Octubre 2010 - Petroleum 249 by Revista Petroleum

OCTUBRE 2010 Año 26, Núm. 249

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: Compañías de servicios a campos petroleros están en una constante carrera por mostrar soluciones tecnológicas para lo largo del ciclo de vida de los pozos. Expro ha desarrollado el sistema AX-S, de intervención de pozos en aguas profundas “riser-less” para pozos en hasta 10.000 pies de agua. (Foto: Cortesía Expro)

IN SITU Rice Global E&C Forum XIII Annual Forum “New Pathways Towards Prosperty”

En el Campus de la Universidad de Rice, en Houston, se realizó el 13 y 14 de Septiembre el evento anual organizado por Rice Global Engineering & Construction Forum, un espacio de diálogo para el manejo de temas de actualidad en el sector

Caterpillar Engine Conference El éxito del cliente como prioridad

Líderes en tecnologías y soluciones confiables

El líder en fabricación de maquinaria pesada, motores y servicios industriales realizó el 23 de Septiembre, en el Norris Center Conference de Houston, una nueva edición de su programa Caterpillar Engine Conference, el cual tiene el propósito de compartir información sobre productos y servicios, a la par de reforzar el acercamiento con clientes del sector energético y petrolero

ESCENARIO NAPE E&P Conference Liquids Rise to the Top

Ejecutivos de la industria del petróleo y gas presentaron su visión sobre las perspectivas de la exploración y producción en Estados Unidos, a la luz de los cambios en la política y las nuevas tecnologías empleadas para aprovechar las oportunidades de petróleo no convencional, en la conferencia celebrada el 18 de Agosto en Houston, con el auspicio de IHS CERA, en la antesala a la apertura de Summer NAPE Expo 2010

Perspectivas de la industria de E&P

PREVIEW EXPO Oil & Gas Colombia 2010 Con el propósito de reunir a los principales actores de la industria petrolera, representada por el sector empresarial, Gobierno, gremios e instituciones relacionadas, la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, CAMPETROL, realizará la primera edición de este evento, del 2 al 5 de Noviembre en Cartagena

TECNOLOGÍA Dispositivos ICD instalados en Ecuador están controlando la irrupción temprana de agua

Edmundo Dávila, Iván Vela, Julio Pazos, Petroamazonas; Francisco Porturas, Schlumberger

Mejor desempeño de pozos

En comparación con las terminaciones convencionales de pozos, la instalación de dispositivos ICD han demostrado un mejor desempeño en pozos horizontales en la selva amazónica de Ecuador, un retraso en la potencial irrupción temprana de agua, el control de la producción de arena y una eficaz restricción de las fases altamente movibles

SECCIONES 3 4 28 29 31 32

Cornisa

Cuadrante Eventos Warehouse Calendario Última Página

E&P 12 13 14 15 16

En servicio nueva planta de lodos de Halliburton en Colombia ION relanza el VectorSeis Ocean II a la industria de los hidrocarburos Ecopetrol tras el incremento del recobro en el campo Tibú Baker Hughes abre centro de desarrollo y pruebas de sistemas ESP en Brasil Brasil amplía frontera marítima del área pre-sal OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

Cornisa www.petroleum.com.ve

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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

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Competitividad de la cadena de hidrocarburos

Jorge Zajia, Editor

os enormes recursos de petróleo y gas aún por desarrollar en América Latina, en tierra y costa afuera, supone grandes desafíos y oportunidades frente a los cuales se impone una visión de cambio. Países como Brasil, Colombia y Perú están dando buenos ejemplos, asumiendo roles protagónicos en el reto de satisfacer las necesidades de la región y contribuir a la seguridad de suministro a nivel mundial. El caso brasileño es emblemático. Tras las reformas introducidas hace diez años en su marco legal y contractual para abrir el sector de petróleo y gas, hoy esta nación no sólo es autosuficiente sino que además ha impulsado un gran giro en el liderazgo petrolero en la región. A medida que sus reservas y producción crece con el hallazgo de nuevos megayacimientos submarinos (pre sal) el país se plantea el gran desafío de “codearse” e incluso superar a las tradicionales potencias petroleras latinoamericanas. Asimismo se aguarda por la aprobación definitiva en el Congreso de una reforma del modelo de producción compartida que reemplazará el actual sistema de concesiones en los futuros proyectos petroleros. Es decir, la visión de cambio se traduce en hechos, planificación, esfuerzos concatenados que finalmente llevan al logro del objetivo. Paralelamente, se trabaja en consolidar la fortaleza financiera, operacional y tecnológica necesaria para convertir toda esa riqueza enterrada en lo profundo del lecho marino en progreso. Si algo destaca de la industria petrolera brasileña, aparte de su alto grado de desarrollo tecnológico, ha sido su impulso al establecimiento de plantas de fabricación en Brasil y al contenido nacional en el suministro de bienes, obras y servicio. En cuanto a Colombia, son evidentes los esfuerzos realizados para acelerar el crecimiento y apertura de su sector de hidrocarburos, demostrando un auténtico compromiso en ofrecer condiciones competitivas para estimular la inversión local e internacional. La prioridad ahora es dar continuidad a las políticas que permitan seguir impulsando la exploración y explotación de hidrocarburos. Hay credibilidad en las políticas y se percibe en la comunidad inversionista un entusiasmo por la importancia que el nuevo gobierno da al sector petrolero y a las políticas para incentivar la inversión. En esta etapa, es igualmente importante medir la situación desde la perspectiva de las oportunidades para el sector de bienes y servicios, y el apoyo al sector productivo local, indispensable para garantizar la competitividad de la cadena de hidrocarburos y estimular la actividad económica del país, así como la adopción de políticas orientadas a fomentar la actividad productiva privada, pública, académica y científica en torno a esta cadena. Por ello nos luce oportuno la realización de la primera Expo Oil and Gas Colombia 2010, que bajo el auspicio de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, CAMPETROL, se realizará del 2 al 5 de Noviembre en Cartagena, y que con seguridad marcará un importante hito en la consolidación de Colombia como el destino petrolero más atractivo de América Latina. Diferentes empresas estarán presentando sus productos, bienes y servicios, abriendo puertas a nuevos negocios, de la mano de un programa de conferencias centrado en temas fundamentales para el desarrollo del sector, como los retos y oportunidades en exploración, los servicios petroleros para exploración onshore/offshore y los nuevos retos de la industria de petróleo y gas en el upstream y el dowstream, brindándonos una nueva oportunidad de conocer las tendencias del mercado colombiano y establecer contactos con los principales actores del sector. OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

Cuadrante Ecopetrol y Anadarko anunciaron el descubrimiento de petróleo en el pozo Itaúna en la cuenca de Campos en Brasil. Anadarko, operadora del bloque BM-C-29, probó la presencia de hidrocarburos en el pozo. Para Ecopetrol, que tiene 50% de participación en el bloque, constituye el primer hallazgo en un bloque exploratorio en el exterior. La empresa colombiana está inmersa en un plan de expansión que contempla inversiones por unos 80.000 millones de dólares entre 2011 y 2020. Las compañías destacaron que estimaciones y desarrollos futuros sobre el hallazgo están sujetos a los resultados de las próximas labores de exploración.

Venezuela tiene la segunda reserva petrolera del mundo con 251.000 millones de barriles, divulgó el Ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, quien destacó que el aumento fue de 188% desde 1999. “En ese año teníamos unas reservas probadas de petróleo de 87.000 millones de barriles y ahora tenemos certificados en nuestros libros 251.000 millones de barriles”. A Diciembre de 2009, las reservas del país se ubicaban en 211.173 millones de barriles. Con las nuevas cifras divulgadas, Venezuela se afianza como segundo país con mayores reservas de crudo, detrás de Arabia Saudita, que cuenta con 266.000 millones de barriles y delante de países como Irán o Kuwait, según datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo.

Halliburton adquiriró a Permedia Research Group, un proveedor líder en servicios y software para el modelado de sistemas petroleros, con sede en Ottawa, Canadá. Los términos de la transacción no fueron revelados, pero ahora Permedia se convertirá en parte integral de la línea de negocios Landmark Software and Services, de Halliburton. Fundada en 1998, Permedia es el proveedor líder de software para el análisis de sistemas petroleros, con énfasis en simulaciones rápidas y de alta resolución de los caudales de fluidos dentro de modelos a escala de las cuencas. Uno de sus software reconocidos es el MPath™, que incluye poderosas capacidades de simulación y visualización.

Petrobras obtuvo el equivalente de 67.677 millones de dólares (49.692 millones de euros) con la venta pública de nuevas acciones destinadas a su capitalización, proceso que debe convertir a Petrobras en la tercera petrolera del mundo en valor bursátil y la operación de emisión de acciones sería, en términos absolutos, la mayor de la que haya registro, informó la petrolera. Con los fondos captados, pretende financiar sus inversiones de infraestructura destinadas principalmente a explotar el petróleo situado en aguas ultraprofundas, debajo de una gruesa capa de sal.

La administración de Obama reforzará y ampliará las reformas que se llevan a cabo en el organismo que supervisa la perforación mar adentro. Un informe emitido por el Secretario del Interior Ken Salazar, proporciona un plan para resolver los problemas en la agencia antes conocida como Servicio de Administración de Minerales (Minerals Management Service). El reporte recomienda que la agencia que “ahora se conoce como Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement” debería aumentar el número y entrenamiento de inspectores; realizar más inspecciones por sorpresa, y endurecer las penalizaciones civiles a empresas que se considere violan las reglas federales.

La Secretaría de Energía de México, Sener, anunció que creará el Sistema Nacional de Información de Hidrocarburos cuya integración, organización, funcionamiento y actualización estará a cargo de la Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de la Sener, y tendrá por objeto sistematizar y mantener actualizada la información relevante en la materia en los registros administrativos de naturaleza declarativa.

Perupetro reportó que la producción acumulada de gas natural de Perú durante el período Enero - Agosto de 2010, fue de 131 millones 597.917 pies cúbicos, representando un incremento de 65.82% respecto a la producción acumulada del mismo periodo de 2009. Perupetro indicó que la producción este año se ha incrementado principalmente para atender mayores requerimientos del sector eléctrico y la entrega de gas a la planta de licuefacción de Perú LNG en Pampa Melchorita. El mayor aporte a la producción nacional de gas en Agosto correspondió al Lote 88 de Camisea.

El campo Libra descubierto en la cuenca de Campos podría convertirse en la mayor reserva encontrada de los últimos 20 años en Brasil. Magda Chambriard, Directora de la Agencia Nacional de Petróleo, ANP, dijo que las estimaciones de una firma contratada para la evaluación llegan a 7.900 millones de barriles de petróleo. El gobierno anunció que preparan la licitación de este campo, el cual ocupa parte del litoral de los estados sureños de Río de Janeiro, Sao Paulo, Paraná y Santa Catarina, previendo que se realice en el primer semestre de 2011 conforme a las nuevas reglas que se aprueben en el Congreso para el sector.

