petrolera” y “El Petróleo como Factor de Desarrollo”, propiciaron el debate sobre la problemática del sector de los hidrocarburos. Cuatro sesiones plenarias permitieron discutir los planes y programas operacionales y de inversión de las industrias petroleras de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela. Entre las personalidades asistentes a la apertura del II Congreso estuvieron Carlos Ney, Presidente del Comité Organizador; Joaquín Herrera, Presidente de ACIPET; Guillermo Perry, Ministro de Energía y Minas de Colombia; Pedro Espín, Presidente SAIP; Germán Espinosa, Presidente saliente de la Sociedad Andina del Petróleo, SAIP; Francisco Chona, Presidente de Ecopetrol; Humberto Calderón Berti, ex Ministro de Energía y Minas de Venezuela; Héctor Fiorioli, Secretario General de ARPEL; Jorge García Yúnez, Presidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleos; y Ramiro Pérez Palacio, Director de Hidrocarburos Colombia

III: Petróleo para el Cambio El III Congreso Colombiano del Petróleo se realizó del 25 al 28 de Octubre de 1988 en Bogotá, que a partir de ese momento se convierte en su sede permanente. Bajo la dirección de Álvaro Puerta, como Presidente del Comité Organizador, el Congreso cubrió las áreas de Exploración, Explotación, Procesos y Comercialización y Otras Tecnologías. El presidium inaugural estuvo conformado por Jorge García Yúnez, Presidente SVIP; Gabriel Sánchez, Secretario General OLADE; Pedro Espín, Presidente SAIP; Egberto Ospina, ACIPET; Oscar Mejías, Ministro de Minas y Energía; Álvaro Puerta, Presidente Comité Organizador; Fernando Santos, Ecuador; Manuel Morales, Perú; y Ramiro Pérez Palacio, Ministerio de Minas y Energía

IV: Petróleo la Fuerza que mueve al mundo

El Ministro de Minas y Energía, Luis Fernando Vergara pronunció las palabras de apertura. Le acompañaron en el presidium Jorge García Yúñez, Presidente SAIP; Germán Espinosa y Carlos Ney, Vicepresidente y Presidente del IV CCP y Jorge Bendeck, Vicepresidente de E&P de Ecopetrol

ACIPET superó ampliamente las metas de su cuarto Congreso, celebrado del 23 al 26 de Octubre de 1990, que fue todo un acontecimiento petrolero latinoamericano y mundial, por lo bien diseñado del programa, la organización, y por la participación de 600 delegados calificados provenientes de Colombia y otros 14 países petroleros de América y Europa; quienes tuvieron la oportunidad de asistir 52 trabajos técnicos, 3 conferencias magistrales y a la exhibición en la cual 80 empresas mostraron sus equipos, productos y servicios. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Especial

Arlie M. Skov, Presidente Electo SPE, en compañía de Roberto Leigh, Germán Espinosa, Carlos Ney, Juan José González y Orlando Robles

El Presidente de ACIPET, Florencio Hernández, hizo un llamado a respaldar la realización del CCP “como un aporte a la tecnología y a la investigación”. El Ministro de Minas y Energía, Luis Fernando Vergara pronunció un denso discurso en el cual delineó el escenario en el que se movería el petróleo como consecuencia del conflicto en el Golfo, además de ofrecer una visión de la política petrolera colombiana.

V: Energía y Futuro El repunte de la industria petrolera colombiana por el descubrimiento de prometedores yacimientos enmarcó la quinta edición del Congreso, celebrada del 13 al 16 de Octubre de 1992. El evento congregó a 950 participantes de diferentes países de América y Europa. El lema “Energía y Futuro” resaltó el doble compromiso de la industria con las nuevas generaciones y con el desarrollo de los pueblos. Un total de 115 trabajos técnicos y 15 charlas magistrales permitieron cubrir los ejes temáticos del programa, abarcando las áreas de Exploración, Producción, Desarrollo Profesional, Refinación, Transporte, Sinergia, Ambiente y Estudios Especiales.

El V CCP permitió profundizar el tema de la aplicación de reglas de juego claras y estables para incentivar la inversión en Colombia, creando el marco propicio para la participación de empresas nacionales y extranjeras. En la gráfica: Gilberto Bárcenas, Presidente ACIPET; Fabián Escobar; German Espinosa, Presidente del V CCP; Hugo González y Ernesto Dueñas

VI: Petróleo y Medio Ambiente: Desarrollo Social Del 3 al 6 de Octubre de 1995 tuvo lugar el VI Congreso Colombiano del Petróleo, cuyo programa enfocado en el tema de la integración de la actividad petrolera y el desarrollo social y ambiental atrajo a más de 600 participantes. Se realizaron cinco conferencias magistrales, dos foros, dos cursos de actualización y una rueda continua de negocios, además de la presentación de 100 trabajo técnicos y la Muestra Tecnológica.

Cada vez más consolidado como evento latinoamericano, esta edición del CCP ofreció sus espacios para el intercambio de conocimientos, la innovación tecnológica y la búsqueda de oportunidades de inversión. Víctor E. Pérez, Presidente Comité Organizador, dijo que los muchos retos de la industria petrolera demandan un esfuerzo constante de investigación y desarrollo Complacidos por su el éxito del VI Congreso: Jaime Ortiz, Presidente ACIPET; Germán Espinosa, Gerente Proyecto Cusiana de Ecopetrol y propulsor del evento; Carlos Govea, de la casta de pioneros; Víctor Eduardo Pérez, Presidente del Comité Organizador; y José Velandia, Presidente de la ACGGP

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Para el momento los principales retos de la industria eran reorientar la exploración hacia la búsqueda de objetivos de mayor riesgo de inversión, ante la oportunidad de encontrar grandes yacimientos, y desarrollar una política de alianzas estratégicas para la reducción de costos en el upstream.

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Especial VII: Gas Energía con Economía Delegaciones de diez países asistieron a la séptima edición del Congreso, efectuada del 14 al 17 de Octubre de 1997, cuyo programa contó con la presentación de 68 trabajos técnicos –con los principales avances en materia de estudios y aplicaciones de diferentes métodos en las áreas de Exploración, Ingeniería de Yacimientos, Perforación y Producción, Medio Ambiente, Refinación, Petroquímica, Gas Natural, Informática, Economía y Administración-, seis conferencias especiales referidas al tema de Gas, tres conferencias magistrales y dos foros. La Muestra Tecnológica albergó en esta oportunidad 90 stands de empresas nacionales e internacionales.

Presentes en la instalación del VII CCP Jaime Ortiz, Presidente ACIPET; Antonio José Urdinola, Presidente de Ecopetrol; Orlando José Cabrales, Ministro de Minas y Energía; Carlos Ney, Presidente del Comité Organizador; Abner Duarte, del Ministerio de Minas y Energía; Edgardo Santiago, Director Nacional del DANE

Temas de impacto para la actualización en material de hidrocarburos en Colombia y América Latina fueron abordados en esta edición del Congreso, entre ellos el mayor aprovechamiento del gas natural. En la gráfica Alan Arbizú; Pedro Fernández, Coordinador Técnico del VII CCP; Jairo Ruiz; Raúl González,; Carlos Ney; Bolívar San Clemente, Jorge Burbano; Robert Young, Presidente Chevron Colombia; Germán Espinosa; Franco De Pinto; Ana Isabel Valbuena; Henry Bastos, Coordinador Ejecutivo del VII CCP; Edgar Peláez y Jorge Zajía

VIII: Nuevo Milenio con Autosuficiencia Petrolera Durante el acto de instalación Pablo Barrios, Director General de Hidrocarburos; Alberto Moncada, Presidente ACIPET; Fernando Suescún, Presidente (e) Ecopetrol; Carlos Portela, Presidente Comité Organizador VIII CCP; Alvaro Rocha Núñez, Vicepresidente Adjunto de Asociados Ecopetrol

El Ballet de Colombia hizo gala de su maestría en la excelente presentación ofrecida a los asistentes del VIII CCP, quienes se deleitaron con un recorrido por todas las regiones de Colombia en un montaje que recreó magistralmente la riqueza del folclor de cada rincón del país, en una mezcla perfecta de pureza, sofisticación y el colorido característico de esta agrupación

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Bajo este lema la octava edición del Congreso, efectuada del 19 al 22 de Octubre de 1999, tuvo su plato fuerte en los Nuevos términos de la política petrolera colombiana en materia de medidas contractuales, régimen de regalías, rentabilidad de las operaciones, participación tecnológica y cambios en el licenciamiento ambiental. La visita del para entonces Ministro de Energía y Minas de Ecuador, René Ortiz, puso a los delegados al tanto de los planes de expansión de la industrias petrolera ecuatoriana. El Presidente del Comité Organizador, Carlos Portela, al presentar las conclusiones del evento dijo que si bien los cambios en materia de contratación apuntaban en la dirección correcta, “existe la sensación de no estarse cubriendo todas las expectativas tanto del sector público como el privado”.

