Noviembre 2012 - Petroleum 274 by Revista Petroleum

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Noviembre 2012

La Revista Petrolera de América Latina

InSitu

Escenario

» SPE Annual Technical » Nuevo Advanced Perforating Flow Conference & Exhibition Laboratory de Halliburton ATCE 2012

Tecnología y Comercio

» Novedades Tecnológicas en E&P

Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

Contenido Noviembre 2012 Año 28, Nº 274

La Revista Petrolera de América Latina

tecnológicas que ayudan a incrementar el retorno de las inversiones en las actividades 28 Soluciones de exploración y producción de hidrocarburos

Portada:

Las pruebas realizadas en las nuevas instalaciones del Advanced Perforating Flow Lab de Halliburton, ayudan a identificar y desarrollar los mejores sistemas de cañoneo para cualquier condición del pozo (Cortesía Halliburton)

industria del petróleo y gas no convencional Thakur pasó el martillo presidencial 26 La 18 Ganesh se enfrenta a serias interrogantes de la SPE a Egbert Imomoh

ESCENARIO

IN SITU

6 Nuevo Advanced Perforating 18 Annual Technical Flow Laboratory de Halliburton Conference Exhibition Nueva facilidad localizada en Alvarado, Texas, dedicada exclusivamente a la evaluación del flujo de yacimientos y desempeño de los perforadores de motores de carga shaped

8 Seminario de Actualización Retos del Sector de Hidrocarburos

El seminario organizado por Campetrol y Corferias contó con la participación de más de 25 representantes de medios de comunicación nacionales e internacionales

10 Foro APE Colombia ¿Hacia una Economía Minero Petrolera? Temas como el riesgo de depender de una economía minero-petrolera y la seguridad e inversión fueron analizados en el foro convocado por la Asociación de Periodistas Económicos – APE

12 Geosciences Insitu Panel de la SPWLA – CAFE

La Colombia Association Formation Evaluation - C.A.F.E organizó el 4 de Octubre este panel con la participación de FIT Colombia, Geoservices-Schlumberger y Halliburton

SECCIONES

“Sabiduría no convencional” fue el lema que identificó este año la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, que del 8 al 10 de Octubre reuniò a un total de 11.095 profesionales del petróleo y gas en torno a un programa enfocado en las mejores prácticas y la innovación a través de numerosas sesiones y eventos especiales

26 World Shale Oil & Gas Summit & Awards 2012

Por tercer año la conferencia mundial sobre shale gas reunió en Houston a representantes de 30 países para discutir las oportunidades y desafíos del desarrollo de estos recursos en Estados Unidos y el potencial desarrollo en otras latitudes

TECNOLOGÍA Y COMERCIO 28 Novedades Tecnológicas Un compendio de las innovaciones tecnológicas más relevantes impulsadas por reconocidas empresas operadoras y de servicios en la región de Latinoamérica, algunos de los cuales serán presentados en la EXPO O&G Colombia 2012

2 CORNISA 4 CUADRANTE 46 GENTE

47 CALENDARIO

www.petroleumag.com ANALISIS

40 ¿Alguien sabe dónde está la información? Durante el desarrollo de sus tareas y proyectos las empresas generan conocimiento y grandes volúmenes de datos, que deben convertirse en un valor agregado y no una carga adicional para conservarla Por Oscar Alonso Melo Hurtado y Carlos A. Trujillo H., AVEVA

MANTENIMIENTO

41 La Gerencia de Paradas de Plantas y su Impacto en la Industria Energética Actual Msc, Ing. Carlos Valerio, Consultor

PREVIEW

42 SPE Workshop “Hydraulic Fracturing in the Latin America Region” 43 I Congreso Internacional Petrolero - II Cumbre de ALIP 44 Total Energy USA 48 ÚLTIMA PAGÍNA Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

¡Eureka!

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

“Lo que sabemos es una gota de agua; lo que ignoramos es el océano”

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Cornisa

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Jorge Zajia, Editor

rquímides, celebrado sabio y matemático griego, exclamó la famosa expresión -quesignifica “lo he encontrado”- tras descubrir lo que hoy conocemos como densidad, lo que le permitió saber si la corona del Rey era de oro puro. Este descubrimiento lo realizó mientras se encontraba sumergido en una bañera y loco de alegría salió a las calles de Siracusa desnudo, gritando ¡Eureka, Eureka, Eureka….! Con ese nombre se bautizó el primer pozo petrolero comercial perforado en Venezuela en el campo La Alquitrana y segundo más antiguo de Sur América (el primero fue perforado en el prolífico campo de Talara en Perú, específicamente en Zorritos a 24 metros de profundidad), a 20 años de haberse iniciado la explotación petrolera a nivel mundial con la perforación del pozo Drake, el 27 de Agosto de 1859. Edwin Laurentine “Coronel” Drake perforó su primer pozo a 20 metros y el Eureka-1 alcanzó la profundidad de 60 metros, impensables para esa época. Esta remembraza nos lleva a evocar la figura romántica del pionero Earle P. Halliburton, quien con una carreta tirada por una mula, una bomba reconstruida y 500 dólares prestados, inició el negocio de las compañías de servicios petroleros. Ese mismo año de 1919, Conrad y Marcel Schlumberger fundaban en Francia la Société de Prospection Electrique, predecesora de la formidable compañía de servicios que fue rebautizada con su apellido. El legendario Howard Robard Hughes, quien en 1908 fundó la Hughes Tool Company realizó uno de los aportes tecnológicos más notables de los inicios de la industria petrolera mundial con el desarrollo de las mechas o barrenas de perforación de cono, especialmente las tricónicas, lo que permitió perforar pozos de petróleo a mayores profundidades, antes imposibles de alcanzar con el rudimentario método de perforación a percusión. Este recuerdo nostálgico de los inicios de la formidable industria petrolera, responde a la necesidad de destacar y reafirmar el rol que ha jugado el desarrollo tecnológico en la monetización de grandes volúmenes de hidrocarburos, contenidos en yacimientos localizados en áreas de muy difícil acceso y a profundidades, presiones y temperaturas nunca antes imaginables: 30 mil pies de profundidad, presiones de 25.000 lpc y temperaturas de casi 1.000 grados Fahrenheit –aunque por ahora sea en bancos de pruebas de los laboratorios- son, por decirlo en términos aeronáuticos, velocidades supersónicas….Uffff. Queremos hacer nuestras -y transmitírselas a los respetados lectores- las palabras del nuevo presidente 2013 de la SPE International, Egbert Imomoh, quien en durante su toma de posesión en el marco de la SPE 2012 ATCE (Oct. 07-10/ San Antonio, Texas) se enfocó en el tema de la innovación tecnológica, porque “…el mundo seguirá necesitando crecientes volúmenes de hidrocarburos para satisfacer una población en crecimiento y para mejorar sus estándares de vida”. Con conocimiento y sabiduría Egbert afirma que las nuevas reservas se encuentran en depósitos cada vez más complejos y ambientes más inhóspitos, lo que va a demandar tecnologías innovadoras de alta factura. Y sin ambages reclama enfático que “tenemos que reducir la brecha entre la experimentación de nuevas tecnologías y su implementación”. Este es un tema muy amplio y de importancia crucial para el desarrollo de nuestra industria, pues los petroleros del mundo tenemos el compromiso con la humanidad de garantizar grandes volúmenes de hidrocarburos para su desarrollo a un precio accesible, o lo que es lo mismo asegurar mucha energía barata. Por ahora, sólo pretendemos llamar la atención sobre este particular y en lo que a nuestro rol como comunicadores toca, reafirmar el compromiso de seguir siendo un canal efectivo para la discusión de estos tópicos vitales para el futuro del planeta. Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

Cuadrante

a Society of Petroleum Engineers - SPE lanzó el piloto de un nuevo sitio de intercambio de conocimientos: PetroWiki, concebido como un recurso en línea para promover la investigación y compartir conocimientos acerca de las operaciones de la industria de exploración y producción, lo que comprenderá desde cálculos de ingeniería básica hasta las mejores prácticas apropiadas a regiones específicas, formaciones o tipos de recursos. PetroWiki se basa en el volumen de perforación y completación del Manual de Ingeniería de Petróleo (Petroleum Engineering Handbook - PEH), publicado en 2007 y permitirá a los miembros de la SPE mantener siempre actualizadas las hojas de este manual con las nuevas tecnologías. “PetroWiki será un importante recurso técnico para nuestra industria, con enlaces productivos a otros contenidos, incluidos los documentos de OnePetro”, dijo Mark Rubin, Director Ejecutivo de la SPE. “La oportunidad para que los miembros compartan sus conocimientos con los demás, y para que los miembros más jóvenes aprendan de estas experiencias será de gran valor”.

lowserve Corporation inauguró una nueva planta para la fabricación de bombas en el área industrial Campo de Grande, en Río de Janeiro. El proveedor líder de productos y servicios de control de flujo explicó que la instalación incrementará su presencia y capacidades de fabricación y soporte a clientes en toda América Latina. La planta de 15.000 m2 se encuentra en un terreno de más de 44.000 mt2, lo que permitirá una fácil expansión para satisfacer las necesidades futuras en la región. Allí fabricará una amplia gama de bombas, ofrecerá soporte para pruebas de 6 megavatios, así como piezas completas, servicios y capacidades de entrenamiento. “Estamos muy orgullosos de esta nueva instalación y creemos que envía un mensaje positivo al mercado y a nuestros clientes sobre el compromiso de Flowserve con Brasil y toda la región de América Latina”, dijo Mark Blinn, Presidente y CEO. Se estima que en las instalaciones estén laborando más de 350 empleados en Brasil.

tlas Copco acordó adquirir a la norteamericana NewTech Drilling Products, LLC, operación que sumará un nuevo tipo de producto de alta calidad a la oferta del grupo sueco industrial para la perforación y extracción de petróleo y gas. Con sede en Salt Lake City, Utah, NewTech desarrolla y fabrica productos de perforación enfocados en mechas rotatorias de PDC (diamante policristalino compacto), así como mechas Klaw para la extracción rotativa de rocas blandas, herramientas duraderas resistentes al desgaste y especialmente adecuadas para perforaciones de poca profundidad y en tierra. NewTech actualmente emplea a 20 personas y tuvo ingresos en 2011 de USD 6,5 millones y será parte de la división Rock Drilling Tools de Atlas Copco, dentro del segmento de negocio Mining and Rock Excavation Technique. La adquisición se espera que culmine en el cuarto trimestre.

hevron se comprometió con US$1 millón para apoyar los programas de SPE dedicados a aumentar la participación estudiantil y la promoción de la educación energética. A partir de Octubre, la corporación energética donará US$ 250.000 por año durante cuatro años para apoyar tres iniciativas: el programa Student Dues, que permite a los estudiantes participar como miembros de forma gratuita; el programa Energy4Me, para educar al público y a los estudiantes sobre la energía y industria del petróleo y gas, en línea y por medio de capacitación y materiales didácticos; y el sitio web PetroWiki, para el intercambio de conocimientos. “Chevron comprende la importancia de capacitar a los estudiantes de todo el mundo a beneficiarse de los programas de SPE”, dijo John McDonald, Vicepresidente y Chief Technology Officer de Chevron. “La educación abre las puertas de la oportunidad”.