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In Situ

Rice Global E & C Forum

XIII Annual Forum “New Pathways Towards Prosperity”

En el campus de la Universidad de Rice, en Houston, se realizó el 13 y 14 de Septiembre el evento anual organizado por Rice Global Engineering & Construction Forum con el objetivo de proporcionar un espacio de diálogo para el manejo de temas de actualidad en la industria de ingeniería y construcción

e manera permanente Rice Global Engineering & Construction Forum, RGF, desarrolla un programa de conferencias y debates con la finalidad de estimular el pensamiento e interacción entre sus miembros y expertos sobre los principales desafíos económicos, políticos, estratégicos y tecnológicos y las oportunidades en la industria de ingeniería y construcción. El foro anual es uno de sus eventos más relevantes, cuya décima tercera edición se realizó bajo el lema “New Pathways Towards Prosperity” –Nuevos Caminos Hacia la Prosperidad-, con un programa que incluyó a destacados conferencistas del sector empresarial, asesores de gobierno, expertos financieros y académicos,

Sarah Tucker, Chairman of the Board 2010 RGF enfatizó la importancia del rol que cumple esta organización centrada exclusivamente en la discusión y estudio de los problemas y oportunidades de la industria de ingeniería y construcción

quienes compartieron sus puntos de vista sobre temas de interés ante el auge de las actividades de ingeniería y construcción en el sector de energía y los efectos de la escalada de la globalización.

Cena de Apertura

En el prestigioso Faculty Club de Rice University se realizó el día 13 de Septiembre la Cena de Bienvenida, que tuvo como anfitriones a los miembros de la Junta de Directores de RGF, encabezada por su Chairman, Sarah Tucker (VP de Ingeniería y Proyectos de Aker Solutions), quien destacó la importancia del programa de este año, diseñado para abarcar una variedad de temas que afectan la competitividad global y las oportunidades de mercado en distintos segmentos de la industria. La agenda de la noche incluyó una presentación de Ingenieros sin Fronteras y las charlas “La (No) Política Energética de Estados Unidos”, de Joseph Barnes, del James A. Baker III Institute of Public Policy; y “Tendencias económicas y Sarah Tucker, Chairman de Rice Global E&C Forum, acompañada proyectos en países del por Sei Tange, JGC; Jorge Zajia, Petroleum; Joseph Munisteri; Neil Duke, ENGlobal; y Gabriel Alvarez, durante el almuerzo ofrecido a los Consejo de la Costa participantes del Foro del Golfo”, de Majid 6

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Alghaslan, Director de Servicios Técnicos de Aramco Services Company. Barnes analizó las perspectivas de la futura política energética estadounidense a la luz de la “casi segura victoria republicana de las elecciones de Noviembre”, e hizo hincapié en las consecuencias económicas y políticas de un mayor intervención de la Environmental Protection Agency, EPA, en el control de las emisiones de gases de efecto invernadero, así como en las causas del fracaso de Estados Unidos en avanzar en una legislación para enfrentar el cambio climático. Alghaslan por su parte, aportó una aproximación a las tendencias económicas y los retos en materia de desarrollo de proyectos en países miembros del Consejo de Cooperación del Golfo, CCG (Pérsico), desde el punto de vista de Saudi Aramco. Enfatizó la estrategia de Arabia Saudita para diversificar su economía mediante el gasto en infraestructura y desarrollo.

Ciclo de conferencias El programa del foro se desarrolló propiamente el segundo día de jornada, que comenzó con una introducción a cargo de Sarah Tucker y la apertura del ciclo de conferencias por parte de Sidney Burrus, Decano Interino de George R. Brown School of Engineering de Rice University. La sesión de la mañana incluyó la

charla de David Leebron, Presidente de Rice University; una conferencia magistral a cargo de William P. “Bill” Utt, Chairman, Presidente y CEO de KBR, titulada “Paseo por el lado salvaje: perspectiva de un contratista internacional de Ingeniería y Construcción”, en la cual compartió algunas de las experiencias y principales asuntos con los cuales ha debido lidiar KBR como una de las empresas líderes de servicios en las áreas de energía, hidrocarburos, servicios públicos e infraestructura civil. Michael J. Economides, profesor de Ingeniería Química y Biomolecular de la Universidad de Houston, enfocó su conferencia en el “Presente y Futuro del Gas Natural”. Dijo que los movimientos de precios afectan todos los aspectos del mundo de gas natural, incluyendo la importación de GNL, la conveniencia de oleoductos árticos y muy especialmente la producción no convencional. A nivel internacional, naciones como Irán y Rusia tienen una considerable influencia sobre el comercio de energía, impulsado entre otras razones por un cártel

Sidney Burrus, Decano Interino de George R. Brown School of Engineering de Rice University, resaltó la celebración del 35 aniversario de la fundación de esta escuela

David Leebron, Presidente de Rice University. Bajo su dirección se han realizado importantes proyectos de renovación en el campus, basado en la nueva visión de esta universidad

del gas. “Durante la última década el predominio de Rusia ha sido una influencia devastadora en Europa y amenaza con extenderse aún más”, destacó el conferencista. Puntualizó que con precios muy por debajo de los derivados de petróleo, el gas natural tendrá indiscutiblemente un rol fundamental en el suministro mundial de energía y se moverá para convertirse en el combustible principal de la economía mundial. Mark Williams, de Boston Uni-

versity School of Management, expuso el tema “Finanzas y Manejo de Riesgos: Lehman Brothers – un Caso de Estudio”, en la que enfatizó que las empresas deben asumir riesgos, una regla de oro en los negocios, válida para todas las industrias. “El sector de la energía no es la excepción”, afirmó. Para Williams la gran crisis de crédito de 2008 fue también un duro recordatorio de que las finanzas y las prácticas de gestión de riesgos están estrechamente

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...In Situ vinculadas. “Las empresas se basan en los principios de financiación para obtener beneficios y en las técnicas de gestión de riesgos para medir, monitorear y controlar adecuadamente los riesgos indeseables. La quiebra del banco inversor Lehman Brothers, entre otras entidades, evidenció que el delicado equilibrio entre finanzas y gestión del riesgo no se ha mantenido. Puntualizó que sólo las empresas que entienden la importancia de equilibrar la búsqueda de ganancias con la gestión de riesgos estará en mejor posición para evitar costosos errores financieros. Bruce Crager, Director de Gestión de Endeavor, cerró el programa de la mañana con una presentación que ilustró ampliamente el desarrollo en la aplicación de los sistemas de producción offshore móviles -MOPS por sus siglas

William P. “Bill” Utt, Chairman, Presidente y CEO de KBR, tuvo a cargo la conferencia magistral

El experto en finanzas Mark Williams enfatizó la importancia de equilibrar la búsqueda de ganancias con la gestión de riesgos

proyectos, tanto en Japón como en 70 países de todo el mundo. La corporación tiene presente que el mundo está cambiando rápidamente, de allí que en se esfuerce en sobresalir, trascendiendo el ámbito convencional para contribuir a maximizar la eficacia de los planes de negocio de sus clientes. El modelo de trabajo de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC), con el enfoque actual principalmente en el área de plantas de hidrocarburos, se ampliará más allá de la infraestructura de petróleo y gas para responder al rápido crecimiento de la economía asiática, advirtió Tange. Terri Ivers por su parte, habló del nuevo paradigma de los mercados emergentes al referirse al alcance del establecimieto de un joint venture entre AMEC, empresa de servicios de consultoría y manejo de proyectos de proyectos para la industria mundial de petróleo y gas, energía y procesos y Paragon Angola. Las estrategias de AMEC, dijo, se han enfocado en maximizar el contenido local, manteniendo el equilibrio entre las necesidades de los operadores internacionales del petróleo y de gas y de la compañía petrolera nacional,

en inglés- en campos de petróleo y gas, además de proporcionar datos sobre el crecimiento futuro de estos sistemas en el mercado global. Martin J. Van Sickels, Executive Director y President de MVS Consulting; y J.P. Chevriere, Annual Forum Chair y President de Transmar Consult; flanquean a Sjoerd Hoekstra, Project Manager de SBM Atlantia

Localizada en un sector cultural en el Centro de Houston, Rice University es reconocida por su excelencia académica y la belleza de sus espacios

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Negocios en un nuevo tiempo La sesión de la tarde estuvo conformada por las presentaciones “Invertir en el Futuro - Programa de Crecimiento Continuo”, de Sei Tange, Vicepresidente Ejecutivo de JGC Corporation; “Angola – negocios inusuales: un nuevo paradigma para el éxito de la industria mundial del petróleo y gas”, de Terrance “Terri” Ivers, Presidente de AMEC Americas Oil & Gas; y “Procura y Suministro en tiempos de recuperación global”, de Jim Scotti, Vicepresidente Senior y Chief Procurement Officer de Fluor Corporation. El desafío para una empresa de ingeniería y construcción tradicional es ampliar sus servicios y servir de manera óptima el mercado. La fórmula aplicada con éxito por la japonesa JGC, es un innovador enfoque de negocios que le ha permitido participar en más de 20.000

Para Sei Tange, Vicepresidente Ejecutivo de JGC Corporation, las empresas de ingeniería y construcción tiene el reto de responder de forma óptima al mercado

y apoyar la sostenibilidad a largo plazo mediante enfoques innovadores para la transferencia de tecnología y la formación de ingenieros y diseñadores locales. Jim Scotti compartió su visión del mercado actual de materiales y los elementos asociados con el proceso de cadenas de suministro para proyectos de capital, que propició el debate sobre el ejercicio de procura y cómo Fluor demuestra su compromiso de mejorar la cadena de suministro y las oportunidades de formación de futuros líderes de procura para la industria.

