Abril 2013 - Petroleum 279 by Revista Petroleum

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Abril 2013

La Revista Petrolera de América Latina

Re O f iv i s t a cia l

Análisis

» Escenarios Volumétricos de Oferta y Oportunidades de Gas Natural

Escenario

» CERAWeek 2013 » Foro Internacional de Hidrocarburos 2013

Tecnología

» OTC Spotlight on New Technology 2013

Abril 2013 / Petroleum 279

Contenido Abril 2013 Año 28, Nº 279

La Revista Petrolera de América Latina

renovado éxito transcurrió la mayor conferencia mundial para ejecutivos 18 Con de la energía

Portada:

El nuevo sistema FASTrak™ de toma de registros y pruebas de análisis durante la perforación, desarrollado por Baker Hughes, es una de las 15 tecnologías distinguidas con la edición 2013 del Spotlight on New Technology de la OTC. (Foto: cortesía Baker Hughes)

28 Repensando el futuro de la energía

32 Investigación, Desarrollo e Innovación

IN SITU

ANÁLISIS

8 Roger Nava fue distinguido con la “Orden IGEZ” El Instituto de Gerencia y Estrategia del Estado Zulia reconoció los aportes del profesional y empresario zuliano al desarrollo de la región

9 Foro para usuarios de Geographix El 27 de Febrero tuvo lugar la presentación organizada por LMRK y su aliado en Colombia, AIP, para dar a conocer las nuevas capacidades del software de interpretación geofísica GeoGraphix®

16 Escenarios Volumétricos de Oferta y Oportunidades de Gas Natural Por Diego J. González Cruz

ESCENARIO

18 IHS CERAWeek 2013 2.200 profesionales y líderes de la energía asistieron del 4 al 8 de Marzo a la 31 Conferencia Ejecutiva de IHS CERA en Houston, enfocada en los cambios que se avecinan en el panorama competitivo de recursos convencionales y no convencionales

28 Foro Internacional de 10Ecopetrol presentó plan de Hidrocarburos 2013 inversiones 2013 en Campetrol En el marco de su programa de Encuentros, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros invitó el 4 de Marzo a la presentación del plan de inversiones de la petrolera estatal

12 Torneo de Golf por 30 años TDA Supply & Services En las facilidades del Club Guaymaral de Bogotá tuvo lugar el 1 de Marzo la actividad aniversario de la empresa líder en el suministro de productos y servicios para el sector petrolero colombiano

SECCIONES

El 20 de Febrero se realizó en Bogotá el foro organizado por Colegio de Estudios Superiores de Administración -CESA, en convenio con Alberta School of Bussiness

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

32 OTC Spotlight on New Technology 2013 El resumen de las 15 tecnologías que serán distinguidas este año por la Offshore Technology Conference por su impacto en la industria de E&P

www.petroleumag.com TECNOLOGÍA 36 Teoría sobre la cuantificación del cotejo en modelos de simulación numérica de yacimientos Por Daniel Quijada Carvajal, Pdvsa E&P, Estudios Integrados Oriente

REPORTE

40 Descubrir nuevas reservas de petróleo, un reto de ingeniería

Por Sergio Cristancho, Ingeniero de Petróleos

GEOPOLÍTICA PETROLERA

42 Caminos distintos en la conducción del negocio petrolero Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum

PREVIEW

48 Congreso Mexicano del Petróleo

5 al 8 de Junio, Lakán Center, Cancún

ÚLTIMA PÁGINA

50 Aparecen reservas en Perú Por Alvaro Ríos Roca

5 CORNISA 6 CUADRANTE 46 RESPONSABILIDAD SOCIAL 47 WAREHOUSE 49 GENTE 51 CALENDARIO Abril 2013 / Petroleum 279

La gasolina arruina a

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

Cornisa

jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora

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Jorge Zajia, Editor

Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

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

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve COLOMBIA Ivan Urrutia Sarmiento / Country Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Oficina 1204. Bogotá Tel: (57 1) 742 8002 Ext. 122. Cel: +57-313-281 9919 iurrutia@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto, Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

l precio de la gasolina es la causa de la depresión económica de Venezuela y de continuar la tendencia actual habría que decretar su quiebra. Es tan absurdo el costo del carburante, que si éste se le regalara al dueño de la estación de servicio o bomba de gasolina, el valor de su venta bruta no alcanza a cubrir los costos normales de un negocio de esta naturaleza. Por allí comienza la cadena de bajos sueldos, subempleo y desempleo, cuya resultante global es el empobrecimiento colectivo que coadyuva al colapso fulminante de lo que se nombra como una economía sana y decente. Los poderes públicos de Venezuela deberían sacar las cuentas -como dicen, echar números- y tratar de establecer qué es más inflacionario (en un país que tiene el índice más alto de América y uno de las más altos del globo terráqueo) si devaluar el signo monetario, irónicamente llamado “Bolívar Fuerte”, o aumentar el precio de los combustibles a niveles razonables; y así el señor de la “bomba” verá florecer su negocio, podrá contratar más personas con un salario mejor y brindar un servicio de calidad. A mí me gusta poner el ejemplo del transporte público para ilustrar de forma simple los efectos de aumentar el precio del litro de gasolina a niveles justos. Un chofer de Veritas (populoso sector de Maracaibo) al final del día se va para su casa con 495 bolívares fuertes (BsF), porque recibió 500 y gastó BsF5 en gasolina. Si a este señor se le aumenta diez veces el precio del combustible gastará BsF50, pero como se le permitió aumentar 50% el precio del pasaje, se irá a su casa a descansar tranquilo con BsF700 en el bolsillo, de los BsF750 que obtuvo ese día. Se supone que el pasajero promedio que gasta 10 bolívares diarios y que ahora debe gastar 15, se beneficiará del ajuste de sueldos y salarios que debe acompañar una medida de esta naturaleza. Y así sucesivamente en todos los estratos y sectores del aparato productivo nacional, lo que asestaría un golpe mortal a la pobreza que tiene postrada a la nación latinoamericana. El precio de la gasolina en Venezuela se ha mantenido congelado por décadas, pues ningún gobierno ha querido asumir su aumento, porque eso es incendiario, pues el venezolano tiene arraigada la idea de que debe disfrutar por siempre de un gasolina prácticamente regalada, como una condición que no se negocia por nada del mundo. Lo cierto es que un ajuste importante de precio de venta de la gasolina, de entrada le ahorraría al Estado venezolano el subsidio que hoy está calculado en la bicoca de unos 20 millardos de dólares al año, acabaría con los carteles del contrabando de extracción, disminuiría drásticamente el consumo interno, se minimizaría las importaciones de gasolinas y sus componentes que hoy son unos 200 bpd a unos 135 US$/Bbl. La resultante sería una importante masa de dinero contante y sonante que sería la chispa que encendería la ansiada y deseada expansión real de la economía. Cuando en su soledad uno medita sobre este tema, sueña despierto con un país diferente, donde la modernidad y la calidad de vida se comparen al menos con la de nuestros vecinos de Suramérica. Un país de trabajo y progreso, donde la riqueza colectiva sea augurio de un futuro lleno de esperanzas; por ello no dejamos de maravillarnos de las oportunidades reales de progreso que tiene este país, basado precisamente en esa formidable herramienta que es el petróleo y ahora convertido en combustible. La tarea de aumentar el precio de la gasolina no tiene que ser necesariamente traumática. Requiere sí de inteligencia, creatividad, honestidad y una verdadera vocación de servicio público; además de un compromiso nacional, sobretodo de la empresa privada para ajustar el precio de sus productos y servicios a lo que realmente impacta el nuevo precio de los combustibles, y hasta sacrificar ganancias o alejarse de la tentación de querer aprovechar la situación para multiplicarlas deslealmente; lo cual creemos que no va a pasar porque sería ir contra la historia que conduce a la humanidad hacia un mundo más justo y con menos, mucho menos, diferencias socio económicas. Abril 2013 / Petroleum 279

Cuadrante

l Gobierno de Estados Unidos presentará al Congreso un acuerdo de hidrocarburos con México para su aprobación, informó la Subsecretaria de Estado para América Latina, Roberta Jacobson, quien destacó que el acuerdo permitirá que ambos países trabajen juntos en asuntos de energía. El acuerdo bilateral relativo a los “Yacimientos Transfronterizos de Hidrocarburos en el Golfo de México” fue firmado en Febrero del año pasado pero debe ser ratificado por el Senado. De acuerdo con el Departamento de Estado, el instrumento “ofrece un marco legal a posibles actividades comerciales en los límites marítimos (entre ambos países), y fija guías claras para el desarrollo transfronterizo”.

alliburton abrió en Singapur un nuevo centro de tecnología y manufactura de completación, localizado en Jurong Industrial Park, con más de 46.000 m2 de espacio de fabricación y facilidades administrativas, incluyendo laboratorios de tecnología e instalaciones de pruebas. Una segunda fase de desarrollo ya está en marcha con la construcción de talleres, simuladores de pozos profundos, instalaciones high-pressure/high-temperature pruebas y un pozo horizontal profundo que permitirá probar todos los aspectos de ingeniería y sistemas. Dave Lesar, Presidente y CEO de la compañía, dijo que la inversión en estas facilidades de fabricación evidencia el compromiso de Halliburton en fortalecer su posición en los mercados internacionales, “donde vemos grandes oportunidades en aguas profundas, activos maduros y el desarrollo de recursos no convencionales”, dijo.

emex obtuvo en Enero un promedio de producción de 2.562.000 bpd de crudo de sus campos terrestres y marinos, 1.6% más del volumen reportado para el mismo mes en 2012. De acuerdo con estadísticas de la empresa, 54% de la producción fue crudo pesado; 33% crudo ligero y 13% crudo superligero. Del volumen total 74% (1.897.000 bpd) provino de las regiones marinas del Golfo de México; 20% (512.000 bpd) de la región sur y el 6% restante (154.000 bpd) de la región norte. Pemex exportó a sus clientes en América, Europa y el Lejano Oriente, un promedio diario de 1.289.000 barriles, lo que generó ingresos por US$4.032 millones en flujo de efectivo.

copetrol probó la presencia de petróleo en el pozo exploratorio Pastinaca 1, ubicado en el municipio de Puerto López, departamento del Meta. La perforación del pozo culminó el pasado 17 de Enero, a una profundidad total de 7.870 pies. Las pruebas iniciales arrojaron una producción promedio de 202 bpd de crudo de 11,7°API, y un corte de agua de 80%. La producción acumulada supera a la fecha los 1.448 barriles de petróleo. Este hallazgo confirma el potencial de los Llanos Orientales, especialmente en el departamento del Meta, en donde se han concentrado los más recientes descubrimientos de Ecopetrol en bloques como CPO-9 y Caño Sur, con los pozos exploratorios Akacias, Embrujo, Trasgo, Mito y Fauno, entre otros.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé invertir en los próximos tres años US$8.406 millones juntamente con las empresas con las que tiene contratos de explotación. El presidente de la estatal, Carlos Villegas, explicó que estas inversiones se realizan en las diferentes fases de la cadena de los hidrocarburos como resultado de la nacionalización del sector iniciada en 2006. Entre los proyectos previstos mencionó la realización de pruebas sísmicas en los campos de Huacaya y Margarita Sur -operados por Repsol-, Río Salado e Iñaguazu. También el estudio geológico en San Alberto para la búsqueda de hidrocarburos líquidos, el aumento de la capacidad de proceso Fase II de Margarita-Huacaya y la ampliación de varios gasoductos del país.

etrojunín inició la producción de crudo extra pesado en el área asignada del bloque Junín 5 de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), nueve meses antes del plan de desarrollo aprobado para la fase uno de producción temprana, informó la empresa mixta en la que participan Pdvsa (60%) y Eni (40%). El plan contempla aumentar la producción a 15.000 bpd para finales de año y a 75.000 bpd a principios de 2015, con la perforación de unos 180 pozos. La fase 2 llevará la producción a 240.000 bpd al cierre de 2018. El crudo de Junín 5 será transportado a la refinería de PetroBicentenario en Jose para su procesamiento y conversión en productos derivados del petróleo (diesel, nafta y GLP) destinados a la exportación.

ara el Vicepresidente Ejecutivo Global de Innovación e Investigación y Desarrollo de Shell, Gerald Schotman, el gas natural es un combustible “AAA”, haciendo una analogía con los ratings que colocan las clasificadoras de riesgo, porque es abundante (available), de bajo costo y fácil acceso (affordable) y aceptable por la opinión pública (acceptable), por ser menos contaminante que el petróleo y el carbón. “Tenemos en el mundo reservas de gas natural que podrían suplir la demanda actual en 250 años”, destacó Schotman.

l Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) trabaja en un ambicioso portafolio multianual de proyectos de investigación, financiado con recursos internos y del Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos (Consejo Nacional de Ciencia y TecnologíaSecretaría de Energía-Hidrocarburos), cuyo monto asciende actualmente a 5.486 millones de pesos. El Director General del IMP, Vinicio Suro Pérez, destacó que el portafolio debe contener más y mejores proyectos de investigación básica orientada, conviviendo con más y mejores proyectos de asimilación tecnológica, que junto con una estrategia de comercialización más efectiva, será la ruta para revitalizar el futuro tecnológico del IMP.

erú anunció la creación de la Ventanilla Única para agilizar los trámites en el sector Hidrocarburos en la etapa exploratoria, la cual funcionará a través de Petroperú. El Ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, dijo que el sector petrolero requiere permisos multisectoriales y mediante este mecanismo se podrán realizar trámites del Ministerio del Ambiente (Minam), Autoridad Nacional del Agua (ANA), Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (Sernap), y del Ministerio de Energía y Minas (MEM), entre otros. “La idea es que además del plazo en el otorgamiento de permisos, se pueda reducir el número de trámites exigidos para obtener el permiso de exploración, para ser competitivos.