MC Technologies, Inc. completó la adquisición de Pure Energy Services Ltd. por aproximadamente US$285 millones. Con sede en Calgary, Canadá, y con operaciones en varios campos tanto en Canadá como Estados Unidos, Pure Energy es un proveedor líder de servicios de frac flowback y wireline. Tiene más de 1.300 empleados y acumula suma experticia en plays de esquisto de petróleo y gas, mediante el uso de tecnologías de perforación y completación, así como técnicas de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico.

l joint venture Technip (40%), Odebrecht (40%) y Fluor ICA (20%) se adjudicó un contrato EPC enorme, valorado en más de US$2.700 millones de Braskem Idesa para la ingeniería, procura y construcción del proyecto Etileno XXI, un complejo petroquímico que se construirá en la región de Coatzacoalcos/Nanchital, en el estado mexicano de Veracruz, cuyo arranque está previsto para Junio de 2015. Las facilidades incluyen: un cracker de etileno a base de etano (con capacidad de 1 millón Ton/a) con tecnología de Technip; dos plantas de polietileno de alta densidad utilizando tecnología INEOS ™ Innovene; una planta de polietileno de baja densidad con tecnología BASEL Lupotech; instalaciones para el tratamiento y almacenamiento de residuos; una plataforma logística multimodal para el transporte de 1 millón Ton/a de polietileno; y salsa de control, administración, mantenimiento y edificios auxiliares.

ramo Engineering, una compañía de Schlumberger, obtuvo un contrato valorado en US$200 millones de Total E&P Angola para el suministro de un sistema de bombeo multifásico submarino para el Proyecto de Iniciativas de Recursos Girassol (GirRI). El sistema de bomebo incorpora los últimos avances de la tecnología Helico-axial, con capacidad de presión diferencial récord de hasta 120 bar, y será instalado en el bloque 17, costafuera de Angola a unos 1.350 metros de profundidad para incrementar la tasa de producción del activo. El contrato abarca el sistema completo de energía y control topside, así como dos módulos de bombeo submarino. La entrega está prevista para el verano de 2014.

l sistema rotatorio direccional AutoTrak Curve™ de Baker Hughes ha alcanzado a perforar más de dos millones de pies en plays de esquisto no convencionales en tan sólo 18 meses desde la primera prueba de pozos y seis meses desde el lanzamiento comercial de este sistema, informó la compañía. La toma de número de pies taladrados por mes indica el valor que este sistema ofrece a los operadores en ahorro de tiempo, mejor ubicación de los pozos y producción incremental. AutoTrak ofrece una alternativa viable y rentable a la tecnología convencional en yacimientos no convencionales. La herramienta puede perforar secciones curvas (15°/100 pies), verticales horizontales en una corrida rápida para maximizar la disponibilidad de las zonas productivas, reduciendo la cantidad de viajes.

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In Situ

Halliburton amplía su Advanced Perforating Flow Laboratory En una invitación extendida por la empresa líder en servicios petroleros a los medios de comunicación, el 27 de Septiembre recorrimos las nuevas facilidades de Halliburton, en Alvarado, Texas, con tecnologías innovadoras dedicadas exclusivamente al estudio del comportamiento de la eficiencia del cañoneo del pozo

ara hacer frente a los retos de sus clientes en materia de optimización de la producción, Halliburton ha ampliado su Advanced Perforating Flow Laboratory, con tecnologías y equipos de vanguardia que ayudan a mejorar la comprensión de las condiciones del fondo de pozo y el comportamiento de los sistemas de cañoneo. Ubicado en el Jet Research Center de Halliburton, en Alvarado, Texas, en esta facilidad se dirigen los programas de investigación y desarrollo de sistemas de cañoneo; y por más de 10 años ha permitido ejecutar pruebas de detonaciones de cargas huecas (conforme a la sección IV de la API), capacidad que juega un papel importante en el desarrollo de nuevos productos. Un equipo de expertos respondieron las preguntas de los visitantes y guiaron el recorrido por estas instalaciones de vanguardia que incorporan el estado del arte para evaluaciones y ensayos de detonaciones de cargas huecas para inducir el flujo de los yacimientos. David Topping, Vice President Wireline and Perforating (WP) de

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Halliburton, junto a Clint Quattlebaum, Product Manager del Jet Research Center; Daniel Dorffer, WP Cased Hole Strategic Business Manager; y Ian Hunt, WP Global Marketing & Technical Sales Manager, explicaron cómo es posible diseñar sistemas de cañoneo optimizados para las condiciones específicas del fondo del pozo en los yacimientos. Facilidades sin precedentes En la visita guiada conocimos las tres nuevas unidades para conducir pruebas de flujo, que proporcionan información precisa con respecto a los efectos de las operaciones de disparos en diferentes formaciones y ambientes. Estos grandes recipientes incluye: uno de 50.000 psi, que ahora le permite a la compañía llevar a cabo pruebas a presiones superiores que cualquier otra instalación en su tipo en la industria; otro de 25.000 psi, con capacidad de rotar a 180 grados, para realizar estudios de arenamiento relacionados con la gravedad para aumentar el entenNuevos recipientes de gran capacidad permiten realizar pruebas bajo las condiciones del fondo de pozo

dimiento de los efectos del cañoneo y fracturamiento en pozos horizontales, condiciones que de acuerdo a Halliburton, no son posible de simular en ninguna otra instalaciones de prueba. El tercero, de 25.000 psi, permite realizar pruebas a temperaturas tan altas como 400 °F (204 °C).

Con el uso de avanzadas técnicas de evaluación es posible una mayor comprensión del comportamiento de los yacimientos

Optimización de la producción A partir de los conocimientos adquiridos mediante las pruebas ejecutadas en este laboratorio de avanzada, Halliburton está en capacidad de encontrar mejores formas de ejecutar los disparos con mayor eficacia, maximizar la producción, evaluar métodos alternativos de perforación, así como nuevos compuestos explosivos y su desempeño, además de utilizar metales de mejor rendimiento. Con la expansión de este Laboratorio, la compañía continúa liderando la investigación y desarrollo de sistemas de cañoneo, con el objetivo de ayudar a

comprender verdaderamente la afluencia de los yacimientos a partir de túneles de disparos, para ser optimizados bajo condiciones específicas del pozo, tales como, tensión de sobrecarga, presión del poro del yacimiento, presión de hoyo y respuesta del hoyo y el yacimiento. Único scanner CT en la Industria La ampliación de las facilidades también incluyó un centro de control y comando integrado, un laboratorio para la preparación de núcleos y otro laboratorio de análisis extensivo de núcleos para evaluación post-prueba. Todas las pruebas son llevadas a

cabo con los últimos sistemas de representación de imágenes de la industria médica adaptados para su uso en ambientes de petróleo y gas. Lo anterior hace que sea una facilidad única en el mundo con equipos destinado para tal fin, permitiendo a Halliburton evaluar la afluencia de los yacimientos a nivel estructural.

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In Situ

Seminario sobre Retos del Sector de Hidrocaburos

Bajo la batuta de una sólida alianza, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros - Campetrol, y el Centro Internacional de Negocios y Exposiciones de Bogotá, Corferias, ofrecieron el 26 de Septiembre este Seminario, especialmente dirigido a periodistas y demás representantes de los distintos medios de comunicación nacionales e internacionales, en las instalaciones de Corferias

La Directora Ejecutiva de Campetrol, Margarita Villate durante la apertura del Seminario orientado a preparar a los periodistas que cubren la fuente petrolera

l evento tuvo como objetivo medular proporcionar herramientas y conceptos básicos a los periodistas que cubren las fuentes del sector de hidrocarburos, que les permita comprender en profundidad los actuales desafíos que encara este creciente sector de la economía del país. Asimismo permitió promover la Expo Oil&Gas Colombia 2012 que se realiza del 30 de Octubre al 2 de Noviembre en la capital, organizada por Campetrol, con el patrocinio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, Ecopetrol y Pacific Rubiales; en alianza con la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos - Acipet y Corferias. Más de 25 representantes de los medios atendieron un programa de siete conferencias magistrales a cargo de expertos en el sector. Los ponentes abordaron de manera magistral conceptos técnicos sobre los retos tecnológicos en Colombia, el impacto económico, ambiental y social de la industria, además de tratar temas de especial interés como el aseguramiento de las reservas, la responsabilidad social y las expectativas en torno al compromiso de la seguridad de la industria petrolera. “Se trata de acercar y preparar de manera eficiente a los responsables de

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la divulgación de la información, para que Expo Oil & Gas 2012 sea un éxito de todos”, comentó Margarita Villate, Directora Ejecutiva de Campetrol, al dar la bienvenida a los participantes. La primera presentación estuvo a cargo de Manuel Guillermo Hoyos, Coordinator Lam, Competency Assessment & Integraded Multidisciplinary Programs Next Schlumberger, quien introdujo a los asistentes en generalidades sobre el origen e importancia energética de los hidrocarburos. Daniel Pardo, Analista Sectorial de Campetrol, compartió información profusa acerca de la participación del Subsector de Bienes y Servicios Petroleros en Colombia, tomando de base la data estadística que maneja esta entidad, que representa a más de 189 compañías del ramo, las cuales a su vez constituyen 70% de los ingresos totales del sector de bienes y servicios petroleros en el país. Francisco Sotomayor, Subdirector Económico de Campetrol, revisó igualmente cifras actualizadas sobre la Industria de los Hidrocarburos en Colombia, con énfasis en el demanda y oferta de bienes y servicios del sector de hidrocarburos.

En otra presentación Margarita Villate compartió detalles de la agenda de Expo Oil & Gas 2012, feria petrolera en la que dijo se espera participen este año cerca de 250 expositores y 8.000 visitantes. Leonardo Pardo, Country Technology Manager, Halliburton, desglosó en su ponencia el concepto muy conocido en el argot petrolero denominado EOR, ó recuperación mejorada de crudo, así como los diferentes métodos térmicos y no térmicos aplicables en yacimientos de crudos livianos y pesados. También describió el ambiente técnico-operacional y retos de las operaciones en el Offshore y también para el desarrollo de yacimientos No-Convencionales. El ciclo de presentaciones concluyó con un anticipo informativo sobre la muestra comercial, en lo referente a expositores, patrocinios, agenda tecnológica, ruedas de negocio y actividades complementarias, dirigido por Paula Mejía, Subdirectora Comercial de Campetrol. De esta forma, el seminario fue una productiva antesala al Expo Oil & gas 2012, este evento que sin duda marcará una pauta importante para la proyección de la economía petrolera de Colombia.

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In Situ

Colombia: ¿rumbo a una economía minero-petrolera?

La organización profesional APE propició un excelente debate sobre la temática minero-petrolera, que contó con las voces de competentes panelistas en representación de los sectores académico, empresarial, gubernamental y gremial de Colombia

omo parte de las actividades académicas de la Asociación Colombiana de Periodistas Económicos - APE, realizó el 27 de Septiembre el Foro “¿Colombia, rumbo a una economía minero-petrolera?”, en el Auditorio Principal de la Superintendencia de Sociedades, en Bogotá. La actividad ofreció una oportunidad para analizar en un primer panel los riesgos para esta nación de depender de una economía minero-petrolera, tema que fue abordado por Federico Renjifo, Ministro de Minas y Energía; Asdrúbal Baptista, Exdirector del Banco Central de Venezuela, Exministro de Estado y actual docente de la Universidad de Cambridge y Los Andes; y Oscar Armando Rodríguez, Gobernador de Guanía y Presidente de la región Llano para el Sistema General de Participación en Regalías. El panel estuvo moderado por Ricardo Ávila, Director de Portafolio y Editor Económico de El Tiempo. Renjifo expuso la dimensión y proyección económica de los sectores de Minas y Petróleo, y resaltó que el desarrollo de estas economías se garantiza solo si existe una base común entre gobierno e industria, con el involucramiento de los temas medio ambiente, social, infraestructura y fondos económicos. Por su parte Baptista, llamó a una profunda reflexión sobre el cuidado que se debe tener de la economía ante la bonanza petrolera, para que esta no se detenga en su espiral de crecimiento, contabilizando muy bien en qué se invierte el dinero del

Alejandro Martínez, Presidente Ejecutivo ACP; Jorge Enrique Bedoya, Viceministro de Defensa; César Díaz Director CCM; y Efraín Pachón, de la Directiva de APE

petróleo y teniendo una visión a largo plazo de la proyección del país. En un segundo panel fueron examinados dos temas claves como la seguridad y la inversión en el sector minero-petrolero. Como invitados intervinieron Alejandro Martínez, Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo; Jorge E. Bedoya, Viceministro de Defensa, César Díaz Guerrero, Director de la Cámara Colombiana de Minería; y bajo la moderación de Paola Ochoa, Directora de la revista Dinero. El representante de la ACP, compartió algunos indicadores y proyecciones de crecimiento del sector, vinculados principalmente a la actividad exploratoria. En tal sentido dijo que si bien hoy el país requiere muchos más pozos para encontrar nuevos volúmenes de reservas, también es necesario un creciente ritmo de inversiones exploratorias y de desarrollo para apoyar los objetivos macroeconómicos del país.

“Buena parte de la producción futura depende de inversiones por realizar”, dijo, lo cual supone desafíos en cuanto a la estabilidad en las reglas del juego, licenciamiento ambiental, conflictividad social y la seguridad. Díaz Guerrero presentó su propuesta para acelerar “la minería responsable” bajo normas de planeación ambiental y a largo plazo. El Viceministro Bedoya hizo una revisión de las condiciones de seguridad en el país y cómo se perciben en el entorno de la industria minero-petrolera. Afirmó que Colombia siempre ha buscado neutralizar y disminuir las acciones que atenten contra el libre Estado de Derecho. Aseguró que “no solo se trata de atacar con fuerza pública a los actores armados, sino también crear políticas de alianzas publico-privadas con manejos e inversión en los sectores social, de infraestructura y de seguridad.

