Junio 2013 - Petroleum 281 by Revista Petroleum

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Junio 2013

La Revista Petrolera de América Latina

Re O f iv i s t a cia l

Escenario

» Cinmipetrol 2013

Escenario

» Offshore Technology Conference – OTC 2013

Tecnología

» El control de la producción de 2013 / Petroleum 281 aguaJunio petrolera (Parte I) 1

Junio 2013 / Petroleum 281

Contenido Junio 2013 Año 29, Nº 281 www.petroleumag.com

La Revista Petrolera de América Latina

Junio 2013

La Revista Petrolera de América Latina

PETROLEUM

AÑO 29, NUM. 281

JUNIO 2013

Re O fiv is ta c ia l

Escenario

» Cinmipetrol 2013

16 El Presidente Juan Manuel Santos (centro) dio su respaldo a la minería legal y responsable

Escenario

» Offshore Technology Conference – OTC 2013

Tecnología

» El control de la producción de agua petrolera (Parte I)

Portada:

Transpetro, una subsidiaria de Petrobras, inauguró en Mayo el tanquero Zumbi dos Palmares, el quinto construido en el astillero Atlântico Sul, en Brasil, como parte del programa Promef (Foto: Petrobras)

das Graças Silva Foster, Presidenta 26 Maria de Petrobras

IN SITU

8 Charla de SPE Colombian Section

La seccional de la Society of Petroleum Engineers prosigue su ciclo de conferencias, esta vez centrada en soluciones de vanguardia para el análisis de núcleo, de la mano de especialistas de FEI Company

9 Homenaje a Orlando Cabrales Acipet distinguió al Viceministro de Energía por su sobresaliente labor en pro del sector energético colombiano

10 PCM Colombia dictó seminario técnico sobre bombeo de cavidad progresiva Se trata del primero de una serie de eventos que la empresa prevé realizar para apoyar sus operaciones en Colombia

34 Sistema cero derrames

SHA

ESCENARIO

16 Cinmipetrol 2013

Un rotundo éxito alcanzó la novena versión del Congreso Internacional de Minería y Petróleo celebrado del 15 al 17 de Mayo en Cartagena con el propósito de identificar objetivos comunes en todas las áreas productivas en Colombia

26 Offshore Technology Conference – OTC 2013 Nuevamente la principal conferencia de la industria costafuera mundial fue lugar de encuentro para que todos los sectores aguas arriba del negocio petrolero tuvieran acceso a las nuevas tecnologías, el conocimiento e intercambio de mejores prácticas

TECNOLOGÍA

11 Encuentro de CAV International 32 El control de la producción de agua petrolera (Parte I) Business Directivos de la firma de consultoría especializada ratificaron su compromiso de seguir respaldando a las empresas del sector petrolero con soluciones innovadoras

SECCIONES

Controlar la producción de agua constituye uno de los retos técnicos, ambientales y económicos más importantes de la industria petrolera a nivel mundial

5 CORNISA 6 CUADRANTE

38 GENTE

www.petroleumag.com 34 Instalado primer sistema completo anti derrames en operaciones de perforación en Colombia Las empresas Parex Resources, Tuscany South America y Saxon Energy Services dieron un paso importante en sus políticas en materia de medio ambiente y seguridad en operaciones de perforación

PREVIEW

36 SPWLA Annual Symposium 2013

E&P

12 Campetrol: “Vamos a generar más valor petrolero en las regiones” 14 Shell y ExxonMobil emprenden proyectos en aguas ultraprofundas 15 ANP de Brasil adjudicó 140 bloques petroleros

40 WAREHOUSE 40 CALENDARIO 42 ÚLTIMA PÁGINA Junio 2013 / Petroleum 281

Cornisa

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora

zsocorro@petroleum.com.ve

Heglenys Perozo, Directora

La incertidumbre de los precios del crudo

Jorge Zajia, Editor

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Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor María Zajia, Redactora

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

msocorro@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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

sta edición de Petroleum se cierra en el umbral de la reunión de la OPEP, donde el tema central a discutir es el de las cuotas de producción, en función del débil crecimiento proyectado de la demanda y, lo más importante, cómo mantener y fortalecer el precio del oro negro. El pronóstico es que la demanda sólo crecerá 1% en 2013, en un ambiente de crecimiento de la producción como consecuencia de las inversiones que se realizan para producir aceite y gas de los llamados yacimientos no convencionales. A esto hay que sumar los aportes importantes de uno que otro país al torrente de producción mundial. Otro factor determinante en el debilitamiento de los precios es la desaceleración de la economía mundial que ya lleva varios años amenazando con desplomarse, sobretodo en la “zona del euro” que da la impresión que no soporta más y de un momento a otro su economía va a implosionar. Esperemos que estas profecías no se cumplan y que tanto Europa como el resto del mundo salgan airosos de esta situación. En cuanto al panorama mundial de la producción nos vamos a confiar en los datos que aporta el periodista petrolero venezolano José Suárez Núñez, en su columna Petrofinanzas que se publica los lunes en el diario Tal Cual de Caracas. Suárez Núñez asegura algo que todos sospechamos, y es que algunos miembros de la OPEP violan las cuotas de producción para obtener mayores ingresos por las ventas de crudo y otros inflan su potencial de producción para resultar más favorecidos a la hora de asignar esas cuotas de producción. El caso es que Arabia Saudita sigue siendo por mucho el mayor productor de petróleo con sus 10 millones de BPD y prácticamente es el único de los miembros del cartel que posee una capacidad de producción cerrada, lo que le permite incrementar su producción en unos 2 MMBPD en un tiempo relativamente corto. Según el análisis publicado por JSN (Tal Cual, Mayo 27, 2013), el volumen de producción de Irán constituye una incógnita, ya que el otrora mayor productor de la OPEP no estaría dispuesto a perder 1 MMBPD cuando se fijen las nuevas cuotas y de hecho el Gobierno de Teherán no revela su volumen de producción para intentar burlar las sanciones de la ONU por el tema nuclear. Pero el asunto que más llama la atención de los productores agrupados en la OPEP es la revolución que está causando en el mercado los hidrocarburos contenidos en los yacimientos de lutitas o no convencionales. Los grandes descubrimientos en el campo Tupi costa fuera de Brasil, las impresionantes reservas descubiertas en el campo Vaca Muerta de Argentina y los 4 MMBPD de crudos sintéticos obtenidos de las arenas bituminosas de Alberta, Canadá. Toda esta realidad conduce a que la reunión de mitad del año de la OPEP se aboque al estudio de cómo hacer para sostener los precios del crudo, en un ambiente como el que aquí esbozamos brevemente, señalando que aparentemente Arabia Saudita se inclina hacia una baja, quizás inspirados en la idea que buena parte del petróleo nuevo no pueda ser monetizado en un ambiente de precios bajos que desestimulen las cuantiosas inversiones necesarias para su desarrollo. Junio 2013 / Petroleum 281

Cuadrante

copetrol cerró la transacción de venta de su participación en tres campos menores a la empresa Petróleos Sud Americanos S. A. por un valor de US$90,35 millones, como parte de la estrategia de desinversión. Los campos son El Difícil, localizado en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, Entrerrios y Guarimena, ubicados en los Llanos. PetroSud hizo la mejor oferta por los campos que cuentan con reservas 2P (probadas y probables) de 7,02 millones de barriles de petróleo equivalente. PetroSud está domiciliada en Suiza y cuenta con una experiencia de 20 años en la región, operando campos en Argentina y Ecuador.

dvsa y la rusa Rosneft firmaron tres acuerdos de cooperación, entre ellos un acta que crea la empresa mixta Petrovictoria para explotar crudo en los bloques Carabobo 2 y Carabobo 4 de la rica Faja del Orinoco (60% Pdvsa y 40% Rosneft). También acordaron un préstamo de US$1.500 millones por parte de Rosneft a la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) para el desarrollo de Petrovictoria. Además evaluarán otras oportunidades de participación de la rusa en el Proyecto Mariscal Sucre y en el Golfo de Venezuela.

alliburton anunció el despliegue de unos 100 camiones a Gas Natural Comprimido (GNC) para carga ligera, en 15 locaciones y campos en los EE.UU. adquiridos recientemente como parte de un programa piloto que se extenderá a lo largo de las operaciones estadounidenses de la compañía. Al operar con GNC los vehículos emiten 90% menos de emisiones, y se estima que ahorrarán unos US$ 5.100 por camión al año en costos de combustible. “Hay un enfoque considerable en la industria para identificar las muchas formas de aprovechar esta abundante fuente de energía limpia en las operaciones del día a día”, dijo Jim Brown, Presidente para el Hemisferio Occidental de Halliburton.

emex Exploración y Producción (PEP) y Statoil firmaron un convenio de colaboración en materia de investigación, desarrollo técnico, científico, tecnológico y de capacitación. El acuerdo tiene como propósito enriquecer la cadena de valor en materia de exploración, perforación, producción, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, tendrá una vigencia de cinco años y promoverá la colaboración en áreas de interés mutuo sin que ello suponga alguna prestación de servicio.

HS Inc. anunció el lanzamiento de IHS Enerdeq ® Browser versión 2.3, para brindarle a todos los suscriptores de información energética sobre Estados Unidos, fácil acceso a un sinnúmero de datos sobre tarifas de arrendamiento e instalaciones. “El proceso de adquisición de tierras y contratos de arrendamiento en los EE.UU. es muy competitivo y muy apresurado; nuestros clientes tienen que tomar decisiones rápidamente con el fin de asegurar su acceso a la superficie prospectiva clave”, dijo Steve Glover, Director de aplicaciones para la entrega de contenido de IHS. En un ambiente basado en mapas como IHS Enerdeq, los clientes obtendrán una vista completa de la situación actual de los contratos en un área de interés específica, y conocer información relacionada con otras áreas”.

os Gobiernos de Bolivia y Argentina suscribieron un acuerdo marco en el área energética, que abrirá oportunidades de cooperación para la exploración de hidrocarburos en ambos países e igualmente en el área de energías no convencionales, incluyendo la eólica, fotovoltaica y nuclear. Bolivia reportó en el primer trimestre del año una ganancia récord en las exportaciones de gas natural a Argentina y Brasil, ascendente a US$1.499 millones, según cifras oficiales.

ood Group anunció la adquisición de Intetech Limited, un proveedor de software y servicios de consultoría en ingeniería para el manejo de la corrosión y la integridad del pozo, para el mercado mundial del petróleo y gas. Fundada en 1991 la empresa tuvo ingresos a Diciembre de 2012 de US$4,2 millones y opera internacionalmente desde oficinas cerca de Chester, Reino Unido. Intetech es propietaria del software “iWIT”, que proporciona a clientes un manejo activo a tiempo real de pozos de petróleo y gas, principalmente complejos, muy profundo, de alta presión/alta temperatura, o con productos altamente corrosivos.

a canadiense Petrominerales suscribió un acuerdo vinculante para adquirir una participación equivalente al 87,5% en el bloque Canaguaro (Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia). La compra sujeta a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en Colombia (ANH) se cerraría por US$15,95 millones. La petrolera deberá cubrir los primeros US$5,3 millones de los costos de los socios en el bloque, Brownstone Ventures y Quetzal Energy. La adquisición de la participación es estratégica, entre otras razones porque es una adición de producción y reservas, es un área extensa de baja exploración y está contigua a los Bloques 25 y 31 de Petrominerales. La compañía planea perforar en 2013 hasta dos pozos en el Bloque Canaguaro e iniciar las operaciones de perforación del primer pozo durante el tercer trimestre.

copetrol anunció la creación del Museo del Petróleo de Villavicencio como un aporte a la riqueza energética de los Llanos Orientales y vocación que tiene la región por la economía de este sector. Será un lugar para conocer desde el descubrimiento del petróleo, sus procesos y sus derivados y muchos equipos e instrumentos utilizados para la detección del hidrocarburo, su estado y elementos para su explotación.

eoPark inició la campaña exploratoria en Tierra del Fuego, en Chile, en asociación con la Empresa Nacional de Petróleo de Chile, ENAP, con la perforación del pozo Chercán 1 en el bloque Flamenco. GeoPark opera y participa en los bloques Flamenco (50%), Campanario (50%) e Isla Norte (60%) junto a ENAP dueña del porcentaje remanente. Chercan 1 es el primero de 21 pozos exploratorios que serán perforados en los tres bloques como parte de un programa de inversión de unos US$100 millones en la primera fase exploratoria, y como parte del cual se han realizado cerca de 1.000 km2 de sísmica 3D.