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In Situ

Roger Nava fue distinguido con la “Orden IGEZ” El Directorio Ejecutivo del Instituto de Gerencia y Estrategia del Estado Zulia reconoció la trayectoria del profesional de la ingeniería y empresario zuliano, quien se ha destacado por sus virtudes ciudadanas y personales, su probada sensibilidad social y su visión orientada a impulsar los cambios trascendentales que el desarrollo de la región requiere

n el acto celebrado el 26 de Febrero estuvieron presentes los miembros del Consejo Directivo del IGEZ, presidido por José Finol Galué, igualmente colegas, amigos y familiares de Roger Nava, quienes quisieron acompañarle en este especial reconocimiento a sus más de cinco décadas de trayectoria profesional y empresarial. Adalber to Zambrano, Presidente del Directorio EjecuFinol Galué, Presidente del IGEZ entregó la placa de reconotivo del Instituto, dijo que era un José cimiento a Roger Nava. A su lado su inseparable esposa Esperanza honor brindar este homenaje a quien permanentemente “ha estado en pie para el Desarrollo y Zulia Tercer Milenio. Desde 2005 es Presidente de la Emde lucha, actuando con tenacidad por el presa Rental de Ingeniería (Erinca), desarrollo futuro del Zulia”. Nava es Ingeniero Civil egresado de creada por LUZ para ofrecer servicios La Universidad el Zulia (LUZ) en 1952, profesionales en el área de la ingeniería. Magíster Scientiarum en Hidráulica de la En el campo de la actividad gremial fue Universidad de Iowa, en 1954, con Pos- fundador y presidente del Capítulo Zulia grado en Mecánica de Suelos realizado de la Cámara Petrolera de Venezuela, en la Universidad de Harvard en 1956. llegando a asumir la presidencia de este Fue Director de la Escuela de Ingeniería organismo a nivel nacional. Al agradecer la distinción Roger Nava Civil de LUZ, y en 1970 Visiting Scholar señaló que toda su vivencia empresarial y en University of California. Ha sobresalido por su liderazgo geren- la docencia ha tenido como eje el deseo de cial en distintas empresas e instituciones, mejorar el futuro de mucha gente y el interés entre ellas Consultores Occidentales por el Lago de Maracaibo y su cuenca. “Si Sociedad Anónima (COSA), Consultoría algo debemos tener claro es que no se puede Roger Nava, Fundaluz, Promozulia, ir a ningún lado si no sabemos primero a Corpozulia, Hidrolago, Enelven, el Insti- dónde queremos ir”, dijo. Agregó que su tuto para el Control y Conservación de la fórmula para sortear los problemas ha sido Cuenca del Lago de Maracaibo-ICLAM, siempre tratar de mantener las ilusiones. “Sigo amando el Lago, el desarrollo, la la Asociación para la Conservación de la Cuenca del Lago de Maracaibo hidráulica y los proyectos de ingeniería”. - ACLAMA, IESA-Zulia e IGEZ. En Otra clave ha sido el tener buenos amigos Promozulia impulsó proyectos funda- y sobre todo, contar con una buena esposa mentales para el desarrollo de la región, como Esperanza. “Si la tienen, cuídenla y como los estudios Zulia Competitividad si no búsquenla”.

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In Situ

Foro para usuarios de Geographix El 27 de Febrero tuvo lugar un ameno encuentro organizado por LMRK y su aliado en Colombia, Asesoría en Ingeniería de Petróleos – AIP, para dar a conocer las nuevas capacidades y mejores prácticas del avanzado software de interpretación geofísica

suarios de compañías operadoras en Colombia atendieron a la invitación cursada por LMKR, proveedor de tecnologías de avanzada de geociencias para el sector de E&P, para presentar los puntos claves de la actualización 2013 de su software GeoGraphix®. Como anfitriones por LMKR estuvieron presentes César Bolívar, Vicepresidente de Ventas para América Latina; Renato Cerna, Técnico Ejecutivo de Ventas y Carlos Yáñez, Soporte Técnico Ejecutivo; y por AIP, Juan Mario Aguas, Gerente General y Jonny Enrique Patiño, Gerente de Operaciones. En el desarrollo de la agenda, César Bolívar tuvo a cargo una introducción en la que proporcionó a los asistentes una completa visión del alcance de LMKR, su plan de negocios, mejora de productos y su alianza con AIP. Con una amplio portafolio de soluciones, incluyendo interpretación, modelado y soft-

Jonny Enrique Patiño, Gerente de Operaciones AIP; Juan Mario Aguas, Gerente General AIP; Renato Cerna, Técnico Ejecutivo de Ventas LMKR; Carlos Yáñez, Soporte Técnico Ejecutivo LMKR; y César Bolívar, Vicepresidente de Ventas para América Latina LMKR

ware de análisis, tecnología móvil, servicios de datos y consultoría de gestión, la firma se enfoca en la reducción del riesgo asociado a la exploración y producción en plays de recursos convencionales y no convencionales. Carlos Yáñez profundizó en los beneficios de GeoGraphix® 2013, entre ellos, servidor de base de datos de 64bit: Basado

en SQL, único en su campo ya sea para usuarios individuales en PC hasta grandes instalaciones con más de 100 gigabytes de datos y múltiples usuarios en un proyecto. Geographix proporciona las herramientas para realizar las tareas con facilidad y precisión, dentro de una base de datos integrada y entorno 3D interactivo.

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In Situ

Ecopetrol presentó plan de inversiones 2013 en Campetrol En el marco de su programa de Encuentros, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros invitó el 4 de Marzo a la presentación del plan de inversiones de la petrolera estatal

avier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol compartió detalles del programa de inversiones 2013 y las oportunidades para los suplidores de bienes y servicios en el país. Lina Beatriz Durán, Jefe de la Unidad de Relacionamiento de Mercados y Proveedores de Ecopetrol, explicó a los asistentes el procedimiento para ser parte del grupo de contratistas de la operadora, además de presentar resultados en cifras correspondientes a 2012 y las proyectadas para 2013. El plan de Compras estuvo a cargo de Fabio Mauricio Cardona, Jefe de la Unidad de Planeación Estratégica.

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Margarita Villate, Directora Ejecutiva Campetrol; Javier G. Gutiérrez, Presidente Ecopetrol; Hermes Aguirre, Presidente Junta Directiva Campetrol; Lina Beatriz Durán, Jefe de Relacionamientos de Mercados y Proveedores Ecopetrol; Fabio Mauricio Cardona, Jefe de Planeación Estratégica Ecopetrol y Gerardo Villela, Vicepresidente de Campetrol

El Presidente de Campetrol, Hermes Aguirre y su Directora Ejecutiva, Margarita Villate, presentaron aspectos relevantes de la “Dinámica Regional del Sector de Bienes y Servicios”, con énfasis en el análisis de la demanda nacional y regional en términos

de mano de obra, tecnología y otros servicios y el impacto del sector en la economía colombiana. Un ciclo de preguntas fue moderado por el Vicepresidente de Campetrol, Gerardo Villela, en el que se dio respuesta a las inquietudes de la audiencia.

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In Situ

Torneo de Golf 30 años TDASupply & Services 125 competidores participaron en el evento aniversario realizado el 1 de Marzo en las facilidades del Club Guaymaral de Bogotá

uan Pablo Andrade, Gerente General de TDA Supply & Services, agradeció a clientes y relacionados su receptividad y entusiasmo, al acompañarles en la celebración de tres décadas de exitosa actividad. En el desarrollo del torneo estuvieron representadas 52 de las más importantes empresas del sector de hidrocarburos de Colombia. En la primera categoría destacaron: Alfredo Álvarez-Ricardo Mendieta, 2do neto; Leonel Ruiz–Guillermo Ruiz, 1er neto; Daniel Sáenz-Luis Palacio en el 2do gross.; y Jaime Durán–Jairo Gómez, 1er gross. En la segunda categoría de HD los resultados fueron: Jaime Cuadro-Javier Morros, 2do neto; Over González-Luis Herrera, 1er neto; Pablo Gómez-Juan M.

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Juan Pablo Andrade, Gerente General de TDA, expresó su entusiasmo por compartir con clientes, empresas relacionadas y amigos la celebración de treinta años de crecimiento, esfuerzos y aportes a la industria petrolera colombiana

Cuellar, 2do gross y Camilo HernándezRafael Álvarez, 1er gross. De igual forma, Daniel Sáenz resultó ganador del “Close to the pin hoy 3”; Erick Rote, del “long drive hoyo 7”; Juan Pablo Dávila y

Carlos Porras, primer y segundo ganador de campo práctica, respectivamente. Tras el acto de premiación, el equipo directivo y empleados de TDA compartieron con los asistentes en una amena recepción.

E&P

Pacific Rubiales incrementó sus reservas de petróleo en Colombia De acuerdo con los resultados de una evaluación independiente, las reservas probadas y probables (2P) de petróleo de la empresa en Colombia se incrementaron 27% en el último año

osé Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales, refirió que los reportes de reservas para 2012 son una demostración palpable de la robustez de la cartera de exploración y desarrollo de la compañía, y de su estrategia de negocios, que incluye crecimiento mediante adquisiciones estratégicas y acumulativas. “El crecimiento de 27% de las reservas es un desempeño sólido, impulsado por descubrimientos de exploración y un número de adquisiciones acumulativas que la compañía pudo alcanzar durante el año”, expresó Arata en un comunicado, agregando que Pacific Rubiales continúa aumentando sus reservas junto con la producción, así como la adición de recursos en áreas nuevas, gracias a lo cual sigue

diversificando su base de reservas más allá del campo Rubiales. Entre los aspectos relacionados con las reservas netas después de regalías que se mencionan en los reportes independientes, se destaca lo siguiente: • Adiciones de reservas (“2P”) probadas más probables netas totales de 145 MMbpe, compuestas por 95 MMbpe por adquisiciones, 40 MMbpe por actividades de exploración y 10 MMbpe por revisiones. • Las reservas 2P netas totales crecieron en 27% hasta 517 MMbpe. Las reservas probadas (“1P”) representan el 65% de las reservas 2P netas totales. • Reemplazo de reservas de 407% con adiciones de reservas 2P netas de 4 bpe por bpe producido.

• El Índice de Vida de las Reservas (“RLI”) 2P aumentó hasta 14 en comparación con un RLI de 13 al cierre del año 2011. • Las reservas 1P netas totales crecieron en 6% hasta 337 MMbpe. Aproximadamente el 77% de las reservas 2P netas y el 74% de las reservas 1P son de líquidos de petróleo y gas natural, siendo la mayoría de los mismos petróleo pesado. • Diversificación contínua de la base de reservas, con el campo Rubiales ahora representando menos de 19% de las reservas 2P netas totales, un descenso con respecto a 29% un año atrás. • Considerables adiciones de reservas por adquisiciones, incluyendo los primeros asentamientos de reservas en los libros y producción en Perú en el bloque Z-1, en aguas poco profundas costa afuera, y reservas y producción adicionales producto de las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp. (“PetroMagdalena”) y C&C Energia Ltd. (“C&C Energia”), en tierra firme en Colombia.

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E&P

Transformación de Pemex prioridad para México En la celebración del 75 Aniversario de la Expropiación Petrolera, el Presidente Enrique Peña Nieto reafirmó que Pemex no se vende ni se privatiza y delineó una reforma energética “que beneficie a todos los mexicanos”

“

Para transformar a México hay que mover a Pemex, para que Pemex mueva a México”, afirmó Peña Nieto, quien explicó que la modernización de esa paraestatal estará basada en seis ejes, plenamente congruentes con el Pacto por México. El primer eje es establecer una nueva estructura organizacional que haga más eficiente, transparente y con rendición de cuentas el desempeño de la paraestatal, mientras que el segundo es alentar la ética corporativa y la responsabilidad social.

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El tercer eje es promover el crecimiento verde; el cuarto pretende potenciar a la industria nacional, mientras que el quinto punto es orientar las inversiones hacia las actividades de mayor valor agregado y rentabilidad para el país. Con el sexto eje se pretende fortalecer su capacidad de inversión y el desarrollo tecnológico, como también lo establece el Pacto por México. El mandatario mexicano puntualizó que se realizarán los cambios necesarios para transformar a Pemex en una empresa de carácter productivo. Además se prevé ampliar la capacidad de ejecución de la industria de E&P de hidrocarburos, para maximizar la renta petrolera del Estado mexicano. Reiteró que los principios estratégicos

que orientarán la política energética del Gobierno y la inaplazable modernización de Pemex, son eficiencia, seguridad y sustentabilidad energética.

Crecen reservas probadas En otro orden de ideas, Peña Nieto sostuvo que México tiene reservas probadas por diez años, que ascienden a 13.868 millones de barriles de petróleo. Agregó que las estimaciones preliminares de Pemex ubican el valor de las reservas totales del país (reservas 3P) en 44.530 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. “Este volumen, que incluye las reservas probadas, probables y posibles, representa hasta 30 años de producción”, indicó.

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Análisis

Escenarios Volumétricos de Oferta y Oportunidades de Gas Natural 7 Diego J. González Cruz, Senior Associate E&P and Natural Gas Global Business Consultants

Oferta de gas natural

l total de recursos de gas natural en Venezuela, según cifras de Pdvsa, suman 433 billones(1012) de pies cúbicos (tcf), de los cuales 195 tcf son reservas probadas, 36 tcf son reservas probables y 34 tcf son reservas posibles, el resto de los recursos de gas natural por definir suman otros 178 tcf. Es de observar que de los 195 tcf de reservas probadas solo el 19% están desarrolladas, es decir 37 tcf, el resto necesita nuevos pozos, nuevas estaciones, nuevas plantas compresoras, y gasoductos. Acorde con la NY Securities and Exchange Commission las empresas deben presentar planes concretos para desarrollarlas en 5 años. También la normativa en materia de reservas indica que de las reservas probables se pueden contabilizar el 50% a ser producidas y de las posibles 10%. Con respecto a los otros recursos, se puede estimar conservadoramente que se materialicen 20%, es decir, 35,6 tcf, por lo tanto,

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se tendrán para los estimados de oferta de gas natural reservas recuperables en Venezuela de 251,9 tcf (195+18+3,3+35,6 tcf), cifra relevante a nivel mundial.

Demanda Los consumos de los mercados convencional es de gas de Venezuela, incluyendo los de Pdvsa, se han estimado en 19.449,6 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d) para el mediano/largo plazo (año 2030), es decir se llegaría a consumir 7,1 tcf anuales, que en 17 años sumarian 120,7 tcf, lo que deja oportunidades para industrializar los 131,2 tcf restantes de las reservas antes estimadas, una cifra considerable.

Industrialización Además de cualquier proyecto de gas metano liquido (LNG), se presentan oportunidades para acometer proyectos de producción de dimetil éter (DME) que es un excelente aditivo para el diesel que se

consume tanto en Europa, como en el transporte pesado de todo el mundo; así proyectos para convertir gas natural a líquidos combustibles (GTL), incluida gasolinas y jet fuel (combustible de aviación);y proyectos de metanol a gasolina (MTG)i ii. Para los proyectos de GTL, en plantas tipo como la que desarrolla la empresa Siluria Technologies de California, se necesita asegurar reservas de solo 5 tcf para una planta de 500 Mpc/d (si el gas natural contiene hidrocarburos pesados mejor para la economía del proyecto -que es el caso de nuestro gas natural asociado a la producción de petróleo). Hay otras ex-

celentes mini plantas (http://www.epa.gov/ gasstar/documents/workshops/2012-annualconf/fleisch.pdf) que también procesan volúmenes pequeños de gas natural en forma económicaiii, porque plantas tipo Pearl, que construyó Shell en Qatar requieren cargas diarias de millardos de pies cúbicos de gas, y cuestan millardos de dólaresiv , y solo las grandes empresas de punta (las majors) podrían acometerlos (por supuesto no se puede descartar que estén interesadas en venir a Venezuela).