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Especial IX: Petróleo y Paz generadores de Progreso Del 16 al 19 de Octubre de 2001 la comunidad petrolera de Colombia y América Latina atendió a su cita bianual en Bogotá, respaldando la convocatoria de ACIPET, que una vez más contó con el auspicio del Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio del Medio Ambiente y de Ecopetrol, propiciando el análisis de

altura con la participación de todos los actores con competencia en la toma de decisión en torno a la modernización el sector hidrocarburos, el rol de la empresa privada y empresas del Estado, impulso del sector gas natural y seguridad, entre otros temas de interés vital.

X Petróleo y Gas: Viabilidad para Colombia La décima edición del máximo evento de la industria petrolera colombiana tuvo lugar del 14 al 17 de Octubre de 2003, con una programa conformado por 44 presentaciones orales, 28 posters, 5 conferencias magistrales, dos foros y 15 conferencias tecnológicas y comerciales, permitiendo a la comunidad petrolera profundizar el debate de temas de interés vital. La apertura del evento estuvo a cargo del Ministro de Minas y Energía, Luis E. Mejía, quien hizo hincapié en la intesidad cobrada por el debate sobre política petrolera. “En 2003 comenzamos a ver los resultados de los lineamientos estable-

En la ceremonia de apertura Jairo Ortiz García, Tesorero de ACIPET; Allvaro Rocha Núñez, Presidente del X Congreso; Luis Ernesto Mejía C., Ministro de Minas y Energía; Hernando Barrero Cháves, Presidente de ACIPET y Julio César Vera, Director de Hidrocarburos

Juan J. González, Andrés Mantilla, Giovanni Da Prat – conferencista invitado en representación de la SPE -, Jairo Ruiz y Jaime Florez

cidos, previendo que los próximos años sean mucho mas generoso en el tema exploratorio”. El ciclo de conferencias se inició con la presentación de Giovanni DaPrat, en representación de la Society of Petroleum Engineers. También fueron destacadas las presentaciones de Alirio Hernández, Presidente del ICP, “Impacto de la Tecnología en la Industria Petrolera” y la del experto Farouq Ali, con el tema “Presente y futuro de la explotación de crudos pesados en Norte y Sur América”.

XI: Colombia: Mas allá de la Autosuficiencia Bajo una política integradora de los esfuerzos de cada uno de los sectores que dan vida al petróleo en Colombia, del 18 al 21 de Octubre de 2005 se materializó la exitosa realización de la décimo primera edición del CCP. En esta oportunidad el congreso busco dar respuestas a las interrogantes sobre el verdadero potencial hidrocarburífero de Colombia, y las implicaciones de la inminente crisis

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por la pérdida de la autosuficiencia. El Comité Organizador de esta edición fue presidido por José Fernando Montoya, e integraron el equipo Hubert Borja, Ramiro Santa, Hernando Barrero Chaves, Presidente de ACIPET; Jairo Ortíz, Andrés Mantilla y Luz Helena Rodríguez. La agenda incluyó 50 conferencias técnicas, dos conferencias magistrales y cuatro foros.

XII: Convirtiendo un millón de oportunidades en barriles Con objetivos claros y dirigidos hacia la consolidación de la política petrolera colombiana, el fortalecimiento de la industria y su proyección internacional, del 24 al 26 de Octubre de 2007 se realizó el décimo segundo CCP, que además permitió evaluar el impacto de la capitalización de Ecopetrol. Además del respaldo institu-

Acipet hizo un reconocimiento a Ecopetrol por su transformación y nueva visión, que fue recibido por su Presidente Javier Gutiérrez P., de manos de Edgar Aguirre y Hernando Barrero Chaves

cional del Ministerio de Minas y Energía, la ANH y Ecopetrol, el congreso tuvo este año el apoyo de Campetrol, la Asociación Colombiana del Petróleo, la Federación Nacional de Biocombustibles, el Instituto Colombiano del Petróleo y el Consejo Profesional de Ingeniería de Petróleos, CPIP. El Ministro de Minas y Energía , Her-

nán Martínez Torres expuso los detalles de la política petrolera del gobierno de Alvaro Uribe y la visión que se tiene sobre el sector de los hidrocarburos y combustibles en Colombia, así como los resultados del modelo contractual implementado desde el año 2004, alejando el horizonte de una importación de petróleo.

La inauguración fue presidida por Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; Armando Zamora, Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; Hernando Barrero Chaves, Presidente Acipet; Edgar Aguirre Ramírez, Vicepresidente Acipet y Frank Kanayet, Presidente del XII CCP

XIII: Petróleo y Gas de Colombia: de Cara a los Retos del Mundo Del 1 al 4 de Diciembre de 2009 la comunidad petrolera internacional plenó los espacios del principal recinto ferial de Colombia, Corferias, en la ciudad de Bogotá, durante el primer Colombia Petroleum Show, un evento diseñado para ofrecer una visión del nuevo ambiente de inversión en el país, y en cuyo marco se realizó el décimo tercer CCP, cuyo éxito se tradujo en otro significativo aporte en el esfuerzo de consolidar a esta nación como principal destino de inversión en el sector de hidrocarburos. Empresarios, inversionistas, gremios y entidades vinculadas al negocio del petróleo y gas participaron en el evento organizado por Acipet y el Centro Internacional de Negocios y Exposiciones, Corferias, con el patrocinio de la ANH. Una mega jornada, cuyo desarrollo enmarcó el lanzamiento de la Ronda Colombia 2010.

Alejandro Martínez, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo; Armando Zamora, Director de la ANH y Presidente del Comité Organizador del Colombia Petroleum Show; Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; Yuri Chillán, de la Alcaldía de Bogotá; Hernando Barrero Chaves, Presidente ACIPET y Gonzalo Echeverri Garzón, Directivo de Corferias

La agenda académica del XIII CCP incluyó 45 presentaciones técnicas referidas a Entorno de Negocios, Producción

y Transporte, Perforación, Yacimientos y Exploración. En cuanto a la muestra tecnológica, se logró la participación de empresas más numerosa, con un total de 210 expositores de 16 países, las cuales mostraron nuevas tecnologías, productos y servicios en las áreas de exploración, perforación, producción, maquinaria y transporte. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

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Tecnología

Tecnología de Estimulación Menos es más Un nuevo procedimiento de fracturamiento hidráulico con modificadores de la permeabilidad relativa, incrementa la producción de petróleo a la vez que mantiene la producción de agua bajo control

Ricardo Romero, Petrobras; Fernando Armirola, Cepsa; Gerson Pérez, Ecopetrol; Art Milne, Manuel Lastre y Alexis Ortega, Schlumberger

a producción indeseada de agua ha importunado a la industria del petróleo desde los primeros tiempos, cuando los pozos con altos cortes de agua simplemente se abandonaban y se buscaban otros de mejor potencial. Los precios de las materias primas experimentaron un cambio sustancial desde fines del siglo XX. Ahora, en ciertos campos, se aceptan cortes de agua de hasta 90%, sobre todo porque el 10% restante del fluido producido sigue siendo inmensamente valioso. En este tipo de campo es necesario contar con mecanismos de control de agua económicamente viables. El sistema de control de agua consiste en reducir la fracción de agua producida, mediante lo cual se incrementa la fracción de petróleo. Históricamente esto se ha logrado mediante el uso de modificadores de la permeabilidad relativa de baja viscosidad (RPM), también conocidos como modificadores de la permeabilidad desproporcionada. En esencia, estos polímeros incrementan el agua irreducible presente en los espacios porosos, lo que a su vez reduce la permeabilidad efectiva de la formación al agua. En los últimos 20 años, ese objetivo se alcanzó mediante la aplicación de tratamientos de la matriz en los que se inyectaban RPM en la formación, hasta una profundidad comprendida entre 1,5 m y 3 m (5 y 10 pies), en forma radial alrededor del pozo. El polímero se adsorbía en las superficies de los poros, lo cual inmovilizaba el agua móvil. Esto incrementaba la saturación de agua residual y reducía la permeabilidad relativa al agua sin afectar la permeabilidad relativa al petróleo. Si bien este método resultaba razonablemente efectivo en los tratamientos de la matriz, los resultados no eran óptimos en tratamientos de fracturamiento hidráulico.