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In Situ

Charla de la SPE Colombian Section

Avances en análisis de núcleos en yacimientos no convencionales La seccional colombiana de la Society of Petroleum Engineers prosigue con el ciclo de charlas sobre temas de interés para sus miembros, esta vez centrada en soluciones de vanguardia para el análisis de núcleos, de la mano de la compañía FEI La charla técnica fue impartida por el geólogo Alan R. Butcher, Manager Natural Resources Strategic Marketing de FEI Company

l 23 de Abril profesionales y estudiantes de la comunidad petrolera atendieron la invitación de la SPE Colombian Section para disfrutar de un charla técnica que bajo el título “Conferencias Imaginando lo Inimaginable

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- Abarcando escalas desde el núcleo hasta el poro en yacimientos, usando las tecnologías innovadoras e-beam e ion-beam como nuevo flujo de trabajo”, impartió con profuso dominio el geólogo de 32 años de carrera Alan

R. Butcher, Manager Natural Resources Strategic Marketing de FEI Company, como un aporte al análisis de núcleos. El experto explicó que las muestras de núcleos de yacimientos son típicamente representadas por dos propiedades distintas: la porosidad y la estructura de la roca, siendo un requerimiento típico la preservación de la relación espacial entre la porosidad y la estructura en un conjunto de datos de imagen coherente, a menudo descrito como imágenes núcleo-a-poro. Mencionó que en el caso de los yacimientos convencionales, la porosidad se produce normalmente a escala micrométrica, y la heterogeneidad de la estructura a escala de milímetros a centímetros, lo que comprende las tres órdenes de magnitud de la escala de longitud (de 10 micras a 1 cm). Los sistemas de imágenes que típicamente se encuentran en los laboratorios de petrología son suficientes para abarcar todas estas escalas de longitud. Sin embargo, el descubrimiento de la porosidad a escala nanométrica en muestras de núcleos de gas de esquisto no convencionales exige que se aumente la escala de longitud del núcleo al poro de 5 o 6 órdenes de magnitud (de 10 nanómetros a 1 milímetro o 1 centímetro). En tal sentido, destacó que la imágenes a gran escala y de alta resolución adquiridas con el software MAPS (Modular Automated Processing System) de esta empresa líder en soluciones de microscopia, brindan un marco para identificar áreas de interés, como parte clave de un flujo de trabajo de imágenes multi-escala de muestras de núcleos convencionales.

In Situ

Homenaje a Orlando Cabrales La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos hizo entrega de una placa al Viceministro de Energía en reconocimiento a su sobresaliente labor dentro del sector energético del país

rlando Cabrales Segovia, actual Viceministro de Energía de Colombia, recibió de ACIPET, un merecido homenaje por su amplia trayectoria y especial aporte al crecimiento de la industria petrolera colombiana. Hernando Barrero, Presidente de ACIPET, en sus palabras agradeció a los más cercanos amigos, colegas y personas por su presencia en el evento privado; además de compartir un corto resumen de la

Ivan Urrutia, Edgar Aguirre, María Paula Castro, Diógenes Rovira, César Patiño, Agustín Villamil, Diana Duarte, Ana Milena Montañez, Mario Zamora, Hernando Barrero, Fernando Zanabria, Orlando Cabrales, Juan Fernando Martínez, Germán Espinoza, Emiliano Mejía, Beatriz Helena López, Edilsa Aguilar, Luz Helena Rodríguez, William Florez, Erlex Espinoza y Jorge Zajia

experiencia, logros y constantes aportes realizados por el Viceministro. “Orlando ha inyectado sin duda con sus acciones e ideas, un paso firme y bien marcado para que la industria responda con altura y calidad a los retos que desde hace mucho tiempo se vienen presentando y sabemos que ahora desde su nuevo nombramiento seguiremos disfrutando de su experiencia y respaldo para conti-

nuar con este camino de éxito petrolero”. Agradecido por la distinción recibida, Cabrales reafirmó su compromiso y deseo de continuar aportando incansablemente al sector Minero-energético, ahora desde la Vicepresidencia de Minas y Energía, posición que desempeña desde Marzo pasado, luego de un exitoso ejercicio al frente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

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In Situ

PCM Colombia dictó seminario técnico sobre bombeo de cavidad progresiva El seminario técnico es el primero de una serie de eventos que la firma tiene previsto realizar para apoyar sus operaciones en Colombia, mercado al que ha suministrado más de 500 bombas para diferentes aplicaciones

l 25 de Abril PCM Colombia realizó el seminario Técnico BCP, orientado en dar a conocer sus nuevos productos y servicios para la industria petrolera. Como subsidiaria del grupo francés PCM, la empresa se especializa en sistemas de levantamiento artificial y de transferencia multifásica, de aplicación en la ejecución de programas de recuperación. “Desde 1980 hemos traído a Suramérica

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El equipo de expertos de PCM: Miguel Ruiz, Ingeniero Senior de Campo; Laurent Zimmer, Oil and Gas Bussines Development Mgr. Americas; Karen Linero, Asistente Administrativo Colombia; Fréderic Garde, Deputy Managing Director; Luc Chateain, Presidente PCM USA; y Mauricio Borja, Gerente de Ventas Colombia

nuestros productos y desde entonces estamos para ser un aliado en el cumplimiento de sus metas”, comentó Luc Chateain, Presidente de PCM USA al inicio de la jornada. Por su parte, Mauricio Borja, Gerente de Ventas Colombia y Laurent Zimmer, Oil and Gas Bussines Development Mgr. Americas, tuvieron a cargo varias pre-

sentaciones enfocadas en el potencial de suministro al mercado colombiano de mas de 500 bombas para diferentes aplicaciones incluyendo numerosos casos exitosos, mientras que Miguel Ruiz, Ingeniero Senior de Campo, compartió dos estudios de caso, en lo que se prueba el mejoramiento y la eficiencia de las tecnologías de BCP. Resaltaron, entre otras capacidades, el suministro, servicio y optimización de tecnologías BCP, tanto de sistemas completos, como equipos de fondo y de superficie, bombas convencionales con 45 modelos diferentes y cinco tipos de elastómeros. Destacaron los beneficios de las bombas PCM Moineau™HR, una tecnología multifásica con regulación hidráulica de presión con aplicación en pozos con alto contenido de gas y en campos maduros o yacimientos depletados; también las bombas de transferencia en superficie PCM TroikaTM, para manejo de altos cortes de gas, agua, condensados; y las bombas PCM VulcainTM, una tecnología metal–metal para proyectos de recobro térmico de hasta 350ºC. Para lograr una sinergia con sus clientes, PCM Colombia se ha desarrollado una suite de software, la cual incluye PCM Design para diseñar los sistemas de levantamiento artificial de una manera más sencilla, con la posibilidad de incluir cualquier tipo de bomba. Asimismo abarca el PCM Field Track, que permite realizar una sincronización entre el stock, análisis de falla, intervenciones, monitoreo y optimización con el cliente a través de varios reportes y manejo de indicadores de rendimiento clave.

In Situ

Encuentro de CAV International Business

l selecto restaurant Mares, en el Centro de Convenciones Cartagena de Indias, fue el escenario para el ameno encuentro que el pasado 16 de Mayo sostuvieran directivos de CAV International Business Consulting & Investment con un grupo de clientes y relacionados. CAV International es una compañía de consultoría especializada en brindar soluciones integrales e innovadoras a las empresas del sector petrolero a través de una variedad de servicios y productos, los cuales generan ahorro y mayor productividad a las empresas, pensando en el cuidado de las personas y del medio ambiente. En la reunión estuvieron presentes ejecutivos de la empresa Chevron, para la cual CAV International ha venido desarrollando proyectos de valor en el marco de una alianza estratégica. “Los exitosos resultados obtenidos nos permiten reafirmar nuestro compromiso de seguir adelante, en la prestación de servicios

Jorge Zajia, Editor Petroleum; Alan Buendía, Combustible Zona Norte Chevron; Orlando Mercado, Presidente de Key Energy America Latina; Henry Tinoco, Especialista Técnico Chevron; Laura Villabona, Gerente Desarrollo de Negocios GL Trade; Álvaro Salvadores, Inversionista de la Industria; Jennifer Escobar, Vicepresidente CAV International; Jorge Mario Henao Leal, Gerente General Geólica; Carlos Moreno, Gerente Comercial SISA Solutions; Santiago Machado, Gerente Colombia Chevron; Delfin Grafent, Gerente General Platinium; Carlos Andrés Velasco, Presidente y CEO CAV International; y Leonardo Pérez, Lubricante Zona Norte Chevron

de la más alta calidad, a la altura de las expectativas de nuestros clientes”,

afirmó Carlos Andrés Velasco, Presidente y CEO de la firma.

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E&P

CAMPETROL “Vamos a generar más valor petrolero en las regiones” La Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia será el proyecto piloto, donde Campetrol en asocio con Ecopetrol, buscará dinamizar los encadenamientos productivos del sector petrolero en esta región, la mayor productora de petróleo en Colombia. Esa es una de las apuestas de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros. El objetivo es identificar la demanda y las inversiones del sector, para generar oportunidades de negocio a las compañías de bienes y servicios y proveedoras de la región, potenciando toda la inversión, para generar empleo, capacitando y fortaleciendo la oferta de insumos regionales

l “Proyecto de la Cuenca de los Llanos Orientales” es una estrategia piloto creada y diseñada por Campetrol, dirigida a fortalecer los encadenamientos productivos que genera el sector mediante el aprovechamiento de sinergias que se producen en la cadena de valor: operadora-contratista-proveedor local. Según el estudio “Dinámica Regional del Sector de Bienes y Servicios Petroleros

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en Colombia”, realizado por Campetrol con el apoyo de Fedesarrollo en 2012, el sector genera encadenamientos siendo los principales: el empleo, por cada puesto de trabajo que genera el sector, se producen 5 en todo el país; por cada peso que el sector invierte en la región en demanda de insumos, se multiplica 18,1 veces en la economía, y por cada peso que el sector paga en impuestos, éste se multiplica en 1,5 pesos en el resto de la economía. Por lo anterior, Campetrol teniendo en cuenta estos hallazgos, y la gran inversión que hace el sector, ha propuesto la estructuración de un proyecto en los departamentos del Meta y Casanare, en donde se concentran el 70% de la producción petrolera del país, para dinamizar toda la inversión y crear sinergias entre las empresas de la cadena que permita generar oportunidades de negocio, desarrollo de proveedores locales de la región. En esta gestión se contará con la participación de entidades oficiales como las gobernaciones, las alcaldías de los municipios de estos departamentos, el SENA, las universidades, e instituciones privadas, como la ANDI, la Secretaría de Competitividad, cámaras de comercio y demás fuerzas vivas de la región. En este esfuerzo, Campetrol en asocio con Ecopetrol, está identificando en una primera etapa las empresas proveedoras de la región o contratistas presentes en la Cuenca, para identificar sus potencialidades y brechas, e impulsar así su participación en las inversiones previstas. Un componente estratégico de este proyecto es la “Rueda de Negocios de Servicios Petroleros en los Llanos Orientales”, que Campetrol está organizando con la