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In Situ

Caterpillar Engine Conference

El éxito del cliente como prioridad

ajo el lema “El éxito del cliente como prioridad” la empresa Caterpillar desarrolló una gira de presentaciones con el objetivo de compartir información de primera mano de lo que está aconteciendo en la industria del petróleo, que incluyó a las ciudades de Denver, Houston y Pittsburg, los días 21, 23 y 29 de Septiembre, respectivamente. La agenda de estos eventos se centró en los principales negocios de Caterpillar y productos más recientes, así como en

Durante la cena ofrecida a representantes de medios especializados, Jorge Zajia, Editor de Petroleum; Jenna Janik, Caterpillar Marine & Petroleum Communications; Brent Haight, Editor & Publisher de Diesel & Gas Turbine Worldwide; y Ricardo Soto, Director de Mercadeo, Petroleum

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Dave Noelken, General Manager de Caterpillar Global Petroleum, abrió el programa de conferencias

tópicos generales, como visión global de la industria del petróleo y gas, impacto de las legislaciones actuales y futuras en materia de cambio climático, y mitos sobre la “energía verde”. Adicionalmente los participantes tuvieron la oportunidad de interactuar en una muestra con los productos, servicios y software que ofrece la compañía, entre ellos “My Tools”, que brinda acceso a herramientas como SISweb y Partstore, un servicio de adiestramiento que provee además información sobre los motores, reportes de seguridad y literatura; Gas Engine Ratings Pro (GERP); Entrenamiento Online; Servicio de Soporte en Línea; Remanufatura e Introducción a la Próxima Generación de Clasificaciones Guía. Dave Noelken, General Manager de Caterpillar Global Petroleum, inició el ciclo de presentaciones con una charla titulada “Generations Ahead”, en la que enfatizó el compromiso de Caterpillar de seguir contribuyendo al progreso de la industria de petróleo y gas en todo el mundo, con una completa gama de tecnologías, productos y servicios líderes en el mercado y una amplia red de soporte para clientes en los segmentos de perforación, producción, servicio de pozos y compresión de gas. Con su sede central en Houston, Caterpillar Global Petroleum concentra to-

das las actividades de ventas y servicios de motores CAT. Por más de ocho décadas la firma ha fabricado motores para yacimientos petrolíferos, ofreciendo soluciones de primera calidad y cumpliendo con todos los estándares en materia de seguridad y protección ambiental. El programa general contó también con la presentación de Bruce Miller, Senior Consultant de ODS Petrodata, una firma especializada en energía, que ofrece a las compañías del sector una fuente autorizada de datos e investigación de mercado con predicciones acertadas sobre las principales actividades, incluyendo perforación, construcción y desarrollo de campos. Miller aportó datos sobre la oferta y demanda de plataformas flotantes y elevadizas y una perspectiva del mercado de plataformas de perforación, incluyendo Wayne Longer enfocó su charla en las aplicaciones de la línea de productos Cat® CM

Bruce Miller, Consultor de ODS Petrodata, habló de las persepectivas del mercado de plataformas de perforación

Jason Nelson

David Pursell

el segmento de equipos para aguas intermedias y aguas profundas. Prosiguieron en orden de intervención Wayne Longer, Major Accounts Manager de Ventas y Soporte de Producto de Caterpillar Global Petroleum, con la charla titulada “¿Por qué usar la línea de productos Cat® CM?”; Robert Bryce, Investigador Principal del Center for Energy Policy and the Environment y el Manhattan Institute, con el tema “Mitos de la “Energía Verde”; Jason Nelson, Americas Region Product Support Manager de Caterpillar, quien aportó una completa visión de los Productos, Aplicaciones, Piezas y Servicios y Soporte globales. Asimismo, David Pursell, Jefe de Investigación Macro de Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, habló del Mercado del Gas Natural desde la perspectiva de los cambios derivados del desarrollo de shale plays en Estados Unidos. Brady Winkleman, Stationary Engine Emissions Specialist Global Regulatory Affairs de Caterpillar, se enfocó en el tema de las Emisiones y las expectativas en torno a las nuevas regulaciones para los motores de gasolina y diesel; mientras CJ (Chuch)

Griffith, Product Definition Manager, Offshore Drilling, Offshore Production, Large Land Production Generator Sets Caterpillar Inc., explicó por qué elegir los sets de generadores Caterpillar. El tema de Compresión de Gas fue desarrollado por Edward Porras, de la División Global Petroleum Engine, quien aportó una completa visión de las opciones que la compañía ofrece en este campo, adaptadas a cualquier aplicación y requisitos específicos en cualquier parte del mundo. Por su parte Garret Sprouse, Account Manager Global Petroleum Major Accounts Group Caterpillar, cerró el ciclo

Garrett Sprouse

Brady Winkleman

de conferencias con una presentación sobre Servicios a Pozos en la que profundizó en la oferta de productos para estimulación, cementación y reparación de pozos en lugares peligrosos, y el desarrollo de nuevos productos.

Líder en tecnologías confiables Durante el desarrollo de la conferencia, fue enfatizada la filosofía de gestión que ha hecho de Caterpillar la primera elección en soluciones para la industria petrolera.

Edward Porras

C.J. (Chuck) Griffith Ryan Roudebush, dictó la parte de onshore de Why Choose a Petroleum Generator Set

Como líder mundial en tecnología diversa el grupo cuenta con las personas, los procesos, las herramientas y las inversiones para entregar la calidad, fiabilidad y la durabilidad que los clientes esperan, apoyados en cientos de distribuidores en el mundo, para responder rápidamente a sus necesidades. Específicamente para la industria de petróleo y gas, brinda una amplia gama de productos con aplicaciones en compresión de gas, perforación y producción en tierra y costafuera, mantenimiento de pozos, equipos de perforación para reparación, acondicionamiento mecánico para grúas, bombas de incendios, fracturación, bombas, set de generadores y módulos energéticos. Para mayores detalles sobre productos, aplicaciones y servicios visite: catoilandgas. cat.com

Mitos de la Energía Verde Robert Bryce, columnista y miembro del Center for Energy Policy and the Environment y el Manhattan Institute, compartió con la audiencia algunas de los planteamientos y conclusiones formuladas en su libro “Hambrientos de poder: Los mitos de la energía verde”, en el cual exhorta a analizar los equívocos más comunes respecto a este tema. La promesa del “empleo verde” y un “futuro energético limpio” ha despertado el interés de la mayoría de los ciudadanos, sin embargo esta visión amerita una mayor revisión. “No podemos abandonar los combustibles fósiles porque ellos

proporcionan la energía que necesitamos”, sostiene Bryce, quien contradiciendo argumentos a favor de las renovables afirma que estas “no son limpias, que las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 no funcionan y que Estados Unidos es líder en eficiencia energética. También traza el increíble crecimiento de los combustibles del futuro: el gas natural y la energía nuclear. Bryce ha escrito sobre el negocio de la energía durante dos décadas sus artículos han sido publicados en los diarios The Wall Street Journal, The Nation, The Atlantic Monthly y el Washington Post.

Robert Bryce

Bryce es además un versado orador, que regularmente es invitado a eventos y conferencias de gremios profesionales y universidades, así como también en programas de televisión y radio. OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

E&P

En servicio nueva planta de lodos de Halliburton en Colombia La compañía de servicios petroleros inauguró el 30 de Septiembre su nuevo Centro de Operaciones en Yopal, capital del departamento de Casanare. Desde allí atenderá las necesidades de manejo y tratamiento de fluidos, así como cortes base aceite del área y del país

Materializando un esfuerzo de inversión

importante, vinculado al desarrollo de nuevas tecnologías de procesos limpios, Halliburton puso en servicio una planta de almacenamiento, acondicionamiento y tratamiento de fluidos (LMP) y una unidad de tratamiento termo mecánico de limpieza de cortes (TCC), que conforman el nuevo Centro de Operaciones de la compañía en Yopal. La operación de estas nuevas facilidades constituye una iniciativa pionera en materia de desarrollo tecnológico en Latinoamérica, y el primer proyecto de la compañía en el manejo de procesos integrales a nivel mundial, destacaron ejecutivos de Halliburton Latin America. Todos los fluidos transferidos desde y hacia la planta LMP y facilidades de almacenamiento, cumplen rigurosas normas de seguridad y contabilización en cada etapa del proceso. Los usos de este tipo de planta son: mezcla y/o combinación de petróleo y fluidos base o sintéticos, mezcla de fluidos

Unidad de tratamiento termo mecánico de limpieza de cortes (TCC)

base agua, mezcla y/o combinación de salmueras, y carga o descarga de materiales y fluidos base en gran cantidad.

Planta LMP La planta LMP está localizada en un área operacional de aproximadamente 2.000 m2. La capacidad de almacenamiento de cada uno de sus tanques es de 500 barriles para un total de 14 mil barriles de lodos, agua y fluidos base. La planta tiene 32 tanques verticales – 24 para lodos y 6 para agua y fluidos base- y dos tanques horizontales para mezclas. Adicionalmente posee equipos para el control de sólidos y acondicionamiento de lodos. Puede almacenar fluidos de hasta 17 ppg de peso.

Unidad TCC

Planta de almacenamiento, acondicionamiento y tratamiento de fluidos (LMP)

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Esta unidad está diseñada para procesar los desechos de perforación, como los típicos cortes, lodos derramados o utilizados, de manera amigable con el ambiente. El sistema TCC elimina la necesidad y costos asociados de transferir los cortes

desde una plataforma de perforación en tierra hacia una facilidad de tratamiento, garantizando el mínimo impacto ambiental.

Creación de valor sostenible Como una de las compañías proveedoras de servicios y productos para la industria energética más grandes del mundo, Halliburton está presente en más de 70 países, supliendo servicios en las áreas de Localización de hidrocarburos y manejo de la información geológica, Perforación y evaluación de formación y Completación y optimización de producción durante la vida del campo. En Colombia la compañía tiene ya más seis décadas de actividad y experiencia, respaldando el desarrollo del sector de hidrocarburos del país. Con la apuesta en marcha de este nuevo centro de operaciones, reafirma su compromiso de crear valor sostenible proporcionando productos y servicios de excelencia para ayudar a sus clientes a maximizar la producción y recuperación, incorporar reservas en áreas de difícil acceso y mejorar la eficiencia operacional.