Inversiones Invertir en el petróleo y el gas natural es la verdadera siembra petrolera, porque significa sembrar en el petróleo (Rodríguez, El petróleo como instrumento de progreso, IESA, 2012). Ya que no se trata de explotarlo y venderlo como crudo solamente, sino aprovechar al máximo la producción y comercialización de sus derivados. Hablando de inversiones de manera ilustrativa daremos algunas cifras. Datos de 2008v, una planta de GTL que procesa 650 Mpc/d de gas natural costaba unos 28.000 US$ por cada barril diario de GTL a producir, es decir que para producir 65.000 b/d se requirieron 1.800 millones de US$. Esta producción comprende 44.000 b/d de diesel casi puro, 17.000 b/d de nafta y 4.000 b/d de GLP. Los costos de producción eran de unos 6 US$/barril (145 millones de US$/año). Estos costos excluyen depreciación y el costo del gas natural . Más recientemente (2012) se presentaron inversiones y costos para una planta prototipo en Louisiana (Golfo de México) para procesar 200 Mpc/d de gas natural y producir 20.000 b/d de diesel de mínimo contenido de azufre. Los costos de capital de esa planta estarían entre 60.000 y 85.000 US$/barril, y los costos de operación estarían entre 12 y 18 US$/barrilvi. Hoy se han desarrollado plantas de GTL muy pequeñas, que procesan desde 5 Mpc/d de gas natural para producir 500 b/d de gasolina, con inversión de 40 millones de US$ y costos de operación anual de 200 MUS$vii, es decir, cifras manejables para pequeños productores y procesadores venezolanos o extranjeros que quieran invertir en Venezuela, y estén en libertad de comercializarlos en Venezuela, en sus

propias estaciones de servicio y conveniencia si es su decisión, a precios cercanos a los internacionales o exportarlos al país que deseen, sin trabas ni restricciones. En el caso de los proyectos de metanol a gasolina (MTG)viii ix ExxonMobil está a la cabeza de esta tecnología. Ya en China se están iniciando proyectosx de este tipo. En Louisiana Golfo de México (Lake Charles) la empresa G2X Energy, Inc y EMRE planean invertir 1.300 millones de US$ para construir una planta que rendirá 90% de gasolina (no hay datos de consumo de gas natural) y producirá 991 empleos. Al final cada productor o procesador hará sus economías para acometer los respectivos proyectos, cuya licencia o permiso solicitará ante el Ente regulador a crearse, o entrar a través de las rondas que este invite. Resumiendo, es necesaria una apertura para desarrollar e industrializar los recursos de gas natural de Venezuela, y la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG) lo permite. Paralelo a esta apertura normativa, deben producirse cambios legales en materia cambiaria, expatriación de capitales, ley del trabajo, entre otros aspectos, única forma de atraer a los inversionistas nacionales e internacionales, las tecnologías y los recursos humanos necesarios para monetizar esas reservas, sin estos cambios será difícil desarrollar e industrializar los recursos de gas natural.

Referencias

http://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechnolo-

gies/files/conference_2011.1204.MT G_World_CTL.pdf http://www.exxonmobil.com/Apps/RefiningTechnologies/files/sellsheet_09_mtg_brochure.pdf http://www.epa.gov/gasstar/documents/ workshops/2012-annual-conf/fleisch.pdf ivhttp://www.shell.com/global/aboutshell/ourstrategy/major-projects2/pearl/overview.html vhttp://www.egyptoil-gas.com/read_article_issues. php?AID=143 (consultado el 29 02 2013) vihttp://www.musestancil.com/wp-content/ uploads/2012/06/Gas-To-Liquids-Plants-OfferGreat-ROI-May-2012.pdf viihttp://www.epa.gov/gasstar/documents/ workshops/2012-annual-conf/fleisch.pdf viiihttp://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechnologies/files/conference_2011.1204.MTG_ World_CTL.pdf ixhttp://housemajority.org/coms/hres/27/Presentation_NPRA_20110327.pdf xhttp://gyn.de/blog/xinjiang-s-first-methanolgasoline-project-in-aksu-kaijian/ Abril 2013 / Petroleum 279

March 4 - 8 - The Hilton Americas - Houston

Un ameno encuentro entre Daniel Yergin, Vicepresdiente IHS; Jorge Zajia, Editor de Petroleum, y Pete Stark, Senior Research Director and Advisor IHS

Conscientes que el mundo de la energía está entrando en una período de profunda transformación donde las nuevas tecnologías e innovaciones desde hace mucho tiempo vienen desafiando las expectativas de cambio en el balance de la energía, más de 2.200 participantes de unos 50 países del orbe asistieron a la 31 Conferencia Ejecutiva de IHS Cambridge Energy Research Associates, que por tradición se realiza todos los años en Houston, esta vez enfocada en las fuentes de este proceso de transformación y su impacto en el ámbito energético, tal como lo reflejó el tema central “Conductores de cambio: Geopolítica, mercados y el nuevo mapa de la energía”

a mayor conferencia del mundo para los ejecutivos de la energía transcurrió a lo largo de una intensa semana de análisis, debate y consideraciones cruciales por parte de los líderes de la industria energética con el propósito de comprender el panorama actual de la industria en un intento por visualizar lo que depara en el futuro a mediano plazo. Con una temática extensa pero centrada en las principales fuentes de energía - petróleo, gas, carbón, nuclear y renovables-, la reunión permitió a la audiencia escuchar las principales voces ejecutivas al mando de los negocios de la energía, acerca de sus visiones y percepciones ante el

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reto de adaptarse a los tiempos de cambio que experimenta la industria. El escenario también sirvió de marco para considerar los argumentos que sirven de base al más reciente informe de IHS “Visión de la Energía 2013 – Transiciones en Energía: Pasado y Futuro”. Este informe examina cuales han sido las principales transiciones en los últimos 250 años y los factores que podrían conducir a nuevos cambios en el mix energético en las próximas décadas. Considera que la profunda preocupación que existe por el cambio climático desde el comienzo de este siglo, y el crecimiento de la demanda energética liderada

por los países en desarrollo (incluyendo 1,3 millones de personas que todavía no tienen acceso a fuentes modernas de energía) han estimulado el debate sobre una nueva transición energética. En respuesta a este desafío, los responsables de tomar políticas al respecto han estado mirando hacia fuentes bajas en carbono y renovables de energía, sin obviar que todas las transiciones energéticas anteriores se han dado por la naturaleza intensiva en capital del sector energético y los largos períodos de gestación. Sin embargo, Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS dijo que “aunque el consumo global crecerá y la participación

Escenario de las fuentes bajas en carbono y sin carbono también se incrementará significativamente, el mix energético en 2030 no será muy diferente de lo que es hoy”. El autor de best seller The Quest comentó que “más allá de 2030, el impacto de la innovación, la investigación y el desarrollo, así como de los precios y las políticas gubernamentales, tendrán efectos cada vez mayores en cuanto a la alteración de ese mix”. De acuerdo al estudio, la transición hacia fuentes bajas en carbono y renovables, aun tendría que superar importantes desafíos que requieren un cambio fundamental principalmente en la naturaleza de los actuales sistemas de electricidad del mundo.

Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS

A lo largo de CERAWeek el tema de los recursos no convencionales fue uno de los más debatidos, toda vez que sigue impulsando cambios en la reconfiguración de los escenarios de producción de energía, sin embargo, el aspecto más cuestionado fue con cuánta rapidez podría avanzar el desarrollo de estos recursos a nivel global. Yergin sostuvo que la producción de hidrocarburos de EE.UU. creció un 40% desde 2008, el mayor crecimiento en la producción de cualquier país durante ese período. “Todo esto está dando lugar a una fuerte discusión de cómo las necesidades de energía serán satisfechas en las próximas dos décadas y lo que será el mix de la energía”, dijo.

Perspectivas globales 2013 de IHS Durante el primer día de la conferencia los expertos de IHS compartieron sus percepciones y puntos de vista sobre los mercados de energía así como las tendencias emergentes y globales de la industria

La sesión sobre perspectivas globales del mercado de energía contó con la participación de los expertos de IHS James Burkhard, VP y Director de Investigación de Mercado Petrolero y Escenarios; Michael Stoppard, Director Global de Gas; Lawrence Makovich, VP y Asesor Global de Generación Eléctrica; Atul Arya, VP Senior de Energía; Xizhou Zhou, Director de Energía de China; Thane Gustafson, Director Senior de Energía de Rusia y el Mar Caspio; y John Larson, vicepresidente del Sector Económico y Consultoría Pública

Las previsiones del mercado energético y las posibles sorpresas en 2013, y más allá, fueron temas abordados por el panel que abrió la conferencia el 4 de Marzo. Este año EE.UU. espera alcanzar un promedio de producción de 7,3 millones barriles por día. De acuerdo al reporte de la Administración de Información de Energía en 2012 el incremento llevó al nivel de 6,4 millones de bpd. En consecuencia, las importaciones estadounidenses de crudo están disminuyendo desde su máximo en 2005, “mas no desapareciendo”, dijo James Burkhard, Vicepresidente y Director de Investigación y Escenarios de Mercado de Petróleo de IHS. La importación estadounidense de petróleo promedió 7,7 millones de bpd en Febrero de 2013, con una disminución de 1,2 millones de bpd respecto Febrero 2012. Para Burkhard el desarrollo de tight oil -o petróleo apretado- fuera de Estados Unidos será mucho más lento de

lo que ha sido en los EE.UU. y Canadá. “Hay recursos reducidos del petróleo en todo el mundo. La cuestión es el ritmo de los que podrían ser desarrollados y producidos”, dijo. Michael Stoppard, Director Ejecutivo Global Gas de IHS, afirmó por su parte que 2013 marcará el comienzo de un reequilibrio de los desequilibrios en los precios del gas, los cuales en Estados Unidos se encuentran en niveles “insosteniblemente bajos”. Aseguró que la demanda mundial de gas continuará creciendo con fuerza en los próximos 2-3 años, pronosticando que antes de 2015 estarán disponibles volúmenes de exportación de GNL de los EE.UU. para el mercado mundial. Refiriéndose a un “rediseño” del mapa mundial de gas, Stoppard dijo que ve tres conductores de suministro: gas no convencional, los descubrimientos de gas en aguas profundas y el gas asociado al tight oil.

Xizhou Zhou, Director de Energía de IHS China, se refirió a la tendencia hacia la diversificación que experimenta el país mayor consumidor de energía. China representó el 40% del crecimiento de la demanda mundial de petróleo el año pasado. La mitad de las nuevas centrales eléctricas de China son las plantas de carbón con un cambio obvio a otros combustibles, principalmente gas y nucleares, dijo. Actualmente el carbón representa el 80% de la generación eléctrica del país asiático, pero se espera que descienda al 50-60% en 2025. “Creemos que la diversificación de carbón ya ha comenzado”, sostuvo Zhou. Thane Gustafson, Director Senior de IHS Rusia y Mar Caspio, dijo que para Rusia se anticipa un entorno político estable acompañado de un crecimiento económico satisfactorio. “2013 parece un año inusualmente tranquilo”, señaló, agregando que quizás el ritmo de desarrollo de tight oil en el país de algunas sorpresas. Abril 2013 / Petroleum 279

Escenario

Cambio de paradigma en la industria de la energía El martes, 5 de marzo, Scott Key, Presidente y Director de Operaciones, y Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS dieron apertura a la conferencia, con una cálida bienvenida a los más de 2.500 delegados reunidos. El orador principal fue Khalid Al-Falih, Presidente y CEO de Saudi Aramco, quien elogió la salud general de la industria energética mundial, especialmente la del sector de energía de EE.UU., cuyo crecimiento en hidrocarburos no convencionales dijo que sigue macando el paso para el resto del mundo Al-Falih señaló cuatro nuevas realidades que están impulsando un cambio de paradigma en la industria energética. En primer lugar, que la demanda mundial de energía se está moderando, debido no sólo al estancamiento económico, sino también a los cambios demográficos, el comportamiento del consumidor y las políticas gubernamentales. Segundo, la preocupación por las limitaciones de los recursos se han disipado en gran parte con el boom de los no convencionales. Tercero, un mayor enfoque de la política gubernamental de monitorear el acceso a los recursos clave, y cuarto, la notable la reevaluación de las políticas en medio ambiente y renovable. El ejecutivo saudí al hablar sobre el tema de la resiliencia comentó que la estabilidad del mercado ayudaría a asegurar los suministros de energía ante las perturbaciones causadas por los shocks geopolíticos, económicos o ambientales, por lo que reiteró el compromiso de Arabia Saudita para responder a las interrupciones. “La industria debe prestar atención a las lecciones del pasado, fortaleciendo sus defensas

Khalid al-Falih, CEO de Saudi Aramco, dijo que el crecimiento de la demanda mundial de petróleo se ha moderado, en gran parte debido a las presiones ambientales y los cambios de estilo de vida, así como las políticas energéticas

físicas y virtuales y la inversión para el manejo adecuado de los riesgos (…) debe ser consciente de los posibles impactos sociales y abrazar la sostenibilidad ambiental y los procedimientos de seguridad”. Destacó la intención de Arabia Saudita de mantener una capacidad de producción de 12,5 millones de barriles por día a través de la inversión en el desarrollo y expansión de sus campos activos, de inversiones crecientes en materia de gas convencional y no

convencional para consumo interno, en tecnología de energía solar y la exploración en aguas profundas en el Mar Rojo. También citó un reciente ataque cibernético en Saudi Aramco como ejemplo de cómo las compañías deben estar vigilantes en la defensa contra ataques cada vez más sofisticados y organizados. Dijo que el ataque no produjo ninguna interrupción en los suministros de petróleo, y que esto sólo era posible a través de una planificación exhaustiva.