El proyecto integra esfuerzos de las operadoras, las empresas contratistas, los proveedores locales presentes en la región y de las entidades del Estado participación de 14 operadoras, empresas contratistas y compañías proveedoras de la región, la cual se realizará el 22 y 23 de Julio en Villavicencio. Todas las empresas del sector interesadas, que cuenten con la capacidad y experiencia, podrán aprovechar esta gran oportunidad y participar en las citas que Campetrol previamente programará, para hacer posible el encuentro entre la oferta y la demanda. Para mayor información sobre el proyecto, escriba a: ruedadenegocios@campetrol.org

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E&P

Golfo de México

Shell y ExxonMobil emprenden proyectos en aguas ultraprofundas

hell anunció que construirá las facilidades de producción de petróleo y gas costa afuera más profundas del mundo, ampliando los límites de la tecnología del sector para perforar casi tres kilómetros bajo el agua. Se trata del proyecto de desarrollo en el campo Stones, en el que Shell posee 100% de participación. Descubierto en 2005, Stones se encuentra a 9.500 pies (2.896 metros) de agua, y a unas 200 millas al suroeste de New Orleans, Louisiana. Abarca ocho bloques de la Plataforma Continental Exterior en el Terciario Inferior del Golfo de México.Shell ha sido uno de los pioneros en esta tendencia geológica al establecer la primera producción mediante el desarrollo Perdido (9.365 pies por debajo de la superficie marina). Se estima que Stones contiene más de 2.000 millones de barriles de petróleo equivalente en sitio. Como parte del proyecto se construirá una plataforma FPSO para desarrollar y producir este descubrimiento de forma segura, asumiendo retos como la relativa falta de in-

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fraestructura, la complejidad de los fondos marinos, y las propiedades únicas del yacimiento. La plataforma estará anclada utilizando una combinación de cuerda de poliéster y cadenas. En una etapa posterior, se usará una nueva generación de tecnología altamente eficiente de bombeo desde el lecho marino. El desarrollo se iniciará con dos pozos de producción submarinos conectados a la FPSO, seguido más tarde por seis pozos adicionales. Se espera que la primera fase de desarrollo permita una producción máxima de 50.000 barriles de petróleo equivalente por día.

Proyecto Julia ExxonMobil por su parte dio inicio al desarrollo del campo Julia, uno de los primeros grandes descubrimientos de petróleo aguas ultra profundas del Golfo de México. Descubierto en 2007 este campo localizado a una 265 millas al suroeste de New Orleans, tiene un estimado de recursos en sitio de 6.000 millones de barriles. La meta del proyecto es

comenzar la producción de petróleo en 2016. El yacimiento se encuentra a más de 30.000 pies por debajo del lecho marino y a unos 7.000 pies de agua. Tecnologías mejoradas serán desplegadas para garantizar el desarrollo seguro y ambientalmente responsable de este importante recurso energético. Julia comprende cinco concesiones: los bloques son WR-584, WR-627, WR-628, WR-540 y WR-583. ExxonMobil (operador) y Statoil tienen una participación del 50% cada uno. La fase inicial de desarrollo se está diseñando para una producción de 34.000 bpd e incluye seis pozos submarinos conectados a la facilidad de producción Jack & St. Malo operada por Chevron. Durante la década pasada ExxonMobil perforó 36 pozos en aguas profundas en el Golfo de México.

E&P

ANP de Brasil adjudicó 140 bloques petroleros a 30 compañías A pesar que la Undécima Ronda no incluyó bloques en las cuencas tradicionales de las cuales Brasil extrae más del 90% de su petróleo, la subasta demostró que muchos inversionistas apuestan a las grandes superficies inexploradas del país

uego de cinco años sin convocar licitaciones de campos, el 14 de Mayo la industria de Brasil recibió una muestra de renovado interés por parte de los inversores privados, al cerrar en un día de jornada la Undécima Ronda programada por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, ANP, la cual estaba prevista realizar en dos días. El ente regulador anunció ingresos récord de bonificación -cantidad a pagar por las empresas por los derechos de explotación- por 2.820 millones de reales (1.400 millones de dólares), además de compromisos por las empresas de invertir la cantidad de 6.900 millones de reales (3.400 millones de dólares) en los próximos años, como parte de los programas mínimos exploratorios. De un área ofertada de 155.800 km2 se concedió derechos en 100.300 km2. Del total de 39 empresas de doce países que participaron, 30 resultaron ganadoras; doce brasileñas y 18 de origen extranjero: Australia (1), Bermuda (1) Canadá (4), Colombia (2), España (1) Estados Unidos (2), Francia (1) Guernsey (1) Noruega (1) Portugal (1) Reino Unido (3). La ANP detalló que fueron vendidos 142 bloques de un total de 289 ofrecidos, en 23 zonas distribuidas en 11 cuencas sedimentarias. La mayor cantidad pagada fue 345,9 millones de reales por el bloque FZA-M-57, ubicado en la cuenca de Foz do Amazonas, por parte de Total E&P Brasil, el operador del área con 40% de participación en un consorcio junto a Petrobras (30 %) y EOC BP (30%). Cálculos de la Agencia, indican que la cantidad de petróleo contenida en los bloques subastados ronda los 35.000 millones de barriles. El promedio de contenido local fue estipulado en 62,32% durante la fase de exploración y de 75,96% en la fase de desarrollo de los proyectos.

La Undécima Ronda fue la primera subasta desde 2008, cuando fueron interrumpidas las licitaciones de campos, debido a que el Gobierno reformó en 2009 el marco regulador

del sector, para garantizarle una mayor renta al Estado en el Presal, el nuevo horizonte de exploración descubierto en aguas muy profundas del Atlántico.

Los ganadores Entre los mayores ganadores está Petrobras que acordó pagar 540 millones de reales por participaciones en 34 bloques; la británica BG Group, que ofreció 416 millones de reales por 10 bloques; la brasileña OGX Petroleo e Gas que pagará 376 millones de reales por 13 bloques; y la francesa Total que desembolsará 372 millones de reales por los derechos de 10 bloques. Junio 2013 / Petroleum 281

o CONGRESO INTERNACIONAL DE MINERÍA Y PETRÓLEO

Cinmipetrol 2013 Economía, Sociedad y Medio Ambiente Hacia la identificación de metas comunes 15, 16 y 17 de mayo Hotel Hilton, Cartagena de Indias

María Constanza García, Presidenta de la Agencia Nacional de Minería; Javier Díaz, Presidente de Analdex; Alejandro Martínez, Presidente de la ACP; Adriana Martínez Villegas, Presidenta de Cinmipetrol; Juan Manuel Santos, Presidente de Colombia; Federico Renjifo, Ministro de Minas y Energía; Jorge César Díaz, Director de la Cámara Colombiana de Minería; Julián Santos, Gerente de Asuntos Políticos y de Gobierno de ExxonMobil; y John Morrison, Director Ejecutivo del IHRB de Londres

Un rotundo éxito alcanzó la novena versión del Congreso Internacional de Minería y Petróleo, importante foro centrado en el tema de la renta minera y petrolera como factor de desarrollo. Durante la instalación el Presidente de Colombia, Juan Manuel Santos, reiteró su respaldo al sector como pilar del crecimiento y bienestar social del país. También fue destacada la intervención del Fiscal General de la Nación, Eduardo Montealegre, quien pidió no frenar “la locomotora de desarrollo”, si bien insistió en la necesidad de fortalecer la relación con las comunidades

on el propósito de identificar objetivos comunes de todas las áreas productivas en Colombia y establecer las mejores prácticas en la minería y extracción de petróleo, del 15 al 17 de Mayo se realizó en Cartagena una nueva edición del Congreso organizado por la Asociación Colombiana

del Petróleo-ACP, la Cámara Colombiana de Minería-CCM y la Asociación Nacional de Comercio Exterior- Analdex, que este año tuvo una asistencia récord, de más de 1.000 profesionales y empresarios del sector, atentos a los señalamientos de los expertos invitados a tomar parte en el análisis del

presente y el futuro del sector, en especial los desafíos a resolver para impulsar el crecimiento y sostenibilidad de la industria. Paralelo al foro, se desarrolló la exhibición que contó con la participación de un grupo de empresas de reconocida trayectoria comercial e institucional.

Fortalecer el trabajo conjunto La instalación del evento estuvo a cargo del Presidente de la República, Juan Manuel Santos, cuya intervención fue precedida por las palabras de la Presidenta del Comité Organizador de Cinmipetrol 2013, Adriana Martínez Villegas; el Gerente de Asuntos Políticos y de Gobierno de ExxonMobil, Julián Santos, y el Director Ejecutivo del IHRB, Jhon Morrison. Martínez Villegas enfatizó que el sector extractivo de minas e hidrocarburos es pilar de la estabilidad macroeconómica del país, y por tanto, Gobierno e industria deben trabajar mancomunadamente para impulsar su crecimiento y sosteni-

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Adriana Martínez Villegas

bilidad en el tiempo, lo cual implica retos importantes, “en la medida en que la minería y el petróleo se han vuelto una especie de cruce de camino de diferentes intereses, diferentes agendas que hay que armonizar”, dijo. Apuntó asimismo que hay iniciativas parlamentarias en tránsito en el Congreso, con las cuales se busca aumentar impuestos, regalías y contraprestaciones contractuales para ambos sectores. “Sabemos de la convicción del Gobierno sobre la inconveniencia de dichas iniciativas y confiamos que en el Congreso se adelante una reflexión que lleve a que

Escenario no prosperen estos proyectos de Ley, porque de hacerlo el país perdería la comp titividad internacional que le ha permitido contar con el aporte a la economía que esta locomotora le ofrece a Colombia”. Otros importantes desafíos planteados por Martínez Villegas fueron redoblar esfuerzos para fortalecer el buen desepeño social y ambiental del sector, siendo determinante el liderazgo del Gobierno a

fin de brindar claridad normativa sobre dónde y cómo realizar las operaciones de la industria extractiva en el país, prevenir y atender las crisis generadas por los conflictos sociales en las regiones petroleras y mineras, en las cuales hay un preocupante crecimiento de bloqueos a las operaciones, impulsado por el inconformismo frente al cambio en el régimen de distribución de las regalías.

Reiteró asimismo que el fundamento de esta edición de Cinmipetrol, fue estimular propuestas conjuntas entre el empresariado e instituciones del Estado, de impulso a las políticas públicas en tres dimensiones: inversión de la renta, avanzar hacia un modelo de licenciamiento ambiental más eficiente e identificar las vías para fortalecer la relación del sector con su entorno social y ambiental.