Sistema sísmico basado en boyas

ION relanza el VectorSeis Ocean II

Se trata de la segunda generación de su plataforma de adquisición por cable en el fondo oceánico (OBC), VectorSeis® Ocean II (VSO II)

Por años la plataforma original VectorSeis Ocean (VSO), de la

compañía líder en soluciones sísmicas ION Geophysical Corporation, ha acumulado un historial comprobado en la entrega de datos sísmicos con la más alta resolución. Ahora, la segunda generación del sistema VSO II de onda total aprovecha el sensor acelerómetro digital VectorSeis para registrar con extenso ancho de banda, datos de sísmica multicomponente (4C) con fidelidad vectorial superior, capturando un contenido de mayor frecuencia, tanto en la baja como alta frecuencia final del espectro. VSO II incluye capacidades avanzadas que mejoran la eficiencia operativa del sistema y aún más las ventajas en salud, seguridad y medio ambiente (HSE) en relación a los sistemas convencionales en el fondo oceánico. Entre las mejoras destaca la grabación continua, que optimiza la eficiencia operativa al superar las interrupciones en la adquisición de datos debido a la transmisión de radio intermitente en áreas obstruidas o congestionadas; mediciones de diagnóstico avanzadas y herramientas de reportes consolidados que incrementan la productividad mediante el mantenimiento racionalizado y el aislamiento de fallas de cables y nodos sensores; y el mejoramiento de la potencia del sistema, lo que aumenta el tiempo de grabación disponible. VSO II sigue siendo un sistema de grabación basado en boyas, que supera limitaciones en el diseño de sistemas convencionales en el fondo marino al eliminar la necesidad de un buque dedicado a la grabación, reduciendo así los requerimientos de mano de obra, la complejidad operativa, y la huella ambiental. Inter-arreglos de cables de arranque permiten a la línea receptora pasar por segmentos cortos de línea y evitar obstáculos. Su diseño le permite operar en aguas profundas que exceden los 1.000 metros con equipos de manejo adecuado. En combinación con el sistema de control y comando Gator®, VSO II automatiza y simplifica la navegación de embarcaciones, el posicionamiento extendido, el manejo de datos, y el control de calidad del flujo de trabajo durante la adquisición sísmica. OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

...E&P

Ecopetrol tras el incremento del recobro en el campo Tibú

El reto en este campo maduro será aumentar 12 veces los niveles de producción para incorporar 106,9 millones de barriles en reservas

Como parte de la meta de producción de

un millón de barriles de crudo de Colombia hacia el 2015, se inscribe el proyecto de reactivación del campo maduro Tibú, ubicado en la cuenca del Catatumbo, al norte de Cúcuta, en el departamento de Norte de Santander, frontera con Venezuela, donde Ecopetrol planea incrementar doce veces la capacidad actual de producción. Tibú, produce 1.880 barriles de petróleo por día (bpd) y la estatal colombiana proyecta incrementar su nivel de producción a 26.800 bpd en el 2015 e incorporar 106,9 millones de barriles de reservas al 2034. Con base en los pronósticos de producción actualizados, Ecopetrol inverti-

El cambio extremo en el campo Tibú pasa por darle un impulso adicional a la inyección de agua, reactivada en 2008 y que debe alcanzar para 2015 los 145.000 barriles día

rá en este campo US$849 millones. El Tibú tiene más de 70 años de producción y desde 1998 no se le había vuelto hacer sísmica. En los dos años y medio de ejecución del proyecto de reactivación para aumentar su producción, Ecopetrol junto a Petrobras Colombia adelantaron diversas actividades en dos fases, que consistieron en la recolección y análisis de información del campo, sísmica de desarrollo 3D, estudios integrados y reacondicionamiento y mantenimiento de pozos, entre otras. Quedó pendiente la tercera fase que consiste en

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OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

la perforación de pozos que desde Mayo asumió Ecopetrol exclusivamente, tras la finalización del contrato de colaboración empresarial con la subsidiaria brasileña. Los esfuerzos de análisis previos revelaron que el desarrollo del campo había que centrarlo en la formación Barco, donde está su yacimiento principal, que cuenta con el 80% de las reservas remanentes. Barco aumentará su factor de recobro a la misma tasa del campo en su totalidad, es decir, 29%. “Hay unas reservas en el subsuelo que no han sido drenadas o explotadas, al hacer dicha explotación mediante la perforación de pozos, workover y conversiones, incrementaremos el factor de recobro”, explicó Edward Alfonso Ribero, Superintendente de Operaciones en Tibú. Aun cuando Barco es el mayor objetivo, también existen buenas perspectivas para el cretáceo, la otra formación del campo, que aunque con menos reservas, también hará su aporte en el plan de desarrollo. Para el recobro mejorado en el cretáceo se logrado con el reacondicionamiento y cambio del sistema de levantamiento de pozos existentes y con la perforación de pozos en un bloque nuevo identificado con sísmica 3D. Las inversiones contemplan la ampliación, construcción y optimización de las facilidades de recolección, separación y tratamiento de fluidos e inyección de agua, así como la ampliación de la infraestructura eléctrica; lo que permitirá manejar los volúmenes proyectados de petróleo y agua. Se perforarán 258 pozos, de los cuales 215 serán productores y 43 inyectores. Adicionalmente, se reactivarán 60 pozos productores y 66 inyectores; 95 pozos pasan de productores a inyectores y dos de inyectores a productores.

Baker Hughes abre centro de desarrollo y pruebas de sistemas ESP en Brasil B

Ubicada en Macae, Brasil, la facilidad ofrece un pozo de prueba avanzada para sistemas ESP que garanticen el diseño y la integridad de instalaciones en aplicaciones submarinas y en aguas profundas

aker Hughes anunció que está construyendo un centro avanzado de desarrollo y pruebas de sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP) en Macaé, Brasil. La nueva facilidad - cuyos trabajos concluirán a finales de año - es diseñada para evaluar completaciones de sistemas ESP submarinas y en aguas profundas, antes de realizarse en aguas costafuera de Brasil. La tecnología ESP es fundamental para impulsar la producción de los campos ultra-profundos de Brasil sobre todo los yacimientos de crudos pesados del país. Pruebas extensivas de pre-calificación de estos sistemas complejos son necesarias para verificar la integridad mecánica, hidráulica y eléctrica de las soluciones ESP para cada aplicación específica. Los

altos costos de intervención asociados a los proyectos en aguas profundas también llevan a requerir pruebas para confirmar la integración apropiada de cada componente del sistema. Estas pruebas permiten al personal de servicios de campo manejar los asuntos de despliegue y familiarizarse con los procedimientos de instalación antes de las actividades marítimas. El centro en Macaé ofrece un pozo de prueba para evaluar la integración de sistemas con la simulación con cable eléctrico de sistemas ESP capaces de manejar hasta 86.000 barriles por día y presiones máximas de superficie de 5.000 psi. El pozo de prueba es equipado con unidades de control en superficie de velocidad variable -bajo y medio voltaje- de Baker Hughes,

con la finalidad de controlar el sistema ESP hoyo abajo. Una sala de control ajustable recoge y muestra los datos en tiempo real provenientes del sistema ESP, incluyendo la tasa de flujo, temperatura, torque, presión, vibración y parámetros eléctricos. “El centro mejora nuestra capacidad de comprometernos completamente con nuestros clientes en Brasil en el diseño, prueba y proceso de instalación”, dijo Mauricio Figueiredo, Director Gerente de Baker Hughes en Brasil. “Todos los proyectos en aguas profundas requieren el diseño de un sistema de producción único y complejo, y esta facilidad nos permite mitigar el riesgo y maximizar la producción mediante la calificación de todos los componentes del sistema antes de su despliegue en el pozo.”

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...E&P

Brasil amplía frontera marítima del área pre-sal El país incorpora un área de 960.000 km2. La medida, que no cuenta con el aval de la ONU, amplía los derechos de Brasil para la exploración de petróleo y gas

Brasil decidió no esperar el apoyo de la

Organización de Naciones Unidas, ONU, para expandir más allá de 200 millas náuticas los límites de su soberanía sobre los recursos minerales tales como petróleo y gas en el lecho marino. Una resolución ministerial publicada el pasado 3 de Septiembre, establece que cualquier nación o empresa que desee realizar prospección de recursos minerales en la Plataforma Continental brasileña tendrá que pedir permiso al Gobierno. La decisión se adoptará tras consultar con Petrobras. El cambio le permite incorporar al país unos 960.000 km2, casi cuatro veces el estado de Sao Paulo al área de soberanía nacional, actualmente

cerca de 3,5 millones de km2. Es una zona codiciada debido a la posible existencia de nuevas reservas de petróleo en el área del pre-sal.

Derecho del mar La Convención de Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982, abre la brecha para que los países reivindiquen derechos sobre el mar hasta 350 millas náuticas desde su costa. Más adelante de la Zona Económica Exclusiva de 200 millas. Para esta incorporación, los países signatarios de la Convención deben entregar a la ONU un mapa de su plataforma continental, una especie

La propuesta de cambio de Brasil en su plataforma continental (Diario Folha)

de extensión submarina del territorio soberano. Brasil encaminó esta petición a la ONU en 2004, pero tres años más tarde, la organización rechazó la propuesta, después de cuestionamientos de los EE.UU. Entonces, la ONU ordenó al Gobierno brasileño reformular la petición. La ONU no ha aceptado incluir 190.000 km 2 distribuidos desde el Amazonas hasta el sur del país. Brasil no estuvo de acuerdo y tiene previsto presentar la nueva propuesta antes de 2012. Sin embargo, la CIRM (Comisión Interministerial para los Recursos del Mar) estima que el país no necesita esperar el sello de la ONU. Ahora le toca a la ANP (Agencia Nacional de Petróleo) decidir sobre la prospección de recursos minerales en la zona. Un decreto de 1988 y una ley de 1993 establecen que cualquier prospección en la plataforma continental sólo podía ser hecha por otras naciones con autorización del Gobierno y vigilancia de la Armada, y que Brasil ejerce derechos de soberanía sobre ésta para fines de explotación de recursos naturales. 16

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Escenario

Liquids Rise to the Top Houston, 18 Agosto, 2010

Conference

Pete Stark, Vicepresidente de IHS CERA y Bob Fryklund, Vice Presidente de Relaciones de la Industria de IHS Energy, durante la primera sesión del programa de conferencias de NAPE, cuya bienvenida estuvo a cargo de Robin Forte, Vicepresidente Ejecutivo de NAPE Expo (extremo derecho)

n Agosto pasado, NAPE sobresalió al haber sumado a su programa una actividad de alto nivel, la NAPE Conference, realizada el miércoles 18, en el Hilton Americas de Houston, un día antes del inicio del Summer NAPE Expo, celebrado el 19 y 20, en el George R. Brown Convention Center. Patrocinada por IHS, la conferencia reunió a destacados líderes de la industria para debatir sobre temas cruciales para el futuro de la explotación de hidrocarburos, ante una realidad impactada por un limitado acceso de capital para las empresas que, sin embargo, continúan perforando aun con menos flujo de caja. Ello está llevando a la industria a tomar preferencia por los plays de líquidos con alta tasa de retorno. De allí el tema la NAPE Conference, “Liquids Rise to the Top”: Los líquidos suben al tope.

La bienvenida

Un vendaval de lutitas

Las palabras de bienvenida estuvieron a cargo de Robin Forte, Vicepresidente Ejecutivo de NAPE Expo. “Bienvenidos a la primera conferencia NAPE de todo un día, la cual ha surgido de lo que ha sido el NAPE E&P Forum de mediodía, en nuestro programa de Febrero… prepárense para alimentarse con información crítica”. Forte subrayó el esfuerzo por agregar la Conferencia con una temática de alta calidad previo a NAPE. “Este año ha sido titulada Liquids Rise to the Top, donde muchos expertos de reconocido prestigio hablarán sobre el reequilibrio de las reservas hacia los líquidos. Nuestros temas son oportunos y de gran interés y habrá respuestas a preguntas tales como: A dónde creemos que vamos, cómo planeamos llegar allí, cuáles son las políticas y los desafíos de reglamentación en el camino, y cuáles son las nuevas tecnologías que ayudarán a hacer posible el viaje”. Para responder a estas interrogantes, destacó la “excepcional línea de oradores”, entre quienes destacó la participación de John Richels, Presidente y CEO, Devon Energy, como Keynote; y particularmente de Bruce Vincent, “quien ha estado con NAPE desde sus inicios”. Forte agradeció a IHS por su patrocinio y larga participación con NAPE y a Pete Stark, Vicepresidente de IHS, “por su trabajo y buenas ideas” para esta Conferencia.