En el podio, Olivia Díaz, Directora de APE, junto al panel integrado por Asdrúbal Baptista, Exdirector del Banco Central de Venezuela; Federico Rengifo, Ministro de Minas y Energía; y Ricardo Ávila, Director de Portafolio

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InSitu

Panel SPWLA y C.A.F.E

“Geosciences Insitu” El Capítulo Colombiano de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts - SPWLA, conjuntamente con la Colombian Association Formation Evaluation - CAFE, organizaron este panel enfocado en los actuales despliegues tecnológicos que se están observando en el campo de las geociencias

n el marco de las actividades de formación técnica para sus agremiados, las sociedades SPWLA y CAFÉ realizaron el 4 de Octubre el Panel Geosciences Insitu, enfocado hacia las tecnologías que están siendo aplicadas desde el punto de vista de la geociencias en materia de descripciones geológicas (Geología Insitu). La actividad cumplió su objetivo de mostrar las fortalezas de varias compañías invitadas, en cuanto al desarrollo tecnológico alcanzado en esta disciplina a nivel internacional, para evaluar las ventajas de su aplicación en yacimientos del país.

ción temprana sobre la composición del fluido de formación. Como ventaja de ser usado de manera complementaria al análisis estándar de fluidos, es que al integrar los datos obtenidos mediante otras técnicas de evaluación de formación, proporciona un cuadro robusto y más exacto Eduard Quiroz, de Geoservices - Schlumberger, explicó los beneficios dell sistema de de hidrocarburos en análisis de fluidos en tiempo real FLAIR la formación. FLAIR ha sido desplegado variedad de compuestos orgánicos e inorAnálisis geológico a tiempo real Más de 60 profesionales atendieron las en casi todos los entornos operacionales gánicos y delinear el tipo de petróleo, la presentaciones de tres panelistas de nota- y geológicos. saturación de agua, los contactos fluidos y Diego Ortíz, especialista de Fluid sellos a un grado mucho mayor que con los ble experiencia en el campo. El primero fue Eduard Quiroz, en representación Inclusion Technologies - FIT Colombia, sistemas convencionales. Presentó algunas de Geoservices - Schlumberger, quien mostró por su parte las bondades de los es- experiencias de evaluaciones con este sisexplicó las características y beneficios pectrómetros de masas, desarrollados para tema en pozos exploratorios complicados. del sistema para el análisis de fluidos en brindar mediciones geológicas altamente El cierre de la jornada estuvo a cargo sensibles y precisas. tiempo real FLAIR. del representante de Halliburton, Ramón Específicamente el sistema “quadrapole” Perdomo, con una exposición detallada Este servicio se enfoca en la caracterización de facies y en obtener informa- portátil DQ1000™ permite analizar una del proceso Wellsite Chemostratigraphy, enfocado hacia la evaluación de plays de shale gas y shale oil. El servicio LaserStrat® es una solución innovadora cuando la colocación precisa del hoyo o la evaluación de formación no es posible mediante métodos convencionales, como LWD o bioestratigrafía. Proporciona la “huella geoquímica” casi a tiempo real en el sitio del pozo, utilizando un pequeño espectrómetro de láser portátil para medir rápidamente la química de rocas en los recortes. Al concluir el panel las dos organizaciones dejaron extendida la invitación a los líderes profesionales del país, para aprovechar al máximo estos espacios orientados Diego Ortíz, de Fluid Inclusion Technologies mostró las bondades de los espectrómetros de masas, desarrollados para brindar mediciones geológicas altamente sensibles y precisas hacia la capacitación técnica.

Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

E&P

Nuevo descubrimiento en aguas profundas de México

El pozo Supremus-1 fue perforado a 2.900m, el mayor tirante de agua en la historia de Pemex y el octavo a nivel mundial. Su profundidad total es de más de 4.000m, incluyendo la corteza del lecho marino

emex realizó un nuevo descubrimiento de petróleo en aguas profundas del Golfo de México, en el pozo Supremus-1, ubicado a 250 km de Matamoros, Tamaulipas, y a 39 km al sur del límite territorial con Estados Unidos. El hallazgo añadirá entre 75 y 125 millones de barriles de crudo en reservas probadas, posibles y probables, además de ampliar el rango del potencial del sistema petrolero en el norte del Golfo de México en entre 4.000 y 13.000 millones de barriles. Se prevé hacer la primera incorporación de producción entre cinco y seis años, dijo Carlos Morales Gil, Director de Pemex Exploración y Producción. La perforación del Supremus-1, iniciada en Junio, fue realizada por

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la plataforma West Pegasus, de sexta generación, construida en Corea. El espesor total impregnado del pozo es de 30m, con una porosidad de 33% y una permeabilidad de 340 milidarcys, lo que permite asegurar su productividad, con un flujo estimado de hasta 10.000 barriles diarios. Los objetivos geológicos de este yacimiento se encuentran en las eras del mioceno y oligoceno. Con la información con la que se cuenta hasta el momento, se estima incorporar reservas por hasta 125 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), con recursos potenciales de hasta 447 mmbpce. Este hallazgo otorga mayor certidumbre a los recursos prospectivos del proyecto Área Perdido, esperados en hasta 13.000 mmbpce, que podrían duplicar las reservas

probadas actuales, y permitirá a México incrementar la producción petrolera a mediano y largo plazo. Para el 2013 Pemex pedirá un presupuesto de 280.000 millones de pesos para actividades de E&P, equivalente a un aumento de 10% en comparación con 2012. El nuevo hallazgo está ubicado en la misma zona donde recientemente se anunció , el cual se esperan certificar -con un tirante de agua de 2.500m y una profundidad desde el lecho marino de 2.000 metros- reservas probadas, probables y posibles por hasta 400 millones de barriles de crudo. Pemex inició a mediados de año las perforaciones en el Cinturón Plegado de Perdido, en la frontera con Estados Unidos, en Supremus-1 y Trion-1.

Uniendo Ideas

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E&P

Brasil subastará nuevas áreas de exploración en Mayo de 2013

Se trata de 174 áreas, de los cuales un 50% se encuentra en tierra firme y el resto en aguas profundas del océano Atlántico, en yacimientos del presal

rasil subastará nuevas áreas para la exploración y producción de petróleo y gas en Mayo de 2013, aunque el inicio de las operaciones depende de un nuevo marco regulador que debate el Congreso. El Ministro de Minas y Energía, Edison Lobao explicó que se trata de 174 nuevos yacimientos, de los cuales un 50% se encuentra en tierra firme y el resto en aguas profundas del océano Atlántico, en una vasta zona conocida como presal que atesora unas enormes reservas de hidrocarburos. Lobao explicó que las fechas concretas de las licitaciones y los detalles sobre las áreas que saldrán a concurso serán precisadas en próximos días por la Agencia

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Nacional de Petróleo. No obstante, aclaró que las operaciones en esas zonas no podrán comenzar hasta tanto el Congreso no apruebe una nueva regulación propuesta por el Gobierno para el sector de hidrocarburos. Hasta ahora, el mayor impedimento para la aprobación es una nueva fórmula para la repartición de los dividendos que recibe cada estado brasileño por la exploración de recursos naturales extraídos de sus territorios. Junto con la licitación también autorizada recientemente por el Gobierno brasileño para explotar yacimientos del pre-sal en 2013, se abre un nuevo capítulo

Edison Lobao, Ministro de Minas y Energía de Brasil

de cuantiosas inversiones en la industria petrolera del país, aun cuando está pendiente la aprobación de la ley que divide las regalías entre estados productores y no productores de crudo en la Cámara de Diputados, tras haber sido aprobada en el Senado. Brasil posee aproximadamente 7.5 millones de km2 de cuencas sedimentarias, de las cuales 2.5 millones de km2 están en el mar y 5 millones de km2 en tierra. Del total de 38 cuencas -29 con potencial para petróleo y gas- en menos del 5% del área hubo exploración y producción, bajo concesión, según la ANP.

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Escenario

“Sabiduría no convencional” fue el lema que identificó este año la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la Society of Petroleum Engineers, que del 8 al 10 de Octubre se realizó en San Antonio, Texas, reuniendo a un total de 11.095 profesionales de petróleo y gas de todo el mundo, que atendieron a un programa enfocado en las mejores prácticas y la innovación a través de numerosas presentaciones, sesiones de panel, oportunidades de networking y eventos especiales

urante los últimos 88 años la SPE Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE) ha sido el principal evento técnico de E&P en el mundo, que logra reunir cada año a miles de ejecutivos, profesionales e investigadores de compañías y organizaciones del sector, para compartir nuevos conocimientos y analizar temas de interés, especialmente vinculados a tecnologías emergentes. Este año el programa de ATCE se enfocó en aplicaciones actuales y futuras en las distintas actividades que conformaron la agenda diseñada para cubrir todas las disciplinas de SPE, además de ofrecer la más grande exhibición en la historia del evento, con 473 empresas expositoras con las últimas tecnologías y productos para la industria de E&P. La Sesión General de apertura abordó el tema central de la ATCE con un panel de expertos centrado en los retos tecnológicos y financieros asociados con el pe-

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tróleo y gas no convencional. Las sesiones técnicas, que dieron cabida a más de 350 presentaciones, enfatizaron igualmente los últimos avances, estudios de casos prácticos y tendencias futuras en la industria, con un acento especial en el desarrollo de recursos no convencionales. ATCE también contó con actividades para los estudiantes y jóvenes profesionales. Un nuevo programa intergeneracional permitió a los participantes desarrollar habilidades de comunicación y colaboración y superar los desafíos que cotidianamente se presentan en situaciones reales de trabajo. Con el respaldo institucional del National Energy Education Development Project (NEED) se realizó exitosamente el Energy4me, un taller que brinda a maestros de secundaria una oportunidad de obtener información sobre la energía y su importancia para aplicar en el aula. También estudiantes participaron en el

evento para conocer de primera mano las oportunidades disponibles en la industria de petróleo y gas, a través de experimentos prácticos y una visita a la sala de exposiciones. Siguiendo la tradición durante la celebración del Banquete Anual ATCE, la SPE reconoció a un grupo de sus miembros por su importante contribución a la industria del petróleo y gas mundial En sus palabras de bienvenida Ganesh Thakur, 2012 SPE President, destacó la oportunidad brindada por este encuentro para reflexionar sobre los logros alcanzados en el ultimo año, al tiempo de mirar hacia adelante y enfocarse en los nuevos retos a superar por la SPE como la principal organización profesional de quienes trabajan en la industria del petróleo y gas mundial. “Con sus muchos recursos técnicos y un fuerte compromiso con su misión, SPE está para ayudar a todos a alcanzar sus metas profesionales”.

Sesión General de Apertura: No Convencionales La carrera por desarrollar los recursos no convencionales es probable que sea una experiencia que cambiará la industria, de acuerdo a los expertos que participaron el panel titulado “Making Unconventionals Conventional” y cuyo objetivo fue llegar a conclusiones sobre estos recursos. Moderado por David Hobbs, Chief Energy Strategist de IHS CERA, esta sesión contó con la participación de Mark Albers, VP Senior de ExxonMobil; Timothy Dove, Presidente y COO de Pioneer Natural Resources; Mohammed Al-Qahtani, VP de Petroleum Engineering de Saudi Aramco; Steve Holditch, Director de Texas A&M Energy Institute y David Lesar, Chairman, Presidente y CEO de Halliburton. “Se trata de transformar toda una industria para operar en un entorno nuevo y dinámico”, dijo Al-Qahtani, quien describió los cambios que van desde el mismo perfil de los ingenieros necesarios para el desarrollo de estos yacimientos hasta los métodos y técnicas que lo han hecho posible.

tegiendo el medio ambiente. “Evidentemente hay muchos escépticos y debemos dejar claro que podemos cumplir con la promesa”. Holditch dijo que la industria ha visto los beneficios de un enfoque en el desarrollo más seguro de los fluidos de perforación, el apoyo a una mejor reglamentación en el ámbito estatal y la divulgación pública de información en las operaciones, todo lo cual ha tranquilizado al público, si bien es claro que seguirá siendo escéptico.