No a la satanización del sector minero energético Durante su intervención el Presidente Juan Manuel Santos dijo que el sector de minería e hidrocarburos es clave para la economía del país y que el Gobierno Nacional no respalda los ataques generalizados al mismo El mandatario colombiano presentó su agenda para hacer más eficiente el desempeño de la industria minera y petrolera, crucial para la transformación del país. “Sin sus aportes, que alcanzaron 31,7 billones de pesos en 2012 (regalías, impuestos, dividendos), sería imposible construir un país justo, moderno y seguro”, dijo. Sólo en regalías se recaudaron 8,5 billones de pesos en 2012, 55% más que en 2010, por ello es importante su aporte a las reformas ya que es un “socio indispensable a la altura de este reto”. Santos indicó que el Gobierno va a seguir trabajando para que el sector crezca, respaldándolo “porque valoramos su aporte pero no a cualquier precio, porque apoyamos la inversión minera y de hidrocarburos siempre y cuando sea legal y responsable”. Pidió que no se siga generalizando y satanizando la actividad en el país por unas cuantas malas experiencias. “No podemos meter todos los tipos de minería en la misma bolsa, porque eso le hace daño al sector y al país,

nos impide organizar la actividad y le hacen la vida mas difícil a quienes quieren trabajar bien”, acotó, enfatizando por otra parte que a quienes pretenden saltarse las normas se les aplicará todo el rigor de la ley. Celebró los excelentes resultados reportados en los últimos dos años, con un crecimiento de 30% en la producción de crudo y 12% de gas, respecto de 2010. Asimismo, 20% más de carbón y 24% más de oro. En cuanto a reservas recordó que las de petróleo crecieron 5,2% frente a 2011 (2.400 millones de barriles), las necesarias para siete años, y las de gas 5,7% con una relación entre producción y reserva de 16 años y medio. Puntualizó asimismo que hay ocho veces más inversión extranjera directa que hace 10 años (US$8.400 millones en 2012 en el sector de minería e hidrocarburos), lo que significa “más confianza en el país y en este sector”. Santos pidió a los mineros y petroleros entender que las reformas no se hacen de la noche a la mañana, pero que se trabaja en la definición de un Plan de Ordenamiento

El Presidente Juan Manuel Santos

Minero que contribuya a reglamentar la extracción de los recursos de forma ordenada. Los cinco puntos en los cuales se está trabajando son: definición de áreas estratégicas para la extracción que serán asignadas por método de subasta el próximo año; formalización de la actividad y mejores condiciones de empleo); regulación que incluya prohibición de actividades comerciales en zonas como páramos, humedales y reservas forestales; lucha contra la minería criminal de la que ya se adelantaron este año 300 operaciones en 1.300 minas en Antioquia, Bolívar, Caldas y Córdoba; y hacer más ágil el proceso de solicitud y otorgamiento de licencias ambientales. Al concluir sus palabras afirmó es su aspiración que al sector le vaya aún mejor para concretar más transformaciones en Colombia. “Para conseguirlo es indispensable que la actividad cumpla con todas las responsabilidades sociales y ambientales”. Los líderes del sector se mostraron complacidos por el mensaje del Presidente Santos reconociendo que la locomotora minera y petrolera marcha de manera responsable, siendo el motor de la economía nacional y que el nivel central acompañará a la minería responsable que sí existe. Junio 2013 / Petroleum 281

Escenario

El panel sobre Impactos de la Renta Petrolera y Minera integrado por Alejandro Martínez, Presidente ACP (moderador), Ramón Espinasa, Especialista del BID; Federico Renjifo, Ministro de Minas y Energía; Guillermo Perry, Ex Ministro de Hacienda y Crédito Público; y Eduardo Lora, Ex Economista Jefe del BID

La renta minera y petrolera El primer módulo de Cinmipetrol dio lugar a una intensiva jornada de análisis centrada en el tema de cómo obtener el máximo provecho de los recursos generados por la industria extractiva a fin de acelerar el desarrollo económico y social La sesión la inició el Ministro Minas y Energía, Federico Renjifo Vélez, quien afirmó que todos los esfuerzos han estado enmarcados dentro de la perspectiva de la sostenibilidad y el interés de garantizar que los recursos que produce el sector se traduzcan en prosperidad para todos los colombianos. El panel “Impactos de la Renta Petrolera Minera en la Economía de los Países”, con la intervención de Eduardo Lora, Ex Economista Jefe de Investigación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID); Guillermo Perry, Ex Ministro de Hacienda y Crédito Público; y Ramón Espinasa, Líder de Petróleo y Gas del BID. Bajo el título ¿Dónde está la maldición?, Lora examinó el impacto del petróleo y la minería en el desarrollo de América Latina, a partir del minucioso análisis de las “cinco maldiciones posibles” (volatilidad de precios, insostenibi-

lidad por falta de ahorro, especialización no innovadora, enfermedad holandesa y deterioro institucional). En la misma tónica Perry concluyó que el hecho de que los recursos naturales sean una bendición o maldición depende de una política fiscal y monetaria; evitar la volatilidad macro (políticas anticíclicas), aprovechamiento de los encadenamientos para crear ventajas comparativas; mejorar el clima de inversión, y estimular la innovación. Espinasa por su parte dijo que es posible identificar entre los productores de petróleo de América Latina dos grupos de países con similares patrones de comportamiento institucional y de respuesta a las señales del mercado: Grupo 1, caracterizado por el monopolio gubernamental de la producción y reglas de distribución y operativas que no responden a las señales de precios internacionales; y Grupo 2: con competencia en virtud de

Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Luis Pacheco, VP Ejecutivo de Planificación de Pacific Rubiales, Joe Carrelo, CEO de Eco Oro Minerals y Humberto Calderón Berti, Presidente de Vetra

Agencias Reguladoras, establecimiento de reglas contractuales y apertura a las señales de precios. Jorge Alberto Marín, Director Técnico de la Cámara Colombiana de Infraestructura y Javier Díaz Molina, Presidente Ejecutivo de Analdex, profundizaron el punto de la renta minera y petrolera como factor de crecimiento de otros sectores empresariales, al igual que Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol y Antonio Vincentelli, CEO de Petronova. Beatriz Herrera, Asesora de la Subdirección de Hidrocarburos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), habló de las “Perspectivas de la oferta y la demanda de hidrocarburos en el país”. El punto ¿Cómo impulsar el crecimiento y la sostenibilidad en el tiempo de las industrias minera y petrolera? fue abordado en dos partes, la primera por Germán Arce, Presidente de la ANH y María Constanza García, Presidente de la Agencia Nacional de Minería, y en la segunda, Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Luis Pacheco, Senior Executive, VP Planning and AIT de Pacific Rubiales; Joe Carrelo, CEO de Eco Oro Minerals; Humberto Calderón Berti, Presidente de Vetra Group y Felipe Márquez, VP de AngloGold Ashanti.

Territorio y entorno nacional En el segundo módulo María Claudia Medina, Asesora del Ministerio del Interior, desarrolló el tema de la Estrategia gubernamental para la prevención de incidentes por conflictividad social; seguido del panel “Propuestas para una agenda compartida”, con las intervenciones de

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Carlos Eduardo Gechem, Viceministro de Relaciones Políticas del Ministerio del Interior; Alfredo Gruber, Director General de Vetra; Eduardo Junguito, Jefe Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía y Juan Rivera, Director de la Asociación de Mu-

nicipios Petroleros, quienes abordaron el conflicto social que rodea la producción minera y petrolera del país. El sector empresarial representado por Gruber, planteó la creciente preocupación por los atentados y bloqueos que viene confrontando el sector.

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Escenario Licenciamiento ambiental enfocado a la calidad de gestión pública y privada

En el panel Oportunidades frente al modelo de licenciamiento: Eduardo Junguito, Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales de MinMinas; Joe David Kuebler, Consultor Internacional Banco Mundial; Fabián Marcelo Palmada, Socio ERM Group; Eduardo Uribe, Ex Viceministro Medio Ambiente; Luz Helena Sarmiento, Directora ANLA; Jim Dilay, Energy Resources Conservation Board Calgary; Fabio Arjona, Director Conservación Internacional Colombia; y Nicolás López, Country Manager Iamgold

Así se denominó el tercer y último módulo del Congreso, que se inició con el tema Modelos de Licenciamiento ambiental: una visión internacional, desarrollado por J.D. (Jim) Dilay, del Energy Resources Conservation Board de Calgary; Fabián Marcelo Palmada, Director

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Regional Práctica y Evaluación de Impacto y Planificación ERM Group; y Joe Kuebler, experto consultor internacional en evaluación de impactos del Banco Mundial, Texas, USA. El panel “Oportunidades frente al modelo de licenciamiento ambiental co-

lombiano”, contó también con las intervenciones de Dilay, Palmada, Kuebler y Junguito, Además de Fabio Arjona, Director de Conservación Internacional Colombia; Luz Helena Sarmiento, Directora de ANLA y Nicolás López, Country Manager de Iamgold Corp.

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Escenario Estado-Sociedad-Comunidad

César Díaz, Director Ejecutivo CCM; Alejandro Martínez, Presidente Ejecutivo ACP; Adriana Martínez, Presidenta de Cinmipetrol; Eduardo Montealegre, Fiscal General y Javier Díaz, Presidente Ejecutivo de Analdex

Durante el acto de clausura el Director Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Minería, César Díaz, agradeció la participación de profesionales y empresarios del sector, quienes compartieron la visión de una minería comprometida con el ambiente y una minería con vena social. “Ha sido una semana crucial en la que desde el más alto nivel del gobierno, se ha ratificado el respaldo a una industria que genera riqueza y una mejor calidad de vida en las diferentes regiones del país”. El Presidente de Analdex, Javier Díaz, destacó por su parte que el sector salía más tranquilo de este congreso, por las directrices compartidas por el Presidente Santos, las cuales deben traducirse en acciones concretas por parte de las entidades que regulan el sector. De igual forma al reportar las conclusiones del Congreso, su Presidenta Adriana Martínez, expresó su complacencia por compartir un parte de éxitos de la jornada. El desarrollo de la agenda académica del evento permitió llegar a conclusiones y propuestas para impulsar la aplicación de políticas fundamentales. Dijo que Colombia cuenta hoy con un sector minero y de hidrocarburos que se ha constituido en la mejor oportunidad con que cuenta el país para manejar su desarrollo económico y social. Desarrollo y libertad Las palabras finales fueron del Fiscal General de la Nación, Eduardo Montealegre, quien ilustró la forma de articular los conceptos centrales de la estructura de la sociedad contemporánea: Estado,

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El 9o Cinmipetrol ratificó la importancia de consolidar un buen entorno empresarial como condición para el crecimiento sostenible de la industria. Se consideró esencial la articulación del discurso entre entidades gubernamentales y actores del sector Sociedad y Empresa, para lo cual, dijo, es fundamental el fortalecimiento institucional del sistema jurídico, para lograr una coherencia y una estabilidad del sistema judicial en la adopción de decisiones; este elemento es básico y primordial en el desarrollo económico. De igual forma se debe buscar el equilibrio entre el crecimiento económico y los derechos fundamentales, entre los valores y principios constitucionales y la economía del mercado, no poniendo freno a la locomotora del desarrollo pero sí límites con base en el discurso de los derechos fundamentales, vale decir, entender el desarrollo no sólo en términos

El Fiscal General, Eduardo Montealegre, tuvo a cargo las palabras de cierre del Congreso

del simple crecimiento económico, sino el desarrollo como libertad. El tercer eje es la adopción del concepto de constitucionalismo aspiracional y militante como revolución, en la que los tribunales constitucionales deben tener un papel activo en la construcción de políticas públicas. En el marco de esta edición de Cinmipetrol se realizaron dos importantes talleres sectoriales, en el que se analizaron temas vitales para el desempeño empresarial: uno titulado “Socialización de proyectos, una guía para su aplicación”, en el que se destacó la importancia de la comunicación, la generación de espacios de participación entre las empresas, autoridades y comunidades y la generación de confianza entre las partes; y otro sobre “Metodología de valoración económica de impactos para los estudios de impacto ambiental del sector minero-energético”.