El Vicepresidente de IHS CERA, Pete Stark, lideró la discusión del día centrada en “The Shale Gale- Ahora se trata de Gas y Petróleo” debate en el cual tanto el petróleo como el shale (lutitas) fueron temas dominantes. Aseguró que los play ricos en gas y los plays emergentes de “shale oil” (petróleo de lutita) aspiran tomar parte en la exploración y producción en Norteamérica. Particularmente los plays de “shale oil”, que involucran complejos paquetes de rocas fuente y rocas de grano fino y compacto que sirven como reservorios, - explicó- son múltiples e híbridos y constituyen una frontera en crecimiento. Respecto al futuro del gas no convencional en el país, dijo que se ha dado un giro en el juego, tras el enorme aumento en los recursos de gas de lutita con potencial para el suministro. En este sentido, aseguró que se ha dado “un cambio de la era de la escasez del suministro a uno de menor demanda, con precios fundamentalmente suaves hacia el 2012”. También dijo que constituye una gran oportunidad para facilitar la transformación hacia una energía limpia. “Los recursos de gas con más bajo contenido de carbón y con bajo costo ayudarán al crecimiento de la economía estadounidense y a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero”. Seguidamente intervino Carl Scharpf, New Ventures Manager de Apache, con OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

Carl Scharpf, Gulf Coast Exploration & New Ventures Manager de Apache Corp.

John Richels, Presidente y CEO, Devon Energy

Mark Williams, Vicepresidente de Whiting Petroleum; Brad Boyce, Executive Vicepresidente de Exploration de Cirque Resources; Pete Stark; y Tracy Evans, Presidente y COO de Denbury Resources

Whiting Petroleum, tuvo a cargo la presentación “Technology Development in the Bakken”, seguido por Brad Boyce, Vicepresidente una perspectiva de las actividades en aguas Ejecutivo de Exploración de Cirque Redel Golfo de México en la presentación sources, con una ponencia titulada “Buil“Outlook for the Deepwater Gulf of Mexico”; y ding an Oil Resource Play Portfolio”. Finalmente Tracy Evans, Presidente John Richels, Presidente y CEO, Devon Energy, quien tituló su ponencia “US y COO de Denbury Resources, habló E&P Outlook”. A pesar que el tema de la sobre el rol de la recuperación mejorada moratoria a las actividades costafuera en de crudo en campos petroleros estadouniEstados Unidos salió a relucir a lo largo de denses durante su presentación “Expanding la Conferencia, tuvo mayor énfasis durante Role for EOR”. Evans aseguró que en la mayoría estas dos presentaciones. de estos campos, alrededor del 33% del petróleo original en sitio es recuperable a Reorganización de portafolios Durante la sesión “Executive Viewpo- través de métodos primarios y secundarios, int - Reshaping Portfolios to a New Paradigm” con aumento de 50-60% con recuperación varios ejecutivos apuntaron hacia tópicos terciaria (CO2). Además de ahorrarse la que están llevando a la reorganización emisión a la atmósfera, el CO2 aumenta de los portafolios de negocio de algunas la presión en el yacimiento y permite incrementar la extracción del crudo. empresas. “La recuperación mejorada de petróMark Williams, Vicepresidente de leo con CO2 (CO2EOR) ofrece la posibilidad de almacenar importantes volúmenes de emisiones de dióxido de carbono, mientras que aumenta la producción nacional de petróleo. Existen aproximadamente 84.8 mil millones de barriles de petróleo en yacimientos en EE.UU. que podrían ser recuperados empleando el estado-del-arte de esta técnica”. En el estand de IHS: Ricardo Soto, Director de Mercadeo de Petroleum; Dijo que la técPete Stark, Vicepresidente de IHS CERA; Francesca Beaumont y Greg Willis nica ofrece producde IHS Energy 18

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ción inmediata sin necesidad de tiempos adicionales de exploración y desarrollo. “El impacto ambiental de cada barril de petróleo estadounidense recuperado con CO2-EOR, podría ser compensado con la captura y almacenamiento de carbono, frente a ninguna reducción de CO2 con petróleo importado”.

Políticas energéticas y cambios en la regulación En la tarde, una sobresaliente sesión de mesa redonda tuvo como centro de discusión las políticas energéticas y los actuales desafíos en materia de regulación en Estados Unidos. En ella intervino Bruce Vincent, Chairman de Independent Petroleum Association of America, IPAA, y Presidente de Swift Energy, acompañado por el congresista norteamericano (8° Distrito de Texas), Kevin Brady, y por Joel Noyes, Director de Relaciones Gubernamentales y Asuntos de la Industria de la IPAA, quien actuó como moderador. Sus pronunciamientos profundizaron acerca del estado actual de la política energética en Washington y el papel de la industria y de los productores independientes la hora de acercar su mensaje al Gobierno. Además de analizar los debates que están en curso en Washington sobre el tema energético, la mesa redonda fue una oportunidad para que el sector legislador, representado por el congresista Brady escuchara directamente de los oradores y asistentes la importancia y el rol que los productores del petróleo y gas desempeñan en la producción de energía de América. Bruce Vicent y Kevin Brady respondieron las preguntas de la audiencia, mientras que Joel Noyes abordó asuntos como los impuestos hasta las amenazas de

regulación. Vicent reiteró la importancia de luchar en contra de la moratoria sobre la producción costafuera que –dijo- ha sido impuesta por la administración de Obama, sin un fin claro y práctico.

Cambios en la tecnología La sesión final de la Conferencia estuvo enfocada sobre los cambios de la tecnología de cara a los desafíos en nuevos plays, y contó con la participación de varios ejecutivos de compañías líderes en servicios petroleros. David Adams, Vicepresidente de Mejoramiento de la Producción de Halliburton intervino con la presentación “Game Changing Advances in Natural Gas Production Technology”, en la cual tocó temas como los plays de gas no convencional, las innovaciones en al área de perforación, la tecnología de fracturamiento como clave para monetizar las propiedades, los avances en microsísmica y completaciones horizontales, entre otros. Asimismo tomó tiempo para hablar sobre las ventajas de los servicios CleanWave® y CleanStream® y la mezcladora avanzada de polímeros secos ADP™. Por su parte Randy LaFollette, Manager Shale Gas Technology de BJ Services, compartió la charla “Bakken Tight Oil: Update and Challenges”, en la cual describió las características del petróleo que proviene de las rocas de baja permeabilidad en la formación Bakken, los retos para el aumento de la productividad, las porosidades de las rocas y los resultados obtenidos a la fecha. Dan Jarvie, Presidente de Worldwide Geochemistry, tituló su presentación “Worldwide Shale Gas and Shale Oil Plays and Potencial”, e hizo un repaso del potencial actual de estos recursos a escala global. Aseguró que EE.UU. puede tener energía independiente a partir del gas natural “para los próximos 30, 50, incluso 100 años ...si queremos”, debido a que el gas está en el suelo y no tiene que ser generado (como el petróleo de lutita), sólo necesita ser producido y llevado al mercado. “Somos la Arabia Saudita del gas de lutita”, afirmó Jarvie, quien dijo que el país posee más de 48 sistemas de recursos de petróleo y gas proveniente de lutitas. En

En la Mesa Rendonda: el moderadorJoel Noyes, Director de Relaciones Gubernamentales y Asuntos de la Industria de la IPAA; el congresista Kevin Brady (8° Distrito de Texas) y Bruce Vincent, Presidente de Swift Energy David Adams, Vicepresidente de Mejoramiento de la Producción de Halliburton; Randy LaFollete, Manager of Shale Gas Tecnology de BJ Services; Bob Fryklund; Dan Jarvie, Presidente de Worlwide Geochemistry; y Richard Salter, VP Data and Consulting Service North America de Schlumberger El estand de Green Power estuvo muy concurrido. Allí observamos a Marcelo García y Edgar Chajid Kairuz, Gerente de Exploración, respectivamente, de Green Power; Sara Solansky, Business Development de S.E.A. (Oil & Gas Property Marketers); Luis Enrique Uribe, Presidente de Green Power; Narciso Chiquito, Presidente de GeoSpectro; y Gustavo Solorzano, Business Development Manager Latin America de SES

el ámbito internacional destacó el enorme potencial de gas de lutita en países como Arabia Saudita, Pakistán, África, China, Australia, India y Nueva Zelanda. Richard Salter, VP Data & Consulting, North America, Schlumberger, culminó la sesión con la charla “Game Changers in Geophysics”. Mencionó que a pesar que una serie de plays en lutitas han estado en producción desde hace varios años, todavía hay muchas incógnitas en la comprensión de la heterogeneidad de estos yacimientos y en el establecimiento de las mejores prácticas para el aprovechamiento de cada play en particular. Presentó una visión general de la comprensión actual que tiene la compañía acerca de varios plays en lutitas, y enfatizó que la microsísmica encabeza la lista de tecnologías que ayudan a maximizar la producción.

Más información y fotografías sobre este reportaje en: www.petroleum.com.ve

NAPE Expo Más allá de los acuerdos, contratos y alianzas de negocio celebrados durante el Summer NAPE Expo - que ocupó más de 600 estands de exhibición-, el show tuvo éxito en otro papel, el de servir como canal para apoyar a los veteranos heridos de la nación norteamericana. A través del Industry Luncheon, realizado el jueves 19 de Agosto, NAPE logró recaudar más de 1.300.000 dólares para los soldados heridos. Desde 2007 NAPE ha donado más de 1 millón de dólares para esta causa, y este objetivo creó en 2009 la NAPE American Heroes Fund, con la tarea de identificar las organizaciones merecedoras y supervisar la distribución de las contribuciones. OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

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EXPO Oil & Gas Colombia 2010 2 - 5 de Noviembre Centro de Convenciones de Cartagena de Indias, Colombia

La primera exposición industrial petrolera organizada por CAMPETROL brinda una excelente oportunidad para conocer las últimas tecnologías, desarrollos y tendencias del mercado colombiano. Se espera la asistencia de más de 2.000 personas durante los tres días del evento

l atractivo que está exhibiendo la industria petrolera en Colombia en el ámbito de los negocios sigue despertando un renovado interés en la realización de escenarios que reúnan a sus principales actores, representados por el sector empresarial, Gobierno, gremios e instituciones relacionadas. Bajo este propósito la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros CAMPETROL ha previsto realizar la primera edición de la exposición industrial petrolera Expo Oil & Gas Colombia 2010, del 2 al 5 de Noviembre de 2010 en Cartagena, Colombia. Compañías de servicios petroleros, empresas operadoras, proveedores de bienes de capital y de servicios para el sector hidrocarburos, atenderán por primera vez la Expo Oil and Gas Colombia 2010, escenario que permitirá medir el poder de convocatoria de esta industria para que sus empresas puedan presentar sus productos, bienes y servicios, y accedan a oportunidades para el establecimiento de nuevos negocios ó simplemente participen de la serie de conferencias especializadas. Más de 69 empresas han confirmado su participación en la exhibición, asimismo el evento cuenta con más 22 patrocinantes, entre los principales, la ANH, Ecopetrol, Pacific Rubiales Energy 20

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y la Embajada Comercial de EE.UU. El coctel y acto de inauguración de la Feria se llevará a cabo el 2 de Noviembre en la noche en el Teatro Heredia.