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Una solución más efectiva El sistema RPM, utilizado en los tratamientos de control de agua a nivel matricial, genera baja viscosidad, con baja capacidad de suspensión del propante o crea una geometría de fractura adecuada. En consecuencia, se ha desarrollado un modificador viscoso de la permeabilidad desproporcionada (VDPM), mediante el uso de un paquete de mejoradores de la viscosidad. La ventaja más importante del fluido VDPM es que posee una viscosidad suficiente para crear la geometría de fractura requerida en formaciones cuya permeabilidad oscila entre 2 mD y más de 2 D. Aun con su viscosidad, el sistema no interfiere en la adsorción del RPM . Por otro lado, el RPM no es afectado por el alto esfuerzo de corte al que es sometido con el alto régimen de bombeo a través de la tubería de producción del pozo. Mediante el ajuste de la concentración y la relación del polímero RPM con el mejorador de viscosidad, es posible optimizar la viscosidad del fluido VDPM para cualquier aplicación.

Versatilidad comprobada El fluido VDPM ha sido utilizado con éxito en numerosas aplicaciones de fracturamiento. La aplicación más común fue en la etapa de pre-PAD durante el fracturamiento hidráulico para limitar la producción de agua posterior al fracturamiento de yacimientos estratificados con saturaciones de agua muy diferentes o formaciones con un contacto agua-petróleo conocido. No obstante, más recientemente, el fluido VDPM ha sido utilizado como el fluido de fracturamiento principal en formaciones de alta permeabilidad con contactos de agua conocidos. Estos tratamientos no son “un arma infalible,” sino

una combinación de un proceso riguroso de selección de candidatos y el empleo de un fluido innovador. Caso 1: Un campo marginal de Colombia Con 83 millones de barriles de petróleo original en sitio, las dos unidades productoras de la formación Caballos se localizan en una trampa estructural que corresponde a un anticlinal fallado. El campo se divide en tres bloques con propiedades petrofísicas y regímenes de presión diferentes. La formación Caballos Superior es la principal productora y da cuenta del 90% de la producción proveniente de sus 25 m [82 pies] de espesor productivo neto. El mecanismo de empuje es una combinación de expansión del casquete de gas y empuje de agua limitado. Actualmente, el campo produce 2 000 b/d de petróleo con un corte de agua del 74%. Históricamente, el fracturamiento no fue considerado una alternativa para mejorar la producción debido a la proximidad del contacto de agua. No obstante,

con la declinación de la producción y el incremento del corte de agua, se puso en marcha un proyecto piloto de cinco pozos en los que se utilizó el fluido VDPM como pre-PAD. El tratamiento típico consiste en cuatro pasos: • Una prueba de flujo escalonado ascendente con un solvente orgánico bombeado por encima de la presión de fracturamiento, • Una prueba de flujo escalonado descendente con sensores de fondo de pozo, bombeando el fluido VDPM al máximo régimen, • Una prueba de calibración con el bombeo de goma guar reticulada, • El tratamiento de fracturamiento principal. Los resultados logrados fueron asombrosos. El índice de productividad (IP) de los pozos tratados con el fluido VDPM se incrementó en un promedio de 3,5 veces, en tanto que el corte de agua se redujo en un 13%. En general, la producción de petróleo del campo se incrementó en un 10%. Caso 2: Arenas lenticulares laminadas Otro ejemplo del éxito de este fluido es un campo marginal que produce de la formación Caballos en la cuenca del Valle Superior del Magdalena, en el Estado de Huila, Colombia. El campo se encuentra sometido a un proceso de inyección de agua y actualmente tiene 76 pozos productores y 32 inyectores. El corte de agua promedio excede el 80%. El espesor productivo total

promedio del campo es de 122 m [400 pies], en tanto que el espesor productivo neto promedia los 30 m [100 pies]. Cada lente de arena exhibe una permeabilidad y una porosidad diferentes, que fluctúan entre 0,2 mD y 514 mD y 4,3% y 14,1%, respectivamente. Al mismo tiempo, las barreras entre las arenas se encuentran pobremente definidas. Cualquier tratamiento de fracturamiento que se efectúe interceptará más de una barrera y se comunicará con numerosas arenas. Esto se traduce en un incremento considerable de la relación agua-petróleo después del tratamiento (Fig. 1). Mediante la incorporación del fluido VDPM como pre-PAD en los tratamientos de fracturamiento, fue posible incrementar en forma sistemática la producción de petróleo, a la vez que se redujo la relación agua-petróleo (Fig. 2). Caso 3: Contacto agua-petróleo en la zona productiva Dos pozos vecinos habían sido terminados en intervalos más someros y se pasó por alto un intervalo inferior el cual se sabía que se hallaba cerca del contacto agua-petróleo. Por consiguiente, no existía virtualmente ninguna posibilidad de que un tratamiento de fracturamiento efectuado en cualquiera de los dos pozos pudiera evitar la penetración del contacto agua-petróleo en el intervalo inferior. Antes y después del tratamiento, se hizo producir ambos pozos con producción mezclada a partir de todos los intervalos productores. El pozo A fue tratado en forma convencional. El resultado fue desalentador ya que la relación agua-petróleo experimentó un incremento considerable del 22% al 66%, y la producción de petróleo se redujo. El pozo B fue tratado con el fluido VDPM como pre-PAD. Los resultados fueron excelentes. La producción de petróleo se incrementó en 300 b/d y el corte de agua aumentó sólo un 20%, si bien se sabía desde el principio que el contacto agua-petróleo no podría evitarse en ninguno de los dos pozos.

Caso 4: control de agua en alta permeabilidad El campo Caracara se encuentra ubicado en la cuenca Llanos de Colombia y produce de la formación Carbonera, una zona con alternancia de arenas y lutitas de alta permeabilidad. Los espesores productivos varían entre 1,2 m [4 pies] y 6,1 m [20 pies] y tanto el arenamiento como la producción de agua son problemas conocidos. Las completaciones convencionales eran con empaques de grava, pero la alta producción de agua afectaba la rentabilidad de los pozos. El sistema VDPM fue propuesto, utilizando baja viscosidad con un modelo geomecánico para limitar el crecimiento vertical de la fractura hacia el interior del acuífero, la producción de agua se redujo considerablemente respecto de las terminaciones convencionales (Fig. 3).