La revolución no convencional impulsa cambios en las estrategias empresariales El discurso principal del segundo día de IHS CERAWeek estuvo a cargo de Ryan Lance, Presidente y CEO de ConocoPhillips, quien se refirió a lo que denominó un “nuevo mundo valiente” en la industria de los hidrocarburos, gracias a los recursos no convencionales Ryan Lance aseguró que el entorno actual de la industria es diferente al de hace apenas una década, cuando la seguridad del suministro era un gran problema, el excedente de capacidad de producción mundial estaba en declive, además de la rápida expansión de las economías asiáticas. Comentó que hoy mientras la demanda global de energía sigue desplazándose de los países OCDE a los no OCDE, las oportunidades globales de suministro se encuentran cada vez más en la OCDE, en

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Ryan Lance, Presidente y CEO de ConocoPhillips

particular en los Estados Unidos, Canadá y Australia. Los factores que han facilitado la revolución no convencional en América del Norte incluyen una enorme flota de taladros, mano de obra calificada y sistemas legales y regulatorios bien establecidos. De hecho, “América del Norte podría convertirse en un exportador neto de energía dentro de una década”, dijo Lance. De igual modo, dijo que esa revolución no convencional ha provocado cambios fundamentales en las estrategias empresariales.

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Escenario “Hoy día las empresas petroleras nacionales están tratando de participar en las oportunidades no convencionales en poder de las empresas petroleras internacionales”. Al mismo tiempo, las petroleras internacionales están reorientando el crecimiento orgánico en lugar de fusiones y adquisiciones. Al comparar los ciclos de vida de las inversiones en el desarrollo de convencionales y no convencionales, explicó, por ejemplo, que el shale requiere “una

mayor inversión en curso, pero permite una recuperación rápida”, mientras que los “megaproyectos” convencionales requieren inversiones iniciales muy grande, con recuperaciones que pueden tardar una década o más. También notó la diferencia La experiencia operativa más adecuada para los dos tipos de desarrollos es también diferente; los desarrollos no convencionales requieren de un rápido despliegue de las plataformas y equipos de completación,

y la atención se centra en mejorar la eficiencia y control de costos. La planificación y ejecución de estos proyectos no convencionales en comparación con, por ejemplo, los proyectos convencionales de aguas profundas, son muy diferentes. “Queda mucho por descubrir sobre los no convencionales, incluso los factores de recuperación final y el óptimo espaciamiento del pozo. La industria está en el “primer inning de ese juego”, y hay “muchas entradas para ir”.

Plenaria Global de Petróleo

El panorama del petróleo y gas en Canadá y Colombia Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS, presidió la sesión plenaria mundial de petróleo la cual convocó a Steve Williams, Presidente y CEO de Suncor Energy, con sede en Canadá, y a Orlando Cabrales Segovia, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH para citar las experiencias y retos de la industria en ambos países Steve Williams habló sobre la construcción de un puente hacia un futuro positivo de energía para América del Norte a través de un diálogo significativo centrado en soluciones, la fuerte asociación entre Canadá y los Estados Unidos, y la innovación y la colaboración para compartir tecnología ambiental y buenas prácticas.

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Señaló que las arenas petrolíferas contribuyen sólo con una décima parte del 1% de las emisiones globales de carbono, menos que las ciudades más grandes. Dijo que la fuerte asociación en energía y de beneficio mutuo entre los Estados Unidos y Canadá, que representa US$ 87 mil millones en el comercio, crea puestos

de trabajo en ambos países y proporciona una fuente confiable y segura de abastecimiento de petróleo para los Estados Unidos, podría servir como modelo en otras partes del mundo. Mencionó la misión de la Canadian Oil Sands Innovation Alliance (Cosia) conformada por 14 empresas en Canadá, y enfocada en la reducción de los

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Escenario impactos ambientales de las operaciones en estas arenas petrolíferas. “Cosia permitirá a las empresas compartir tecnologías y mejores prácticas con el objetivo de lograr avances para reducir el consumo de agua y las emisiones de gases de efecto invernadero”. Cabrales Segovia compartió los logros de Colombia en los últimos ocho años, los planes del país para incrementar las reservas y los desafíos que mantiene. En 2005 la producción del país fue 639.000 barriles de petróleo equivalente por día, y en 2012 alcanzó el hito de 1 millón de barriles por día, mientras que para este año se proyecta una producción de 1,2 millones. La actividad de exploración también aumentó durante ese período: 35 pozos exploratorios fueron perforados en 2005 y 131 pozos en 2012, mientras que la inversión extranjera directa aumentó aproximadamente seis veces más en ese periodo. Cabrales describió varios escenarios para encontrar más petróleo y gas entre

Durante el desarrollo de la Plenaria Global de Petróleo, Daniel Yergin; Orlando Cabrales, Presidente de la ANH y Steve Williams, Presidente y CEO de Suncor Energy

2012 y 2030 y dijo que cree firmemente que el país puede llegar al escenario máximo de 38 millones de barriles de petróleo y 16 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas. La mayor parte de los recursos de petróleo sería poco convencional, del offshore y crudo pesado, mientras que una porción significativa del gas sería de plays no convencionales. Para lograr estos objetivos mencionó tres desafíos. Primero, la seguridad, pues “si el país ha hecho grandes progresos en los últimos 10 años, debe seguir

siendo diligente”. Consideró que recientes ataques contra la infraestructura petrolera estaban destinados a mantener presión sobre el gobierno durante las negociaciones con los rebeldes. Segundo, incrementar la proporción de reservas a producción haciendo mayor exploración. Y tercero, la planificación de los desarrollos futuros de modo que la falta de infraestructura no crea un cuello de botella. Recalcó que Colombia está “abierta para los negocios” y es un lugar atractivo hacer inversiones.

China: el mayor importador mundial de petróleo Li Fanrong, Presidente y CEO de China National Offshore Oil Corporation habló abiertamente sobre los pasos que China debe tomar para garantizar el abastecimiento futuro de energía que sigue en aumento Al iniciar su conferencia Li Fanrong mencionó la reciente adquisición de Nexen por parte de CNOOC por US$15 mil millones, la cual describió como un hito fundamental en la búsqueda de convertirse en un líder mundial de energía. Reflexionó acerca del impacto de la creciente demanda de energía en el balance mundial de oferta/demanda. China ha

más que duplicado su demanda de energía y se ha convertido en el mayor importador mundial de petróleo, mientras que India, Brasil y otras economías emergentes también han incrementado sus requerimientos. Dijo que China tendrá que invertir más en transporte público, así como en recursos de energía alternativa como la solar y la eólica, asimismo en I + D y la tecnología

para mejorar la recuperación de petróleo. Fanrong habló además de la necesidad de estrechar la colaboración, tanto en términos de desarrollo de tecnología como de riesgo financiero, que permita a la industria explorar nuevas fronteras en recursos no convencionales y de aguas profundas para satisfacer la demanda incremental de petróleo y gas a nivel global.

Superando los desafíos y sumando oportunidades La conferencia de apertura del tercer día fue dirigida por Bob Dudley, Director Ejecutivo de BP, quien se refirió al desarrollo de la energía a nivel global, la importancia de Estados Unidos y Rusia y el rol de BP en su compromiso por la seguridad de las operaciones Bob Dudley afirmó que el desarrollo de gas de esquisto ha tenido un efecto transformador sobre la economía de EE.UU. en términos de empleo, la diversificación de la industria de la energía en todos los estados, y el resto del comercio en el país. “Muchas otras regiones tienen potencial para un desarrollo similar, incluyendo a Rusia, pero requerirán inversiones en

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energía en una escala épica”. Dudley se mostró confiado en que Argelia pueda desarrollar sus recursos de gas de esquisto próximamente y pronosticó que el progreso en Europa será lento, mientras que China va a encontrar los medios para explotar sus recursos de esquisto en el largo plazo. Concluyó su discurso diciendo que “la historia ha favorecido a los optimistas” y que la industria de petróleo y gas no es un

negocio para los pusilánimes o desalentados con facilidad. Dijo que hechos como la crisis de la plataforma Deepwater Horizon han permitido a BP emerger como una compañía más segura y más fuerte. “Estamos cumpliendo nuestros compromisos, hemos establecido nuevos estándares, seguimos trabajando muy sistemáticamente en materia de seguridad y nuestro historial sigue mejorando”.

Participaron en la Plenaria Global del Gas Joseph Geagea, Presidente Chevron Gas; Philippe Sauquet, Presidente Gas & Power, Total; Michael Stoppard, Director Ejecutivo Global Gas de IHS; Peter Coleman, CEO de Woodside Energy; y Rainer Seele, Chairman de Winterhall Holding GMBH

Global Gas Plenary

Oportunidades y retos en los mercados de gas Durante esta plenaria el debate se centró en los mercados de gas en varias regiones, incluyendo el “vendaval de esquisto” en Norteamérica, la crisis de suministro de gas natural licuado (GNL) en Asia, la expansión de la capacidad de exportaciones de GNL en Australia, y el mercado “tibio” en Europa. Michael Stoppard, Director Ejecutivo Global Gas de IHS Joseph C. Geagea, Presidente de Gas y Midstream de Chevron señaló que el rápido desarrollo de esquistos en América del Norte no es probable que sea replicado en otras regiones del mundo, porque se necesitan otras fuerzas propulsoras como regulaciones propicias, condiciones geológicas y un mercado propicio. Philippe Sauquet, Presidente de Total Gas & Power, llegó a la conclusión de que Asia seguirá desempeñando un papel

vital en las importaciones de GNL, siendo Japón el principal comprador, China y la India también serán responsables de una gran proporción de la demanda, y surgirán nuevos importadores, como Tailandia, Singapur y Vietnam. Peter Coleman, CEO y Director General de Woodside Energy, habló sobre las exportaciones de GNL de Australia, e hizo una revisión de las iniciativas que su compañía ha adoptado. Explicó que la

capacidad de planificar a largo plazo, junto con buenas estrategias de contratación, constituye la clave para manejar riesgos en mega-proyectos como los de GNL. Rainer Seele, Chairman de Wintershall Holding GMBH, analizó el estancado mercado de gas en Europa, cuyas razones atribuyó a la falta de regulaciones para incentivar a los productores de gas, la densidad de población y la falta de propiedad de la tierra que permita la exploración.

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Escenario

Tecnología automotriz y la eficiencia de combustible Daniel Akerson, Presidente y CEO de General Motors (GM) tuvo a cargo la conferencia principal del tercer día, en la que citó al ensayista y dramaturgo de Texas Larry L. King: “Por unos pocos momentos preciosos ... estoy de vuelta en el viejo Texas, bajo un cielo alto , donde todo es posible, y de nuevo el viento sopla libre” Con la frase anterior Daniel Akerson quiso recordar los primeros días de abundante energía en los Estados Unidos, que permitieron al país progresar enormemente, en contraste con el periodo posterior de dependencia de las importaciones energéticas extranjeras, que subrayaron la vulnerabilidad del país a las fluctuaciones de precios de las materias primas. Akerson estimó que unos 500.000 vehículos eléctricos serán conducidos en las carreteras estadounidenses en 2017, desplazando enormes cantidades de petróleo importado. Entre 2005 y 2010, GM redujo la intensidad de energía por cada vehículo fabricado en un 28%. Concluyó que los ingresos extraordinarios ingresos federales y estatales de

El CEO de General Motors, Dan Akerson, abogó en Ceraweek porque la energía sea más accesible para los ciudadanos estadounidenses y una política energética a favor de la ampliación del uso del gas natural, la reducción de la dependencia del petróleo extranjero y de las emisiones de gases de efecto invernadero

petróleo y gas no convencional “nos está permitiendo de nuevo un gran sueño”. El gas también es una oportunidad enorme de ahorro para las flotas de vehículos comerciales y operadores de camiones, pero

la construcción de la infraestructura de abastecimiento de combustible necesaria, será de vital importancia para prever que el gas natural se convierta en un producto de nicho en el transporte.

Repensando el futuro de la energía Durante la noche del cuarto día de IHS CERAWeek 2013, Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS, entrevistó al famoso Presidente de Microsoft Corporation, Bill Gates, quien preside la Fundación Bill & Melinda Gates Foundation, defendió el uso de la energía nuclear como fuente de energía limpia y eficiente para el futuro Bill Gates hizo notar el contraste entre la innovación en el mundo del software y la informática personal, donde el advenimiento de las nuevas tecnologías y su revisión es un proceso de mes a mes, y la innovación en el mundo de la energía, que toma muchos años. Enfatizó la necesidad de un presupuesto intensivo para la investigación y desarrollo (I+D) en energía,

con enfoque en la energía solar, eólica, y en captura y almacenamiento de carbono de los combustibles fósiles. Se mostró escéptico sobre las perspectivas de largo plazo de almacenamiento de electricidad, señalando que la gente debería dejar “la esperanza de un milagro”. Señaló que hay sectores claves, en particular la educación, donde la investigación y

Bill Gates sostiene que la expansión de la energía nuclear es la forma más económica y segura para resolver el problema del cambio climático, mejor opción incluso que la eólica o la solar

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desarrollo es casi inexistente. Precisamente la Fundación Bill & Melinda Gates ha invertido en estudiar cómo hacer buenos maestros y utilizar este conocimiento para capacitarlos en ser más eficaces. El genio en la computación describió su carrera en Microsoft y la transición de CEO a Presidente antes de discutir el futuro de la tecnología informática y del Internet. Dijo que la computación en nube se convertirá en predominante sólo cuando sea tan segura y estable como una computadora personal. Las mayores innovaciones en los próximos 20 años tendrán que ver con la capacidad de poner pantallas en cualquier lado y la penetración de robots en la sociedad en general. Daniel Yergin y Bill Gates concluyeron la sesión con un debate sobre la seguridad cibernética, tema que Gates no considera como un asunto estructural, ya que Windows 8 y otros sistemas actuales solucionan muchos de estos problemas. La conciencia pública del problema si es importante.

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Escenario

Conferencistas de Estados Unidos, Canadá y Colombia profundizaron sobre los principales desafíos del sector en el marco de este evento organizado por el Colegio de Estudios Superiores de Administración -CESA, de Colombia, con el acompañamiento de la Escuela de Negocios de la Universidad Alberta de Canadá

En la mesa de instalación del Foro: Karín Kure, Rep. Estudiantil CESA; Camilo Calderón y Marco Fidel Rocha, del Consejo Directivo CESA; Orlando Cabrales, Presidente ANH; José Manuel Restrepo, Rector CESA; Joseph Doucet, Decano Alberta School of Bussiness; y Henry Bradford, Vicerector CESA

fin de lograr que Colombia se mantenga en el mapa petrolero mundial, es indispensable una mayor inversión en exploración que permita incrementar las reservas y así sostener la producción por encima del millón de barriles diarios. Con este y otros importantes señalamientos concluyó el Foro Internacional de Hidrocarburos 2013, efectuado el 20 de Febrero en el Club El Nogal de Bogotá, cuya agenda se centró en los retos macro y micro económicos que plantean el crecimiento del sector de hidrocarburos en Colombia. Bajo el lema “Perspectivas y valor de las empresas del sector” el programa contó con la presencia de ministros, analistas, académicos, líderes y actores del sector energético y financiero del país. Durante la apertura el Rector del CESA, José Manuel Restrepo, dijo que el sector educativo privado debe estar cada

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En una industria creciente pero bajo presión por los costos que genera, la tecnología se constituye en un factor dominante y el personal en el recurso más valioso del sector, en el cual la educación tiene un papel fundamental que desempeñar vez más comprometido con el desarrollo de la industria petrolera colombiana. “Las alianzas inter institucionales contribuyen

al fortalecimiento de la formación de las próximas generaciones que aportarán al crecimiento de los países, por lo cual celebramos estar en compañía de Canadá que tiene mucho que enseñarnos”, dijo. Puntualizó asimismo la importancia de saber valorar a las empresas del sector de hidrocarburos, siendo esa una de las razones primordiales que propició la organización del foro, además de lograr reunir al talento de la industria, del sector financiero.