Organizador La Cámara Colombiana de Servicios Petroleros CAMPETROL, es un gremio sin fines de lucro que agrupa a las compañías dedicadas exclusiva o parcialmente al suministro de bienes y servicios al sector de hidrocarburos. CAMPETROL ha desempeñado un papel importante como ente consultor, deliberante y propositivo, reconocido por las contribuciones y aportes al sector energético y de hidrocarburos.

Sectores participantes La Expo Oil and Gas Colombia 2010 reunirá a las principales empresas vinculadas o conexas al sector petrolero colombiano e internacional, con actividades en las áreas de exploración, producción, transporte, refinación, distribución y venta de derivados, bienes y servicios conexos. Asimismo el sector gubernamental tendrá una destacada participación con pronunciamientos importantes en materia de reglamentación y políticas energéticas. Gremios y Cámaras de Comercio Binacionales tendrán igualmente presentes.

Conferencias especializadas La programación contempla una serie de conferencias especializadas con enfoque en asuntos fundamentales para el desarrollo del sector, sobre los siguientes temas: Crudos pesados, Offshore, Refinerías, Tecnologías, Rondas Licitatorias y Políticas Sectoriales del Nuevo Gobierno.

Muestra Comercial La Expo Oil and Gas Colombia 2010 se estima ocupará alrededor de 1.500 mts 2 bajo techo, con múltiples estands y espacios para la muestra comercial de productos, bienes y servicios, y la proyección de las actividades de gremios y asociaciones vinculadas estrechamente al sector. Rueda de Negocios La agenda incluirá el desarrollo de ruedas de negocio donde las empresas podrán concertar citas para el establecimiento contratos y alianzas de negocio. Se estima que se desarrollarán alrededor de 400 citas de negocios durante los días del evento. Para mayor información: www.expocolombiaoilandgas.com

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Dispositivos ICD instalados en Ecuador están controlando la irrupción temprana de agua y minimizando las reservas pasadas por alto -

Edmundo Dávila, Iván Vela, Julio Pazos, Petroamazonas; Francisco Porturas, Schlumberger

Petroamazonas está explotando al máximo sus pozos horizontales en la selva amazónica de Ecuador gracias a las terminaciones que incluyen unidades de control de flujo (ICD, por sus siglas en inglés). El reconocimiento de las deficiencias de los pozos horizontales convencionales motivó a Petroamazonas a abordar de antemano, con la asistencia de Schlumberger, las cuestiones de irrupción temprana de agua y los contrastes de heterogeneidad y permeabilidad. En comparación con las terminaciones convencionales de pozos, la instalación de dispositivos ICD han demostrado que se logra un mejor desempeño de los pozos, una retraso en la potencial irrupción temprana de agua, el control de la producción de arena y una eficaz restricción de las fases altamente movibles Pozos horizontales: Los pro y los contras

Los pozos horizontales son superiores a los pozos convencionales

en cuanto a producción y recuperación; sin embargo, están expuestos a la temprana conificación de agua hacia el talón del pozo. Debido a la variación de la permeabilidad y la proximidad de trampas de agua, el agua puede irrumpir por cualquier parte del pozo (no sólo en el talón). Más aún, las terminaciones convencionales no manejan eficientemente los contrastes de heterogeneidad o de permeabilidad encontrados a lo largo de la formación. La irrupción temprana de agua reduce el potencial de recuperación

de hidrocarburos; cuando el agua irrumpe, los hidrocarburos se pasan por alto y, en consecuencia, no se pueden drenar.

¿Por qué dispositivos ICD? La ventaja clave de utilizar dispositivos ICD es que ajustan la presión, balancean el flujo a través de toda la sección horizontal del pozo, retrasan la irrupción temprana de agua y permiten un área de drenaje uniforme. La aplicación de dispositivos ICD poseen distintos objetivos: (1) obtener un perfil de influjo uniforme a lo largo del pozo, restringiendo el flujo en las zonas de alta

Figura 1 : Funcionamiento e interacción de una terminación con dispositivos ICD. Los fluidos ingresan en el filtro y fluyen en el espacio anular entre las líneas de acero axiales y la tubería base sin perforar hacia el encamisado del dispositivo ICD, antes de pasar a través de las boquillas y hacia la tubería de producción

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movilidad; estimular simultáneamente las zonas de producción baja o moderada, retardando así la irrupción de agua, (2) balancear la tasa de flujo de las fases altamente móviles mientras se favorece la fase de petróleo menos móvil y (3) ajustar la presión a lo largo de toda la sección del pozo (controlando la caída de presión). Los beneficios incluyen: • Mejor limpieza del pozo • Minimización del efecto talónpunta • Reducción de la conificación de gas y agua • Optimizando el flujo proveniente de las zonas altamente productivas

Figura 3 Terminaciones sin unidades de control de flujo ICD. La tecnología de dispositivos ICD atenúa y/o elimina el efecto talónpunta en un yacimiento homogéneo, consolidado o no. Estos dispositivos permiten que toda la sección del pozo contribuya a la producción

• Estimulación de los intervalos de baja o moderada permeabilidad

Operación y función de los ICD Los dispositivos ICD operan como se muestra en la Fig. 1. El fluido desde el reservorio fluye a través del filtro y luego entre la malla del mismo y la tubería base hacia el encamisado y luego a través de las boquillas de cerámica. Cuando el flujo entra en las boquillas, la energía potencial se transforma en energía cinética, la cual se absorbe en la cavidad principal de la camisa. Esto provoca la caída de presión entre el espacio anular y la tubería de producción. Existen diferentes tamaños de boquillas, lo cual hace posible diseñar la terminación con dispositivos ICD acorde con la geometría del pozo y la tasa de flujo. La configuración de la boquilla de los dispositivos ICD se puede efectuar de antemano o, alternativamente, se puede realizar en la locación. La malla de acero del filtro optimiza la distribución del tamaño de las

Figura 2: Ubicación de los campos principales: campos Paka Sur y Edén Yuturi, ubicados en la Cuenca Oriente del Amazonas Ecuatoriano.

partículas del material de puenteo y se utiliza para el control de la producción de arena. Para proveer la solución de terminación óptima para un yacimiento específico, se deben investigar varias configuraciones y escenarios de los dispositivos ICD. El modelado a través del análisis Nodal es la manera más eficiente en tiempo y más económicamente efectiva de simular distintos escenarios de terminación, además de permitir una selección cuidadosa entre varias opciones de diseños de terminación, minimizando la incertidumbre. El análisis Nodal predice qué sucederá en un escenario de pronóstico/validación y el mejor caso es utilizado como dato de entrada en un simulador dinámico del yacimiento.

Bloque 15, Ecuador El Boque 15 en la Cuenca Oriente del Ecuador se compone de dos campos principales: Paka Sur y Eden Yuturi (Fig. 2). Ambos son yacimientos clásticos cuyos sistemas roca-fluido presentan propiedades variables. Esta cuenca forma parte de los sistemas de drenaje del Río Amazonas y cubre un área de aproximadamente 80.000 km2, y es muy prolífica en la producción de petróleo y gas. Los desafíos que presenta el yacimiento en el Bloque 15 incluyen fricciones ocasionadas por el efecto talónpunta y el contraste de permeabilidades. Además, partes de los pozos están posicionadas cerca del contacto aguapetróleo y están expuestas a una irrupción temprana de agua (Fig. 3a). En un yacimiento heterogéneo cuya roca exhibe propiedades variables, que posee capas de alta permeabilidad, presenta compartimentalización y cuya descripción es incierta, las terminaciones convencionales son propensas a un drenaje preferencial a lo largo de zonas ladronas con capas de alta permeabilidad. Esto se traduce en un drenaje no uniforme del yacimiento y en un barrido no eficiente del área el cual deja reservas pasadas por alto (Fig. 3). 8 OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

...Tecnología

Figura 4: Arquitectura final de la terminación con dispositivos ICD instalados en el pozo, el cual fue terminado frente una formación consolidada. La terminación con dispositivos ICD ha mostrado un mejor desempeño que el de una terminación convencional

Simulación con dispositivos ICD en el Bloque 15

Terminación del pozo

Debido al espesor del yacimiento, la columna de petróleo y el fuerte empuje de agua, se seleccionaron pozos horizontales para ser terminados con dispositivos ICD, en lugar del pozo desviado convencional. Inicialmente, se consideraron varios escenarios de simulación posibles con el objeto de evaluar el desempeño de los dispositivos ICD versus el de una terminación convencional. Se evaluaron las respuestas para un pozo y luego se colocaron los dispositivos frente a una formación consolidada. Las simulaciones se llevaron a cabo con un simulador hidráulico de análisis Nodal para comparar el desempeño de una terminación con filtros convencionales versus el de una terminación con dispositivos ICD. Se optó por enfoque muy conservador, tomando como criterio de selección la comparación de la interacción entre la presión, la contribución de flujo del yacimiento al pozo y la reducción del corte de agua. El resultado mostró una eficiente demora de la irrupción de agua (dondequiera que fuese) y una producción mejorada. El corte de agua se redujo de cerca del 74% (terminación convencional) a alrededor del 30% utilizando dispositivos ICD en la terminación final. Se escogió ICDs con un encamisado desmontable para permitir la calibración con los datos en tiempo real y ajuste final, previo a la instalación del equipo de terminación.

El pozo en cuestión fue el primer pozo horizontal terminado con dispositivos ICD en una formación consolidada en el Bloque 15. El posicionamiento preciso del pozo, la navegación del mismo y los datos de geocontrol en tiempo real, permitieron a los ingenieros revisar y calibrar el caso base de modelado con dispositivos ICD y verificar la terminación definitiva con tales dispositivos. La configuración y el tamaño de las boquillas de los dispositivos ICD fueron perfeccionados y reconfigurados en el sitio del pozo antes de bajar al mismo el dispositivo ICD completamente ajustable. La Fig. 4 muestra el diagrama de terminación final con ICDs y empaquetadores. Los empacadores minimizan el flujo anular y los riesgos de: erosión y taponamiento de los filtros. La simulación de la irrupción de agua en la terminación con dispositivos ICD, mostró una disminución significativa del corte de agua en comparación con la obtenida en una terminación convencional.