Los fluidos VDPM demuestran su valor En cada caso, el empleo del fluido VDPM en los tratamientos de fracturamiento mejoró considerablemente la producción de petróleo mediante la reducción de la permeabilidad efectiva producción al de agua en la cara de las fracturas. Dicho fluido puede ser utilizado como un pre-PAD o como el fluido de tratamiento principal. En los yacimientos de alta permeabilidad, la reducción de la permeabilidad efectiva al agua debida al fluido VDPM reduce la pérdida de fluido durante los tratamientos, lo que se traduce en un mejoramiento de la geometría de la fractura apuntalada. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Reporte Toronto Stock Exchange & TSX Venture Exchange

Una oportunidad de acceder a capitales para compañías petroleras en América Latina Las compañías en crecimiento suelen buscar nuevas estrategias financieras para impulsar la expansión de sus negocios. Una de ellas es llevar la compañía a cotizar en la bolsa de valores y usar los mercados de capital para financiarse. En este sentido muchas compañías de petróleo y gas en América Latina han optado por explorar los mercados de capitales de Canadá

7 Por Cindy Gray, Head Business Development – Global Oil & Gas / Energy Services Toronto Stock Exchange and TSX Venture Exchange

a Bolsa de Toronto (TSX) y la Bolsa de Capital de Riesgo (TSXV), son los mercados de capital de riesgo senior y pública de Canadá, respectivamente, y los más importantes motores de la economía canadiense. Juntas, las dos bolsas ocupan el segundo lugar en el mundo en términos cantidad de compañías listadas, y en 2010 se ubicaron en la séptima posición por la cantidad de capital social aumentado. Al cierre de Julio de 2011, 3.763 compañías se listaron en ambas bolsas, 2.205 en la TSXV y 1.558 en la TSX. Más de 300 de esas compañías son emisores internacionales que tienen sus oficinas principales fuera de Canadá. La TSX y TSXV no son sólo bolsas canadienses, actúan como puerta de entrada para mercados financieros globales, incluyendo acceso a Estados Unidos y Europa, con más de 40% del volumen estimado de negociaciones diarias fuera de Canadá. Las compañías listadas en la TSX y TSXV incluyen emisores multimillonaGráfico 1

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rios, como la colombiana Ecopetrol (TSX: ECP), así como también de mediana capitalización, más pequeños y compañías orientadas al crecimiento. TSXV está dedicada a servir a los de mediana capitalización y los que apenas se están iniciando, como muchas compañías junior de América Latina que se dedican a la minería, petróleo y gas, listadas en estas bolsas. Las compañías tienen la capacidad de listarse en la TSXV en una etapa inicial, y a medida que vayan creciendo, pueden eventualmente estar en condiciones de escalar un nivel superior al mercado TSX. En el tiempo, las compañías pueden elegir incluso listar de forma dual, incluyendo sus mercados locales. Pacific Rubiales, Canacol Energy y Petrominerales listan de forma dual tanto en la TSX como en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC).

Beneficios de listar en la Bolsa de Valores de Toronto y en la de Capital de Riesgo Las compañías petroleras Latinoamericanas que buscan capital para desarrollar sus proyectos y hacer crecer sus negocios, pueden hallar en la TSX y la TSXV los siguientes beneficios: • Acceso a capital: las compañías listadas en estas bolsas han tenido históricamente la capacidad de acceder a capitales, incluso para financiar operaciones internacionales y proyectos en lugares de alto riesgo. (Ver gráfico 3) • Liquidez del mercado: A diferencia de las empresas privadas, los accionistas de las compañías que tranzan en la bolsa de valores pueden comprar o vender sus

acciones en el mercado de valores. Las compañías petroleras listadas, usualmente experimentan un activas negociaciones de sus acciones, y la TSX/TSXV tienen una vibrante base de inversionistas al por menor e institucional, quienes entienden la industria del petróleo y gas. Listar en la TSX y TSXV expone al emisor no solo a la variedad de capital canadiense, sino también al estadounidense e internacional. Canadá cuenta con una “cultura de capital”, al registrar 49% de canadienses participando en los mercados de capitales y por ende contribuyendo a la liquidez. • Visión global: Listarse en una importante bolsa de valores, posiciona a las compañías junto con otras de alto perfil. TSX y TSXV tienen el 35% de las compañías petroleras que tranzan en las bolsas de valores del mundo y cerca de 400 tienen más compañías petroleras listadas que cualquier otra bolsa de valores a nivel mundial. Estas compañías pueden beneficiarse de una mejor visibilidad y cobertura de analistas, que a menudo se produce en una etapa más temprana de lo que usualmente suele verse en otros mercados (Ver gráficos 1 y 2). • El capital como moneda: Las compañías que están en la bolsa pueden usar sus acciones como moneda cuando realicen adquisiciones o transacciones varias, lo que ayuda a conservar el flujo de caja e incremente su flexibilidad. • Incentivos a los empleados y retención: las compañías en bolsa de valores pueden ofrecer a sus empleados incentivos en el largo plazo a través de planes de compensación basados en acciones.

Estos planes pueden ser muy atractivos en mercados donde existe una gran competencia por profesionales calificados para la industria. • Liquidez para los accionistas: Ir a la bolsa permite a los accionistas y fundadores alcanzar liquidez y a la vez, ejecutar estrategias de crecimiento y tener una visión de largo plazo de la empresa.

Gráfico 2

Métodos flexibles y requerimientos a la medida TSX y TSXV tienen una serie de estándares que están adaptados específicamente para compañías de petróleo y gas, que consideran los activos de la compañía, y no solo su tamaño, indicadores financieros o rentabilidad. Los requerimientos iniciales para listarse en estas bolsas, están diseñados para facilitar el acceso a diferentes etapas de desarrollo de una compañía, desde la temprana fase de exploración, hasta contar con reservas y producción. Un factor clave e importante para cualquier compañía petrolera es el requerimiento de proveer reportes técnicos de los activos, que deberá cumplir con el Instrumento Nacional de Canadá 51-101 -Normas de Divulgación de Actividades de Petróleo y Gas-. Todas las compañías públicas de petróleo y gas en Canadá, deben proveer este reporte independiente NI 51.101, el cual ofrece excelente transparencia y facilita la comparación de las bases de activos de las compañías petroleras. Los estándares de gobierno corporativo de Canadá son proporcionados Gráfico 3

por el mercado, y las reglas y regulaciones de la TSX y TSXV están diseñadas para hacer más rápido y menos costoso el crecimiento del capital. Adicionalmente, los emisores en la TSXV gozan incluso de requerimientos “suaves” en gobierno corporativo, lo que todavía mantiene la integridad del mercado sin dejar de reconocer la etapa más temprana de los emisores, sin sobrecargar a la gerencia y la junta directiva. Para las compañías internacionales que se listan en la bolsa de valores, no se requiere que tengan operaciones en Canadá, ni que tengan funcionarios o directores en ese país. Las compañías que desean incursionar en la bolsa de valores TSX o TSXV, gozan de una mayor flexibilidad, dado que hay diferentes métodos para ingresar. Además de la tradicional de Oferta Pública Inicial (IPO, por sus siglas en inglés), las compañías pueden listarse internamente de forma directa desde otra bolsa de valores, ascender de TSXV a TSX, completar un método de adquisición (RTO, por sus siglas en inglés), o realizar una Transacción Calificada con un Fondo de Capitales (CPC, por sus siglas en inglés). Una CPC es una empresa que existe para tener acciones de otras empresas, la cual no tiene negocios operativos e incursiona en la TSX, aumentando entre 200 mil dólares y 5 millones. Los ingresos del IPO son usados únicamente para identificar y evaluar una compañía operadora o una suite de activos que pueden ser vendidos, lo que es llamado “calificación Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Reporte de transacciones” (QT). En sintonía con el QT, la entidad combinada a menudo terminará financiándose de la bolsa de valores para proveer inyección de capital a los negocios, y continuar como una empresa operadora que cotiza en la bolsa. Puede ser un método muy eficaz para salir a la bolsa y conseguir listarse.

Una fuente alternativa para acceder al capital

TSX y TSXV representan para las compañías Latinoamericanas, una fuente de alternativas para acceder al capital, con estándares adaptados; proporciona reglas de gobierno corporativo; opciones para listarse; acceso al capital; liquidez del mercado y visión global. El especial mercado de capitales canadiense, opera con un régimen regulatorio que atrae inversionistas de todo el mundo. Las compañías petro-

leras en la bolsa están expuestas a una gran comunidad de analistas y conocedores juniors y seniors, así como también a inversionistas al por menos e institucionales quienes ayudan a manejar la liquidez del mercado. Si usted está considerando llevar su compañía petrolera Latinoamericana a la bolsa ahora o en el futuro, contacte a la Bolsa de Valores de Toronto o a la de Capital de Riesgo.