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Fernando Alberto Cardona, Marta Boada, Ligia Esperanza Pérez y Claudia Noreña del Ministerio de Minas y Energía

Positiva, compañía de seguros, satisface las necesidades de seguridad y protección de las personas en el mercado colombiano: Alexandra Torres, Lina Tobon y Alfredo Camargo, Gerente de Mercadeo

Biomax, empresa colombiana dedicada a la distribución de combustibles derivados del petróleo: Jorge Galeano, Juan Manuel Chaves, Lina Gómez y Alejandro Jaramillo

CI Ultramar Enery Group, líderes en lubricantes y grasas para la industria aérea, marítima y petrolera: Marcela González, Jorge Albarracín, Cielo Acevedo, Eduardo García y Melani Gavi

Exhibición

Confipetrol presentó su portafolio de servicios de operación y mantenimiento integral. En su stand Jessica Mejia y John Nossa

Mobil Industrial Lubricants ofrece lubricantes de rendimiento con el respaldo de una experiencia incomparable en la industria. Siempre atenta en su stand la cordial Vicky Llamas

MCS Consultoría y Monitoreo Ambiental ofrece al sector de minería y petróleo su experiencia en consultoría, interventoría y monitoreo ambiental. Anthony Combatt, Camila Gómez, Edwin Farfán y María Sánchez

Enlaces Inalámbricos Digitales brinda soluciones integrales en telecomunicaciones de alta calidad. Ricardo Torres, Ingeniero de Proyectos

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Nuevamente la principal conferencia de la industria costafuera mundial fue lugar de encuentro para que todos los que participan en el sector aguas arriba del negocio petrolero, tuvieran acceso a las nuevas tecnologías, conocimiento, aprendizaje e intercambio de las mejores prácticas. Un total de 104.800 personas atendieron este año la cita que se celebra anualmente en Houston, lo cual marcó un nuevo récord en asistencia

na historia de éxito es cada año la Offshore Technology Conference OTC, no solo por ser una enorme exhibición de la industria y fuente de información técnica, sino por las oportunidades que ofrece a los profesionales de diferentes disciplinas de establecer una extraordinaria red de trabajo. Representantes de la industria de la energía mar adentro de todo el mundo se reunieron del 6 al 9 de Mayo en el Reliant Park en Houston para atender el evento anual que registró 104.800 personas, alcanzando así el máximo de asistencia en 30 años, el segundo más alto en la historia del evento y un 17% mayor respecto al año pasado. Los organizadores anunciaron que la participación sobrepasó la registrada en 2012 de 89.400 personas, y la exhibición, vendida en su totalidad, fue la más grande en la historia con 652.185 m², frente a los 641.350 m² en 2012. OTC 2013 contó con 2.728 empresas que representaron a 40 países, incluyendo 244 nuevos expositores.

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Segundo récord de asistencia en su historia

Las empresas internacionales representaron el 39% de los expositores. “Tuvimos una conferencia fenomenal, con cobertura técnica profunda y amplia, con el apoyo de excelentes paneles ejecutivos y presentaciones”, dijo Steve Balint, Chairman de OTC. “La tecnología es el corazón de la industria costa afuera y fue toda mostrada aquí en la OTC 2013”. El evento de este año incluyó nueve mesas redondas, 29 presentaciones principales en almuerzos ejecutivos y desayunos, y más de 80 sesiones técnicas con 298 documentos técnicos. El programa técnico contempló nuevas áreas de interés como Mozambique, las operaciones HP/HT en aguas profundas, la fibra óptica y las geociencias en el subsal. Oradores de las principales petroleras internacionales, de comités olímpicos nacionales y de operadoras independientes presentaron sus puntos de vista sobre los retos actuales y tendencias futuras de la

industria También los gobernadores de Texas, Alabama, Alaska, Mississippi, Carolina del Norte y Carolina del Sur, de la Outer Continental Shelf Governors Coalition, participaron en un panel de discusión sobre el desarrollo de la energía marina y la necesidad de mejorar la cooperación entre los estados y el gobierno Federal. La Secretaria del Interior de EE.UU., Sally Jewell, recorrió el piso de la exposición y ofreció una conferencia de prensa en la que habló de su compromiso de trabajar con los líderes de la industria para garantizar operaciones de petróleo y gas seguras y ambientalmente responsables. Asimismo, los ministros de energía y altos ejecutivos de petroleras nacionales participaron en un panel en el que compartieron sus perspectivas sobre cómo la industria y sus modelos de asociación deben ajustarse para hacer frente a los desafíos de suministro en el futuro y el rol que las empresas y gobiernos deberían jugar para determinar el futuro de la energía.

Awards Banquet La tradicional Cena Anual celebrada el 5 de Mayo contó con más de 1.000 asistentes y recaudó US$250.000 para el Offshore Energy Center, con sede en Houston. Allí se erige el Ocean Star Offshore Drilling Rig Museum and Education Center atracado en el muelle 19 en Galveston, el lugar idóneo para tener una experiencia en “alta mar”, que promueve el conocimiento de los vastos recursos de energía en el entorno marino. En el banquete se entregaron los premios 2013 OTC Distinguished Achievement Award a Kenneth E. Arnold, actualmente Asesor Técnico Senior de WorleyParsons, quien participó en el desarrollo inicial de varias prácticas API recomendadas y relacionadas con la seguridad. Recientemente, fue Presidente del National Academies

Committee on Evaluating the Effectiveness of Offshore Safety and Environmental Management Systems. El OTC Heritage Awards fue entregado a los profesores James Brill, de la Universidad de Tulsa y Dendy Sloan, de la Escuela de Minas de Colorado. El Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, or Institutions fue para el proyecto costafuera Pazflor de Total. Este proyecto plantea desafíos tecnológicos importantes como un sistema submarino de separación de gas y líquidos -el primero en el mundo- para producir económicamente dos tipos diferentes de crudo de tres yacimientos del Mioceno y uno del Oligoceno; un área de desarrollo de 600 km2 y la construcción de la mayor FPSO en el mundo”.

Yves-Louis Darricarrère, recibió el Distinguished Achievement Award for Companies por el proyecto Pazflor de Total Barchfeld Photography

Steve Balint, entrega el OTC Distinguished Achievement Award a Kenneth E. Arnold Barchfeld Photography

Steve Balint, Chairman de OTC entrega el OTC Heritage Awards a Dendy Sloan Barchfeld Photography

Barchfeld Photography

Steve Balint, entrega el OTC Heritage Awards a James Brill

La tecnología impulsa el enfoque en exploración La tecnología y la fuerza laboral talentosa, son las apuestas de BP para satisfacer la demanda de energía en el futuro, dijo Lamar McKay, Director Ejecutivo Upstream Teniendo en claro que el mundo dependerá de la industria para su calefacción, luz y movilidad, por muchísimos años más, el camino es seguir buscando nuevos recursos de hidrocarburos y desarrollar nuevas tecnologías para acceder a ellos, comentó Lamar McKay, Director Ejecutivo Upstream de BP, durante la presentación “Liberando el futuro: Upstream global de BP”. Al estimar una subida en la demanda de energía global en total del 36% hacia 2030, es decir, solamente en 17 años, destacó que en perspectiva, ello equivale a añadir

otro EE.UU y otra China a las actuales necesidades de energía en el mundo. “Quiere decir que el mundo podría necesitar más de 16 millones de barriles de petróleo por día como lo hace ahora”. La compañía planea perforar hasta 25 nuevos pozos exploratorios por año y seguir adquiriendo e interpretando datos sísmicos. “Probando al menos 10 oportunidades convencionales y no convencionales cada 10 años, seremos capaces de agregar al menos dos nuevas áreas de producción importantes en los próximos 10 años, cada

una con potencial de miles de millones de barriles”. Asimismo prevé más de 40 proyectos en el upstream de enorme potencial hasta el final de la década, once de ellos respaldados por inversiones de más de US$10.000 millones cada uno. Afrontar los retos -dijo- requerirá una fuerza laboral diversa y talentosa, con la seguridad como eje, por lo que BP planea triplicar la contratación de graduados en ingeniería, ciencia y negocios en todo el mundo, con la meta de aproximadamente 1.000 al año hacia el 2014.

Sesión plenaria: DeepStar El avance de la iniciativa global de R&D DeepStar, fundada en 1991 para promover la colaboración tecnológica aguas arriba en la tarea de encarar los retos de las profundidades fue analizada en este panel por expertos de las principales compañías petroleras y contratistas

Ram Shenoy, Chief Technology Officer, ConocoPhillips; Solange Guedes, Executive Manager, Petrobras E&P, Petrobras; Alain Goulois, VP Research and Development, Total E&P; John Gremp, Chairman and CEO, FMC Technologies; Kevin Kennelly, VP Engineering and Technology, Global Projects Organization, BP; Stephen Thurston, VP Deepwater Exploration and Projects, DWEP, Chevron; y Occo Roelofsen, Director Global Oil & Gas Practice

La discusión de esta plenaria giró en torno a la necesidad de mayor colaboración y estandarización dentro la industria offshore para ir hacia aguas ultra-profundas, algo crucial si el sector quiere alcanzar sus objetivos tanto de acceso a nuevas reservas como maximizar la producción de sus activos existentes. Occo Roelofsen, Director de Práctica Global de Petróleo y Gas de McKinsey & Co., destacó el éxito de la industria offshore en impulsar su promedio de profundidad Junio 2013 / Petroleum 281

Escenario de agua en 100m (328 pies) más anualmente durante la última década. “Prevemos que en los próximos 10 años la industria también verá crecer la producción de líquidos en aguas profundas un 7% durante el período”. En este sentido, agregó que la necesidad, de iniciativas de colaboración como DeepStar son vitales para su éxito. Steve Thurston, Vicepresidente de Exploración en Aguas Profundas y Proyectos de Chevron, dijo que “hoy es normal lo que fue considerado imposible hace 10 años, y lo que hoy es imposible será normal dentro de 10 años”. Mencionó la perforación de doble gradiente como claro ejemplo de una tecnología DeepStar que pasó de un proyecto de investigación inicial en 1996 hasta su despliegue total en 2013. La técnica elimina las limitaciones de profundidad de agua de pozos en aguas profundas mediante la sustitución de lodos en el riser con agua de mar. Explicó que proyectos como este son el alma de DeepStar, la colaboración más conocida de la industria que ha ejecutado con éxito cientos de proyectos de R&D con la inversión de más de U$100 millones.

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La fase 11 de este programa de trabajo está enfocada en desarrollos en aguas profundas de hasta 3.048m (10.000 pies). Los miembros actuales de DeepStar son los operadores AnaChris Morgan, Mariano Gargiulo, Brage Johannessen y Frank Galvan-Sanchez darko Petroleum, BP, Chevron, ConocoPhillips, Maersk que para Petrobras la colaboración con Oil, Marathon Oil, Nexen Petroleum, Pe- universidades de todo el mundo, empresas trobras, Statoil, Total y Woodside Energy, y proveedores ha sido una práctica que ha pero también tiene más de 60 empresas generado muchos frutos. Entre los aspectos miembro activas en la Fase 11. más sobresalientes de la tecnología en el Solange da Silva Guedes, Gerente presal, enumeró los avances en soluciones Ejecutiva de Ingeniería de Producción, para la caracterización de yacimientos, E&P, Petrobras, presentó la estrategia tecnologías de perforación y completade producción en aguas profundas y las ción de pozos, sistemas de equipamientos oportunidades de desarrollo tecnológico submarinos, integridad de instalaciones generadas en Brasil con el descubrimien- y procesamiento y tratamiento de CO2. to del presal. “Con tecnología, hemos Dijo que proyectos conjuntos, como logrado, en tan sólo siete años después es el caso de DeepStar, contribuyen a de su descubrimiento, producir 300.000 acelerar el descubrimiento de soluciones barriles por día en la región”. Agregó con reducción de costos en R&D.