Keynote Lunch “Energy Outlook: En la intersección de la geopolítica, macroeconomía y la tecnología”

David Hobbs, Chief Energy Strategist de IHS CERA, fue el orador del primer almuerzo conferencia en el que compartió su visión acerca del panorama futuro de la energía. Hobbs subrayó la importancia de anticipar un intervalo más amplio a la hora de predecir los precios futuros del petróleo. “La mejor solución para el crecimiento de los recursos son precios más altos”, dijo Hobbs. Como ejemplo citó el mercado de gas natural en Estados Unidos. “Hace seis años, el país era un importador neto de gas natural. Precios más altos condujeron a las empresas a asumir riesgos y el consiguiente desarrollo del esquisto ha transformado radicalmente el mercado de gas natural de La sesión de apertura sobre petróleo y gas no convencional contó con la los EE.UU.. Para Hobbs participación de David Hobbs, de IHS CERA (moderdor); Mark Albers, VP el escenario del shale gas Senior de ExxonMobil; David Lesar, CEO de Halliburton; Timothy Dove, Presidente de Pioneer Natural Resources; y Steve Holditch, Director de Texas debe asumirse como un A&M Energy Institute “trilema” o un problema El furor por la fractura ha obligado a con tres lados. El desarrollo de cualquier la industria a hacer frente a los críticas que recurso debe mostrar un medio viable de hacen ver esta técnica como una amenaza sostenibilidad, estar dentro del alcance de a los suministros de agua. “Tenemos que las preocupaciones ambientales, y mejoeducar a la población sobre cómo estamos rar la seguridad energética de la región. manejando los riesgos”, dijo por su parte En el caso del gas de esquisto, tiene un Albers, en tanto para Lesar la industria gran potencial para garantizar la seguridebe demostrar que estos recursos son dad energética. Sin embargo, aun con sus sostenibles de tres maneras: mediante beneficios ambientales como combustila entrega de la producción prometida; ble, los medios de extracción son cuestioproporcionando energía rentable y pro- nados desde un punto de vista ambiental. Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

Escenario Lecciones Aprendidas de Megaproyectos Los principales desafíos en el desarrollo de proyectos de E&P constituyeron el foco durante esta sesión en la que expertos compartieron sus puntos de vistas acerca de las claves para el éxito. Ken Arnold, Asesor Técnico Senior de WorleyParsons, moderó el panel que contó con la participación de Abdulrahman Al-Jarri, Gerente de Producción y Desarrollo de Facilidades de Saudi Aramco; Gordon Sterling, Consultor y Jubilado de Shell; Iván García Santos, Gerente de Ingeniería de Top Side de Petrobras y Edward W. Merrow, Presidente y CEO de Independent Project Analysis, Inc., quienes presentaron sus observaciones y sugerencias de mejora a partir de la experiencia en la conceptualización, diseño, ejecución y producción de: plantas de producción masiva en Arabia Saudita; grandes instalaciones costa afuera en Brasil; proyectos pioneros en aguas profundas en el Golfo de México y proyectos de arenas petrolíferas en Alberta, Canadá. Al-Jarri se centró en los “Pilares del Éxito” impulsados por Saudi Aramco en

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sus proyectos, entre ellos, el manejo de equipos integrados, recursos humanos y ejecutivos comprometidos desde las primeras etapas de planificación y una cultura de mejora construida a partir de las lecciones aprendidas y su aplicación en futuros proyectos. Santos compartió los desafíos en materia de E&P de Petrobras y en materia de lecciones aprendidas señaló que Los miembros del panel de discusión sobre “Lecciones aprendidas la empresa ha identificado fortalezas de megaproyectos” como también la necesidad de mejoras y controles para instalaciones de superficie e Sesión Especial EOR – Fuera del laboratorio y dentro del integración del equipo. campo Sterling por su parte, habló de “deberes” para el éxito del desarrollo de proyec- Cinco expertos presentaron un alcance tos, destacando el acuerdo contractual de global de la recuperación mejorada de pemutuo beneficio para los participantes en tróleo (EOR), con énfasis en los resultados el proyecto. Procesos rígidamente aplicados y lecciones aprendidas en su aplicación en crean mentalidad de cumplimiento, pensa- el campo. En la sesión, intervinieron Cosan miento creativo y un ambiente innovador. Merrow comparó los índices de éxito Ayan, Asesor de Ingeniería de Yacimieny fracaso de los grandes proyectos de E&P to de Schlumberger; Danielle Morel, con grandes proyectos en las industrias de Asesor Técnico de EOR en Total; Gary minería, química y de procesamiento de Jerauld de BP; Greg King, Ingeniero de hidrocarburos. Entre los criterios para el Yacimientos en Chevron y Raj Mehta, fracaso de un proyecto incluyó el incremen- Profesor de Ingeniería de Petróleo y Gas to en los costos reales y el exceso de gastos. en la Universidad de Calgary.

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Escenario Avan presentó un método para la detección rápida de potenciales proyectos EOR utilizado en un desarrollo en Oman. Ayan dijo que era “relativamente barato” en comparación con otras técnicas. El método evita la alteración de rocas, utiliza fluidos vivos y no produce efectos finales que podrían distorsionar los resultados. La técnica da resultados en dos días, e incorpora dos mediciones independientes, resonancia magnética nuclear y dieléctricas para confirmar el registro de saturación de petróleo residual. Morel compartió detalles de un proyecto piloto de inyección de polímero en los campos offshore Dalia y Camelia de Angola. La posibilidad de afectar el reservorio era un riesgo de importancia económica. Sin embargo, el análisis de datos de producción de un desarrollo anterior en aguas profundas generó confianza en la inyección de polímero, dijo Morel. La Fase I del programa de inyección se inició en Camelia en marzo de 2010, previéndose su ejecución este año. Jerauld compartió el alcance de la exitosa prueba piloto de inyección de agua de baja salinidad en el campo de Endicott en Alaska, así como los planes de BP de aplicar la tecnología en el campo Clair Ridge en Mar del Norte (Reino Unido) y en el campo de Mad Dog, en el Golfo de México. Otro exitoso proyecto de inyección de gas amargo en el campo Tengiz en Kazajstán fue presentado por King. El proyecto EOR se aprobó en dos etapas, con la inyección de gas dulce iniciado en Enero de 2007 y el cambio a gas amargo a partir de Octubre de ese año. Aproximadamente 6 millones de m3 diarios de gas se

Los integrantes del panel sobre Recuperación Mejorada de Crudo, Gene Narahara, Cosan Ayan, Danielle Morel, Gary Jerauld, Greg King y Raj Mehta

inyecta a través de siete pozos de inyección. El comportamiento del yacimiento ha sido bueno, y la inyectividad ha superado las expectativas, dijo King. Mehta por su parte se refirió al exitoso programa de combustión in situ en los campos de crudo pesado Balol y Santhal operados por ONGC de la India. Los campos se encuentran en una zona aislada, 300 millas al norte de Mumbai, donde el agua es escasa. Un proyecto piloto se inició en 1990 con la operación comercial a partir de 1997. El programa ha producido aproximadamente 50% de petróleo en sitio y sigue con éxito. ONGC está considerando la posibilidad de aplicar el método en ciertos campos de petróleo costa afuera.

Posicionamiento del pozo requiere la implantación de mejores prácticas

Una mirada a la tecnología empleada y desafíos en plays de no convencionales ofreció el “topical luncheon” coordinado por la Sección Técnica de Posicionamiento de Pozo de SPE. El posicionamiento del pozo requiere de la implantación de las mejores prácticas en gestión de encuestas para la perforación a fin de obtener excelentes resultados y evitar eventos de alto impacto, destacó el grupo de panelistas que tuvo a cargo el debate sobre el tema. En el panel participaron Peter Richter, VP de Marketing y Tecnología para Recursos No Convencionales de Schlumberger; John de Wardt, Presidente de De Wardt and Company, y Steve Mullin, gerente de desarrollo de negocios en Gyrodata. El consenso general fue que un mejor posicionamiento del pozo y comprensión del yacimiento conducirá a mejorar los modelos de yacimientos y Profesionales de petróleo y gas de todo el mundo atendieron al programa de ATCE enfocado en las mejores prácticas y la innovación la recuperación.

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Contención de hidrocarburos del subsuelo: necesidades de I + D Un panel de expertos de la industria coincidió en que mayor atención debe prestarse a la prevención durante la vida útil del pozo durante el topical luncheon organizado por la Sección de Desarrollo e Investigación de SPE . David Curry, Technology Fellow de Baker Hughes y Chairman de la Sección Técnica de I+D de SPE, presidió el panel que contó con la intervención de Arnis Judzis, VP de TerraTek ( Schlumberger), J C Cunha, Drilling Manager de Ecopetrol Inc., George King, Distinguished Engineering Advisor de Apache y Dan Moos, Technology Fellow de Baker Hughes y Verlon Los panelistas ofrecieron una visión amplia del tema, que se filtra en las decisiones sobre el control de las completaciones de pozos, e incluso considera los cambios en la formación. Mientras que muchos de los ataques al fracturamiento no se sostienen ante la comprobación de los hechos, George King señala que los problemas potenciales se relacionan con la construcción, cementación y pozos mal diseñados. “Debemos volver a los fundamentos de la cementación”. Al igual que sus compañeros de panel se refirió a la necesidad de seguimiento a largo plazo de la integridad de los pozos, lo que requiere la instalación de sensores y métodos de monitoreo durante la vida útil del pozo.

Colaboración con las comunidades La asociación con las comunidades locales se ha convertido en un condición esencial para las operaciones y de la industria. Las estrategias fueron discutidas durante la sesión especial conducida por Michael Oxman, Director de la firma de consul-

Ganesh Thakur pasó el martillo presidencial a Egbert Imomoh, Presidente SPE 2013. El es cofundador de Afren, una compañía independiente de petróleo y gas pan-africana con operaciones en Nigeria y el Reino Unido, donde actualmente ejerce como Presidente no Ejecutivo. Previamente desempeñó varios cargos en Shell. Ayudó a fundar la SPE Sección Nigeria, donde llegó a ocupar la Presidencia del Consejo en 1986 y fue el primer Director Nuevo Presidente de SPE Regional para África en el Consejo de impulsará la innovación Administración SPE entre 2000 y 2003. En tecnológica En el marco del Asamblea Anual de 1999 fue miembro distinguido de la SPE. Sobre su nuevo rol en la Sociedad, Miembros y el Almuerzo del Presidente, Imomoh, adelantó que la clave para cumplir con los desafíos futuros que tiene la industria del petróleo y gas mundial , y que SPE puede ayudar a enfrentar, es la innovación. “Nuevas reservas vendrán de cada vez más complejos y difíciles plays, requiriendo de alta tecnología e innovadores aplicaciones. SPE puede ayudar a reducir la brecha entre la experimentación de nuevas tecnologías y Los futuros ingenieros de petróleos participaron de distintas su despliegue”. toría BSR, y cuyo orador fue Doug Bannerman, Jefe de Resonsabilidad Social de Statoil.Oxman exhortó a las empresas a pensar en estos temas “de la misma manera que piensan en los problemas técnicos”. Bannerman estuvo de acuerdo y dijo que la Responsabilidad Social Empresarial ha evolucionado en un tipo de herramienta para la creación de valor.

actividades enfocadas en el desarrollo de las habilidades necesarias para una carrera exitosa

Ganesh Thakur entregó el martillo presidencial de la Society of Petroleum Engineers a Egbert Imomoh, Presidente SPE 2013

Considera que SPE debe seguir centrándose en los jóvenes profesionales. “La industria debe continuar esforzandose por acelerar el cambio hacia revolucionarias tecnologías que permitan desarrollar nuevas reservas para satisfacer la creciente demanda”, dijo Imomoh. Queremos seguir atrayendo a jóvenes profesionales y mantener la tendencia de crecimiento que SPE ha experimentado en términos de miembros y servicios. La conferencia de 2013 se llevará a cabo del 30 de Septiembre al 2 de Octubre en Nueva Orleans, bajo la batuta de Jose Formigli, Director de E&P de Petrobras, quien cumplirá el importante rol de General Chairperson 2013. www.spe.org /atce.