Oportunidades de Inversión en el Sector Minero-Energético La primera sesión del foro tuvo como oradores al Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Cabrales Segovia y al Decano de Alberta School of Business, Joseph Doucet. Orlando Cabrales aprovechó el escenario para compartir una vez más los resul-

Escenario tados en materia de producción, contratos firmados, actividad sísmica, perforación de pozos, reservas e inversión extranjera directa en Colombia. Destacó que con una meta para 2013 de 1.297.000 barriles de petróleo equivalente por día, el desafío de Colombia y de la Agencia es “sostener la producción actual y su crecimiento”. La primera parte de su presentación se centró en la actualidad del sector de hidrocarburos colombiano y el esfuerzo hecho en la última década para casi duplicar la producción, subrayando el hecho de haber logrado sostener el nivel de producción ampliamente por encima del millón de barriles. Desde la creación de la ANH ha habido una muy buena asignación de áreas. 2012 cerró con 54 contratos, 2013 es un año de transición, previéndose sólo 25 contratos. “El plan de desarrollo son 205 contratos durante el cuatrienio, de modo que en la Ronda 2014 para la cual nos estamos preparando, si tenemos una meta de 50 contratos. En 2012 adelantaremos más bien un proceso de asignación de áreas para el gas metano asociado al carbón. Tiene pleno sentido aprovechar ese gas, incluso desde el punto de vista ambiental y económico, si bien hay allí unos retos importantes, especialmente el de la coexistencia con el propietario del título minero, y en eso estamos trabajando”, dijo Cabrales. Otro aspecto importante es que en las áreas donde no hay mucha información geológica, la Agencia debe hacer un esfuerzo mucho más agresivo para adquirirlo, de tal manera que esas áreas estén mejor justificadas técnicamente para ofrecerlas a los inversionistas. En ese sentido, el pasado año la ANH perforó directamente más de 20 pozos estratigráficos, adquirió 1.500 km de sísmica 2D y este año se contemplan otros 8.000 km de sísmica 2D. Para Cabrales la exploración es la semilla que permite hacer sostenible la actividad de producción en el mediano y largo plazo. “Hemos venido incrementando la sísmica y a futuro tenemos metas más ambiciosas. En materia de pozos exploratorios, 2012 terminó con un récord histórico de 131 pozos y la meta este año es de 135 pozos. El porcentaje de éxito exploratorio hoy día es de 33% y se espera subirlo a un

Orlando Cabrales

50%. En cuanto a la inversión extranjera directa en el sector, dijo que los US$6.400 millones reportados en 2012 representaron el 40% del total del IDE, esperándose que este año se mantenga en el mismo orden. “Obviamente debemos aprovechar esta riqueza como país para tener más educación, mas tecnología y que otros sectores de la economía crezcan”. Joseph Doucet por su parte, tras señalar que para Canadá era muy grato compartir las lecciones aprendidas con Colombia, dijo que “pretendemos seguir acompañando el crecimiento de la industria de este país, con inversiones, apoyo tecnológico y la formación de talento humano”. El experto en temas de política energética centró su charla “Retos dinámicos – oportunidades ocultas” en el impacto dominante de la tecnología y las buenas reglas de información, política, mercados y creación de valor, con enfásis en la expe-

Joseph Doucet

riencia de Alberta, una región cuyo sector energético representa el 27.6% del PIB. El total de reservas de Alberta es de 170.2 billones de barriles, de los cuales 168.7 billones de barriles son reservas de bitumen y 1.5 billones de barriles de crudo convencional. Para Doucet “el medio ambiente se ha convertido en una problemática mundial frente a la cual no sólo no hay escapatoria, sino que además es crítica para el proceso de aceptación de las empresas petroleras en su relación con las comunidades”. El Decano de Alberta School of Business también compartió algunas conclusiones resaltantes del estudio “The 9 habits of highly effective resource economies, lessons for Canada”, una investigación sobre la dotación de recursos naturales del país y las lecciones aprendidas de otras naciones respecto a la administración de sus recursos y la creación de valor, con énfasis en el manejo responsable de los ingresos,

Randall Morck

infraestructura, investigación colaborativa, impuesto al carbono, diversificación del comercio y la inversión, empresas competitivas a nivel mundial, las ayudas relacionadas con los recursos, el desarrollo y el plan energético canadiense. Otra intervención destacada fue la de Randall Morck, Director del Instituto Canadiense de Gobierno Corporativo, cuya presentación “Recursos naturales y la riqueza de las naciones” partió del ejemplo de Japón para mostrar cómo a pesar de tener escasos recursos naturales un país puede alcanzar el desarrollo, gracias a la adopción de reformas públicas, fiscales, monetarias y regulatorias. “Japón es rico y no tiene petróleo. Nigeria es pobre y tiene mucho petróleo”, dijo. Abril 2013 / Petroleum 279

Escenario Valoración de empresas y mercado de capitales La valoración de empresas es una herramienta fundamental para la toma de decisiones ante posibles alianzas y estrategias de crecimiento. Otros temas analizados en profundidad en el marco del foro del CESA fueron la “Valoración de las empresas del sector de hidrocarburos en el ámbito global”, en el panel integrado por Vikas Mehrotra, Director del Departamento de Finanzas de Alberta School of Business; Rolf Schmitz, Director Latin America Energy Finance de Scotiabank Houston; Christian O´Neill, Analista Bloomberg New York y Mark Mc Rae, Vicepresidente de Sequeira Partners Inc.; y el “Acceso al mercado de capitales para las empresas del sector en Colombia”, con la intervención de Santiago Ángel, Vicepresidente de Minería, Hidrocarburos y Energía (ANDI); Roberto Borrás Polanía, Presidente del Autorregulador del Mercado de Valores de Colombia-AMV; Rafi Khouri, Analista de Gas y Petróleo de Raymond James Ltd; José Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales Energy; y Ricardo Ávila, Director del Diario Portafolio en calidad de moderador. Santiago Ángel se refirió a las economías claves a observar en los próximos cinco años en Colombia, centrándose en la evolución del PIB minero energético, la evolución de las exportaciones, de la inversión extranjera directa (IED) y el nuevo sistema de regalías. De cara al futuro Colombia debe analizar la diversificación de la canasta energética mundial y temas como el liderazgo y su incidencia en el crecimiento de hidrocarburos líquidos (al 2017) el crudo y el tight oil. Chris O´Neill, Analista Senior de Energía de Bloomberg Industries, dijo que los cambios demográficos en combinación con los impuestos y el aumento de las medidas de austeridad de las regiones desarrolladas tenderá a limitar la demanda durante la próxima década. Rafi Khouri, Analista en Servicios Financieros, mencionó que la producción de petróleo no convencional en Estados Unidos tendrá un crecimiento importante, de manera que la oferta superará la demanda y eso se traducirá en precios más bajos del crudo frente a los de hoy. En los

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Participaron en el panel sobre Valoración de Empresas del Sector de Hidrocarburos Rolf Schmitz, Director LA Energy Scotiabank Houston; Vikas Mehrotra, Director Departamento de Finanzas Alberta School of Business; Mark Mc Rae, VP Sequeira Partners Inc. y Christian O´Neill, Analista Bloomberg

últimos años, la percepción de los inversionistas internacionales ha cambiado, en parte gracias al auge de la producción no convencional. Reiteró que se necesitan seguridad y regímenes fiscales justos, lo cual ha sido una ventaja en Colombia. José Francisco Arata focalizó su presentación en la relación histórica de Pacific Rubiales con los mercados de capital, puntualizando la experiencia de la compañía en Colombia y lo que hoy representa para el sector de hidrocarburos del país. Su conclusión fue que “tener una historia de negocios coherente, junto con el mejor capital humano y dentro de un entorno de seguridad jurídica y una estrategia de sostenibilidad, permite que el mercado de capitales pueda tomar los riesgos necesarios en la expectativa de retornos atractiva”.

Invertir más en exploración Las palabras de cierre del foro estuvieron a cargo del Ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas, quien destacó que “no hay variable más importante para la finanzas del país que el precio del petróleo y la producción petrolífera. Cárdenas sostuvo que los ingresos del sector de los hidrocarburos son indispensables para avanzar en la carrera hacia el desarrollo y que de no contar con ellos tomaría mucho más tiempo avanzar en el cierre de las brechas sociales. “Colombia no podría estar hablando de las concesiones de carreteras de cuarta generación, ni del aumento de cobertura del Régimen Subsidiado de salud o de la educación gratuita”, enfatizó.

Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Hacienda Colombia

Explicó que es necesaria más inversión para lograr una mayor exploración y de esta manera seguir incrementando las reservas para poder sostener la producción por encima del millón de barriles diarios. “Para lograr más exploración tenemos que invertir más recursos. Estamos haciendo un gran esfuerzo en Colombia en materia de inversión, tanto las empresas privadas como el Gobierno a través de Ecopetrol”, dijo. Puntualizó asimismo que durante el presente año se ejecutarán nueve billones de pesos por cuenta de regalías en proyectos de vías, infraestructura, vivienda e inversiones en los sectores sociales, los cuales no se alcanzó a ejecutar en 2012 debido que se encontraban en fase de diseño y de aprobación por parte de los Órganos Colegiados de Administración y Decisión (Ocad).

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Tecnología y Comercio

OTC Spotlight on New Technology 2013 Las tecnologías más innovadoras de exploración y producción offshore

En el marco de la Offshore Technology Conference -OTC, que se celebrará del 6 al 9 de Mayo en Houston, se llevará a cabo la décimo primera entrega de reconocimientos a las más novedosas tecnologías que impactan la industria global de E&P costafuera

on el Spotlight on New Technology la organización OTC reconoce cada año los esfuerzos y aportes de las compañías que con sus nuevos productos y servicios revolucionan la explotación de hidrocarburos offshore. Este año el comité evaluador seleccionó tecnologías desarrolladas por las firmas ABB, Baker Hughes, Bayou Wasco Insulation, Dow Oil & Gas, PIH, Trelleborg Offshore, FMC Technologies, GE Oil & Gas, Reelwell, SBM Offshore, ShawCor Ltd., Statoil, Superior Energy Services , Wärtsilä Corporation, Welltec y WeST Drilling Products.

Helge Hove Haldorsen, Presidente del Comité Spotlight, dijo al anunciar a los ganadores de esta edición que gracias al impulso que las compañías dan a la investigación y el desarrollo tecnológico, la actividad de E&P en alta mar seguirá “cumpliendo un rol clave en el suministro de energía al mundo de manera sostenible”. Steve Balint, Presidente de OTC 2013, destacó por su parte que las tecnologías premiadas muestran el ingenio y visión de futuro que permite a la industria avanzar hacia nuevos niveles de seguridad, productividad y eficiencia.

Las tecnologías premiadas

Onboard DC-Grid El innovador sistema Onboard DC Grid distribuye energía eléctrica por todo el buque con un único circuito de CC, en lugar de múltiples conexiones, permitiendo reducir significativamente el consumo de combustible y operar con la mayor eficiencia y mínimas emisiones. El sistema de propulsión eléctrica se adapta a una amplia categoría de buques, incluidas unidades de apoyo a plataformas, remolcadores, transbordadores, yates y buques comerciales, equipados con sistemas de baja tensión y sistemas de energía de hasta 20 MW. Una de sus principales ventajas es que los motores de los barcos ya no tienen que funcionar a una velocidad fija y se puede ajustar para optimizar el consumo de combustible. El Onboard DC Grid reduce el impacto ambiental de los equipos eléctricos utilizados. En momentos en que el ahorro de combustible es uno de los requisitos de las compañías navieras, contar con un sistema integrado eléctrico, de automatización y asesoramiento, ayudar a reducir sustancialmente el consumo de carburantes, hasta en un 20%, lo que representa una ventaja competitiva. www.abb.com

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FASTrak™ LWD Fluid Analysis Sampling and Testing Service Como una respuesta a la creciente necesidad de adquirir muestras de fluidos en ambientes de pozos altamente desviados o de alcance extendido, con ahorros en tiempo y costos, Baker Hughes desarrolló este nuevo sistema de toma de registros durante la perforación y pruebas de análisis de las propiedades del fluido del yacimiento, FASTrak™, en el que replica la mayoría de las características de su popular herramienta de Caracterización de Yacimientos (RCI), permitiendo no solo realizar un número ilimitado de pruebas de presión y análisis de fluidos, sino también capturar y recuperar hasta 16 muestras de fluido en condiciones de baja presiónvolumen-temperatura (PVT). Las ventajas de la toma de muestras durante la perforación incluyen la obtención de muestras de mayor calidad con menos contaminación, y reducir los tiempos de salida de la bomba debido a la menor invasión del fluido de perforación en el yacimiento recién perforado, todo lo cual se traduce en mejores muestras a un costo total reducido. www.bakerhughes.com

High-speed, Helico-axial Multiphase Subsea Boosting System DOW NEPTUNE™ Advanced Subsea Flow Assurance Insulation System Este avanzado sistema de aislamiento y aseguramiento de flujo submarino ofrece un rendimiento mejorado sobre cualquier otro sistema existente en el mercado, capaz de soportar las condiciones cada vez más severas asociadas a la producción de petróleo submarino. Diseñado para líneas de tubería y aplicaciones en arquitectura submarina, desde el pozo hasta el punto de entrega, NEPTUNE™ combina excelentes propiedades térmicas con el rendimiento más alto de temperatura, de -40°C (-40°F) hasta 160°C (320°F) durante la instalación y uso, a profundidades de hasta 4.000 metros. La innovadora tecnología se basa en una química completamente nueva desarrollada por Dow para esta aplicación: NEPTUNE™ FBE Anti-Corrosion Coating, y NEPTUNE™ Flow Assurance Insulation Coating, un material termoestable híbrido, igualmente patentado. Esta composición de doble capa ofrece una clara ventaja al eliminar la necesidad de múltiples capas adhesivas, contribuyendo a un perfil de revestimiento más delgado lo que simplifica el proceso de aplicación y reduce el potencial de error. www.dow.com