Escenario Perspectivas del Mercado Global de la Energía - Moldeando el Futuro Ministros de energía y altos ejecutivos de empresas nacionales del petróleo consideraron en este panel el papel de los gobiernos y empresas estatales en el suministro seguro de petróleo y gas, tomando en cuenta que la demanda mundial de energía crecerá alrededor del 40% en 2030. La audiencia pudo escuchar de estos voceros los principales retos que encaran los gobiernos para dar forma al futuro de la energía Petrobras duplicará su tamaño hasta 2020, dijo su Presidenta, Maria das Graças Silva Foster. La producción de Brasil pasará de 2,2 millones de barriles equivalentes por día (petróleo y gas natural) en 2012 a 5,7 millones en 2020, y el presal será en gran parte responsable de este incremento.“Hemos hecho 53 descubrimientos en Brasil en los últimos 14 meses. Solamente en el presal han sido 15”, subrayó. “Las reservas de Petrobras tienen el potencial para duplicar su tamaño y llegar a 31,5 mil millones de barriles de petróleo equivalente en los próximos años”. Silva Foster dejó claro que los resultados son el fruto de las inversiones de la compañía, que han crecido anualmente un 21,5% desde 2000 y alcanzaron US$42,9 mil millones en 2012. Las inversiones en Investigación y Desarrollo también fueron significativas para alcanzar las metas, con un crecimiento del 18,3% al año, durante los últimos doce años; en 2012 llegaron a US$1,1 mil millones. El plan de inversiones de Petrobras para el período 2013 a 2017 es de US$236,7 mil millones. La Ejecutiva recordó que las inversiones de la compañía, aunadas a la política de valoración del contenido local, estimularon la llegada de astilleros extranjeros a Brasil, con el fin de convertirse en aliados tecnológicos en el país.

Carlos Morales Gil, Director General de Pemex, la petrolera estatal de México, se unió a los líderes de otras empresas petroleras nacionales y ejecutivos gubernamentales en este panel que ofreció una visión del mundo de la energía no centrada en Estados Unidos. Sin embargo, Morales y otros oradores dijeron que la colaboración con las empresas petroleras independientes es clave para aumentar la producción. Señaló que las compañías petroleras nacionales conBarchfeld Photography

Maria das Graças Silva Foster

Jorge Zajia, Editor de Petroleum, junto a Carlos Morales Gil, Director General de Pemex

trolan el 81% de las reservas conocidas de petróleo del mundo, pero “la producción es mucho más equilibrada”. Pemex -dijo- es la quinta mayor empresa productora de petróleo crudo en el mundo y la primera en el continente americano y 60% de la producción mundial provienen de compañías petroleras estatales y el resto de empresas privadas. Asimismo destacó la necesidad de incorporar nuevas tecnologías y talento humano para fortalecer la gestión de Pemex. En tal sentido la empresa mexicana mantiene convenios con

diversas universidades e institutos. “Talento de excelencia y proveedores con la solidez financiera y técnica asegurará el éxito estratégico de Pemex”. En el panel, José de Vasconcelos, Ministro de Energía en Angola, dijo que su país tiene la esperanza de inversiones sustanciales durante los próximos años. Angola es el segundo mayor productor de petróleo en África subsahariana, con 97% de la producción costa afuera, y ahora el país está tratando de impulsar la producción en tierra. Dijo que también están interesados en las energías renovables, incluyendo los biocombustibles y la energía solar. Sobre el tema de las energías renovables Foster intervino para apuntar que estas representaron cerca del 44% de la cartera de energía de Brasil en 2011, porcentaje que espera se eleve a 46% en 2030, incluyendo los biocombustibles. Noobstante, afirmó que a pesar de la gran inversión que la empresa ha realizado en este segmento la prioridad sigue siendo el petróleo principalmente en costafuera. La próxima OTC se realizará del 5 al 8 de Mayo nuevamente en el Reliant Park en Houston, con un denso programa de tópicos, tendencias y avances de la tecnología que están facilitando el acceso a reservas de hidrocarburos en lo más profundo del lecho marino. Junio 2013 / Petroleum 281

2013 OTC Spotlight on New Technology

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Los miembros de la Junta OTC Helge Haldorsen y Steve Balint (al centro) acompañan a los premiados

Halliburton: Emily Fumuso, Michelle Amstrong, Tiffany Stoerner y Chasity Wilson

Welltec: Jay Fontenot, Dean Culp y Rick Bokowski

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Este año fueron reconocidas 15 tecnologías que están ayudando a la industria a producir recursos mar adentro (Ver Petroleum 279 – Abril 2013). “Cada una responde a la pregunta sobre cómo encontrar y producir petróleo y gas en los entornos más remotos y profundos de todo el mundo de una manera segura y responsable”, dijo Steve Balint, Chairman de OTC.

En el estand de Schlumberger: Christine Heiman, Jorge Zajia, Ana I. Valbuena, Ricardo Soto y Lisa Ann Hofmann

En el acogedor estand de Audubon: Jeff Clinson, Kent Morrison y David Kurjan

Magnetrol: Bernie Diaz atiende unos clientes y Katie Hay y Kathleen Cacciato

Superior Drillpipe: Jeremiah Belk y Jorge Kurten

Orion Instruments: Marco Marshall, K. A. Man Tong, Julie Dugas y Eric Moore

Clampon: Justin Curry, Tine Dale y Caleb Roquemore

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Tecnología

El control de la producción de agua petrolera (Parte I) 7 Edmundo E. Ramírez López, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum Controlar la producción de agua constituye uno de los retos técnicos, ambientales y económicos más importantes de la industria petrolera a nivel mundial

a industria de los hidrocarburos produce aproximadamente 7 barriles de agua por cada tres de petróleo, de manera que asociados a los 86 millones de barriles de petróleo diarios producidos globalmente, se extraen alrededor de 240 millones de barriles de agua, lo cual ha convertido a muchas empresas productoras de gas y petróleo, prácticamente en operadoras de agua, como es el caso desde hace muchos años de la estatal petrolera venezolana Pdvsa. Controlar esa producción de agua, efectuar su deshidratación o separación del hidrocarburo y su posterior manejo, tratamiento y disposición en el subsuelo o en la superficie, constituye uno de los retos técnicos, ambientales y económicos más importantes de la industria petrolera a nivel mundial, porque afecta seriamente la rentabilidad del negocio. El aumento tan significativo que le proporciona a los costos operativos, ronda entre 4 y 5 dólares por barril de petróleo producido, para una proporción de 70 % agua - 30% de petróleo, sin incluir los costos de reparación de tuberías y equipos de subsuelo por la corrosión y depósitos de carbonato de calcio, arena y finos de formación, asociados a la producción de agua. En este artículo, de una serie que escribiremos sobre el tema, hablaremos de los aspectos tecnológicos relativos al control de la producción de agua en los pozos de petróleo y gas natural, enfocándonos en la descripción de los mecanismos de producción de la misma y adelantaremos sobre la metodología para la identificación de las fuentes que aportan, la siempre indeseada producción de agua. En futuras entregas complementaremos la metodología antes mencionada, argumentaremos sobre la selección del mejor tratamiento técnico y operativo para minimizar la producción de agua, los procesos de deshidratación del hidrocarburo y la disposición del agua producida, incluyendo las exigencias de calidad del crudo en las refinerías y del agua, para su disposición, que convierten dichos procesos en costosos y operacionalmente complejos.

Mecanismos de la producción de agua Para el diseño de la mejor estrategia, para la identificación de las fuentes de suministro y el control de la producción de agua, los mecanismos de producción de la misma, tienen que estar bien entendidos. El flujo de agua hacia el pozo tiene cuatro fuentes. Dos de ellas fluyen separadas de los hidrocarburos y compiten directamente con la producción del petróleo y el gas; reducir estas fuentes, conlleva a menudo, a incrementar la producción y la eficiencia del

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recobro de hidrocarburos, siendo por tanto primeras candidatas para el esfuerzo en el control de la producción de agua. Estas son: 1. Un acuífero en el fondo o lateral al yacimiento productor, que llega al pozo por agotamiento y declinación natural del yacimiento o en forma apresurada, por una incontrolada y excesiva tasa de producción inicial del pozo, en procesos conocidos como conificación y adedamiento. 2. Agua producida de arenas con alta saturación de agua, ubicadas por encima y por debajo del estrato productor de hidrocarburos, que se comunican con este, por un insuficiente aislamiento detrás de la tubería de revestimiento de producción o por problemas mecánicos dentro del pozo mismo. La reducción de las otras dos fuentes, como son las aguas coproducidas, como consecuencia de proyectos de inyección de agua, para mantenimiento de presión y recuperación secundaria en los yacimientos productores, donde el agua llega primero a los intervalos de mejor permeabilidad (Canalización/Adedamiento) y la producción de agua de yacimientos de hidrocarburos con alta saturación de agua inicial, puede conllevar a la reducción de la producción petrolera. La selección adecuada de la tecnología a aplicar para el control de la producción de agua, pasa entonces por el diagnóstico apropiado de la fuente que causa el problema. De hecho, se considera un incorrecto e inadecuado diagnóstico, la causa principal en la inefectividad en las ejecutorias para el control del agua producida en los pozos de petróleo y gas. Las razones para un diagnóstico inadecuado, incluyen la asunción de que todos los problemas de producción de agua pueden ser resueltos con la misma tecnología, la incertidumbre acerca de la amplitud de la metodología a utilizar para el diagnóstico y la falta de tiempo y dinero para los pozos marginales, a pesar de que la evaluación puede hacerse, en la mayoría de los casos, con la información y registros de rutina del yacimiento y el pozo.

Metodología para el diagnóstico o identificación de las fuentes de suministro de agua Se considera que las gráficas de Chan constituyen una excelente herramienta para el diagnóstico, la cual consiste en visualizar sobre un gráfico logarítmico la tendencia que describen las curvas de la relación agua-petróleo (RAP) y su derivada (RAP´), con respecto al tiempo acumulado de producción de cada pozo. Para cada caso del posible origen del agua, el análisis presenta una combinación de tendencias características:

Tecnología

Disminución de RAP’- Conificación

Cambio de tendencia RAP-RAP’- Adedamiento/Canalización

Aumento brusco de RAP/RAP’- Comunicación Mecánica

Aumento gradual y progresivo de RAP - RAP´- Avance natural del acuífero

En el próximo artículo mencionaremos los registros, pruebas y evaluaciones adicionales, que deben realizarse para complementar la información aportada por los grá-

ficos de Chan y poder realizar trabajos de reparación de pozos, con alta producción de agua, operacional y económicamente exitosos. Junio 2013 / Petroleum 281

SHA

Parex Resources, Tuscany South America y Saxon Energy Services

Instalado primer sistema completo anti derrames en operaciones de perforación en Colombia

Las empresas han dado un paso importante en sus políticas en materia de medio ambiente y seguridad en operaciones de perforación

as empresas Parex Resources Inc., Tuscany South America Ltd. y Saxon Energy Services Inc., reafirmaron su liderazgo en la prevención de derrames de fluidos y de accidentes en la industria petrolera con la instalación de innovadores sistemas que además de mejorar la salud y seguridad de los trabajadores en perforación y workover, minimizan drásticamente la polución, permitiendo que el desarrollo de petróleo y gas se lleve a cabo en una forma eco-eficiente. Por otra parte se optimizan los costos y ganancias evitando la pérdida de fluido y contaminación del medio ambiente cercano. Los sistemas no sólo capturan y reciclan los fluidos de perforación, sino que también evitan accidentes y tiempo perdido por operaciones de pesca de herramientas caídas al pozo. Capturando los fluidos de perforación y reciclándoles, se minimiza a su vez el uso de agua y los costos por transporte del agua y los químicos que se aditiva al fluido.