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EXHIBICIÓN ATCE 2012

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Earl Warren y Darrell Ballinger del equipo de Tejas Tubular, especialista en manufactura y suministro de productos tubulares para campos petroleros

Soraya Brombacher y Chasity Wilson posan sonrientes en el booth de Halliburton, donde los visitantes de la exhibición obtuvieron detalles sobre las soluciones diseñadas por la compañía para enfrentar los complejos retos en los activos de petróleo y gas

Especialistas de Schlumberger compartieron sus conocimientos y experiencias en tecnologías probadas y servicios para ayudar a la exploración y producción de hidrocarburos no convencionales

Justin Curry, Sam Barton y Marquita Joseph, del equipo de ClampOn, mostraron la amplia gama de sistemas de monitoreo que ayudan a mejorar la rentabilidad de los clientes en la industria petrolera

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Fugro-Jason, líder en tecnología de caracterización de yacimientos, presentó sus más recientes software para geólogos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos. En su estand Elisa Smith, Tina Megrew, Adriana Pagliaero y Kari Schoeffler

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Escenario

Directivos de empresas líderes y autoridades gubernamentales participaron en el amplio debate sobre el futuro de la energía

a industria del petróleo y gas no convencional se enfrenta a muchas interrogantes sobre su futuro, especialmente en lo relativo a los asuntos nomativos y fiscales, y las preocupaciones sobre viabilidad económica de la producción de gas de esquisto en un ambiente de bajo precio, que deben ser despejadas. Co-organizado por CWC, la American Gas Association y el International Gas Union, el World Shale Oil & Gas Summit and Awards congregó a profesionales y técnicos de toda la cadena de valor de gas de esquisto para examinar las oportunidades de nuevas inversión, creación de empresas conjuntas, alianzas comerciales, a la par de mostrar las últimas tecnologías y avances de esta industria. El programa de este año permitió durante tres días, escuchar a ejecutivos de empresas líderes, así como funcionarios gubernamentales de todo el mundo, invitados a participar en un debate centrado en la demanda y suministro global de gas, el cambio ascendente de gas a líquidos / y el shale oil en los Estados Unidos, los desafíos logísticos, las preocupaciones medioambientales y regulatorias, así como el desarrollo de talentos para asegurar el éxito futuro de la industria.

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La lista de ponentes incluyó a Michael Yeager, Director Ejecutivo de BHP Billiton Petroleum; Saleh M. Saleh, Jefe de Exploración de Saudi Aramco; Jeff Wright, Director del Federal Energy Regulatory Comisión; David Porter, del Railroad Commission of Texas; Nicolás Mallo Huergo, Presidente de Andes Energía; Duaine Priestley, Asesor Principal de Queensland Government LNG, y Guillermo Ignacio García Alcocer, Director General de Exploración de la Secretaría de Energía de México. La amplia agenda temática de este evento cubrió numerosos aspectos de interés para el sector, tales como el aprovechamiento de oportunidades de monetización a través de GTL, petroquímica y GNL; cómo el cambio de enfoque de gas a líquidos está afectando a la industria en Norteamérica; oportunidades y proyectos en América Latina ; inversiones en proyectos de esquisto en Europa; entornos empresariales más favorables; alianzas en proyectos de shale upstreams en la región de Asia para maximizar la transferencia de conocimientos y tecnología, así como las previsiones de oferta y demanda.

Michael Yeager delineó los cuatro principales desafíos de la industria de shale para ganar el apoyo de las comunidades locales, mantener la excelencia en un entorno operativo disperso, manejar la necesidad de grandes capitales en un entorno económico volátil, y la construcción de una base de recursos humanos para apoyar el crecimiento a largo plazo. Por su parte García Alcocer, destacó en una presentación las medidas que la nación mexicana está tomando para desarrollar el petróleo y gas no convencional, incluyendo la revisión del marco legal vigente y el fomento a la participación de terceros. Pan Jiping, del Ministerio de Tierras y Recursos de China, se enfocó en los desafíos para el desarrollo de gas de esquisto esta nación, incluyendo los problemas técnicos, la revisión del marco regulatorio, el mecanismo de fijación de precios del gas y e inadecuada infraestructura. La sesión sobre Reglamentos Ambientales contó con la participación de Teri L. Donaldson, socio de Sutherland Asbill & Brennan, con experiencia en litigios ambientales, permisología y tran-

Michael Yeager, Director Ejecutivo de BHP Billiton Petroleum

sacciones; Charles A. De Monaco, socio de Fox Rothschild, en el Comité Jurídico de Marcellus Shale; Chuck Hanebuth, CTO de Energy Water Solutions y David R. Stewart, Presidente de Stewart Environmental y Jefe Científico de Energy Water Solution, experto en filtración de agua. El panel de expertos cubrió asuntos de competencia federal, estatal y local en materia ambiental, con énfasis en las perspectivas futuras en el marco legal, litigios relacionados con bienes inmuebles, impactos ambientales sobre el agua, saneamiento y vertidos, así como impactos en la salud y efectos sobre el valor de la propiedad; uso del agua y la calidad incluyendo la interacción de la responsabilidad ambiental y rentabilidad en las zonas de reuso del agua, reducción del transporte por carretera, reciclaje de agua, mezclas tolerantes en fracturas y mejoras en los tiempos de perforación y fracturamiento.

Foro Técnico A través de diversas presentaciones este foro proporciona una plataforma para explorar nuevas tecnologías y procesos, a la par de evaluar las mejores prácticas para

aumentar la eficiencia y reducir costos. El programa cubrió este año las áreas de Caracterización de Yacimientos; Imagen microsísmica de las fracturas hidráulicas; Iniciación y propagación de fracturas hidráulicas en shale gas; Modelado de fracturamiento hidráulico y poducción en shale gas; Diseño de sistemas de humedales; Nuevos tratamientos para el control microbiano y preNuevas soluciones tecnológicas también fueron mostradas vención de daño de formación; Mejores prácticas para válvulas utilizadas mundo, en tres categorías: Internacional en procesos de extracción de esquisto; Pioneer, con el cual se reconocen los Tecnología avanzada para un mínimo avances realizados por compañías fuera de impacto medioambiental y máximo recu- los Estados Unidos; Technological Innoperación de hidrocarburos; y Soluciones vator, que distingue el avance tecnológico para monetizar el shale gas. en exploración y producción de petróleo y Community Engagement, para el meWorld Shale Awards jor ejemplo de liderazgo y compromiso con Durante la cena de gala, celebrada el las comunidades de empresas involucradas 19 de Septiembre en el Petroleum Club con el desarrollo de shale gas. se llevó a cabo la ceremonia de entrega Este año en la primera categoría fue disde los prestigiosos premios, con los cuales tinguida la empresa Apache Corp.; el premio se reconocen los esfuerzos y aportes de a la Innovación Tecnológica se otorgó a Abmiembros de la industria en el desarrollo Tech Industries; y el premio al Compomiso de petróleo y gas de esquisto en todo el con la Comunidad fue para Nexen Inc..

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Tecnología y Comercio

La exploración y el descubrimiento llegan a la Tierra con Saturn 3D y Litho Scanner

n el marco de la ATCE 2012, Schlumberger hizo el lanzamiento de dos nuevos e innovadores servicios: la sonda radial en 3D Saturn*, para mediciones de la presión y muestras de fluidos donde antes no era posible, y el servicio de espectroscopia de alta definición Litho Scanner*, que proporciona una descripción exacta y detallada de yacimientos no convencionales, incluyendo una determinación cuantitativa del carbón total orgánico (TOC). El evento contó la participación magistral del astronauta Alan Bean, quien fue el cuarto hombre y único artista en pisar La Luna. También fue piloto del módulo lunar del APOLLO 12 y comandante de la primera Estación Americana en el espacio de nombre SKYLAB. Este científico posee un record de 59 días y 24 millones 400 mil millas en el espacio.

El astronauta Alan Bean, junto a Ricardo Soto, Global Marketing Director, Petroleum

Saturn 3D Esta sonda radial permite efectuar mediciones de presión y obtener muestras de fluidos de la formación en yacimientos no consolidados y de baja permeabilidad Se compone de cuatro sondas de succión elípticas montadas en intervalos de 90 grados circunferencialmente alrededor de la herramienta, proporcionando el área de superficie de flujo más

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grande que cualquier sonda en la industria, más de 500 veces mayor que la de una sonda estándar. Analizando yacimientos con más de 85 ajustes de la herramienta, Saturn ha sido corrida en América del Sur, África y el Medio Oriente en entornos que van desde tierra adentro hasta las aguas profundas. En México, la sonda proporcionó exitosamente muestras de fluidos con gravedad tan baja como 7 °API de formaciones no consolidadas con resistencia a la compresión no confinada tan bajas como 300 psi, lo que habría sido difícil con el uso de sondas convencionales. En el Oriente Medio, Saturn mostró fluidos de formaciones con movilidad menor a 2 mD/ cP, lo que permite al cliente identificar con precisión la ubicación del punto de contacto agua-petróleo. Con esta sonda Schulumberger ahora está en capacidad de caracterizar completamente los fluidos del yacimiento en los entornos complejos de la actualidad. “Si el yacimiento no es consolidado, tiene una baja permeabilidad o contiene crudo pesado, ahora podemos realizar mediciones de presión y análisis de fluidos de fondo de pozo y traer muestras de alta calidad a la superficie”, explicó Catherine MacGregor, Presidente de Schlumberger Wireline.

Tecnología y Comercio

Litho Scanner Schlumberger también anunció la introducción de este servicio de espectroscopia de alta definición a la Scanner Family*, para la caracterización de rocas y fluidos Litho Scanner ofrece mineralogía cuantitativa en litologías complejas. Mide una suite mejorada de elementos, incluyendo carbono, magnesio y aluminio, en tiempo real para ayudar a obtener una descripción detallada de los yacimientos complejos, incluyendo arena convencional, arcillosas y carbonato. Además, este nuevo servicio alámbrico ofrece una determinación cuantitativa independiente del carbono orgánico total (TOC), fundamental para la evaluación de yacimientos de esquistos (shales). Este servicio se ha ejecutado con éxito en más de 80 pozos en todas los plays importantes de esquisto en América del Norte, América del Sur y en yacimientos convencionales. En Canadá, Litho Scanner se utilizó con éxito para interpretar la mineralogía en un yacimiento de gas de esquisto litológicamente complejo que comprende varios tipos de arcilla, además de cuarzo, feldespato, calcita, dolomita, ankerita y pirita. La determinación del TOC permitió una cuantificación precisa de la porosidad total y una evaluación cuantitativa de la calidad del yacimiento. En Barnett Shale, los datos de Litho Scanner junto con la clasificación de litofacies sCore* se utilizó para identificar las capas potencialmente más productivas de un yacimiento de mudstone orgánico. Esta opción tecnológica permitió un diseño optimizado de la completación para maximizar la recuperación de hidrocarburos. Catherine MacGregor asegura que ahora con este nuevo servicio es posible comprender la composición y mineralogía formación, sobre todo en los yacimientos no convencionales para poder tomar decisiones a tiempo sobre la completación. “Litho Scanner suministra datos indispensables sobre la formación y el yacimiento en el sitio del pozo, que antes sólo estaban disponibles después de un extenso análisis de laboratorio, que consumen mucho tiempo y dinero”.

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Tecnología y Comercio

El mejoramiento de la producción toma ventaja con Knoesis™ y PermStim™ de Halliburton

n la sala de conferencia de prensa durante la SPE ATCE en San Antonio, Halliburton dio a conocer dos de sus más recientes desarrollos tecnológicos al servicio de la industria de la exploración y producción de hidrocarburos: Knoesis™, con nuevos componentes que ayudan a optimizar el rendimientos de los yacimientos mediante el aprovechamiento del mejor diseño posible de la ingeniería; y PermStim™, un nuevo fluido de fracturamiento que simplemente supera a los sistemas a base guar.

Familia Knoesis™ Un equipo de expertos de Halliburton presentó la suite de software Knoesis™, una de las más avanzadas herramientas integradas de análisis de ingeniería. Stephen Ingram, Gerente de Tecnología y Mercadeo para las operaciones en Norteamérica de Halliburton; Nick Schischka, Líder de Productos para el Manejo de Datos en la División de Mejoramiento de la Producción; y Harold G. Walters, Gerente de Principio de Activo Digital, con responsabilidad sobre el proyecto de desarrollo de Knoesis, puntualizaron las ventajas de dos de los componentes de esta suite: el software Foray para la combinación de fracturas, y el software Delve, para la extracción de datos. Destacaron la avanzada capacidad de combinar fracturas, con base en datos microsísmicos de Knoesis, lo que ofrece un conocimiento de los planos de fractura creados; información que se puede utilizar para adaptar los tratamientos posteriores y lograr una máxima exposición de la formación. Foray permite a los asesores técnicos de Halliburton ofrecer a los operadores una percepción de la red de fracturas creada mediante la generación de una representación tridimensional basada en los eventos microsísmicos observados durante el tratamiento. La representación permite hacer decisiones de diseño que para controlar la naturaleza de la red de fracturas generada en

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el yacimiento. La aplicación genera automáticamente imágenes usando las matemáticas avanzadas que son rápidas, imparciales, objetivas y repetibles. Delve permite acceder a datos de diseño tanto de los trabajos en curso como históricos, y también experiencia operacional que pueden ser aprovechadas en beneficio de los operadores a través de la ejecución de un diseño mejorado del trabajo de la estimulación. Este software de flujo de trabajo para el desarrollo de activos permite predecir con exactitud y mejorar el rendimiento de todo un campo o activo. La presentación incluyó ejemplos de cómo esta herramienta pueden ayudar a mejorar la rentabilidad de los operadores con el uso de Knoesis, al revelar cómo responden sus yacimientos a los tratamientos de estimulación y el nivel de complejidad del tratamiento creado. Los resultados son: una estimulación eficientemente optimizada, reducción de costos y mejora de la producción.