Perforación con control geológico La herramienta clave de geo-navegación y adquisición de registros durante la perforación (LWD), en la formación consolidada es un delineador de bordes de capa con capacidad de navegación dentro del yacimiento. La herramienta efectúa una medición direccional profunda de 360 grados y altamente sensible a los contrastes de la formación, además de poseer la capacidad de mostrar la orientación de los bordes hasta 21 pies de distancia desde la pared del pozo. Para ello utiliza una combinación de última tecnología con bobinado inclinado y frecuencias y espaciamientos múltiples. 26

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Desempeño del pozo La instalación de dispositivos ICD frente a la formación consolidada ha demostrado un mejor desempeño que el obtenido con una terminación convencional, reduciendo el corte de agua, balanceando el flujo, monitoreando la presión y demorando la potencial irrupción temprana de agua. La eficiente operación del campo fue posible gracias a la simulación temprana de distintos escenarios y casos base con dispositivos ICD. Se utilizó la opción de encamisado desmontable del dispositivo ICD y los datos en tiempo real facilitaron el refinamiento del tamaño de la boquilla a utilizar con los dispositivos ICD totalmente ajustables en lugar de utilizar configuraciones fijas. La exitosa instalación de dispositivos ICD, motivó a Petroamazonas a aplicar esta tecnología en otros campos.

*Marca de Schlumberger

Eventos

Cámara Petrolera de Venezuela auspició foro sobre Inversiones en el Oriente Las multinacionales Chevron, Eni, Odebrecht y Repsol presentaron sus portafolios de proyectos en el oriente de Venezuela, bajo el compromiso de colaborar con el desarrollo sustentable del país en materia social, económica y empresarial, a través del fomento de la educación, conservación del medio ambiente y una significativa generación de nuevos empleos

El Capítulo Anzoátegui de la Cámara

Petrolera de Venezuela llevó a cabo el 8 de Septiembre en el Hotel Punta Palma de Lechería, estado Anzoátegui, el Foro “Portafolio de Proyectos y Planes de Inversión en Oriente”, donde representantes de empresas internacionales como Chevron, Eni Venezuela, Repsol y Odebrecht dieron a conocer las obras que ejecutarán junto a Pdvsa y empresas mixtas en la Faja Petrolífera del Orinoco y costa afuera, durante los próximos años. En sus palabras de bienvenida Mauricio Canard, Presidente de la Cámara Petrolera, recordó en que la región oriental ocupa el 70% de la inversión petrolera del país, razón por la cual sigue siendo centro de atracción para las compañías trasnacionales. “El objetivo es que a través de éstas se fomente la participación del empresariado nacional en el proceso de apertura petrolera y brindar el mayor apoyo operacional para que el valor agregado sea de alto nivel”, dijo el vocero del ente gremial, a pesar que durante 2009 y principios de 2010, las contratistas de Petróleos de Venezuela presentaron retrasos en el pago de sus servicios. Explicó que los proyectos en la faja son a través de las mixtas, y “la presencia de estas trasnacionales en la zona es garantía del éxito; lo importante es que estamos positivos frente a estas nuevas oportunidades”. Acto seguido, el foro fue instalado por José Ramón Arias, Presidente de PDVSA Ingeniería y Construcción, quien presentó detalles del actual Plan Siembra 28

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Petrolera el cual contempla la ejecución Alexis Medina, Presidente del Capítulo Anzoátegui de la Cámara Petrolera de Venezuela; Ramiro Páez, Director de la Unidad de Negocios de Repsol; de 88 macro proyec- Ramón Arias, Presidente de PDVSA Ingeniería y Construcción; Mauricio Catos hasta 2021“, cuya nard, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela; Mario Castillo, Directivo de la Cámara Petrolera Capítulo Anzoátegui; y Francisco Penteado, ejecución –dijo- re- Director Superintendente de Odebrecht quiere de un estimado de unas 600 millones de horas /hom- borar con el desarrollo sustentable del país bre en ingeniería y servicios y de allí la en materia social, económica y empresanecesidad de realizar “alianzas con algu- rial, a través del fomento de la educación, nas empresas internacionales, en las que consolidación de la salud, conservación Pdvsa sea el motor”. del medio ambiente y una significativa “Aún con la capacidad y recursos que generación de nuevos empleos. tenemos, no hay manera de cumplir esta El Presidente en América Latina de meta si no damos cabida a algunas em- Chevron, Wes Lohec, destacó la partipresas internacionales que trabajen con cipación de la compañía en Petropiar y nosotros”. Petroindependencia, esta última adjudiArias cerró el acto de instalación in- cada este año para la producción de cruvitando a las empresas a “tener confian- do. Ambos proyectos tienen una inversión za en el país y en el trabajo que está y de $3,4 millones, aunque aún no ha sido va a hacer PDVSA Ingeniería y Cons- definida la fecha de arranque. trucción”. Para Lohec, Venezuela es una excelente oportunidad de inversión. “El mejor Portafolio en el Oriente ejemplo es haber ganado la licitación de Las multinacionales Chevron, Eni, estos grandes planes con los que estareOdebrecht y Repsol presentaron sus nue- mos aquí durante décadas”. vas adjudicaciones en el oriente del país, Livio Burbi, Presidente de Eni en dentro de las que destacan planes de ex- Venezuela, explicó que esta empresa pansión para la producción de crudo en tendrá 40% de participación en Junín 5, los estados Sucre y Monagas, explotación en la Faja del Orinoco, donde se prevé de gas en la plataforma Delta Caribe, la producir en una primera fase 175.000 conversión profunda de la Refinería de barriles diarios de crudo pesado, con una Puerto la Cruz, en paralelo con un pro- inversión de $ 7.300 millones de cinco a grama de capacitación para artesanos de seis años. la zona, desarrollo de campos gasíferos en Indicó que para cumplir las metas de la ciudad de Anaco y la licencia de explo- los nuevos proyectos en el oriente veneración de gas en el Golfo de Paria, entre zolano, es necesario “que tengan un eleotros, que iniciarán a partir de 2011. vado contenido de personal y contratistas Estos portafolios de proyectos fueron nacionales, y que mantengamos sinergia presentados bajo el compromiso de cola- con las instituciones del Estado”.

Warehouse

Schlumberger: Nuevos productos y servicios En el marco de la 2010 SPE Annual Technology Conference, ATCE, celebrada en Florencia, Italia, la firma lanzó un sistema de pruebas y un software para manejo de reservas. Asimismo anunció la intergración de sus servicios de producción con los de coiled tubing Merak Peep 2010: Mejoras en la integración y personalización de capacidades ACTive PS

El software Merak Peep 2010 fue el pri-

mer servicio que presentó la compañía, el cual está diseñado para manejo y planificación de reservas. La versión 2010 provee una completa y renovada aplicación que le permite a los clientes responder proactivamente a las complejas condiciones operacionales. Fue desarrollado en colaboración con 15 compañías de petróleo y gas, majors, nacionales e independientes. Los aportes de diversos grupos de clientes permitieron realizar mejoras considerables que incluyen mayor integración y personalización de sus capacidades. Estudios de investigación a profundidad contribuyeron significativamente a mejorar, en algunos casos a reducir, el tiempo para completar los flujos de trabajo de horas a minutos. Los nuevos plug-in del Merak Peep 2010 le permiten al usuario adaptarse fácilmente a los desafíos actuales y apoyar la integración de flujos de trabajo y alcanzar la productividad. Una mayor apertura de datos permite la integración completa con otras aplicaciones de las compañías, para conectar los equipos de trabajo y las operaciones con la planificación corporativa. El segundo producto que lanzó Schlumberger en el marco de la SPE-ATCE 2010 fue el Quartet, que se trata de un sistema de pruebas de yacimiento de alto desempeño, que permite a los operadores aislar, controlar, medir y tomar muestras, todo en una sola corrida. Durante la exploración en el Golfo de Venezuela, un operador necesitó realizar una serie de pruebas hoyo abajo en pozos

con altas tasas de gas para determinar las propiedades del yacimiento. Con el sistema Quartet, ahorró cuatro días de tiempo de taladro, al tiempo que logró alcanzar sus objetivos de pruebas. Su longitud representa tan sólo un cuarto de la que tienen las configuraciones convencionales. El sistema ofrece un rango de ventajas, incluyendo 35% de reducción de la presión en la operación, 90% menos de nitrógeno, 50% menos sellos y 60% menos conexiones. Adicionalmente se han eliminado los collares de perforación y las juntas deslizantes de la sarta. El sistema Quartet lo componen cuatro tecnologías diseñadas específicamente para pruebas de yacimiento: CERTIS,

Quartet integra cuatro tecnologías de punta para efectuar pruebas de yacimiento

un sistema de aislamiento para pruebas de yacimiento de alta integridad; IRDV, válvula dual remota inteligente; CQG, medidor de cristal de cuarzo; y SCAR, un muestreador de fluido de yacimiento independiente.

Integración de servicios Schlumberger también integró sus servicios de coiled tubing y producción a través del nuevo ACTive PS, un nuevo servicio que combina telemetría en tiempo real con fibra óptica a través de las herramientas existentes de registro de producción con guaya fina. Este servicio optimiza la eficiencia del trabajo, la producción temprana, minimiza el impacto ambiental y el espacio que ocupan los equipos en el pozo. ACTive PS le permitió a ConocoPhillips eliminar un viaje por pozo, resultando en reducción de riesgo, costo y tiempo no productivo en su programa de fracturamiento y completación en pozos de gas seco. Se encuentra disponible para registros de producción con coiled tubing, incluyendo plataforma PS, una nueva generacíon de plataformas de perforación y Flow Scanner, un sistema de registro de producción para pozos desviados, estimulación, evaluación y optimización de producción. Mayor información: www.slb.com 8 OCTUBRE 2010 / No 249 / Petroleum

...Warehouse

FlowSelex™ Flowserve Corporation lanzó al mercado FlowSelex, una aplicación web diseñada para proveer acceso en tiempo real a datos actualizados continuamente, y que puede ser aplicada a los modelos más populares de bombas de la compañía

FlowSelex provee una amplia variedad

de información que van desde descripciones de tipos de bombas y parámetros de operación, hasta paquetes de aplicaciones con especificaciones personalizadas con documentación de soporte técnico. Con un diseño amigable e intuitivo para el usuario, ofrece múltiples vías para acceder a la información específica rápidamente. La página de Líneas de Producto, le permite al cliente revisar las bombas de Flowserve por categoría de industria, cla-

sificación y orientación. También pone a la disposición amplia información de producto, a través de literatura técnica e instrucciones de uso. La sección de Búsqueda ayuda a facilitar la selección adecuada de la bomba, incluyendo resultados en forma tabla o de curva. Este último formato permite la función de rastreo mostrando los puntos de data mientras el cursor se mueve sobre ellas. Incluso la aplicación informa a un usuario si la selección de bomba que ha efectuado es correcta o si otra puede ser más apropiada.