Resumen de beneficios El resultado es la implementación exitosa de un sistema de contención de fluidos contaminantes, que también mejora la salud, seguridad, desempeño operacional de los equipos de perforación y workover. Un estudio independiente llevado a cabo por una empresa petrolera estatal confirmó beneficios tangibles de esta tecnología. Los beneficios incluyeron: tiempo ganado en el montaje, desmontaje y ahorros directos en la recuperación de fluidos de perforación. Se comprobó en un pozo un ahorro total de más de US$500.000 (un retorno de casi 700% sobre el valor de la inversión). Los beneficios intangibles mejorarían aún más este retorno. Además el informe destacó la minimización de riesgos durante el montaje y desmontaje

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reducidos capturando y reciclando el fluido antes que se derramen al medioambiente. Existe una concepción errónea que ser responsable y proteger el medioambiente es más costoso. Este artículo mostrará los resultados adversos por no contener los fluidos de perforación y en contraste, también explicará los beneficios de introducir tecnología proactiva como el sistema cero derrames.

La solución

debido a los sistemas de súper-polímeros livianos (que cuentan con sólo 18% del peso de los sistemas convencionales). El tapete del piso de perforación reduce la posibilidad de accidentes por resbalones. El sistema también evita que objetos extraños caigan al anular. Recientemente, un cliente dio un ejemplo de la pesca de objetos extraños caídos al pozo. El resultado: 42 horas perdidas en operaciones de pesca sumado a la destrucción de una broca valuada en US$80.000. Dichas operaciones de pesca afectan drásticamente los costos del proyecto influyendo los indicadores económicos. La industria petrolera requiere hoy día de “licencia social” para operar. Mientras la percepción pública de la industria cae, ella se adapta a estándares más altos de operación para reducir su impacto ambiental. En promedio, se puede llegar a perder más de 5.000 galones de fluido de perforación por pozo perforado. Los costos por pérdidas de fluido de perforación y costos de remediación pueden ser

Hoy existe tecnología de cero derrames y prevención de accidentes que provee nuevos estándares en salud y medio ambiente – ver figuras. Este equipamiento protege y preserva directamente el medioambiente, reduciendo descargas de fluidos de perforación e incrementando la seguridad operacional. El sistema cuenta con diferentes opciones para equipos de perforación, workover, pulling y hasta cabezales de pozos activos y de pozos abandonados. Los componentes del sistema trabajan en conjunto para mejorar los 4 “R”: “Reducir, Reusar, Recuperar y Reciclar”. Cuando el sistema está completamente instalado y utilizado correctamente, se puede contener el 100% de los fluidos de perforación y evitar el 100% de la contaminación. Alguno de los componentes del sistema son: • Mud Bucket (economizador) – nuevo diseño – fabricado con súper polímeros • Tapete de seguridad – mejor tracción y fluidos 100% contenidos y re-direccionados • Guarda de protección – evita tropezones y mantiene el piso seco • Bandeja de contención superior liviana – 18% del peso de los de metal • Bandeja de contención inferior liviana 18% del peso de los de metal • Sistema ajustable de contención de fluidos

Licencia social Las empresas petroleras necesitan el apoyo del público en las áreas donde se produce petróleo. El no-tener esta “licencia social” puede interrumpir, demorar y hasta parar sus operaciones. En ciertas áreas delicadas (selva amazónica, manglares, costa afuera), se puede restringir la perforación o prohibir la perforación totalmente. Para asegurar acceso a estas áreas y proteger las inversiones ya hechas, las empresas líderes reconocen la necesidad de mejorar y mantener una positiva percepción pública de la industria, minimizando el efecto sobre sus operaciones de exploración y producción. Muchas empresas aun piensan que el costo de ser pro-activo en la captura del 100% del fluido de perforación es demasiado alto. Los sistemas cero derrame y seguridad instalados por Parex Resources, Tuscany South America y Saxon Energy Services, demuestran lo contrario, al minimizar el efecto ambiental, mejorar la seguridad en el equipo, al mismo tiempo que dan un retorno positivo sobre la inversión.

Contaminación La protección del medioambiente hasta la fecha se ha concentrado en “remediar” –tratar tierras contaminadas con desechos de fluidos. En cada conexión de tubería en el equipo de perforación se caen fluidos de perforación a la mesa rotaria, luego a la sub-estructura y finalmente a la tierra. En cada pozo perforado se pierde importantes cantidades de los fluidos. Considerando que cada galón de fluido de polímeros o a base de aceite contamina un metro cúbico de tierra, es un asunto muy serio. Normalmente, se ha considerado esto como un costo operativo normal. Los costos de fluidos perdidos van desde decenas de miles de dólares hasta cientos de miles de dólares por pozo. Las operadoras responsables pagan para limpiar el lugar continuamente, llevando fluidos y hasta tierra y arena para limpiar y luego desechar –procesos muy costosos.

Midiendo intangibles En la última década, con la opinión pública de la industria en declive, esta forma “reactiva” de contener fluidos y tierras contaminantes es menos atractiva. Hoy día, existen mayores incentivos para mejorar los procesos y prácticas para proteger el medio ambiente. Hay tres factores para considerar al medir los costos involucrados - temas de HSE. Primero – identificar los factores que contribuyen a compensación y pérdidas de días de trabajo por accidentes: • Descarga de fluidos de perforación nocontrolados en el piso de perforación resultando en un piso resbaloso.

• Salud de los trabajadores debido a contacto e inhalación de químicos en el aire generado por el fluido de perforación. • Costos directos son: • Pérdida de Producción debido a interrupciones en las operaciones • Compensación a empleados por accidentes • Reparación y reemplazo de equipamiento • Multas y gastos legales • Incremento en primas de seguros • Costos indirectos son: • Baja productividad y mayor rotación de los empleados por baja moral • Se eleva los índices de accidentes que lleva la empresa • Pérdida de oportunidades de negocio de la empresa (por accidentes y derrames) • Contratación y entrenamiento de empleados nuevos • Sueldos y beneficios de empleados heridos y en recuperación También hay que revisar el costo del fluido de perforación. Cuanto fluido se está usando durante las operaciones? Cuanto se podrá ahorrar recuperando y reciclando dicho fluido? Cada pozo tiene más de 100 variables que podrán afectar el precio de fluido utilizado. Sin embargo, hay tres clases de fluido de perforación: base-de-agua, base-de-aceite y sintéticos. El grado de contaminación o impacto ambiental depende del tipo de fluido utilizado y las condiciones ambientales en el lugar de trabajo. Esto tiene una correlación directa con los costos de remediación. Por ejemplo – en general operaciones costa afuera utilizan fluidos de perforación base-de-agua para evitar un impacto ambiental negativo. Empresas petroleras pueden pagar entre US$40.000 y US$80.000 o más para remediar una locación de tierra después de la perforación. Además,

hay regulación controlada por las autoridades locales y gubernamentales referentes al medio ambiente, en perforación de pozos petroleros.

El Sistema de Seguridad en el Piso de Trabajo Este sistema está diseñado con el propósito de incrementar la seguridad del personal y disminuir los riesgos operacionales en el piso de la plataforma. Debido a sus extraordinarios valores agregados, el RSS ha sido ampliamente aceptado a nivel mundial por las compañías petroleras y los contratistas de perforación. Cada día, mas contratistas están seleccionando el uso del Sistema de Seguridad en el Piso de Trabajo, porque reduce sustancialmente el número de lesiones tales como torceduras, esguinces y fracturas en el piso de la plataforma; una invaluable herramienta cuando se busca proteger al personal de trabajo. Cualquier equipo de perforación o servicio puede ser optimizado con un sistema completo en tan solo unas horas.

Conclusión Parex Resources, Tuscany South America y Saxon Energy Services consideran que proteger sus trabajadores y el medio ambiente es muy importante y que los sistemas modernos de prevención pueden ayudar a lograr los objetivos de responsabilidad social en materia de medio ambiente y seguridad de los operarios. Además, incrementar la seguridad de los trabajadores reduce tiempo perdido por accidentes, que causan retrasos en el proceso de perforación, aumentando así los costos operativos. Prevenir la contaminación en zonas de perforación reduce riesgos económicos por reclamación y remediación, además de mitigar el riesgo de pérdida de “licencia social” para operar. Junio 2013 / Petroleum 281

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SPWLA Annual Symposium 2013 La Society of Petrophysicists and Well Log Analysts celebrará su simposio anual del 22 al 26 de Junio en New Orleans

l capítulo Nueva Orleans de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA) será el anfitrión de la 54° edición de su Simposio Anual que aguarda una agenda de presentaciones y actividades diversas, sobre los avances más recientes en las especialidades de petrofísica y análisis de registro de pozos, en el Hyatt Regency New Orleans del 22 al 26 de Junio. En la programación, resalta el discurso de apertura a cargo de John Hollowell, Vicepresidente Ejecutivo de Operaciones en Aguas Profundas en el Hemisferio Occidental de Shell y el despliegue de un denso programa técnico centrado en doce sesiones, que abarcarán en total 50 presentaciones orales y 20 de cartelera, a lo largo de tres días. • Conventional Reservoirs, Challenges and Case Histories: Carbonate Reservoirs • Unconventional Resources Challenges and Case Histories: Shale Reservoirs • Real Time Evaluation and Mudlogging • Conventional Reservoirs II: Formation Evaluations Methods

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• Unconventional Reservoirs II: Mudstones and Tight Sandstones • Case Hole and Production Logging • New Logging Technology and Sensors: NMR • Conventional Reservoirs III: Sandstone Reservoirs and Residual Oil Saturation • Unconventional Reservoirs III: Formation Evaluation Methods • New Logging Technology and Senors: Downhole Fluid Analysis and Dielectric Logging • Deep Water and Laminated Reservoirs Case Studies.

Talleres y eventos sociales El evento contempla una excursión geológica a West Ship Island, una aventura para adentrarse en el estudio de la historia y la belleza del ambiente sedimentario único del Golfo de México. También ofrecerá cuatro talleres el sábado 22 sobre: • Mineralogy: From Cores To Logs; And From Chemical Measurements To Integrated Interpretations

• Advances in Resistivity and Dielectric Logging • Completions Petrophysics • Pore-Scale Imaging: Applications To Evaluation And Development Of Mudrock Reservoirs • New Concepts In Petrophysical Interpretation Numerosos eventos sociales brindarán una mezcla de oportunidades para sumergirse en el ambiente único de la ciudad de New Orleans, tales como un torneo de golf, el rompehielos patrocinado por Schlumberger a bordo del barco Creole Queen el domingo 23, el SPWLA Foundation Auction de Baker Hughes el lunes en la noche, mientras que Halliburton celebrará su tradicional cóctel el martes por la noche en el Acuario de las Américas en el Barrio Francés. Para mayor información visite: spwla2013.com

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Gente

Petroleum designa nueva Gerente de Mercadeo para Colombia

abiola Villamizar se integra al equipo de Petroleum como Gerente de Mercadeo en Colombia a partir del 1 de Junio. Villamizar es Economista egresada de la Universidad Santo Tomás (2000) con amplia experiencia en el área Administrativa y Comercial. En el desarrollo de su carrera profesional ha prestado servicios a empresas e instituciones vinculadas principalmente al sector de Hidrocarburos. Su incorporación a las filas de Petroleum marca el inicio de una nueva fase de fortalecimiento y expasión, en línea con el reto de crecimiento futuro de la empresa en el amplio y prometedor mercado colombiano. Fabiola Villamizar “Fabiola está familiarizada y bien vinculada con la industria petrolera colombiana por lo que sabrá cumplir a cabalidad con sus nuevas funciones dentro de esta organización”, dijo Jorge Zajia, Editor de Petroleum. “Con toda su experiencia nos ayudará a brindar un mejor servicio, personalizado y profesional a nuestros clientes e instituciones relacionadas, en sintonía con estos tiempos que han convertido a Colombia en el destino petrolero más atractivo y promisorio de la región” agregó.