Tecnología y Comercio El fluido PermStim™ Para hablar acerca de la exitosa aplicación del fluido PermStim™ en algunos pozos de la compañía Magnum Hunter Resources en el esquisto de Eagle Ford, asistieron Ron Shuman, Vicepresidente Senior, Southern Region, Halliburton; Colton Thomas, Gerente de Cuenta para la línea de Mejoramiento de Producción; Ward Dempsey, Líder de Productos en Alternativas Guar en Mejoramiento de Producción; y H.C. “Kip” Fergurson III, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración de Magnum Hunter Resources Corporation. El fluido PermStim™ se basa en un polímero derivatizado natural en lugar de guar. El fluido no contiene residuo insoluble, por lo que es un sistema más fuerte que resultará en un rendimiento mejorado del pozo. La primera utilización de este tratamiento de fractura fue en la formación de esquisto Eagle Ford. Magnum Recursos Hunter eligió el fluido para su pozo Moose Hunter 1H en Lavaca County, Texas. El tratamiento se realizó en una sección horizontal a 6050 pies a 10.897 pies de profundidad vertical, con una temperatura de fondo de 280 °F y una presión de fondo de 6.500 psi. El tratamiento fue bombeado en un casing de 5-1/2inch, utilizando un sistema fluido híbrido que intercalan etapas lineales de fluido con etapas de fluidos reticulados utilizando el fluido PermStim. La concentración de apuntalant de entre 0,25 libras a 4 libras por galón. La producción inicial de 24 horas fue de 1.686 barriles de petróleo y 801.000 pies cúbicos de gas sobre un estrangulador de 16/64-inch, lo que superó el

promedio de 24 horas de producción inicial de los pozos operados Magnum Hunter en Eagle Ford. H.C. “Kip” Ferguson III, comentó que el fluido PermStim funcionó muy bien y se integró fácilmente en el actual diseño de fracturamiento en Eagle Ford. “La típica completación en el play de esquisto Eagle Ford Shale no recupera una cantidad significativa del agua descargada en las etapas de fracturamiento, por lo tanto, es necesario optimizar los fluidos que utilizamos en toda nuestra área de desarrollo (…) Creemos que el uso de fluidos limpios como el sistema PermStim dará como resultado una recuperación máxima de la permeabilidad y reducirá el residuo retenido por la formación productora”, agregó. Las pruebas de laboratorio muestran que este fluido permite recuperar una permeabilidad significativamente mayor que los fluidos derivatizados y naturales a base de guar. En mediciones de flujo en empaques de apuntalante, el fluido derivatizado a base de guar mostró un 70% de permeabilidad recuperada, el fluido natural a base de guar sólo el 40%, mientras que el fluido PermStim mostró el 94% de permeabilidad recuperada. www.halliburton.com

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Tecnología y Comercio

Ecopetrol - ICP promueven la transferencia de tecnología hecha en casa La petrolera colombiana junto a su centro de investigación tecnólogica anunciaron la búsqueda de inversionistas y emprendedores para el licenciamiento y comercialización de seis tecnologías desarrolladas por el Instituto Colombiano del Petróleo aplicables a diversos negocios de hidrocarburos

l 20 de Septiembre en la ciudad de Bucaramanga se realizó la primera Feria de Oportunidades de Licenciamiento de Tecnologías del Instituto Colombiano del Petróleo la cual marcó el inicio de un esquema de transferencia de tecnología al sector empresarial colombiano. Esta iniciativa de Ecopetrol se realizó con el apoyo de iNNpulsa Colombia, organización creada por el Gobierno Nacional para promover y acompañar el emprendimiento e inversión en ciencia y tecnología. La idea fue poner a disposición de inversionistas la oportunidad de convertirse en comercializadores de seis productos tecnológicos desarrollados por la empresa, que han sido probadas y utilizadas con éxito en la organización, para bridar soluciones a problemas que se presentan principalmente en las

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áreas de producción, transporte de hidrocarburos y refinación, y otras que tienen usos aplicables en otras industrias. Andrés Reyes, Director del Instituto Colombiano del Petróleo, explicó que las tecnologías ya están generando beneficios para Ecopetrol y “lo que queremos es extender estos beneficios a todo el país generando oportunidades para la creación de empresas, genración de empleos y riqueza a partir de estos productos”.

Tecnología y Comercio Se busca de esta manera propiciar empresas de base tecnológica que contribuyan al objetivo del gobierno de incrementar las capacidades tecnológicas, las cuales apalancan mejorar los índices de competitividad y productividad en Colombia.

Los seis productos tecnológicos Las tecnologías que Ecopetrol busca transferir a terceros son: Válvulas decantadoras. Se trata de un dispositivo para mejorar la eficiencia del drenaje de agua de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos, lo que reduce las pérdidas de producto. Aplica para tanques de almacenamiento de gasolinas, gasóleos, diesel, crudos liviano, medios, y semipesados, entre otros. Tecnología MCO-R. Es un material compuesto orgánico de refuerzo. Se utiliza para reforzar o recuperar mecánicamente tuberías de cualquier diámetro hasta con una pérdida de espesor por corrosión externa del 80%. Aplica para todas las tuberías metálicas de oleoductos, poliductos, gasoductos y acueductos, así como para las tuberías que operen enterradas, aéreas sumergidas en agua o en cruces viales. También funciona como protector de la corrosión externa. Tecnología ECOFLOT. Es un equipo / herramienta para mejorar la separación de sólidos suspendido, grasa y aceite en procesos de tratamiento de aguas de producción. Se aplica en campos de producción de crudo, gas y otras industrias. Trabaja mediante flotación inducida con aires o gas inerte. Tecnología ECA, emulsión crudo. Método para la preparación de emulsiones de hidrocarburos medios, pesados y extrapesados, con aditivos biodegradables, que facilita el transporte de crudos pesados por oleoductos. También se puede utilizar como combustible no convencional en equipos industriales de combustión (hornos industriales, termoeléctricas, plantas de generación, calderas, y cementeras, entre otros). Tecnología ECOKEXPLUS. Es un compuesto que mitiga e inhibe el ensuciamiento de las plantas viscorreductoras durante los procesos de conversión térmica para corrientes de hidrocarburos de alto peso molecular. Sus componentes activos evitan la formación de depósitos de material asfalténico, promotores de la formación de coque. Tecnología ECODEWAX. Es un aditivo ayudante de cristalización, empleado en los procesos de obtención de ceras parafínicas microcristalinas, que mejora la velocidad de filtración, disminuye el contenido de aceite ocluido de la cera, incrementa el rendimiento del aceite desparafinado y mejora la calidad de una materia prima utilizada en recubrimientos, plastilina, crayones y textiles, entre otros productos. www.ecopetrol.com.co

Doble patente para Ecopetrol Tecnología para mejorar el transporte de crudos pesados

La Superintendencia de Industria y Comercio de Colombia y el Instituto Mexicano de Propiedad Industrial le otorgaron a Ecopetrol, por una vigencia de 20 años, la patente de invención para la tecnología “Proceso para tratamiento de crudos pesados y extrapesados a boca de pozo para mejorar sus condiciones de transporte”. Se trata de una tecnología de desasfaltado desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo que mejora la viscosidad de los crudos pesados y extrapesados. La futura implementación de esta tecnología permitirá transportar dichos crudos a menor costo y con mayor eficiencia. Estos desarrollos tecnológicos se convierten en pieza clave para la extracción y logística de transporte de los crudos pesados, los cuales pasaron de representar el 20% de la producción total de Ecopetrol en 2007 al 38% en 2011.

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Tecnología y Comercio

Mantenimiento Predictivo Secreto de la Eficiencia Operacional El mantenimiento de taladros de perforación y workover es un reto que debe ser enfrentado con técnicas modernas y sistemas de mantenimiento enfocados no solo a la corrección y prevención sino a la predicción de fallas. Discovery Energy Services Colombia S.A.* Servicios de Perforación, Completamiento y Workover de Pozos Petroleros

l mantenimiento de taladros de perforación y workover es un reto que debe ser enfrentado con técnicas modernas y sistemas de mantenimiento enfocados no solo a la corrección y prevención sino a la predicción de fallas. Discovery Energy ha Figura 1. Porcentaje de tiempo no productivo por Taladro logrado implementar un sistema de mantenimiento basado en confiabilidad el cual ha permitido obtener resultados significativamente diferenciadores en términos de eficiencia operacional (Ver figura 1). Se ha conseguido disminuir en mas del 50% el tiempo no productivo de los taladros (NPT) del 2011 al 2012 (de 3% al 1,4%). Para esto se han enfocado los esfuerzos en tecnologías de mantenimiento modernas para predecir fallas como métodos estadísticos, probabilísticos, análisis de vibraciones de motores, rodamientos y partes móviles en general (Ver figura 2). Haciendo seguimiento en el tiempo del comportamiento de los equipos en las pruebas de ruidos, vibraciones, análisis de aceites, etc., se evidencian cambios en las mediciones. Estos cambios son analizados por personal especializado y de esta manera se implementan planes de acción. Estas técnicas han permitido predecir fallas en partes críticas de los taladros y de esta manera corregirlas antes de que en realidad sucedan. Aunque estas técnicas ya han sido implementadas en otro tipo de industrias, la aplicación es nueva en sistemas de mantenimiento de taladros y sus partes principales. * Empresa de servicios de alta calidad en suministro de equipos de perforación, completamiento y workover; servicios de ingeniería, gerencia de proyectos, consultoría; y alquiler de herramientas API para el desarrollo y ejecución de proyectos de perforación y completamiento de pozos de petróleo y gas. www.discovery-energy.com Figura 2. Análisis de vibraciones del Malacate principal del equipo

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SINTEMAR se abre paso en COLOMBIA Grouteo de Maquinarias y Reparación de Cimentaciones Con más de 50 años de experiencia en la instalación de equipos con resinas epoxicas, y más de 30.000 equipos intervenidos, SINTEMAR participa en la EXPO Oil & Gas Colombia 2012 para dar a conocer la apertura de sus oficinas en Bogotá con lo cual atenderá el creciente mercado colombiano

on la cristalización de estas nuevas instalaciones, la empresa especializada en grouteo de maquinarias y reparación de cimentaciones suma el quinto país en tener actividades, al estar presente en España -donde se encuentra la matriz-, Portugal, México y Panamá.

Resinas y morteros epoxicos Por esta trayectoria larga y exitosa, la empresa fue nombrada como nuevo distribuidor oficial en Colombia de los productos Chockfast de la compañía norteamericana ITW Philadelphia Resins. Este paso le permite sumar capacidades para ofrecer un servicio completo en el grouteo de equipos con resinas y morteros epoxicos, mediante el suministro del producto, la asistencia técnica o la instalación llave en mano. Los productos Chockfast al aplicarse de forma líquida entre el polín metálico o la cimentación de hormigón y la bancada o apoyo del equipo, copian a la perfección todas las irregularidades de ambas superficies, garantizando un 100% de contacto entre ellas así como una excelente adherencia. Además sus utilización proporciona otras importantes ventajas frente a métodos tradicionales de fijación como son

Trabajos realizados por Sintemar en Reparación de Cimentaciones

el mecanizado de tacos de acero o el grouting cementoso. Adicionalmente, SINTEMAR dispone de un equipo técnico especializado en la reparación y reconstrucción de cimentaciones de maquinaria en mal estado, ocupándose del trabajo completo en un breve periodo de tiempo, realizando la extracción de los pernos de anclaje, el saneamiento de la cimentación, la reparación de fisuras mediante inyección y el grouteo final. Este proceso se puede realizar con o sin el equipo en posición. Actualmente está presente en diversos sectores destacando su actividad en la industria petrolera, química, energética, minera, naval y offshore, donde se incrementa la utilización de resinas y morteros epoxicos en compresores, turbinas, bombas, motores y soplantes, con el objetivo de preservar la alineación, amortiguar vibraciones, proteger la cimentación, alargar el tiempo entre paradas e incrementar la vida útil de los equipos. Entre sus principales clientes se encuentra las petroleras Repsol, Pemex, Cepsa y BP Oil. www.sintemar.com Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

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Soluciones de energía temporal Aggreko Como líder mundial en suministro de soluciones temporales de generación de energía, Aggreko cuenta con una extensa flota dedicada de grupos electrógenos

n 2011 Aggreko estableció operaciones en Colombia, incrementando su presencia en Sudamérica, donde tiene su oficina principal en Río de Janeiro, Brasil, y actividades en Chile, Argentina, Perú y Venezuela. Los grupos electrógenos contenerizados que ofrece varían desde 60 kVA hasta 1.500 kVA y están instalados en contenedores ISO de 20 pies, de ruido reducido y diseñado a medida, lo que facilita su transporte. Estos electrógenos están diseñados para trabajar en todos los ambientes incluyendo las más arduas condiciones, como plataformas de petróleo offshore. Cada grupo electrógeno posee equipo de protección y control integrado y está provisto de tanque de combustible completo con bandeja recolectora de todos los fluidos del generador. Mediante la sincronización de estos grupos electrógenos, Aggreko suministra paquetes generadores multi-megavatios (con la planta de generación de energía eléctrica) - desde 1MW hasta 200 MW.