Ir a la bolsa y otro evento de liquidez, debe ser cuidadosamente investigada para asegurar que la compañía seleccione el mejor mercado para acceder al capital, hacer crecer la liquidez y ganar visibilidad global. Para muchas compañías petroleras enfocadas en América Latina, los beneficios de acceder a los mercados canadienses de capitales pueden elevar los costos. La decisión de salir a la bolsa es complicada, se requieren análisis cuidadosos y buena asesoría para asegurar que la compañía está ajustada y completamente preparada para ello.

Cindy Gray, MBA Head, Business Development - Global Energy TMX Group| Toronto Stock Exchange / TSX Venture Exchange Gray es Líder para el sector energético de la División de Desarrollo de Negocios de TMX Group. TMX Group es dueña y opera la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y la Bolsa de Capital de Riesgo (TSXV), los mercados de capital de riesgo senior y pública de Canadá, respectivamente. Es responsable de desarrollar y ejecutar las estrategias de la bolsa para atraer nuevas incursiones loca-

les en el sector petróleo y gas, así como en sectores de la energía. Brinda soporte y asistencia a compañías energéticas, así como a su banca de inversión y asesores legales sobre los beneficios y requisitos de cotizar en la bolsa. Gray tiene un MBA y más de 12 años de experiencia manejando programas de relaciones con los inversionistas para compañías norteamericanas listadas, fundamentalmente del sector petróleo y gas.

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Reporte

Recursos y Reservas de Gas Natural de Venezuela - Oportunidades 7 Diego J. González Cruz

Recursos y reservas En el país se han identificado prospectos exploratorios de gas natural del orden de los 278 billones de pies cúbicos o tcf (1012), de los cuales 147 tcf se ubican costa afuera. Para convertir estos prospectos en reservas es necesario acelerar la actividad de exploración y desarrollo. La primera hasta la fecha ha sido tímida, en 12 años solo se han concedido 18 licencias (10 en

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tierra y 8 costa afuera), por lo que los resultados exploratorios han sido muy modestos. En el área del proyecto en el Golfo de Venezuela hasta el momento se han declarado 4 éxitos exploratorios en las áreas de Repsol-ENI, pero las cifras de reservas dadas tendrían que ser validadas y certificadas, sin embargo, por las características de los descubrimientos se puede comenzar a identificar oportunidades de utilización para el gas a producirse. También la rusa Gazprom debe acelerar su actividad en el nuevo bloque que le fue otorgado. Un escenario de reservas probadas de 10 tcf en Paraguaná

podría soportar una producción de 2.000 Mpc/d (0,73 tcf anuales) durante 14 años.

Un estimado conservador de las reservas de gas natural de Venezuela: 1. Reservas probadas remanentes de gas natural De acuerdo con el Informe de Gestión de Pdvsa 2010, las reservas de gas natural de Venezuela alcanzan los 195,1 tcf, de los cuales se estima 165,8 tcf son de gas asociado al petróleo (85%) y 29,2 tcf son de gas libre o no asociado (15%). En las reservas de gas asociado, por normativa del Ministerio de Energía, se incluyen 29,8 tcf de gas que ha sido inyectado a los yacimientos para efectos de recuperación suplementaria o por medidas de conservación (esa cifra inyectada no está certificada, y no hay certeza de poder ser

100% producida nuevamente); también la cifra de reservas probadas incluye 47,1 tcf de reservas de gas, asociadas a crudos pesados y extra pesados- p/xp (incluidos los de la Faja), que por razones de precios y prioridades de Pdvsa solo un pequeño porcentaje se recolecta. Ahora bien, si somos conservadores y se deducen estas cifras de las reservas probadas remanentes totales, resultarían solamente que se dispone de solo 88,9 tcf de reservas de gas asociado, que sumadas a las 29,2 tcf de gas libre, resulta un todavía importante volumen de 118,1 tcf. 2. Recursos y posibles reservas de las áreas nuevas Hay recursos estimados de 278 tcf de gas natural, que deben ser explorados y desarrollados para convertirlos en reservas probadas, y si le asignamos 30% de éxito a la exploración de esos recursos para convertirlos en reservas, tendríamos 83,4 tcf, que sumadas a las reservas de gas asociado haciéndolas muy conservadoras (deduciéndole las de inyección y las asociadas a los crudos p/xp) que son 88,9 tcf, y las de 29,2 tcf de gas libre; podríamos hablar conservadoramente de unos 201,5 tcf de reservas. Este volumen de reservas de gas natural alcanza para satisfacer los requerimientos del mercado nacional y participar en el mercado internacional por los próximos 30 años.

Las oportunidades El gas natural en Venezuela tiene supremacía en la matriz energética secundaria. Históricamente su producción ha estado asociada al petróleo, y su uso está dirigido en más de 70% a las operaciones petroleras, en especial a la inyección para recuperación suplementaria de petróleo y gas (y hay déficit de inyección), y el resto va al mercado interno, principalmente a los sectores eléctrico, petroquímico, siderúrgico, cemento, aluminio, comercial y residencial. De allí las oportunidades de utilizar todo el gas que pueda ser producido, en especial el no asociado al petróleo, como será el que se produzca costa afuera en el proyecto Rafael Urdaneta (Paraguaná) y en Oriente.

Estimados de consumo En la matriz energética secundaria de Venezuela, por lo demás muy conservadora, para el año 2025 el gas metano presenta un crecimiento del 4,87% interanual, para llegar a 7.400 Mpc/d es decir el 55% del mercado energético de Venezuela. De ese total el mercado interno de occidente podría consumir el 30%, es decir unos 2.200 Mpc/d, que puede ser suplido por el desarrollo de las reservas de Paraguaná, ello sin incluir los consumos de la industria, que serian cubiertos mayormente con la producción de gas asociado en el Lago de Maracaibo y de la costa Oriental del Lago; el resto del mercado interno, 5.200 Mpc/d, puede ser suplido con el gas Costa Afuera de Oriente y la producción de gas del Área de Anaco. PDVSA recientemente presentó estimados de consumos acumulados más justos hasta el 2023, de los principales sectores consumidores de gas metano como combustible, que sumarian unos 45 tcf. Adicionalmente, incluí los requerimientos de gas natural para la Faja (9 tcf), y los tradicionales (EyP, PQV, industrial, comercial y residencial-unos 24 tcf, también en 11 años), lo que resultaría en consumos acumulados de 78 tcf, cerca de 19.500 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d). Más detalles en el cuadro anexo. Noviembre 2011 / No 262 Petroleum

Reporte

América Latina, un nido de actividad contractual y de adquisiciones y desinversiones (A&D) Elisabeth Eljuri, de Macleod Dixon, Caracas, y Carlos Garibaldi de Tecpetrol, Houston, presentan a Latinoamérica en perspectiva, con una revisión de los diversos ambientes de inversión en la región, las actuaciones políticas de incentivo o desincentivo, lista de jugadores incluyendo las NOCs de Asia, los saldos comparativos de prospectividad, marco legal y las condiciones y los riesgos políticos, con énfasis en los acontecimientos en Argentina, Colombia, México y Venezuela

mérica Latina una vez más está llamando la atención de la industria. Con 11 campos gigantes descubiertos entre 2008 y 2010 y un estallido de las actividades de adquisiciones y desinversiones (A&D) en un orden de magnitud superior a los US$ 30 mil millones en transacciones en 2010. Este continente ofrece plays de recursos sustanciales: el presal de Brasil; los enormes recursos de crudo pesado de la cuenca Sub-andina (Venezuela-Colombia-Ecuador-Perú); los grandes recursos de crudo extrapesado de Venezuela (con el nuevo modelo: menor mejoramiento mayor mezcla); el gas de esquisto y el petróleo de esquisto en Argentina; y la moderada apertura del negocio en México. Venezuela posee la mayor parte de las reservas de petróleo y gas y se muestra como la dueña, a pesar que la producción se estuvo rezagando. Brasil (actual No.2 en potencial y en producción) lidera en

entusiasmo y en descubrimientos. México (No. 1 en producción, y el No. 3 en potencial) está en problemas de reservas/ producción y debe actuar con urgencia. Colombia y Perú ofrecen buenas combinaciones de prospectividad y de condiciones contractuales y fiscales, y han sido los destinos de inversión más populares. Las políticas petro-nacionalista en Argentina, Ecuador y Bolivia son claramente insostenibles (bajos y altos precios del petróleo). Latinoamérica posee el 10% de las reservas de petróleo del mundo y de ese porcentaje, Venezuela representa el 74%. La reservas probadas de Venezuela empequeñecen al resto. En gas también sobresale, con el 64% de las reservas de la región. Su nueva liga está en Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait, etc. No obstante, Brasil sacude a Venezuela en producción de petróleo. Brasil, Colombia y México han tenido la mayor actividad de exploración en los últimos cinco años, sin

embargo los resultados de Brasil eclipsan el resto. Las compañías petroleras públicas, estatales o nacionales (National Oil Companies, NOCs por sus siglas en inglés) del mundo siguen siendo compradoras de activos en esta región. En la búsqueda de recursos continúan utilizando las adquisiciones y fusiones para salir al exterior. Las NOCs chinas figuran entre los compradores más activos a nivel mundial entre 2009 y 2010.