Condition and Performance Monitoring (CPM) Disponer de conocimiento actualizado y calificado para la integridad del patrimonio submarino es de suma importancia para tomar decisiones correctas en el momento adecuado, a fin de maximizar la rentabilidad del desarrollo de los yacimientos. FMC Technologies, líder mundial de soluciones tecnológicas para la industria energética, desarrolló este sistema de vigilancia diseñado para maximizar el tiempo de producción y la disponibilidad de los activos. Permite un mantenimiento proactivo de sistemas de producción submarina y de procesamiento asociado, en un ambiente experto colaborativo 24/7 para el diagnóstico y solución de problemas. El CPM combina el monitoreo continuo de sensores e instrumentación submarina con una base de datos histórica para identificar fallas y desviaciones de las condiciones normales de funcionamiento. fmctechnologies.com

Con un enfoque pionero en la próxima generación de tecnologías para aumentar la producción y maximizar la recuperación de petróleo y gas, FMC Technologies y Sulzer Pumps desarrollaron un nuevo y potente sistema de bombeo submarino, optimizado para entornos submarinos. El sistema combina la bomba hidráulica de Sulzer Pumps probada en campo con la tecnología Permanent Magnet de FMC Technologies, que además de mayor velocidad, eficiencia y potencia requiere de menos mantenimiento, proporcionando al consumidor final una mayor flexibilidad operativa para procesamientos submarinos. La bomba de tipo helico-axial es impulsado por un motor de 3,2 MW y es capaz de soportar presiones de hasta 5.000 psi. www.fmctechnologies.com

RamTel™ Plus and ROV Subsea Display Panel Cuando se cierra un pozo utilizando preventores de reventones (BOP), conocer exactamente donde están colocados el cizallamiento y elementos de sellado es importante. GE Oil & Gas dio un paso adelante en el desarrollo de tecnologías para ayudar a los perforadores costafuera a aumentar el rendimiento de los equipos, la seguridad y fiabilidad, optimizar la eficiencia operacional mediante la mejora del ciclo de vida de mantenimiento y reducir el tiempo de inactividad. El sistema patentado RamTel™ Plus proporciona a los operadores un método directo para determinar la posición de ariete, y los Display ROV de GE permiten leer los datos de la pila del sensor, incluyendo la temperatura del pozo y los indicadores de posición de carnero submarinos. Los productos son el resultado de una investigación renovada y centrada en el desarrollo y la aceleración de proyectos para mejorar la capacidad de cizallamiento, el seguimiento de balanza de pagos, y capacidad de manejo de gas. www.ge-energy.com Abril 2013 / Petroleum 279

Tecnología y Comercio Deepwater BOP Blind Shear Ram GE Oil & Gas desarrolló la tecnología de próxima generación para corte y sellado de pozos tubulares. La patente en trámite Blind Shear Ram está diseñada para su uso en la memoria RAM de preventores de reventones de GE utilizados en perforación costa afuera. Desempeñará una función esencial en la industria para esquilar juntas de tubería de perforación de unas 6-5/8 www.ge-energy.com pulgadas de la herramienta mientras se logra un sellado del pozo con capacidad de hasta 15.000 psi de presión diferencial.

Reelwell Drilling Method Riserless (RDM-R) El diseño único del sistema RDM-Riserless ascendente permite las operaciones de perforación en aguas ultra profundas de unidades de perforación tercera y cuarta generación, debido a la reducción del peso por la eliminación del tubo ascendente, disminuyendo drásticamente los volúmenes de líquido. Los recortes son transportados a la superficie en el interior del DDS (dual drill string), es decir, este actúa como tubo de subida. El sistema permite un gran ahorro de costos en operaciones en aguas ultraprofundas, a la par de mejorar la seguridad en operaciones de Managed Pressure Drilling (MPD) y Under Balanced Drilling (UBD) sin equipo a presión en superficie. www.reelwell.com

Drilling Riser Trip Saver™ Pionera en soluciones para aguas profundas, SBM Offshore desarrolló un sistema de transporte rail-mounted, que vuelve a colocar la tubería de perforación suspendida con un sistema drilling riser tensioner y preventor de reventones en el sitio. El innovador aparato y método aplicable para perforación de múltiples pozos submarinos consecutivamente, ahorra tiempo, dinero y reduce el riesgo, evitando la eliminación del tubo de perforación ascendente. www.sbmoffshore.com

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Mobile Robotic Cutback System El sistema Mobile Robotic Cutback System es una tecnología innovadora desarrollada y utilizada por Bredero Shaw, el líder global en soluciones de revestimiento de tuberías, que sustituye los procesos manuales que forman el recorte incluyendo cepillado, lijado y raspado. La nueva tecnología es más segura y requiere menos mano de obra. Produce perfiles consistentes de alta calidad. Con una vocación orientada hacia el crecimiento, ShawCor Ltd. es una compañía global de servicios centrada en el desarrollo de tecnología, productos y servicios para el mercado de tubos en todo el mundo. www.shawcor.com

Remotely Welded Retrofit Subsea Hot Tap Tee Tecnologías innovadoras han sido desarrolladas con el fin de cumplir los requerimientos de la producción de crudo y gas en ambientes hostiles propios de aguas profundas, algunas de ellas por Statoil como la novel tecnología de reparación y soldadura Hot Tap Tee controlada a distancia para tuberías en aguas profundas, cuyo diseño y principios ha sido probada con excelentes resultados. Para este tipo de operación se emplea un robot de soldadura de una pieza en T en el ducto, por el cual fluye el gas. Una máquina de perforación controlada también a distancia realiza agujeros en la tubería de producción, sin efecto sobre la presión y la producción. www.statoil.com

Complete Automated Technology System (CATS) Un servicio de completación en tierra y costa afuera que utiliza la robótica a distancia para controlar diversos componentes de la operación. A diferencia de la completación convencional que requieren numerosos pasos para los procesos de perforación, CATS automatiza muchos de estos procesos, reduciendo el número de pasos requeridos y el número de personas en el lugar en un 70%. Diseñado para mejorar los procesos y la seguridad, CATS reduce el tiempo de realización y exposición, aumentando al mismo tiempo la producción y ganancias. www.superiorenergy.com

Wärtsilä GasReformer Este nuevo producto patentado permite reducir los costos de extracción de petróleo y gas mientras se beneficia el medio ambiente. Wärtsilä GasReformer convierte los VOCs o gases asociados, que antes se consideraban como un residuo, en una fuente valiosa de energía, facilitando la generación de energía auto sostenible para el funcionamiento en alta mar. Además de un importante ahorro de costos, su mayor ventaja es la sostenibilidad ambiental, convirtiéndose en un ejemplo más del desarrollo de productos altamente eficientes y de las capacidades de integración que permiten obtener soluciones.

www.wartsila.com

Well Cutter® El innovador cortador Well Cutter® es una nueva herramienta que ofrece un enfoque más seguro, rápido, fiable y rentable para cortar tubería de perforación y revestimiento, sin necesidad de utilizar explosivos. La herramienta utiliza un cabezal giratorio para cortar el tubo de forma incremental, evitando la creación de virutas. El sistema incorpora un mecanismo “fail-safe” que evita que la herramienta se atasque. Un beneficio del cortador es que elimina el uso de explosivos que suponen un riesgo operacional, especialmente cuando las operaciones se llevan a cabo simultáneamente. El traslado de los explosivos también pueden generar necesidades logísticas y operativas con importantes retrasos, lo que hace al Well Cutter® una alternativa atractiva para las operaciones de recuperación de tubería. La herramienta es totalmente combinable con el Well Tractor y otros servicios Welltec.

www.welltec.com

Continuous Motion Rig (CMR) Una nueva generación de tecnología de perforación, denominada Continuous Motion Rig (CMR) tiene el potencial de reducir el tiempo de perforación en un 50% y los costos totales de perforación en un 40-50%, además de ofrecer un avance sustancial en términos de eliminación de riesgos de seguridad personal. El principio fundamental del CMR consiste en el funcionamiento continuo de la tubería de perforación y la carcasa articulada, lo que permite la perforación ininterrumpida mientras se mantiene la circulación. La tecnología facilita la perforación bajo balance y MPD, convirtiéndose en la primera plataforma de perforación completamente automatizada. www.westgroup.no Abril 2013 / Petroleum 279

Tecnología

Teoría sobre la cuantificación del cotejo en modelos de simulación numérica de yacimientos 7 Por Daniel Quijada Carvajal Por último está (3) la tendencia a separarse, correlación del Este trabajo tuvo como propósito error (CE), indica la capacidad del modelo para reproducir la desarrollar una teoría que fuera tendencia de los datos reales o lo que es lo mismo, mide como capaz de organizar, esquematizar y varía el error del modelo: darle lógica al análisis del cotejo en ∑ y (y − y ) CE = mS m = modelos de simulación ∑(y ) mod i

Mod

Un concepto de 20% ó 30% de cotejo comúnmente es escuchado en el mundo de la simulación, y usualmente trae confrontaciones entre los que están de acuerdo y aquellos que difieren. En la ciencia, situaciones como estas no son permitidas. Para evitarlo, se crean un conjunto de reglas que permiten una única comprensión de los “conceptos”. Así, un concepto como 50% de cotejo, para que aporte conocimiento requiere todo un proceso de interpretación. Este trabajo tuvo como propósito desarrollar una teoría, que fuera capaz de organizar, esquematizar y darle lógica al análisis del cotejo en modelos de simulación. Para ello se recurrió a las matemáticas como lenguaje, de manera de eliminar la subjetividad y que “todos” interpreten lo mismo cuando se especifique el cotejo de un pozo, de un área o del mismo modelo de simulación. La teoría, al igual que la mayoría de las teorías fundamentales de la ciencia, establece premisas y condiciones necesarias para su aplicabilidad. Para la cuantificación del cotejo se definieron tres conceptos para medir (1) la dispersión de los datos alrededor de la curva ajustada (R2) que mide el error no sistemático o no explicado.

 (Y  1  (Y

Hist

 Yi Ajusta ) Y

Hist

Otro es (2) la separación entre ambas curvas, Sesgo (S), que es el error sistemático cometido por el modelo:

S (Y )  EYi Hist  Yi Mod  36

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Hist mod i i mod 2 i

Con las tres variables (S, CE, R2), se definió otro concepto Error Total de la variable (Err2Mod), el cual es el error total cometido por el modelo sin tomar en cuenta el error introducido por las desviaciones no explicadas.

2 2 ErrMod  S 2  m 2 S Mod

A partir de esta variable y con una transformación arcotangencial se obtuvo un índice, definido en el intervalo [0;1], que sería interpretado como: Cotejo Total del modelo (CTMod)

CTMod

[

2 A tan αErrMod = 1− 90

]

, con α=2 En un modelo de simulación, existe un número importante de variables (RGP, presión de yacimiento, etc.) y con el fin de definir un único indicador de cotejo que represente a todas estas variables se definieron reglas que permitieron conglomerar todos los resultados en un único indicador. Estas reglas se basan en el promedio cuadrático de los índices de cotejos. Por último esta teoría permitió el desarrollo de una medida asociada con el pronóstico, que permite definir que tan confiable (riesgo) es una predicción en el modelo de simulación, la cual fue definida como uno menos la probabilidad de predecir:

Variable

Nivel

CTgrupo  va r iable

(

CTgrupo1 )

Nivel 1

i 1

Riesgo  1  p( predecir )

La meta es dividir la variación de “Y” en diferentes partes que indiquen, en primer lugar la parte que especifica la porción explicada por el ajuste (YMod), en segundo lugar las porciones ocurridas por desviación del modelo (Sesgo “S” y Correlación del Error “CE”) y finalmente la porción inexplicada por el modelo mismo. Para ver esto, considere la siguiente identidad, la cual se cumple para todas las observaciones.

Yi = Yi Mod + S + CEi + ESS i Variación del Total

Donde la probabilidad de predecir se define como la intersección de las distribuciones de probabilidad de los datos reales, calculados por el modelo y ajustados al corregir el Sesgo y la Correlación del Error.

Nos interesa determinar el valor de “Y ajustada” dado que es ese el valor que es posible explicar considerando las correcciones por S y CE y que puede ser también definida a partir del esquema por las siguientes igualdades:

p( prdecir )  AYhist X 1 , 1  AYMod X 2 , 2  AYAjust X 3 , 3  La técnica, al igual que una herramienta mecánica, puede ser empleada de múltiples maneras, según el usuario de la misma. Sin embargo, entre las aplicaciones que esta puede tener se encuentra, el ranqueo de los modelos de simulación para la gerencia de esfuerzo, análisis cartográficos del cotejo de simulación para definir áreas con características atípicas, permite el ranqueo de localizaciones (pozos nuevos) considerando un indicador de confianza, puede definir rangos de incertidumbre de las variables modeladas a partir de los datos reales, puede ser utilizada para ajustar el modelo y conocer que aspecto, ya sea tendencia o condición inicial, es la que causa el mayor desvío del modelo. Demostración: En primer lugar considere la descripción de variables señaladas en el siguiente esquema que es utilizado para hallar la solución del problema.

Variación Variación por Variación no explicada del modelo Sesgo y C.E.