Paradigm

aradigm anunció el nombramiento de Arshad Matin como Presidente y CEO de la compañía, además de miembro de la Junta Directiva. En su nuevo cargo será responsable de liderar el desarrollo y ejecución de la estrategia de la empresa, desde su sede en Houston, Texas. Matin tiene experiencia en liderar estrategias de crecimiento para organizaciones globales. Anteriormente se desempeñó como Vicepresidente Ejecutivo de IHS, donde dirigió todas las líneas de negocio que representaron más de US$1,5 mil millones en ingresos. También fue Presidente y CEO de Seismic Micro-Technology (adquirida por IHS), y Presidente y Director de Operaciones de BindView Corporation (adquirida por Symantec). Además, dirigió un negocio de seguridad empresarial de Symantec Corporation. Matin posee un MBA en Finanzas de la Escuela Wharton de la Universidad de Pensilvania, un grado MSE Arshad Matin en Ingeniería Informática de la Universidad de Texas en Austin y una licenciatura en Ingeniería Eléctrica del Regional Engineering College en Bhopal, India. El fundador y anterior CEO de Paradigm, Eldad Weiss, continuará su relación con la compañía como Presidente no ejecutivo de la Junta Directiva, trabajando junto a Arshad en el fortalecimiento de la posición de Paradigm como líder de soluciones de software en el upstream para la industria mundial de petróleo y gas.

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Warehouse

Logan Oil Tools abrió oficinas en Bogotá

ogan Oil Tools celebró recientemente la apertura de una oficina de ventas y almacenes en Colombia, lo que constituye la primera inversión en instalaciones en Suramérica de esta compañía fabricante mundial de herramientas de fondo de pozo para operaciones de intervención y pesca. De 600 m2, la oficina está ubicada en el Edificio Teleport Business Park en el norte de Bogotá; y los almacenes que suman 1.000 m2, en la Zona Franca de Bogotá. Con ambas facilidades podrá atender de manera más directa a clientes en Colombia y la Región Andina. La sucursal es dirigida por Ted Crisp, Gerente Regional para América Latina, quien actualmente reside en Houston, Texas, con el apoyo de un equipo integrado por Sam Ibzagh, Representante de Ventas Regional, Grupo Andino, y Victoria Barahona, Coordinadora de Importaciones y Ventas Internas, responsables de la promoción, venta e importaciónde productos de fondo de pozo. Además de trece oficinas de venta y tiendas ubicadas en toda América del Norte, Logan Oil Tools posee otros cuatro puntos internacionales de almacenamiento establecidos en lugares estratégicos como Edmonton, Aberdeen, Dubai y Singapur, para brindar mayor flexibilidad en la entrega. Su base principal está en Houston y cuenta con unos 360 empleados en todo el mundo. Mayor información: www.loganoiltools.com

Studio Manager: Manejo del conocimiento empresarial para profesionales de IT

chlumberger lanzó Studio Manager, que permite a los profesionales del manejo de información trabajar interactivamente con geocientíficos e ingenieros para mejorar la productividad. De forma proactiva, los profesionales pueden hacer un seguimiento del progreso de todo el equipo de activos y resolver los problemas de datos trabajando con los usuarios de la plataforma de software Petrel* E&P. “A diferencia de las herramientas tradicionales que apoyan el manejo de información en una base de datos, Studio Manager permite a los administradores de la información asegurar una experiencia más productiva entre los usuarios de la plataforma Petrel al compartir interpretaciones y conocimientos relacionados”, dijo Tony Bowman, Presidente de Schlumberger Information Solutions. El ambiente Studio permite a los expertos de E&P encontrar todos los datos relevantes, colaborar con sus compañeros, así como capturar y compartir las mejores prácticas en el contexto de su actual flujo de trabajo Petrel. La innovadora tecnología de indexación proporciona acceso tanto a los datos estructurados como no estructurados en los repositorios de Studio, así como aplicaciones de terceros y fuentes de datos.

www.slb.com/studiomanager.aspx

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Calendario 2013 JUNIO 18 – 21 - 12th Conference on Equipment Technology –COTEQ - Pernambuco, Brasil - www.abendi.org.br/coteq/eng 19 – 20 - IADC World Drilling 2013 Conference & Exhibition - Istanbul, Turquía - www.iadc.org/event/iadc-world-drilling-2013-conference-exhibition 22 – 26 - SPWLA 54th Annual Symposium - New Orleans, USA - www.spwla. org/homepage/2013-SPWLA-54th-Annual-Symposium 25 – 26 - Caribbean Gas Trading and Supply Conference - Puerto España, Trinidad & Tobago - www.ibcenergy.com/event/caribbean-gas-conference 26 – 27 - SPE Latin American and Caribbean Conference - Lima, Perú - www. spe.org/events/lahs/2013

JULIO 02 – 04 - SPE Enhanced Oil Recovery Conference –EORC - Kuala Lumpur, Malasia - www.spe.org/events/eorc/2013 16 – 17 - III Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas – Tegucigalpa, Honduras - www.olade.org/seminarios/IIIseminariopetroleo- gas 24 – International Workshop on Seismic Exploration Technology for Oil & Gas Lima, Perú - seismicworkshop.com 31 – 2/08 - XIV Congreso Colombiano de Geología – Primer Simposio de Exploradores - Bogotá, Colombia – www.14geocongreso.com

AGOSTO 12 – 14 - Unconventional Resources Technology Conference –URTeC - Denver, USA - www.urtec.org 12 – 14 - 5th Latin American Conference on Process Safety - Cartagena, Colombia - www.aiche.org/ccps/conferences/ccps-latin-americanconferenceon-process-safety/2013 14 – 16 - Summer NAPE Expo - Houston, USA - www.napeexpo.com/ napeshows/ summer-nape 19 – 21 - Offshore Northern Seas - Stavanger, Noruega - www.ons.no 20 – 21 -IADC Well Control Conference of the Americas & Exhibition Galveston, USA - www.iadc.org/event/wc-americas-2013 21 – 22 - 6to Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2013 - Santa Cruz, Bolivia - 2013.boliviagasenergia.com 25 – 26 - 4th International Symposium on Applied Microbiology and Molecular Biology in Oil Systems - Río de Janeiro, Brasil - www.ismos-4.org 26 – 29 - 13th International Congress of the Brazilian Geophysical Society Río de Janeiro, Brasil -sys2.sbgf.org.br/congresso 26 – 27 - SPE Progressing Cavity Pumps Conference - Calgary, Canadá www.spe.org/events/pcp/2013 26 – 30 - 2do. Congreso Latinoamericano y 4to. Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente en la industria de los Hidrocarburos – Neuquén, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2013/seguridad

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Brasil supera la nostalgia: Combo 3 x 1 Ojalá otros países de la región puedan imitar y entender que la nostalgia sólo trae más pobreza y subdesarrollo

ucho hemos abundado sobre la característica nostálgica en nuestra América Latina al momento de encarar grandes desafíos, inversiones y desarrollos. Esto queda claro cuando comparamos lo que viene aconteciendo en Asia, Australia y USA en materia de hidrocarburos, y de gas natural en particular, comparándola con la realidad Latinoamericana. No en vano con tanto potencial y reservas en casi todos los países seguimos aumentando las importaciones de GNL y tenemos ductos vacíos por todos lados. Brasil, lastimosamente, tampoco escapaba a esta nostálgica realidad Latinoamericana. En 2008 se suspendieron las rondas exploratorias que venían realizándose anualmente y muy exitosamente desde 1998, y se había sobrecargado y politizado a Petrobras. Todo esto a partir del descubrimiento del Presal en 2006. Una especie de borrachera de Presal. Empero, parece que Brasil se ha dado cuenta que la nostalgia no lleva a ningún lado y que detener el virtuoso ciclo exploratorio y nuevas inversiones, con capitales de todas partes del planeta, acompañado a una Pe-

ANUNCIANTES JUNIO2013 / No 281/ Petroleum

AAPG...........................................................................23 Acipet...........................................................................39 AME...............................................................................41 Antek...........................................................................19 Cepcolsa......................................................................11 ClampOn....................................................................10 Colsa............................................................................37 Halliburton...............................................................44 Inova.............................................................................4 IHS.................................................................................7 IST..................................................................................31 John Lawrie...............................................................15 LHR Americas............................................................21 Magnetrol..................................................................13 Panthers Machinery.................................................9 Petroguía...................................................................38 Schlumberger...........................................................2 Serinpet.....................................................................43 Servitrans....................................................................14 Sugaca.........................................................................8 Tradequip....................................................................25 VAM Drilling.............................................................28 Welltec.........................................................................20 Winsted.......................................................................36

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Álvaro Ríos Roca*

trobras competitiva, es el derrotero a seguir. De veras se asustaron en Brasil ante la pérdida de competitividad y productividad global. Los pragmáticos (léase no nostálgicos) gringos entregarán a su sector eléctrico, industrial, petroquímico y productivo gas natural barato y abundante por varios años más, mientras que Brasil tiene que importar cada vez más GNL de Bolivia y producir en el Presal un gas hasta 5 veces más caro. Los chinos tienen su propia dinámica de competitividad con carbón y le están brincando muy seriamente al shale gas. La presidente Dilma Rouseff, que fue Ministra de Energía, finalmente entendió que sin productividad y exportaciones competitivas no es posible desarrollar los anhelados proyectos sociales y empleo que son necesarios para mejorar la vida de millones de ciudadanos que aún viven en gran pobreza. A la fecha, se han tomado algunas acciones correctivas sobre Petrobras, donde se entendió que no podía por sí sola encarar el Presal, otros costosos desarrollos offshore y exploración de no convencionales, y que el capital internacional y su aporte tecnológico son imperativos y determinantes. Peor si se la tenía subsidiando los hidrocarburos y con limitado acceso a financiamiento internacional. Sin embargo, lo que más llama la atención es el combo de rondas exploratorias 3 x 1 este 2013. En Agosto de este año se pondrán a disposición del sector petrolero internacional 289 bloques, de los cuales 116 son offshore y 123 onshore, 67 de ellos en bloques maduros y 222 en nuevas fronteras. Algunos de ellos con potencial no convencional. Para el 30 y 31 de Octubre se tiene programada una ronda exploratoria para otorgar contratos de concesión exclusivamente para bloques de gas de esquisto (conocido como shale gas). Este gas estará destinado principalmente a proyectos integrados en generación de energía eléctrica, uso industrial y de petroquímica. De acuerdo con la ANP, Brasil cuenta con 14,2 billones de metros cúbicos de gas natural no convencional, el doble de las actuales

reservas probadas. También se tiene previsto lanzar en Noviembre una ronda exclusiva para contratos de producción compartida (production sharing contracts) únicamente para el Presal costa afuera. Sin duda que los objetivos de largo plazo son una mayor producción de petróleo para el mercado interno y el de exportación, y abundante gas natural para el mercado interno a precios competitivos. Empero, los resultados de la prospección, exploración y desarrollo de estas áreas se verán en 5 a 10 años adelante, en caso que la geología resulte favorable. Destacar que este combo 3 x 1 lo impulsa con una demanda interna de energía creciente, un deficitario mercado de gas natural, marco normativo petrolero adecuado y coherente, seguridad jurídica, una Petrobras competitiva y tecnológica y precios internos competitivos de los hidrocarburos. Pero hay más, porque las inversiones se concretarán con notorios avances tecnológicos propios que se están impulsando a través del local contento y fuertes incentivos para fortalecer y desarrollar centros de investigación y desarrollo (privados y públicos), con innovación y educación tecnológica. Esto sin duda le traerá enormes beneficios de valor y prosperidad en el largo plazo. Un bravo por Brasil que parece haber tomado el camino adecuado del desarrollo y dejado las nostalgias atrás. Ojalá otros países de la región puedan imitar y entender que la nostalgia sólo trae más pobreza y subdesarrollo. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

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