Cómo oscila el péndulo en Latinoamérica En la región se aprecia una disminución de los precios, enfermedad de los costos físicos y fiscales, márgenes afectados en el corto plazo, pero los precios se han recuperado gradualmente, aunque a niveles razonables. Los países ricos en recursos dependientes de las NOC sienten un golpe más grande.

Source: IHS Herold. Note: all deals >USD10mm as of 31 December 2010. Excludes transactions between NOC parent and subsidiaries, and excludes transactions within home country

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2003 2011

Venezuela se encuentra en una clase de prospectividad por sí misma, la caída de la producción de petróleo y la falta de crédito le ha sido muy perjudicial, no obstante, los políticas energéticas nacionalistas de Argentina, Ecuador y Bolivia son claramente insostenibles. Pero hay algunas señales: Argentina está dejando que los precios locales de petróleo y del gas suban y la aplicación de créditos fiscales. Ecuador redujo el impuesto sobre las ganancias súbitas de 99% a 70% y está negociando para transformar los contratos de servicios. Y Venezuela está haciendo comparecer cada vez más ante tribunales a los inversionistas, y prefiriendo a las NOCs amistosas.

ra, pero no las ventas. Chevron vendió sus activos en la cuenca Austral a la fusión Roch-Mercuria y los activos en la cuenca Neuquén a San Jorge Energy. Pluspetrol adquirió Petro Andina por US$ 369 millones. CNOOC adquirió el 50% de Bridas por US$ 3,2 mil millones. Rreciente-

mente Bridas compró la participación de Pan American Energy de BP por $ 7,1 mil millones y está comprando la refinería Campana de ExxonMobil. Sinopec adquirió Oxy Argentina de EE.UU. $ 2,5 mil millones. ExxonMobil, Shell, Total, Petrobras, YPF, EOG, Apache y otros en busca de gas de esquisto en Neuquén. Repsol parece desprenderse de YPF en tramos, con ventas al Grupo Petersen y Eton Park y & Capital. Debido a las estrictas condiciones y la disminución en las inversiones, el gobierno argentino introdujo su iniciativa Petróleo Plus y Gas Plus para incentivar la exploración. Petróleo Plus brinda créditos fiscales en base al crecimiento de la

Argentina El país tiene cinco principales cuencas que van desde la frontera entre Argentina y Bolivia en el norte hasta Tierra del Fuego en el Sur. Su infraestructura es suficiente. Posee un fascinante potencial de petróleo y gas de esquisto, principalmente en la cuenca de Neuquén. Está favoreciendo el control de los precios del crudo y gas en ascenso, y ofreciendo créditos fiscales para fomentar la inversión. Mapa de reservas, producción e infraestructura El país ha tenido una actividad importante y un sostenido interés en A&D: Mercuria adquirió a Trébol y Petrobras adquirió a Noble. Sipetrol y Pan American trató de racionalizar su carteNoviembre 2011 / No 262 Petroleum

producción y de las reservas probadas. Mientras que Gas Plus favorece mayores precios para el gas producido a partir de nuevos descubrimientos y fuentes no convencionales, como el tight gas, el gas profundo y también al gas de esquisto. La EIA dijo en Abril pasado que Argentina tiene 774 TCF de recursos de gas de esquisto, mientras que las 1P convencionales son de 13,4 TCF. En la provincia de Neuquén, YPF anunció en 2010 un descubrimientos de gas de esquisto de 4,5 TCF y dos descubrimientos de petróleo de shale oil en 2011 (de 150 y 10-15 millones de petróleo, respectivamente). Gas y Petróleo del Neuquén (GYPN) pronto celebrará la cuarta ronda de licitación de su Plan de Nuevos Horizontes para la superficie de gas de esquisto, donde se avista la participación de YPF, ExxonMobil, Shell, EOG, Apache, Wintershall y entre otras.

Colombia Colombia no es igual a Venezuela y Brasil en prospectividad impresionante,

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pero sí proporciona un esquema favorable a los inversionistas dada la prospectividad moderada que ofrece, la infraestructura existente y la capacidad de producción para el mercado. Sus reservas 2P, crecieron un 28% desde Enero 2009 a Enero 2010, mientras que la producción creció un 15%. Sus rondas de licencias han estado muy activas, y han despertado un gran interés, donde las empresas pequeñas y medianas desempeñan un papel dominante. Recientemente grandes actores internacionales han expresado su interés y han participado en el proceso de licitación de crudo pesado del país como Shell, ExxonMobil, Chevron, y Lukoil. En tanto, que la exploración offshore emergente en el Caribe es principalmente por gas. El país brinda un sistema mixto de negociaciones directas y procesos de licitación bien estructurados. Colombia fue la nación más activa en el mercado de A&D entre 2006 y 2009. Representó 19 (50%) de todas las transacciones en la región de América Latina, con el 40% del vo-

lumen de dinero. Perdió terreno durante 2010 ante Brasil y Argentina, donde incursionaron con transacciones las NOCs chinas. En Agosto de 2010 Ecopetrol y Talisman juntas adquirieron los activos de BP. Mientras que a finales de 2010 Sinopec adquirió el resto de Hupecol. Total vendió su parte en Cusiana y disminuye su de las propiedades en tuberías.

México México fue el séptimo productor de petróleo más grande del mundo en 2008, a pesar de la muy baja inversión por parte de Pemex. México tiene más de 50 mil millones de barriles de petróleo equivalente en recursos prospectivos, pero la gran mayoría está en aguas profundas (57%). La producción y las reservas siguen disminuyendo. Pemex ha centrado sus esfuerzos en sus principales activos y no tiene autoridad legal para contratar en sus campos más pequeños a empresas privadas de exploración y producción bajo riesgo compartido. Como resultado, el país tiene un significativo potencial de explotación sin aprovechar y un potencial de exploración aún sin explotar. Sólo permite la participación privada a través de contratos de servicios múltiples (servicio exclusivo) para el gas, principalmente en la Cuenca de Burgos. Este año se implantó la posibilidad de contratos a riesgo. El objetivo de los contratos de servicios a riesgo (RSC) formalmente llamados “Contratos de Servicios Integrales” es mejorar secuencialmente el desarrollo de los campos maduros ó marginales marginales. Estos contratos a pesar de no ser perfectos desde el punto de vista contractual, constituyen un avance significativo en un país políticamente estable con recursos de hidrocarburos impresionantes, y que han sido poco explorado y poco explotado por un monopolio estatal durante siete décadas. El 18 de Agosto 2011 la ronda de ofertas atrajo a las empresas más pequeñas y a las grandes no. Si bien los volúmenes de petróleo que puede ser extraído de los campos marginales que se ofrecen “probablemente no son muy significativos” algunos ven esto como una prueba futuros contratos de exploración en aguas profundas.