Yi Ajustada = Yi mod + S + CEi

..... (2)

también es:

Yi Ajustado = Yi − ESS

......(3)

Ajustado

= Yi

Mod

∧

+ εi

....(4)

donde eˆ , es el error del modelo de simulación que se encuentra sesgado y correlacionado de tal forma que es posible corregirlo. Dado que el Error correlacionado es un parámetro que puede

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.....(1)

Tecnología predecirse, entonces requiere de una función para tal fin y queda definida por la mejor tendencia: ∧

ε = mY i

Mod

[

∂ ∑ (ε i − (mYi Mod + b))2

+ b .....(5)

∂m

[

∂ ∑ (ε i − (mYi

así la función ajustada finalmente quedaría como:

y para que sea el mejor ajuste, que puede producir el modelo de simulación, es necesario garantizar la incorrelabilidad del error y el insesgado del estimador y esto se logra hallando los parámetros “m” y “b” por el criterio de Minimizar la suma de las desviaciones al cuadrado

(

Minimizar ∑ Yi − Yi Ajustada

)

.....(7)

Sustituyendo:

Minimizar∑ (Yi − Yi Mod − (mYi Mod + b))2

Mod

+ b))

∂b

Y ajustada = Y Mod + (mY Mod + b) ...(6)

resultando en :

Resolviendo la optimización por:

]= 0 ]= 0

... (11)

∑ y (y ∑(y mod

Hist

mod i

− yimod ) )2

b = ε i − mY

...(12)

Mod

...(13)

y utilizando las ecuaciones (2), (3) y (6) se puede demostrar que:

CLE i = m[Yi Mod − E (Yi Mod )].... (14)

Con lo cual se tiene definido por completo la función que mejor ajusta a los datos reales para el modelo de simulación. Ahora para hallar el error total cometido por el modelo partimos de la Ec 1. y sustituimos (14)

[

]

Yi Hist = Yi Mod + S + m Yi Mod − E (Yi Mod ) + ESSi

...(15)

reagrupamos, elevamos al cuadrado ambos miembros y aplicamos el operador valor esperado, ....(8)

Reagrupando:

[

]

E(Yi Hist − Yi Mod ) 2 = E(S 2 ) + E{m Yi Mod − E(Yi Mod ) + ESSi} .....(16) 2

obteniendo finalmente la variación total del modelo:

Minimizar∑ (ε i − (mYi Mod + b))2

...(9)

2 ( S xyT ) 2 = S 2 + m 2 S Mod + ( S xyNo _ Corr ) 2

.....(17)

a partir de la cual se define el error del modelo como: 2 T 2 ErrMod = (S xy ) − (S xyNo _ Corr ) 2

.... (18)

resultado: 2 2 ErrMod = S 2 + m 2 S Mod

... (19) La “Teoría sobre la cuantificación del cotejo en modelos de simulación numérica de yacimientos” introduce a la ciencia de los hidrocarburos una nueva herramienta de análisis que permite una mejor comprensión de los resultados de simulación de yacimientos, que son determinantes en la toma de decisiones de mediano y largo plazo para la industria petrolera. Además de llevar a la ingeniería de simulación numérica de yacimientos un escalón mas arriba al eliminar la subjetividad del cotejo y convertirlo en un proceso lógico claramente interpretable. El autor Daniel Quijada Carvajal, es ingeniero de petróleo egresado de la Universidad de Oriente (Venezuela) en 2003. Su carrera profesional la ha desarrollado en PDVSA E&P, donde ha desempeñado funciones como Ingeniero de Yacimiento, vinculado a la planificación, programación, realización y seguimiento en la ejecución del plan de explotación, y como Ingeniero de Simulación, integrado a la creación de modelos predictivos de yacimientos.

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Reporte

Descubrir nuevas reservas de petróleo, un reto de ingeniería

El éxito de la perforación de un pozo exploratorio, depende directamente de una óptima planificación inicial del programa de perforación. La metodología PER, que involucra la planeación, ejecución y retroalimentación, tiene un campo de potencial aplicación en Colombia para todos los pozos exploratorios, tal como lo han hecho Brasil y México con excelentes resultados en términos de descubrimientos

7 Por Sergio Cristancho, Ingeniero de Petróleos

l pozo es uno de los componentes principales del sistema de exploración y alrededor de él se han desarrollado avances tecnológicos, como por ejemplo los equipos de perforación hidráulicos y las herramientas para perforar pozos horizontales, entre otros. Para asegurar que con la perforación y el completamiento del pozo exploratorio se encuentren nuevas reservas y que sea posible comunicar el yacimiento con la superficie ( reducir el daño de la formación - SKIN), se debe definir muy bien el diseño para poder contratar los servicios requeridos, asegurando la calidad y la durabilidad del pozo, ya que de no lograrse el acceso a los hidrocarburos en el subsuelo y facilitar que estos fluyan a la superficie, el resultado será un pozo no productor de hidrocarburos y no se tendrían ingresos económicos. A lo largo de los años las empresas operadoras han adquirido conocimientos y competencias que reducen el riesgo de la perforación de pozos, maximizando el éxito. Por eso se han desarrollado metodologías que permiten opti-

mizar tanto técnica como económicamente la ejecución del pozo, como la metodología PER que involucra la planeación y ejecución de la perforación del pozo para asegurar, desde el inicio, la correcta ubicación del pozo y la producción de hidrocarburos en superficie. La ejecución del plan comienza con la decisión de perforar y termina cuando el pozo está completado. Ejecutar con exactitud el programa contribuye a una reducción de costos y de problemas potenciales. Si anticipamos lo inesperado podemos asegurar el éxito en la perforación. Luego es necesario evaluar las lecciones aprendidas tanto operativas como de HSE (Retroalimentar – Planeado vs Real), teniendo siempre en cuenta los aspectos gubernamentales y las normas internacionales API. Sería importante para Colombia estandarizar cada una de las fases de perforación (Planear, Ejecutar y Retroalimentar) y generar un medio que permita a la industria conocer los resultados exploratorios, entre mayor información tengamos para planear estaremos minimizando el grado de incertidumbre durante la perforación,

Diagrama de flujo metodologia per (planear – ejecutar – retroalimentar)

recordemos que el año pasado tuvimos 58 pozos exploratorios declarados secos (Fuente ANH). La metodología PER que tuvo sus inicios en Brasil, se está aplicando actualmente en México, y ya hemos visto los buenos resultados en exploración de estos dos países. 1. Planeación Localización (visita de campo), Geología, Análisis de los pozos de correlación, Geomecánica, Sentamiento de casing, Diseño de casing, Plan direccional, Programa de Lodos y cortes, BHA, Brocas, Parámetros de perforación, Registros eléctricos, Cementación, Cabezal de pozo, BOP, Completamiento, Pruebas, Mud Logging, Selección del equipo de perforación, AFE. 2. Ejecución Programa de Perforación y pruebas para un pozo exploratorio, PRESPUD, Movilización/ Arme/Desmovilización de equipos. 3. Retroalimentación (Post morten) (Planeado vs real): Topes, Tiempos, Curva de avance, NPT, Estado mecánico, Costos, Brocas, BHA, Revestimiento, Lecciones aprendidas (operacionales y HSE). El autor es Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad de América, Colombia en 1990, con especialización en Gerencia de Proyectos de la Universidad Piloto de Colombia, 1996; Ingeniería de Gas, Universidad Industrial de Santander, 2000; y Gerencia Estratégica de Mercados de la Universidad Autónoma de Bucaramanga, 2002. Tiene amplia experiencia en Perforación y Completamiento de pozos exploratorios y de desarrollo, Workover, Gas Natural y Sistemas. Durante el desarrollo de su carrera profesional ha prestado servicios en empresas e instituciones como Ecopetrol, Marling Drilling, Halliburton, Network Oil, Empresa Colombiana de Gas, Ecogas (hoy TGI), Gas Atacama, Gran Thornton, Unidad de Planeación Minero Energética, Bureau Veritas, Vetra y actualmente Turkish Petroleum. Por mas de siete años ha ejercido también como docente en Ingeniería de Petróleos.

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Geopolítica Petrolera

Caminos distintos en la conducción del negocio petrolero Con contadas excepciones, en la mayoría de los países de América Latina la nostalgia y confusión ideológica ha llevado a la asociación de empresas petroleras estatales con compañías y países afines políticamente, sin la tecnología, capital y conocimiento del negocio petrolero

l Consumo energético mundial actual es del orden de 230 millones de barriles equivalentes (MMBED), de los cuales el 64% es petróleo y gas natural, con tendencia a producir y consumir más gas natural por ser su combustión menos dañina al medio ambiente y su uso en petroquímica y la siderúrgica. Se prevé que ese orden de magnitud en la satisfacción del consumo se mantenga al menos por los próximos 27 años, y que serán estos combustibles fósiles los que satisfagan el fuerte incremento en la demanda de energía que experimentarán los países asiáticos, en especial China e India, los dos países más poblados del planeta Tierra. Ese colosal incremento de la demanda energética de esos países, elevaría el consumo mundial en el orden de los 320 MMBED hacia el 2040, aumento que será mayormente en electricidad por considerarse el más importante de los servicios públicos cuando se trata de promover bienestar, riqueza y prosperidad para la población. De allí la febril actividad mundial en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo y gas, cada vez más costosas y operacionalmente más difíciles, las cuales requerirán la preparación acelerada de ingenieros, geólogos y geofísicos, entre otras especialidades petroleras, para cubrir las necesidades de recursos humanos experimentados, además de cuantiosas inversiones económicas.

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Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum También tiene conciencia buena parte del mundo, que la explotación de esos combustibles debe hacerse con el menor daño posible al medio ambiente, con fuerte inversión social en los lugares de producción y un consumo cada vez más racional y eficiente, en otras palabras, una operación responsable y sustentable, con absoluta responsabilidad social, a la par del desarrollo de equipos, políticas y siembra de conciencia social, que contribuyan al ahorro energético. Se requiere la asociación de los capitales y tecnologías estatales y privados, sin ataduras ideológicas, para tener éxito en el negocio de los hidrocarburos, del que tanto necesita la humanidad para la satisfacción de sus anhelos de una mejor calidad de vida. Sin embargo y en forma lamentable, el mundo está dividido en la forma de encarar los retos planteados en materia de hidrocarburos. EEUU, que se ha convertido en el productor de hidrocarburos de más rápido crecimiento en el mundo, Canadá y Australia, han aumentado su producción de petróleo y gas en una estrecha colaboración de las principales empresas operadoras con las compañías de servicio, subsidios al ahorro energético, estímulos fiscales y financieros para la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías para la explotación y producción de hidrocarburos no convencionales y el desarrollo de energías alternativas. La producción de gas de lutitas ha colocado en el mercado un combustible considerablemente más barato y menos contaminante para la generación de potencia, con un drástico incremento en su uso para los transportes terrestre y marino. China, posee las mayores reservas potenciales de gas de lutitas, a nivel mundial, razón por la cual, empresas nacionales chinas están invirtiendo

en empresas de Estados Unidos, que están explotando este hidrocarburo no convencional, para conocer y dominar las tecnologías requeridas. Además, está enviando, alrededor de 130.000 personas, entre estudiantes y profesionales, a prepararse en las mejores universidades, compañías operadoras y de servicio petroleros del mundo, excelente iniciativa que también han seguido India con 100.000 y Brasil con 75.000. Contrariamente, en la mayoría de países de América Latina, con excepción de Brasil y Colombia, la nostalgia y confusión ideológica, como apropiadamente la califica Álvaro Ríos Roca, ha llevado a la asociación de las empresas estatales con empresas y países afines políticamente, sin la tecnología, capital y conocimiento del negocio petrolero, además de ser la empresa estatal, la operadora en esas asociaciones, como accionista mayoritario, otorgándole responsabilidades y obligaciones imposibles de cumplir. Tenemos también en nuestra región, países que todavía están deshojando la margarita, con respecto a la apertura del sector petrolero al capital privado, incluso manteniendo el control y la rectoría de las actividades en manos del estado, por falta de acuerdos de las fuerzas políticas, que impiden lograr explotaciones más ágiles y dinámicas del potencial energético de esos países e incrementar la producción en sus yacimientos geológicamente más complejos. Este camino equivocado en la conducción del negocio energético, nos ha convertido en países más pobres de lo que éramos, con mayores deficiencias en los servicios públicos fundamentales, como la electricidad y el agua potable y sin políticas ni incentivos para el ahorro.

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Responsabilidad Social

Chevron respalda proyectos educativos en Venezuela Como parte de su compromiso social, la empresa de energía y petróleo inauguró recientemente en la escuela Fe y Alegría de las Mayas, en Caracas, tres nuevas aulas para la enseñanza de matemática, lecto-escritura y computación

n alianza con la Asociación para el Desarrollo de la Educación Integral y Comunitaria (Aseinc) y Superación Personal a través de la Tecnología (Superatec), la empresa Chevron impulsó este nuevo proyecto que beneficia a más de 1.500 alumnos y 70 docentes de la entidad educativa. Raymond Keel, Gerente de Chevron Venezuela estuvo presente en la apertura de estas salas, acto en el cual destacó que para la empresa es un compromiso apoyar estas iniciativas “que responden a la inclusión y al bienestar social y económico de las comunidades”. Chevron invierte en el desarrollo de las capacidades humanas, a través del uso de Tecnologías de Información y

Raymond Keel, Gerente de Chevron Venezuela durante la inauguración de las nuevas facilidades en la escuela Fe y Alegría de las Mayas

Comunicación (TIC), como herramienta de aprendizaje y formación ciudadana en programas de educación, tales como Aula 20 y Superatec, los cuales se ejecutan en distintas localidades del país. Aula 20 es un programa de formación de docentes en el uso de las TIC’s como herramientas didácticas para el desarrollo de contenidos de matemática y lectoescritura. Este proyecto patrocinado por la empresa, en alianza con la asociación civil Fe y Alegría y Aseinc, se desarrolla en 15 escuelas públicas y rurales en Anzoátegui, Zulia, Monagas, Distrito Capital y Vargas, y ha beneficiado a más de 430 docentes y a 10.410 alumnos. La gestión social Chevron se orienta a programas cuyo beneficio se expande más allá de las comunidades cercanas a sus operaciones, en las áreas de educación, salud, infraestructura y ambiente, y un especial enfoque en la niñez.

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Warehouse

Paradigm amplía oferta de servicios de EarthStudy 360® Expertos de la firma trabajarán con los clientes para realizar todo el azimut de imágenes y caracterización de activos del subsuelo

aradigm™, líder en soluciones de software para el sector de petróleo y gas, informó que está ampliando los servicios de su tecnología EarthStudy 360® con el fin de hacer más accesible las soluciones de imágenes sísmicas full-azimuth y caracterización a la industria. La firma brindará soporte a sus clientes para generar, analizar e interpretar datos e imágenes del subsuelo con datos continuos del acimut recuperado in situ y en profundidad. El software de Paradigm ha demostrado su efectividad en la generación de imágenes y análisis de plays, tanto si se trata de un objetivo en aguas profundas, yacimientos de carbonatos fracturados, plays de esquisto o desarrollo de campos. “Las expectativas de nuestros clientes se han excedido en la información que somos capaces de recuperar”, señaló Duane Dopkin, Vicepresidente Ejecutivo de Tecnología de Paradigm. EarthStudy 360® provee a expertos en generación de imágenes sísmicas en profundidad y a especialistas intérpretes un conjunto completo de datos que les permite obtener modelos precisos de velocidades del subsuelo, atributos estructurales, propiedades de medios y características de yacimientos. El sistema extrae un valor sin precedentes de todas las adquisiciones de datos sísmicos modernas y de legado, en especial de aquellas con amplio y rico rango de azimut y grandes distancias fuente-receptor, tanto en entornos marinos como terrestres. El procedimiento evita los problemas asociados con el enfoque tradicional de sectorización de superficie a grabar con el fin de obtener propiedades del subsuelo que varían con el azimut. La riqueza de

la descomposición de datos proporciona información detallada sobre todas las adquisiciones sísmicas y para todos los activos de exploración y desarrollo.