La sección Resultados Detallados muestra las condiciones de la bomba y los detalles de funcionamiento, asimismo genera documentación técnica específica para sus perfiles hidráulicos y mecánicos Mayor información: www.flowserve.com

Fugro GeoConsulting adquirió ERT Los eventos recientes en el Golfo de México han priorizado la necesidad de planificar cuidadosamente los planes de contingencia ante derrames petroleros. Para proveer estos estudios, Fugro adquirió ERT Ltd. una compañía escocesa con base en Edimburgo especializada en servicios de consultoría ambiental marina

on la negociación, GeoConsulting, una división de Fugro dedicada a proveer servicios geofísicos, geológicos, geotécnicos y ambientales a lo largo de todo el ciclo de vida de un proyecto, desde la exploración hasta la culminación y abandono, pasa a proveer estudios y soluciones ambientales de forma integral para hacer frente a contingencias provocadas por derrames petroleros, garantizando la seguridad y ahorro de costos tanto en ambientes costafuera como en tierra. Fugro GeoConsulting fusiona su experticia en geofísica, geología, riesgo geológico y recursos de ingeniería geotécnica, para crear una robusta combinación de consultoría a través de la que ofrecerá una solución integrada que permita identificar y cuantificar con precisión los riesgos en el fondo y el subsuelo marino, y así optimizar la ubicación, diseño e instalación de po30

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zos, tuberías y facilidades. Pat Power, Director General de Fugro GeoConsulting, señaló que “el equipo humano de ERT cuenta con una vasta experiencia en estudios, monitoreo, consultoría y reporte sobre ciencias ambientales, soportados por los laboratorios de biología marina y química”. Gracias a su amplio conocimiento del ambiente marino, ERT se ajusta a las necesidades de cada cliente. Las herramientas regularmente usadas incluyen: entorno ambiental, evaluación de impacto ambiental, consulta a las partes involucradas, evaluación de riesgos químicos, gerencia de riesgo, monitoreo de descarga y planes de contingencia ante derrames. Los servicios de ERT encajan perfectamente con el Integrated Earth Science Consulting de Fugro GeoConsulting, al tiempo que complementan los negocios en el área de estudios ambientales, incrementando los beneficios que pueden ofre-

cer a un creciente número de clientes. “Nuestro rol como socios en el desarrollo de los campos es entregar soluciones que resuelvan problemas críticos mediante estrategias que garanticen la seguridad y ahorro de costos en ambientes submarinos” añadió Power. ERT ha suministrado múltiples servicios de consultoría y servicios de soporte alrededor del mundo, incluyendo Environmental Impact Assessments (EIA), Petroleum Operations Notices para operaciones sísmicas y de perforación (PON 14/15), planes de emergencia ante contaminación por petróleo (OPEP), así como soporte en el desarrollo y mantenimiento de sistemas ambientales (EMS).

Calendario OCTUBRE

2010

11 - 16 – XII Semana Técnica Internacional de Ingeniería de Petróleos - Bucaramanga, Colombia - www.petroleum.com.ve/xii-semanatecnica.pdf

25 - 29 - Curso Diseño de Oleoductos para Crudos Pesados y Extrapesados - Maracaibo, Venezuela - www.petroleum.com.ve/ curso_diseno_oleoductos.pdf 26 - 27 – Global Refining Strategies 2010 - Houston, USA www.globalrefiningsummit.com

16 - 17 – SEG/Chevron Student Leadership Symposium - Denver, USA www.seg.org

NOVIEMBRE

17 - 20 – Ingeniería 2010 - Argentina Congreso Mundial y Exposición - Buenos Aires, Argentina - www.ingenieria2010.com.ar

1 - 5 – Introduction to Reservoir Engineering - Calgary, Canadá - www.spe.org

17 - 22 – SEG International Exposition and 80th Annual Meeting Denver, USA - www.seg.org

1 - 5 - Oleoductos: Dimensionamiento, Ingeniería y Operación - Maracaibo, Venezuela - www.petroleum.com.ve

18 - 20 - 5th Annual LNG Tech Global Summit 2010 - Rotterdam, Holanda - www.lngsummit.com

2 - 4 - Deepwater Operations Conference & Exhibition Galveston, USA - www.deepwateroperations.com

18 - 21 - Intelligent Completions and Well Design for Improved Oil Recovery - Stavanger, Noruega - www.spe.org/events/10ast2/

3 - 5 - Expo Oil & Gas Colombia 2010 - Cartagena, Colombia www.expocolombiaoilandgas.com/

19 - 21 - Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference - Calgary, Canadá - www.spe.org/events/ curipc/2010/index.php

6 - 9 - Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica Río de Janeiro, Brasil - www.apla.com.ar

19 - Seminario de Corrosión Externa de Ductos y Equipos São Paulo, Brasil - cyan.com.br 25 - 27 - 10th Annual Energy Caribbean 2010 - Puerto España, Trinidad & Tobago - www.informaglobalevents.com/event/caribbean

9 - 11 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - PECOM 2010 - Villahermosa, México - www.oilonline.com 18 - 20 - VIII SefluCempo 2010 - Puerto Ordaz, Venezuela www.seflucempo.com Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

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Última Página

Un Salvavidas al Gas en Argentina Por Alvaro Ríos Roca*

Lo que ocurre en Estados unidos con la revolución del gas no convencional también le puede venir de maravilla a las actuales condiciones de gas en Argentina

arios aspectos, en especial un régimen de muy bajos precios en el mercado interno, han contribuido a que Argentina, de neto exportador de gas natural, se torne en un neto importador del energético. Las reservas probadas en una década se han caído a casi la mitad y la relación reservas producción están en el orden de los 7 a 9 años. Complejo panorama para un país que tiene una de las matrices en base a gas más altas del mundo, con cerca al 52%. El virtuoso circuito exploratorio de reponer reservas tiene varios años de rezago y preocupa a muchos por los efectos futuros en la economía y también en lo social. México puso su apuesta petrolera en Cantarell y Argentina lo hizo en gas natural en Loma la Lata. Estos dos grandes campos, empero, están en franca declinación. Y no es que México y Argentina no tengan potencial para explorar. Sí que lo tienen, pero requieren de otro nivel de esfuerzos tecnológicos, de cuantiosa inversión de recursos económicos y precios para certificar reservas en nuevas fronteras petroleras y gasíferas respectivamente, que se visualiza están mayormente costa afuera.

ANUNCIANTES SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum

Area...............................................31 Caterpillar................................C.P.I. Clampon...................................15 Expo Oil & Gas Colombia 2010.....21 Fugro Jason..............................7 Gmas..................................13 Halliburton..............................C.P. Impact Solutions Group...............5 Petroleum................................27 Repsol....................................9 Schlumberger........................P.I. SefluCempo................................2 Sugaca.................................14 Wabash Power..........................16

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En Argentina, caso que nos ocupa en esta entrega, bajo las condiciones actuales, y de precios internos particularmente, será imposible lograr compromisos de inversión de miles de millones de dólares de capital para cuencas con potencial, pero con muy elevado riesgo exploratorio. Además, si se empezara hoy, un ciclo exploratorio de esta naturaleza, para encontrar, certificar y poner a producir reservas, podría tomar entre 7 a 10 años. Mientras, las reservas existentes se consumirían muy rápidamente y el país tendría que importar gran parte de una abultada demanda. Mientras esto acontecía en Argentina, en USA se desarrollaba lo que muchos denominan como la revolución silenciosa del gas natural no convencional. Esta revolución, permite competitivamente producir abundantes recursos conocidos de Tight Gas y principalmente el más abundante Shale Gas, con técnicas de producción horizontal y fractura con agua y químicos. Estos recursos no convencionales eran bastante conocidos por contener hidrocarburos, pero las técnicas para producirlos los hacían económicamente no viables. Léase que tienen bajo o nulo riesgo exploratorio y elevado costo de producción. Los más optimistas en USA señalan que el país en años más podrá abastecer totalmente su mercado interno y hasta convertirse en un exportador de gas natural. En resumen, en la década pasada y en el mismo lapso de tiempo, USA y Argentina caminaban por caminos diametralmente opuestos. Esa es la magia de la tecnología y de la innovación que logran los humanos. Lo interesante es que lo que ocurre en USA, también le puede venir de maravilla a las actuales condiciones de gas en Argentina. El vecino país cuenta con importantes recursos de gas no convencional, en especial en la cuenca Neuquina. Estos recursos todavía no han sido debidamente cuantificados en su totalidad y en cierta manera, el riesgo exploratorio de encontrarlos o no, está bastante minimizado. El desafío ahora es de cuantificarlos y ver si es posible ponerlos en producción económicamente a partir de analogías geológicas y de productividad que se deben extrapolar desde USA. Cada uno de estos reservorios de roca madre tiene características particulares.

El desarrollo del gas no convencional proveniente de lutitas puede ser uno de los salvavidas para la industria de hidrocarburos en Argentina

Lo que ocurre en ciertas áreas del Barnett en USA, no es similar a lo que ocurre en otras áreas de esa misma cuenca. Más aun, lo que ocurre en Marcellus no es para nada similar a lo que ocurre en Barnett. Para minimizar costos y riesgos de producción es de suma importancia poder establecer analogías geológicas y técnicas de producción que ya se han experimentado en USA. Dentro de los programas Gas Plus, el gobierno y las regiones están pensando muy seriamente en cómo desarrollar estos recursos de gas no convencional. Estos programas tienen varios incentivos, entre ellos el tener precios más elevados de gas en el mercado interno, pero que son aun menores a las importaciones que se dan de Bolivia y vía GNL. Incluso se está tramitando una Ley especial, con incentivos de precios y otros para producir y desarrollar los recursos de gas no convencional en Argentina. La ventaja adicional que tiene en la región de Neuquén, es que cuenta con abundante infraestructura de recolección, procesamiento y transporte de gas natural. Es además un puntapié de impulso a una deprimida industria de servicios en Argentina, que en muy rápido tiempo deberá asimilar y tratar de aplicar lo que se está haciendo en USA. Nuestra opinión, es que el desarrollo del gas no convencional es uno de los salvavidas para esta industria en Argentina. Sólo el tiempo dirá, cómo el sector político se pone de acuerdo en relación a este importante tema, que es vital para el bienestar y futuro económico de ese país. * Actual Socio Director de Gas Energy y DI International. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.