Cada empresa está obligada a presentar un “mejor precio” para la extracción de un barril de los campos Carrizo, Magallanes o Santuario en el estado de Tabasco. Un total de 50 empresas compraron los paquetes de información: 27 operadores expresaron su interés en los contratos y17 empresas que van desde grandes jugadores como Halliburton, Dowell Schlumberger y Repsol, a pequeños operadores nacionales e internacionales; ganando puramente las empresas de servicios. Sinopec se adjudicó contratos de servicio a corto plazo (3 años) en EbanoPánuco-Cacalilao, y en el complejo de Chicontepec obtuvieron contratos Tecpetrol (Coyote), Schlumberger (Furbero), Weatherford (Presidente Alemán), Halliburton (Remolinos), y Baker Hughes (Corralito). Voces promueven la necesidad de replicar el modelo de la ANP-Petrobras y Ecopetrol- ANH.

Venezuela El país más prospectivo de la región y una provincia de hidrocarburos de clase

mundial, con las mayores reservas, incluyendo la Faja del Orinoco, uno de los yacimientos de petróleo pesado y extrapesado más grande del mundo. El gobierno ha asumido un enfoque cada vez más firme en la industria y algunas empresas han sufrido, pero algunas prosperan y las oportunidades son abundantes. El régimen legal establece una participación mayoritaria del gobierno en las empresas conjuntas, por lo general un 60%. Los recursos convencionales están en su mayoría en manos de Pdvsa. Las actividades de A&D han estado limitadas desde que el gobierno de Hugo Chávez asumió al poder con la mayoría de los acuerdos con las empresas locales o estatales amigas y IOCs de Rusia, China, India, entre otras. Pero se piensa que a medida que se asiente el polvo, vendrán las transacciones. La oportunidad de tomar participaciones de capital en un entorno con tan tremenda prospectividad sigue siendo uno de los principales impulsores del interés internacional que continúa.

Actualmente la participación privada en el desarrollo de nuevos proyectos pueden ser realiza a través de empresas mixtas. Los recursos de la Faja del Orinoco han atraído considerable la participación de las IOCs, entre ellas, Chevron, Statoil y Total. Los nuevos proyectos de crudo pesado aprobados son: - Carabobo 1: Repsol (España) (11%), Petronas (Malasia) (11%), Indian Oil and Gas Natural Corporation (ONGC) (India) (11%), Oil Indian Limited (India) (3,5%) e Indian Oil Corporation (India) (3,5%). - Carabobo 2,3,5: Chevron Carabobo Holdings, APS (EE.UU.) (34%), Mitsubishi Corporation (Japón) (2,5%), Inpex Corporation (Japón) (2,5%), Suelopetrol C.A. (Venezuela) (1%) - Junín 2: Petrovietnam (Vietnam) (40%) - Junín 4: CNPC (China) (40%) - Junín 5: Eni (Italia) (40%) - Junín 6: National Oil Consortium (Rusia) (40%)

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Library

“La Reversión y la Nacionalización en el Sistema Legal de los Hidrocarburos en Venezuela” En el Auditorio de la sede del Banco Central de Venezuela en Maracaibo, se realizó el 22 de Octubre la presentación de esta obra escrita por Álvaro Silva Calderón, la cuarta editada por la Cátedra Petrolera “Gumersindo Torres” de la Universidad del Zulia

a Cátedra Petrolera “Gumersindo Torres” de LUZ, en su línea editorial destinada a difundir el pensamiento originado en Venezuela a partir de sus años de explotación petrolera, publicó este libro, cuyo autor Álvaro Silva Calderón, participó directamente en los debates que sustentaron los procesos que resultaron en la constitución de las Leyes de Reversión y Nacionalización Petrolera. De manera sencilla ofrece a políticos, estudiosos sociales, estudiantes, profesores y al público general, un instrumento para el conocimiento de estas leyes. A partir del marco teórico general de las doctrinas del Derecho en esta materia, el autor conduce a los lectores por el cami-

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no que llevó a la aprobación de estas leyes, ofreciendo sus posiciones en los debates realizados en el Congreso Nacional, reflejando su lucha por la soberanía petrolera y la administración idónea de los hidrocarburos del país. Silva Calderón es Doctor en Derecho de la UCV. Profesor Emérito de la UCV adscrito a las cátedras Derecho del Trabajo, Derecho Minero y de Hidrocarburos. Fue Diputado al Congreso de la República durante dos períodos, donde se destaca en la autoría del Proyecto de Ley sobre Bienes Afectos a la Reversión en las Concesiones de Hidrocarburos; miembro directivo de la Comisión Presidencial para la Reversión

Petrolera que elaboró el Proyecto de Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos. Fue funcionario del Ministerio de Energía y Minas, donde se inició como abogado, llegando a ser Consultor Jurídico, Vice-Ministro y Ministro. Fue también Secretario General de la OPEP. Para mayor información sobre la publicación contacte a la Coordinación de Cátedras Libres, Universidad del Zulia. Telf: 0261-3248969/0416-2237026/04166183080. catedraslibres@gmail.com - yjba31@hotmail.com

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Gente Agencia Nacional de Hidrocarburos

rlando Cabrales Segovia fue designado como nuevo Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, en remplazo de Armando Zamora Reyes El nuevo directivo dijo que los tres grandes propósitos en su gestión serán continuar con la promoción internacional del potencial hidrocarburífero de Colombia; administrar eficientemente los numerosos contratos en vigencia y trabajar de la mano con otras entidades del Estado para generar condiciones favorables para la inversión. Anunció asimismo que iniciará el desarrollo de una nueva estructura organizacional para poder cumplir los nuevos retos de la Agencia. Cabrales Segovia es abogado egresado de la Pontificia Universidad Javeriana de Colombia y máster en Filosofía del Boston College. Durante 16 años trabajó como Vicepresidente Jurídico de la petrolera BP para el Orlando Cabrales Segovia y área de América Latina y entre los años 2001 y 2005 fue Director Jurídico de la compañía y Abogado Senior, Armando Zamora Reyes Asistente Ejecutivo de Presidencia y analista político de la misma empresa. En Ecopetrol se desempeñó como asistente de la Dirección Jurídica entre 1988 y 1989. Participó en las juntas directivas de Malterías de Colombia, Aluminio Reynolds, Astilleros Vikingos, BP Gas Colombia ESP y Oleoducto Central (Ocensa). También fue miembro de las juntas de la Corporación Excelencia a la Justicia y Casa Editorial El Tiempo.

osé Sergio Gabrielli de Azevedo, CEO de Petrobras, fue elegido Ejecutivo del Petróleo del Año 2011 por Energy Intelligence, un reconocido servicio de informaciones sobre la industria de energía La ceremonia de premiación se realizó durante la 32da conferencia anual Oil & Money, en Londres, un evento promovido por Energy Intelligence en colaboración con el diario Herald Tribune. Gabrielli fue electo por los líderes de las cien mayores compañías de petróleo del mundo. Energy Intelligence resaltó además, que bajo la gestión de Gabrielli Petrobras realizó

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Ejecutivo del Año

Jose Sergio Gabrielli de Azevedo

los descubrimientos que deben incrementar a más del doble las reservas y la producción de la empresa. Para Gabrielli, tres realizaciones han marcado el éxito de la gestión de la empresa este último año: el inicio de operación del Proyecto Lula; la captación de R$120,2 mil millones a través de la mayor oferta pública de acciones; y la firma del Contrato de Cesión Onerosa, que garantizó a la compañía el derecho de producir cinco mil millones de barriles de petróleo en áreas no licitadas del Presal. “Año tras año, Petrobras sobresale a nivel mundial por su vanguardismo tecnológico.