Para más información sobre los productos y servicios de Paradigm, visite www.pdgm.com

Un ángulo de azimut completo recogido en Barnett Shale visualizado en 3D

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Warehouse

Magnetrol lanza nuevo transmisor de radar de onda Eclipse® Modelo706 La nuevo solución GWR (guided wave radar) ofrece un rendimiento mejorado de control de nivel

agnetrol International Inc. presentó su radar de onda guiada Eclipse 706, diseñado para proporcionar precisión, fiabilidad y seguridad a prácticamente todas las industrias de proceso. Esta solución de control de nivel de última generación, ofrece un rendimiento mejorado para un amplia gama de aplicaciones de nivel y de control de interfaz. El modelo 706 incorpora circuitos innovadores GWR logrando una mayor amplitud de pulso y sensibilidad del receptor, obteniendo como resultado una relación señal-ruido (SNR) casi tres veces mayor frente a otros dispositivos competitivos GWR. Esto garantiza un control preciso y fiable para cada nivel de aplicación o en condiciones de proceso fluctuantes, inclu-

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yendo densidad, dieléctrica, viscosidad y gravedad específica. Permite un diagnóstico en tiempo real de información de la onda y se puede pre configurar antes de ser embalado y enviado, lo que puede incluso permitir una instalación de tipo conexión y uso inmediato. Con sede en Downers Grove, Illinois, EE.UU., Magnetrol es líder mundial en instrumentos de medición de nivel y caudal, pionero en la instrumentación de nivel de líquido para aplicaciones industriales en 1932 y continúa proporcionando medición avanzada y soluciones de control a través de un amplio portafolio de tecnologías y productos. Para mayor información visite www.magnetrol.com

Gente

Cambios en la alta dirección de Energía de Colombia y en la Presidencia de la ANH Orlando Cabrales tomó posesión el 15 de Marzo como Viceministro de Energía y Germán Arce como Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

l Ministerio de Minas y Energía de la República de Colombia anunció la designación de Orlando Cabrales Segovia como Viceministro de Energía, en sustitución de Tomás González Estrada quien asumió nuevas funciones en la Presidencia de la República. Orlando Cabrales Segovia asume su nueva posición tras un exitoso ejercicio como Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Es egresado de la Pontificia Universidad Javeriana de Colombia y máster en Filosofía del Boston College. Trabajó durante 16 años en BP, los últimos 6 años como vicepresidente jurídico para América Latina. También fue director jurídico de la misma compañía entre 2001 y 2005. En Ecopetrol S.A. se desempeñó como Asistente de Dirección entre 1988 y 1990, y participó en las juntas directivas de empresas como Malterías de Colombia Orlando Cabrales Segovia S.A., Aluminio Reynolds S.A., Astilleros Vikingos S.A., Oleoducto Central (Ocensa) y Casa Editorial El Tiempo. Germán Arce Zapata por su parte, llega a la alta dirección de la ANH luego de ser Viceministro General en el Ministerio de Hacienda y Director de Crédito Público y Tesoro Nacional. Es egresado de la Universidad del Valle, con un Máster en International Securities, Investment and Banking del ISMA Centre de la Universidad de Reading en el Reino Unido. Cuenta con amplia experiencia en el mercado de capitales nacional y extranjero, así como en la estructuración de transacciones de banca de inversión. En el sector público ha liderado iniciativas clave, tales como la estrategia de recuperación del grado de inversión para Colombia, la estrategia de financiamiento de la emergencia invernal 2010/2011, la ley de Asociaciones Público Privadas y la reforma al Sistema General de Regalías, entre otras. Ha sido miembro de juntas y consejos directivos, tales como Interconexión Eléctrica S.A., Isagen, Fiduciaria La Previsora, Banco Agrario de Colombia, Financiera de Desarrollo Nacional (antes FEN), XM S.A., la Cámara de Compensación de Divisas, ABNamro Securities, Agencia Nacional de Infraestructura (ANI), Agencia Nacional de Minería (ANM) y la Unidad Nacional de Gestión del Riesgo de Germán Arce Zapata Desastres, entre otras organizaciones.

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Preview

5 al 8 de Junio, Lakán Center, Cancún

Congreso Mexicano del Petróleo Nuevamente la comunidad petrolera nacional mexicana y mundial dará su respaldo a este Congreso diseñado para compartir conocimientos, desarrollar capacidades y conocer las tecnologías disponibles en el mercado

ajo el lema “Talento para innovar, compromiso de hoy para el México del mañana”, del 5 al 8 de Junio se realizará en el Lakán Center Cancún, Rivera Maya, el Congreso Mexicano del Petróleo, auspiciado por el Colegio de Ingenieros de México, la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración, Asociación de Ingenieros Petroleros de México y la Society of Petroleum Engineers Capítulo México. La organización de la edición 2013 la preside el CIPM, que ha puesto todo su entusiasmo para superar las expectativas de los participantes, esperando más de 7.000 profesionales y más de 200 compañías relacionadas con la Industria Petrolera, quienes tendrán la oportunidad de intercambiar experiencias, presentar avances tecnológicos, exponer modelos de procesos para mejorar los éxitos exploratorios, incorporación de reservas, desarrollos de campos, optimización de procesos de producción y de transporte de hidrocarburos entre otros. El programa académico ha sido diseñado para discutir nuevas oportunidades y retos en campos maduros y recursos no convencionales, así como el desarrollo en aguas profundas, además de tecnologías y procesos de recuperación secundaria y mejorada, sin obviar temas igualmente vitales para la industria como los de

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mantenimiento y seguridad y protección ambiental, en un marco de sustentabilidad que garantice el aprovechamiento de recursos petroleros para las generaciones futuras. Es un objetivo común de las Asociaciones participantes contribuir a la capacitación y desarrollo de la Industria Petrolera, por lo que la oferta del evento incluye la organización de 10 Cursos Pre-congreso con temas de actualidad y relevancia para la Industria Petrolera Internacional, impartidos por expositores e investigadores de talla internacional, así como 160 Conferencias Técnicas Especializadas y 56 Sesiones e-Póster. Asimismo, 3 Conferencias Plenarias y 3 Almuerzos Conferencias con expositores con fuerte

influencia en la política Energética del país e instituciones y empresas petroleras líderes a nivel mundial. El programa de sesiones técnicas de alta calidad, dará cabida a la presentación de 160 trabajos que cubren las categorías de Geociencias, Yacimientos, Sistemas de Producción y Comercialización, Intervención de Pozos, Seguridad Industrial, Higiene y Protección Ambiental, Administración y Negocios, Recursos Humanos y Tecnología de Información, Desarrollo y Optimización de Explotación de Campos, Exploración y Explotación de Yacimientos Convencionales, y Explotación de Yacimientos cercanos al Punto critico (yacimientos de gas y condensado). Los trabajos fueron seleccionados por un equipo experto en atención a los criterios establecidos por el Comité del Programa Técnico. Adicionalmente, 80 de los mejores trabajos que no alcanzaron su inclusión al programa de exposiciones orales, serán invitados a participar en las sesiones e-poster. El evento se complementa con una magnífica y concurrida Exposición Industrial en la que participarán más de 200 compañías de tecnología y servicios, Universidades y Centros de Investigación nacionales e internacionales, en un espacio de 14.000 m2, agregándosele además 2 áreas externas de exhibición para equipo industrial y maquinaria pesada. www.congresomexicanodelpetroleo.com.mx

Calendario 2013 ABRIL 08 - 10 - SPE International Symposium on Oilfield Chemistry - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ocs/2013/ 08 - 11 - Latin American Geosciences Student Conference - IGSC Medellín, Colombia - www.lagsc.org/ 09 - 11 - Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2013 - Cartagena, Colombia - http://www.cwccolombia.com/ 09 - 11 - Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013 - Punta del Este, Uruguay - www.conferenciaarpel.org 10 - 12 - SPE Unconventional Resources Conference - USA - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2013 11 - 13 - PECOM 2013 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - Villahermosa, México - www.pecomexpo.com 16 - 19 - 17th International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas - LNG 17 - Houston, USA - lng17.cwcgroupevents.com 17 - 18 - IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference & Exhibition - San Antonio, USA - www.iadc.org 21 - 23 - Oil & Gas Summit Latin America - Río de Janeiro, Brasil latam.oilgassummit.com 25 - 26 - 6th Annual Sub-Saharan Africa Oil & Gas Conference - Houston, USA - www.energycorporateafrica.com

MAYO 06 - 09 - OTC 2013 - Houston, USA - www.otcnet.org/2013/ 07 - 08 - Optimising Enhanced Oil Recovery 2013 - Doha, Qatar www.wplgroup.com/aci/conferences/eu-eor3.asp 15 - 17 - 9° Congreso Internacional de Minería y Petróleo Cartagena, Colombia www.cinmipetrol.com/ 15 - 16 - 5th Carbon Capture & Storage Summit - Róterdam, Holanda www.wplgroup.com/aci/conferences/eu-ecc5.asp 16 - IADC Drilling Onshore Conference & Exhibition - Houston, USA www.iadc.org/event/iadc-drilling-onshore-conference-exhibition-3/ 19 - 22 - AAPG Annual Convention & Exhibition Pittsburgh, USA www.aapg.org/pittsburgh2013/ 21 - 22 - SPE Artificial Lift Conference—Americas Cartagena, Colombia www.spe.org/events/laal/2013/ 21 - 24 - 2013 SEAM Workshop Geoscience Advancements with SEAM Data San Antonio, USA - www.gshtx.org/en/cev/993/ 22 - 23 - All-Energy 2013, Aberdeen, Reino Unido www.all-energy.co.uk/ 28 - 30 - Latin American Perforating Symposium Bogotá, Colombia www.perforators.org

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Aparecen reservas en Perú

La decisión de otorgar “Mecanismos de Ingresos Garantizados” para el Gasoducto al Sur, ha hecho que los reportes de reservas comiencen a aparecer

n una entrega de Marzo 2010, aseveramos lo siguiente: “Nadie puede dudar que el potencial de gas natural en Perú sea enorme. Lo evidencia la geológica de la Faja Plegada del Subandino en Suramérica, que nace en Argentina y continúa en Bolivia y Perú” Los recursos ya fueron explotados en Argentina y lo están siendo ahora en Bolivia y Perú. En la misma entrega exteriorizábamos: “En el área aledaña a Camisea existe un potencial de gas cercano a los 50 trillones de pies cúbicos (TPC), que sólo con grandes inversiones, apertura de mercados (interno y de exportación) y una estructura de precios adecuada, se traduciría en recursos, los recursos en reservas y las reservas en nueva producción”. Y esto es lo que ha ocurrido en Perú. Desde hace varios años, se ha realizado prospección y perforación exploratoria, particularmente en los lotes 88, 56, 57, 58 y 76, donde existen una se-

ANUNCIANTES ABRIL 2013 / No 279/ Petroleum

Acipet...........................................................................4 Analdex.......................................................................39 Antek............................................................................7 Cepcolsa.....................................................................25 ClampOn....................................................................44 Clariant......................................................................27 Halliburton...............................................................C.P ICG.................................................................................8 Integral de Servicios Técnicos................................10 Inova.............................................................................11 IHS.................................................................................15 John Lawrie................................................................45 LHR Americas...........................................................31 Magnetrol.................................................................23 Multiomega..............................................................16 National Instruments.............................................9 NOV..............................................................................21 Panthers Machinery...............................................22 PCM............................................................................12 Petroguía..................................................................43 Radisson Royal Bogotá...........................................41 Schlumberger...........................................................P.I Serimpet...................................................................C.P.I Servitrans..................................................................49 SPE International.......................................................47 Sugaca.......................................................................38 Superior DrillPipe..................................................17 Tejas Tubular..............................................................35 Tradequip...................................................................46 Welltec.........................................................................13 Winsted .......................................................................12

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Álvaro Ríos Roca*

rie de estructuras muy visibles con el potencial existente. A medida que la actividad y perforación exploratoria avanzaba, se fueron dando descubrimientos que obviamente no se traducían en lo que tradicionalmente conocemos como reservas. Todo descubrimiento no puede traducirse en reserva inmediatamente. Sólo cuando se puede llegar a los mercados con viabilidad económica (léase precios, condiciones contractuales, impuestos y otros que permitan explotar las moléculas y recuperar las inversiones en la cadena de valor), los recursos se tornan reservas. Los recursos de gas que se iban descubriendo aledaños a Camisea por supuesto que no tenían mercado. Empero, la Ley 29970 de Seguridad Energética y Promoción del Desarrollo de Polo Petroquímico promulgada en Diciembre de 2012 crea esta mágica figura de otorgar un previsible mercado a los recursos descubiertos y así dotarle el carácter de reservas. La oportuna y correcta decisión de otorgar “Mecanismos de Ingresos Garantizados” para el Gasoducto al Sur, ha hecho que los reportes de reservas comiencen a aparecer en lotes donde ha habido exploración y perforación. La garantía soberana otorgada por el Estado Peruano, con fondos de electricidad, fondos cruzados y otros para dar a los concesionarios una tarifa garantizada y así el capital privado pueda financiar la construcción del gasoducto, abre nuevos mercados en el sur de Perú para varios usos, desde generación de energía eléctrica, petroquímica, minera, exportación de gas vía GNL y distribución de gas natural para industrias, comercios, vehículos y domicilios. El mejor análogo de esta realidad, es observar cómo se incrementaron (aparecieron) las reservas en Bolivia cuando el gasoducto Bolivia Brasil fue concebido y concretado, estableciendo así una poten-

cial demanda al otro lado de la frontera. En este orden de cosas, el lote 57 ha reportado nuevas reservas de 3 TPC de gas natural a solo unos días de la promulgación de la mencionada Ley. Más recientemente el lote 88 ha subido sus reservas a 10.9 TPC y el lote 56 a 3.8 TPC. Mágicamente las reservas se han ido en estos tres lotes de 11,28 a 17,7 TPC. En breve creemos que se tendrán muchas sorpresas en el lote 58 que tiene ya pozos descubiertos y que ahora pueden acceder a un mercado. Y cuando se perfore el lote 76 (con excelente prospectividad) en el presente año y se descubra, no se reportarán recursos, sino reservas porque el mercado puede accederse. Este circuito de exploración/mercados/inversión/precios/condiciones es el que nunca fue entendido por muchos analistas en Perú y que lastimosamente crearon una falsa sensación de que las reservas se agotarían. Curiosamente las reservas solo se agotan, en una zona con potencial, cuando se cierran los mercados y estos no se incentivan (stranded gas), no existen las condiciones adecuadas o los precios son demasiado bajos. Si no pregúnteles a nuestros vecinos en Argentina que en 10 años pasaron de netos exportadores a netos importadores de gas natural. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

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