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Como especialista en alquiler, Aggreko mezcla y combina equipos para ajustarse exactamente a sus exigencias. La capacidad instalada del paquete de alquiler puede aumentarse o disminuirse en forma escalonada, y el equipo puede ser alquilado a corto o largo plazo, de acuerdo con sus necesidades energéticas. Con soluciones integrales ‘llave en mano’ para diferentes industrias y en distintas aplicaciones, participa en todas las etapas del proyecto, desde la ingeniería y diseño, hasta la movilización, operación y mantenimiento de equipos, lo cual permite al cliente focalizarse en su negocio principal, sin preocuparse por la generación de energía.

Tecnología y Comercio Cuenta con una dotación de ingenieros y técnicos expertos, capacitados para diseñar soluciones completas atendiendo las necesidades específicas de energía requerida por cada cliente. Sus operaciones regionales ofrecen soporte local para atender cualquier solución: desde el alquiler de grupos electrógenos o la instalación de plantas de energía, respaldado por la experiencia y la rápida respuesta de una operación verdaderamente global. Sus más de 4.500 empleados, en más de 165 centros operativos distribuidos en más de 39 países, garantizan disponibilidad y servicio 24 horas. En 2011 proporcionó soluciones a más de 40.000 clientes, en más de 100 países, obteniendo ingresos aproximados de US$2,2 mil millones. Para Diógenes Paoli Neto, Director General de Aggreko Sudamérica, el potencial de negocios en la región es significativo, con una demanda de energía en la actualidad superior a su capacidad de generación y suministro. “Nuestra presencia en estos países tiene por objetivo dar el soporte a este crecimiento económico, garantizando también nuevas oportunidades de negocios para Aggreko en la región. Aggreko ya actúa en Sudamérica y traemos la experiencia adquirida en los sectores de petróleo y gas en Brasil, Argentina, Venezuela, Perú y la minería en Chile”.

Otras soluciones Además de los grupos electrógenos Aggreko ofrece también soluciones integrales que incluyen transformadores de alta y baja tensión varían de 500 kVA hasta 6.3 MVA en unidades independientes; tanques de combustibles integrados

a los generadores y tanques de almacenaje de combustibles independientes, disponibles en las configuraciones abiertas y contenerizada; cables y tableros de distribución de baja tensión que varían de 10 mm2 a 240 mm2, flexibles, con recubrimiento altamente resistente a la abrasión, combustible, aceite y agua. También ofrece soluciones de enfriamiento y climatización (chillers, torres de enfriamientos, entre otros equipos) y pruebas con bancos de carga (bancos de carga resistivos e inductivos). www.aggreko.com.co

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Planificación mejorada del pozo con Sysdrill 2012 de Paradigm En su carrera por continuar liderando el desarrollo de tecnologías, Paradigm anunció recientes novedades en productos y servicios para la industria de los hidrocarburos, como la nueva versión de su paquete de softaware Sysdrill®2012 Vista en 3D de la incertidumbre de los pozos

l desarrollo de la más reciente versión del paquete de software para ingeniería de perforación y planificación de pozos Sysdrill® 2012 de Paradigm incorpora numerosas mejoras orientadas a la funcionalidad en cuanto al manejo del cliente y también compatibilidad con la infraestructura Paradigm Epos® 4.1

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para ofrecer progresos significativos en el rendimiento, especialmente para grandes conjuntos de datos. Contiene avanzadas herramientas de ingeniería de perforación diseñados específicamente para modelar con las últimas técnicas de perforación y equipos, tales como herramientas de tractor, herra-

mientas giratorias, subs desviadores y la perforación administrada de la presión. Estos avances proporcionan herramientas que ayudan a los ingenieros de perforación a diseñar con más precisión pozos de alcance extendido en aguas profundas. Las mejoras también incluyen la representación esquemática gráfica de conjuntos de fondo de pozo (BHA) para su incorporación en programas de perforación, y nuevas herramientas de manejo de estudios para fines de control de calidad. Sysdrill 2012 es totalmente compatible con Paradigm 2011, lo que permite la planificación integrada del pozo, la superficie y los flujos de trabajo de geonavegación a tiempo real. “A medida que la industria de la perforación continúa yendo a mayor profundidad hay una necesidad de soluciones avanzadas de ingeniería de perforación que puedan modelar con precisión las últimas técnicas de perforación”, dijo Robert Innes, Director de Perforación y Planificación de Pozos. “Sysdrill 2012 brinda lo necesario para lograr estas metas, y demuestra aún más nuestro compromiso con el mercado de la ingeniería de perforación y planificación de pozos”. Algunas de las características más destacadas de la nueva versión son: planos T para el manejo de estudios, modo de estudio a tiempo real, nuevas proyecciones de mapeo, diagramas mejorados del BHA, parámetros de torque y arrastre, cálculos administrados de la presión, entre otros. www.pdgm.com

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Smith Bits introduce nueva generación de mecha de PDC para plays no convencionales La compañía de Schlumberger dio a conocer la nueva generación de su mecha de Spear* adecuada tanto para la sección curva como para el tramo lateral de un pozo de lutitas

“C

on la introducción de Spear, nuestros clientes obtuvieron una mejora inmediata en el rendimiento de la perforación en las secciones curva y lateral del hoyo”, destacó Guy Arrington, Presidente de Bits & Advanced Technologies de Schlumberger. “Con la experiencia de un poco más de 6.000 corridas a la fecha, hemos incorporado elementos de diseño específicos en la última generación para ofrecer una ROP mayor, reduciendo aún más los costos de perforación en pozos no convencionales”. Con el conocimiento y experiencia adquiridos en las extensiones productivas de lutitas de EUA, Smith Bits diseñó la barrena de PDC Spear específicamente

para la perforación de lutitas. Los datos del conjunto de fondo (BHA), el perfil direccional, las propiedades del lodo, los datos provenientes de pozos vecinos y otros factores relacionados a esta aplicación, fueron analizados utilizando diversas herramientas patentadas de modelado y bases de datos. Una gama de aplicaciones con características específicas fueron incorporadas en la nueva versión, incluyendo geometría corporal y mejoras hidráulicas, diseñadas para minimizar el embalaje de la hoja de la mecha, mejorar la limpieza de corte y aumentar la ROP. El diseño de los cortadores fueron afinados mediante la plataforma integrada de diseño de barrenas IDEAS*.

La hidráulica avanzada de la nueva mecha, entrega máxima eficiencia de la estructura de corte

Para mayor información visite www.slb.com/spear - www.slb.com/spear Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

Análisis

¿Alguien sabe dónde está la información?

Durante el desarrollo de sus tareas y adicional a los entregables correspondientes de cada proyecto, las empresas generan conocimiento, grandes volúmenes de datos que deberían convertirse en un valor agregado para la empresa y no una carga adicional para conservarla, reflejada en la ejecución de tareas que dan complejidad a sus procesos internos

7 Oscar Alonso Melo Hurtado y Carlos A. Trujillo H.,

l verdadero valor de esa información (independientemente de su origen y/o destino) se evidencia en la posibilidad de referencia en un momento puntual durante el desarrollo de los proyectos. En función de la complejidad, alcance y requerimientos de sus clientes, las empresas pueden establecer diferentes niveles de desarrollo de sus documentos según el tipo de proyecto y la etapa de desarrollo; proceso bastante bien establecido para el registro y trazabilidad de los documentos, sin embargo la utilidad real de una información de hoy para un proyecto a futuro nunca se dimensiona acertadamente, esto se debe en gran medida a las dificultades que supone el manejo de esta información de manera práctica en la ejecución de un proyecto. Corresponde entonces netamente al factor humano (determinante número uno) destinado para esta

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AVEVA, Líder global en soluciones de gestión de información y diseño de ingeniería

tarea, dimensionar el uso de esa información. Como resultado, es recurrente que la información requerida de manera regular para un proyecto sea generada simultáneamente por varias fuentes con el agravante que este fenómeno se presenta para cada proyecto. Un estudio de la fundación suiza “Gottlieb Duttweiler” estima que sólo el 20% de todo el conocimiento que posee una compañía es utilizado, siendo así hay todo un universo en ese 80% restante a fin de potencializar los beneficios para una compañía. En el desarrollo de proyectos afectados fuertemente por los tiempos de ejecución cualquier porcentaje adicional de información útil, aprovechada de manera consciente traerá consiguientes beneficios para el proceso de trabajo al interior de las compañías, incluyendo por supuesto beneficios financieros. Así pues, no será posible considerar como información útil a algo que llegue de forma imprecisa, demasiado “combinada”, desajustada, fuera de contexto, imposible de verificar y de poca utilidad al proyecto. Establecido este paradigma, el manejo de la información es una temática que beneficia por supuesto todas las fases de ingeniería en la industria, involucrando lo que en petróleo se conoce como Upstream, Midstream y Downstream, o en minería Prospección, Exploración y

Explotación; en otras palabras, las etapas conceptual, básica, detalle y finalmente mantenimiento y operación. Como resultado, el esfuerzo de la gestión se debe centrar en todas las actividades relacionadas a la obtención y mantenimiento de información confiable, sólida, precisa y actualizada, característica para el óptimo proceso de toma de decisiones en una organización. El gran diferenciador continuará por supuesto siendo el factor humano, sin embargo el uso de herramientas cada vez más sofisticadas para la generación, uso, manejo y administración de la información será determinante para definir el orden de llegada a las futuras metas. La historia continúa y las metas se vuelven aún más ambiciosas, ¿existe la posibilidad de integración de la información a diferentes niveles y de manera interdisciplinaria?; ¿es posible contemplar en un solo ciclo de producción las diferentes fases de la producción en ingeniería?; ¿esa información la puedo actualizar de manera viable, rápida y eficiente?, y aún puede haber más, hasta aquí se evidencia la problemática, el tema es muy amplio, ¿se siente identificado con esta situación?, la idea con esta serie de entregas es mostrar opciones y brindar la posibilidad de visualizar una solución. oscar.melo@aveva.com

Mantenimiento

La Gerencia de Paradas de Plantas y su Impacto en la Industria Energética Actual Hoy por hoy, muchas organizaciones del sector de hidrocarburos en general, están internalizando con mayor rapidez, la importancia que revisten los procesos de paradas de plantas como estrategia clave para garantizar la continuidad operacional de sus instalaciones, y así cubrir las demandas energéticas que impone el mercado global

stos importantes eventos, se pueden definir como un conjunto de actividades orientadas a detener, de manera planificada, la producción de una instalación, con la finalidad de acometer actividades de mantenimiento, inspección, limpiezas, reparaciones, proyectos de aumentos de capacidad, entre otros, tendentes a incrementar la confiabilidad y disponibilidad de las plantas de proceso. Las paradas de plantas, se caracterizan principalmente por: • Manejar grandes volúmenes de recursos, materiales y personal en cortos períodos de tiempo. • Representar desembolsos financieros a gran escala. • Generar fuertes impactos en los ingresos, flujo de caja y capacidad de producción. • Incorporar actividades de alto riesgo, peligrosas y presionadas por el tiempo y seguridad. • Involucrar procesos con un gran de número de interfaces y organizaciones conexas. Aunado a ello, se muestran estadísticas recientes en materia de paradas de plantas. • La mayoría de las paradas de plantas se ven afectadas por la escasez de personal calificado. • Ocho (08) de cada diez (10) paradas han experimentado incrementos de costos entre 10 y 40%.