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Empresarial

Innovando en proyectos de ingeniería

Su exitosa trayectoria a lo largo de una década constituyen la mejor carta de presentación para continuar asumiendo el desafío de proveer soluciones integradas y tecnológicas de ingeniería a los mercados nacional e internacional

l 26 de Noviembre de 2001 inició actividades la empresa venezolana PDI Gerencia e Ingeniería, S.A. con el reto de constituirse en el mejor aliado para el desarrollo de proyectos de ingeniería, gerencia de construcción, inspección de obras, asistencia técnica y proyectos IPC e IPGC, para los sectores energético, industrial y de infraestructura. Haber alcanzado una década de operaciones, le ha permitido acumular una dilatada experiencia en todas sus áreas de desempeño, trabajando con apego a los más estrictos estándares de calidad, bajo la certificación de las normas ISO 9001:2008 en “Desarrollo de proyectos multidisciplinarios de ingeniería conceptual, básica y de detalle”. La evolución del mercado petrolero local, impulsó su incursión en el mercado de proyectos costa afuera, mediante alianzas claves con otras empresas, entre las que destacan

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Audubon Engineering y EDG Consulting Engineers. Estwwas alianzas han sido altamente positivas para su fortalecimiento y crecimiento, sobresaliendo también las establecidas con los consorcios conformados por PDI-MarObras y PDI-NF para los desarrollos asociados al Proyecto Corocoro, para Conoco Phillips y PDVSA Petrosucre respectivamente; así como el consorcio PDI-RLG para el proyecto La Ceibita-Soto-Mapiri para PDVSA Gas.

Áreas de negocio En el sector Petróleo y Gas, PDI tiene la capacidad, así como los recursos humanos y técnicos para ejecutar proyectos en el área de producción, refinación, plantas petroquímicas, así como también aplicaciones costa afuera. En Electricidad, se orienta al diseño de sistemas de generación termoeléctrica de ci-

clo simple y combinado, así como, sistemas de transmisión de media y alta tensión. Para el sector Industrial y de Infraestructura, posee experiencia en el desarrollo y de proyectos de infraestructura, vialidad, transporte e instalaciones industriales adaptadas a las necesidades de sus clientes. Asimismo, la amplia variedad de Servicios que ofrece incluye la ejecución de trabajos de Ingeniería conceptual y básica; Ingeniería de detalle; Gerencia de construcción; Inspección de obras; y de Asistencia técnica. “Nuestros servicios profesionales de ingeniería abarcan todas las fases de desarrollo de un proyecto, desde su definición, desarrollo de ingeniería básica y de detalle, gerencia de proyectos, gerencia de procura, gerencia de construcción, hasta la inspección de obras y apoyo técnico”, resaltó la empresa. Mayor información: www.pdi.com.ve

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Última Página

El planeta gira al gas natural

Cada vez encontramos menos escépticos al cambio de paradigma que se va dando en relación al desarrollo de los hidrocarburos no convencionales (CBM, tight gas y shale oil y gas), y muy en particular a que el gas natural, será, de lejos, el energético preferido de este siglo XXI

orque esta categórica afirmación? Primero por la abundancia del recurso. De acuerdo a la AIE y a otras fuentes, nuestro planeta cuenta con aproximadamente 30.000 trillones de pies cúbicos (TPC) de gas recuperable y a la fecha solo se ha utilizado 2.330 TPC, es decir 7,7%. Esto sin contar con los inmensos recursos de hidratos de metano, que a la fecha no pueden considerarse recursos recuperables. Segundo, los recursos CBM (gas de carbón), tight gas y shale gas, por los desarrollos tecnológicos ya se pueden producir económicamente y pueden muy fácilmente competir con otros energéticos como el carbón y los derivados del petróleo. Esto los lleva a la categoría de recuperables que se suman a las reservas probadas de gas convencional, las cuales ascienden a cerca a 6.500 TPC. En resumen hay mucho gas y bastante competitivo.

ANUNCIANTES

NOVIEMBRE 2011 / No 262 / Petroleum AME..............................................63 ANH...............................................2 Area.........................................62 B a k e r H u g h e s. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C . P. I . ClampOn....................................50 Cameron....................................22 Corpac Steel Products....................15 E x p o e n e rg í a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 9 Fugro Jason....................................18 Hallibur ton....................................C.P. I n d u s t r i a l C o n s u l t i n g G r o u p. . . . . 3 1 Impact Fluid Solutions..........37 I n e l e c t ra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3 Indequipos..............................21 Innovatech/DuraDeck/EcoTech...5,20,57 Insurcol....................................53 Integral de Ser vicios Técnicos......52 LHR............................................51 Linsayca...........................................27 Merla.......................................55 Pa c i f i c R u b i a l e s . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Panthens Machiner y........................39 PDI............................................28 Repsol..............................7 Saxon.....................................19 SPWLA2012..............................61 S c h l u m b e r g e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. I . Sugaca...................................30 Te j a s T u b u l a r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 4 Tra d e q u i p. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 8 Tr a s m e r q u i m . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 9 UPCO....................................49 Upstream........................................60 Vetra Group.................11 Wabash..........................56 XIV Congreso Colombiano de Petróleo...42 - 45 Zona Franca de Bogotá.......................33

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Álvaro Ríos Roca*

Tercero, el gas natural es el más limpio de los combustibles fósiles y sin duda el de transición hacia otras energías más sostenible y limpias del futuro. No lo son la solar ni la eólica, que a nuestro modesto entender son como aspirina para el cáncer. Contar con un abundante, limpio y competitivo gas natural a nivel global, está levantando un muy vertiginoso desarrollo en tecnologías para almacenar, transportar, comercializar y usar el energético. La oferta competitiva existe y ahora los esfuerzos se trasladan a generar demanda a partir de desarrollos tradicionales y nuevas tecnologías en transporte y usos finales de gas. Repasando revistas técnicas y jornales, El Dream Tanker, uno de los barcos de transporte de gas natulicuado más grande del mundo, propiedad de la japonesa es muy fácil evidenciar todos los esfuerzos ral Osaka Gas tecnológicos que se vienen dando a nivel global para mejorar los costos en toda la cadena gas natural a lugares antes inimaginables y del gas natural. Mini LNG, LNG light, FLNG competir con los derivados del petróleo. y otros descritos más adelante ya no son cosa Europa quiere gas con precios más bajos del pasado, sino del presente. y no vinculados al petróleo, y para eso está En China no sólo se busca emular lo que apostando por más competencia gas con gas. está aconteciendo en USA para poner en pro- Impulsan dos gigantes gasoductos adicionales, ducción los grandes recursos de shale gas, sino uno desde Rusia y otro pasando por el mar que se invierten enormes recursos económicos Caspio, además del GNL y shale gas de Poloen investigación y desarrollo de tecnología para nia. El gas tendrá que jugar un rol mucho más tener más eficientes plantas de ciclo combinado, importante en la matriz energética a partir de que puedan dejar de lado el uso del sucio car- la decisión Alemana y de otros países de reducir bón en la generación de energía eléctrica. Sin su dependencia de la energía nuclear. duda que una solución para muy contaminadas Finalmente un factor determinante es ciudades Chinas. el uso de GNL y los contratos que cada vez En Norteamérica (Canadá, USA y México) más migran del tipo firme al spot, lo que está que tienen un mercado integrado, los precios en dando al gas una característica de commodity el largo plazo no deben superar la barrera de los que resulta muy competitivo para picos en la 5 a 7 US$/MMBTU, que equivale a petróleo de generación de energía eléctrica. 35 a 40 US$/bbl. Todos los escenarios para los Australia apuesta fuertemente a producir derivados del petróleo indican precios entre 15 a GNL a partir de CBM para exportarlo al ve30 US$/MMBTU con petróleo entre 75 a 125 cino Japón, y ya está embarcado en el primer US$/bbl. Este es el catalizador para apostar aún FLNG (licuefacción offshore). Si Norteamérica más al gas natural, con desarrollos tecnológicos irrumpe en el mercado de la exportación de en toda la cadena, además de la abundancia y GNL en 3 a 5 años más, tendremos mucho beneficios ambientales ya explicados. gas competitivo vía GNL y más demanda Grandes flotas cautivas de vehículos de cumpliendo así un círculo virtuoso. transporte pesado están ya siendo ya convertiAsí ocurrió con el paso de la leña al carbón das de gasolina y diesel a gas natural. Literal- y del carbón al petróleo, y ahora estamos fuermente se busca hasta como transformar jets a temente virando hacia el gas natural. Terminagas natural. Muy paralelamente los que tienen mos con una frase que nos gusta mucho y que recursos y reservas de gas, así como los trans- dice que le mundo se mueve con tecnología y portadores y distribuidores, están desarrollando no con ideología, como muchos piensan. más infraestructura para dotar de suministro •Actual Socio Director de Gas Energy y DI International.

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