Msc, Ing. Carlos Valerio, Consultor

Figura 1. Modelo típico para gerenciamiento de proyectos de paradas de plantas. Fuente: Autor

• La mitad de las paradas de plantas han sufrido retrasos importantes. • Nueve (09) de cada diez (10) paradas han sufrido incrementos en la lista de los trabajos entre 10 y 50%. Basado en estas estadísticas, y en la afirmación que dichos proyectos representan los eventos más costosos y complejos en una instalación, se concluye que deben ser gerenciados y administrados por equipos de alto desempeño, orientados al logro y cumplimiento de las metas y objetivos de la organización. En la figura 1 se muestra un modelo típico para gerenciar las fases constitutivas de un proyecto de parada de plantas. La fase I contempla la conceptualización del proyecto, es decir, se conforma el equipo gerencial del proyecto, se definen las metas y objetivos, y se estructura el alcance detallado de las actividades a desarrollar en la parada. Posteriormente, la fase II implica el desarrollo de la totalidad de las estrategias de planificación para una ejecución exitosa. Incluye el desarrollo de los sub-procesos de procura de materiales, contratación de servicios y planificación/programación de cada elemento que forma parte del alcance de la parada. La fase III, Gerencia de la Figura 2. Porcentajes de importancia de las fases de un proyecto de ejecución, cubre el desarrollo y parada de plantas monitoreo del avance físico de las actividades que se pueden realizar antes, durante y después de la ejecución física de la parada. En la fase IV, se preparan informes departamentales de cierre y se plantean las leccio-

nes aprendidas que permitirán el mejoramiento continuo de futuros proyectos. Distintas organizaciones de alto nivel y benchmarking realizados a nivel mundial, indican que la fase de ejecución de una parada representa aproximadamente el 13% de peso dentro del proyecto, el 65% incluye los procesos de planificación, y el restante porcentaje, está determinado por el proceso de cierre y las oportunidades de mejoras para posteriores reparaciones (ver figura 2). En función de ello, se deduce que el éxito en los proyectos de paradas de plantas radica en fortalecer los procesos de planificación en las organizaciones. Otro factor clave en los proyectos de parada de plantas, es la incorporación de herramientas vanguardista de gerencia de riesgos, que permitan diagnosticar, evaluar y proponer planes y estrategias de acción orientadas a blindar las amenazas internas y externas que impiden la ejecución exitosa de dichos proyectos.

El Autor Carlos Valerio es Ingeniero Mecánico, con más de nueve años de experiencia en la industria del gas y petróleo. Posee una maestría en Gerencia de Mantenimiento y una especialización en Confiabilidad de Sistemas Industriales. Ha compartido experiencias en el área de planificación y ejecución de paradas de plantas, y desarrollo de planes de mejoras de confiabilidad en refinerías, plantas de gas y mejoradores de crudo. Actualmente se desempeña como ingeniero de confiabilidad en una consultora especializada en el Estado Anzoátegui, Venezuela. Noviembre 2012 / No 274 / Petroleum

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El fracturamiento hidráulico es la alternativa de estimulación más utilizada para habilitar, mejorar y maximizar la recuperación de hidrocarburos. Este taller de la SPE abordará las tecnologías actuales y probadas, permitiendo compartir lecciones aprendidas en yacimientos convencionales y no convencionales, adiestrando a los asistentes en las mejores prácticas disponibles

l fracturamiento hidráulico se ha personalizado para optimizar la producción en ambientes hostiles tales como campos maduros, depósitos de aguas profundas, naturales yacimientos fracturados, formaciones sensibles al agua, y depósitos de fluidos complejos, entre otros. En un escenario no convencional, es cada vez más relevante para el negocio en la región, donde se requiere no sólo superar exitosamente los desafíos técnicos, sino también en materia logística y de HSE. Con una agenda enfocada en las nuevas tecnologías de fracturamiento hidráulico, avances en diseño y modelado, lecciones aprendidas y las perspectivas para los operadores en la Región, el workshop “Hydraulic Fracturing in the Latin America Region: Opportunities and Challenges” propiciará el intercambio prácticas para mejorar el rendimiento de más de un ciclo de vida del proyecto. El formato del evento ha sido diseñado para dar cabida a presentaciones introductorias, seguidas de sesiones de interacción con los participantes, con énfasis en el intercambio de conocimientos y experiencias. Se busca atraer a una audiencia motivada a discutir temas críticos para avanzar en la tecnología y mejores prácticas. Muchas de las presentaciones serán

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estudios de casos, destacando logros de la ingeniería y lecciones aprendidas.

Agenda Técnica 7 Noviembre 2012 07:00 - 08:00 - Registro 08:00 - 08:30 - Apertura 08:30 - 10:00 - Sesión I - Avances en el diseño de fracturamiento y Modelado 10:30 - 12:00 - Sesión II - Nuevas tecnologías de fracturamiento 13:30 - 15:30 - Sesión III - Diagnóstico de fractura 16:00 - 18:00 - Sesión IV - Retos Operativos 8 Noviembre 2012 07:00 - 08:00 - Registro 08:00 - 08:05 - Apertura 08:05 - 09:30 - Sesión V - Fractura en Reservorios No Convencionales 10:00 - 12:00 - Sesión VI - Panel Desarrollo de Yacimientos no Convencionales en América Latina 13:30 - 15:30 - Sesión VII - Fractura en ambientes hostiles 16:00 - 17:30 - Sesión VIII - Fractura en ambientes hostiles (Continuación) 17:30 - 18:00 - Resumen del taller www.spe.org/events/12amed/

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La industria petrolera mundial está siendo objeto de profundas y lógicas transformaciones en el campo de la tecnología, la ecología y en lo social. En ese contexto, la Asociación Latinoamericana de Integración Petrolera - ALIP organizó este encuentro con el objeto de intercambiar estas tendencias y tecnologías, entre los profesionales petroleros de todos los países miembros

el 28 al 30 de Noviembre Perú recibirá

a los delegados del Primer Congreso Internacional Petrolero y II Cumbre de la Asociación Latinoamericana de Integración Petrolera -ALIP, en el cual se analizarán las tendencias futuras de la industria petrolera a la par de propiciar la integración de los profesionales petroleros en la región. Bajo el lema “Perú Oportunidades Petroleras para América Latina” el programa permitirá la formación de una plataforma que propicie un mayor fortalecimiento regional del sector hidrocarburos. El programa comprende conferencias y charlas magistrales a cargo de líderes y especialistas de E&P de las empresas más importantes de la región Se abordarán, entre otros temas, las “Tecnologías Petroleras Relevantes Desarrolladas en América Latina”, las “Oportunidades para los profesionales de la industria en la región” y el “Desarrollo del Mercado Petrolero en América Central”. “Este I Congreso Internacional Petrolero está abierto para la participación de todos, afirmó Hernando Barrero, Presidente del Comité Organizador, quien agregó que la experiencia tendrá como resultado el establecimiento de nuevas alternativas y oportunidades para lograr que el sector petrolero, las comunidades aledañas a las bases de producción y Estado. “Trabajemos juntos por un desarrollo sostenible e inclusivo de cada uno de los países que conforman a la ALIP”. Barrero puntualizó asimismo que las conferencias y charlas magistrales previstas contribuirán al éxito de un evento, que “marcará un ícono en nuestras actividades diarias y perdurará por mucho tiempo en nosotros”.

Conferencias Magistrales “Modernización y ampliación de la Refinería de Petroperú en Talara” Expositor: Humberto Campodónico, Presidente de PetroPerú “Hacia un apropiado licenciamiento ambiental” - “Política Ambiental de Canadá” Expositor: Conferencista Internacional de Canadá “Visión general de las políticas petroleras en Latinoamérica” Expositor: Orlando Cabrales Segovia, Presidente, Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH, Colombia

representantes de las empresas compradoras participantes pertenecen al sector de provisiones, compras o supply-chain, con habilidad para evaluar el interés en los productos o servicios ofrecidos por los proveedores, así como para prestar informaciones sobre la homologación del proveedor ante la empresa compradora. Por su parte, los representantes de las empresas proveedoras pertenecen al área comercial y tienen la habilidad de presentar objetiva y concisamente los productos y servicios, así como la experiencia y diferenciales ofrecidos por la empresa.

Sesiones de Panel Panel No.1: Licenciamiento Ambiental Panelistas: Bolivia: Carlos Sánchez, Director Alip Bolivia; Luz Helena Sarmiento, Ministerio de Medioambiente Colombia; José Cervera, Director Alip Perú; Jorge Paz, Director Alip Honduras y Director Alip Brasil

Sobre ALIP La Asociación Latinoamericana de Integración Petrolera – ALIP se constituyó en el año 2009 en Bogotá, Colombia, en el Marco del XIII Congreso Colombiano de Petróleo y Gas organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET, con el propósito fundamental de propiciar la integración de los países que conforman la región latinoamericana, para un sano intercambio de experiencias en la industria de los hidrocarburos, así como estrechar las relaciones entre las entidades profesionales que la componen. Actualmente cuenta con la proactiva participación de once países: Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Honduras, Perú, República Dominicana, Uruguay y Venezuela, plegados a la misión de la entidad de contribuir al desarrollo responsable y sostenible de la industria de los hidrocarburos en Latinoamérica, mediante la integración profesional y tecnológica de sus miembros. www. www.alip.org

Panel No.2: Visión General De Las Políticas Petroleras En Latinoamérica Panelistas: Pedro Gamio, Ex Vice Ministro de Energía Perú; Adriana Mezzano, Directora Alip Uruguay; Abel Pons, Director Alip Argentina; Ramiro Cazar, Viceministro de Minas y Petróleo de Ecuador y Jorge Paz, Director Alip Honduras Ronda de Negocios La agenda incluye la realización de una Ronda de Negocios, con reuniones cortas entre empresas compradoras (y empresas proveedoras del sector petrolero, siguiendo una agenda previamente definida. Los

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¿Crear un futuro de energía sostenible?

Del 27 al 29 de Noviembre en el George R. Brown Convention Center de Houston, tendrá lugar esta nueva conferencia y exposición que engloba todas las ramas de las industrias de energía, tanto tradicional como renovable, para ofrecer una mirada comprensiva de las soluciones de energía integradas necesarias para satisfacer los desafíos de energía de hoy

otal Energy USA es un innovador evento diseñado con el fin de proporcionar un foro equilibrado en el que estén representados todos los sectores de la energía, dando lugar a nuevas oportunidades de negocio mientras los participantes discuten cómo equilibrar los recursos disponibles a nivel local, la economía, la fiabilidad e impacto ambiental al tomar decisiones importantes respecto a la energía. El evento es organizado por VP Internacional, con la participación y asistencia de varias entidades, entre ellas Technology

Transition Corporation, la cual lidera el desarrollo de contenidos para el programa educativo; Marketing Group Design a cargo de la estrategia de ejecución del marketing y relaciones públicas y el Greater Houston Convention and Visitors Bureau, el Greater Houston Partnership y el Houston Technology Center, que combinan sus esfuerzos para contribuir al éxito del evento. Con un programa centrado en los resultados creados por quienes toman decisiones en la industria energética y en las

grandes organizaciones que utilizan energía, este evento presentará a los principales líderes de un amplio espectro de sectores de la energía y de negocios que se unen para diseñar la forma en que se producirá y empleará la energía del mañana. La lista de conferencistas incluye entre otras personalidades a Jonathan Kraft , Presidente de Kraft Group & New England Patriots; Michael Howard, President y CEO de Electric Power Research, Mike Eckhart, Director Global de Medio Ambiente, Finanzas y Sustentabilidad de Citigroup, Coronel Peter Newell, Director Rapid Equipping Force, United States y Brian Kelly, Editor y Director de Contenidos US News & World Report .

El futuro pasa por un amplio portafolio Las empresas que incorporen soluciones diversificadas de energía en su operaciones probablemente emergerán como líderes. Es por eso que los profesionales de todos los sectores de energía estarán en Total Energy USA para explorar asuntos vitales, avances y oportunidades buscando dar forma al panorama global de la energía en el futuro “, dijo Vincent Polito, Chairman del evento. Las sesiones cubrirán temas como Agua y Energía: oportunidades y problemas; Red eléctrica: red inteligente y de almacenamiento de energía; Fracking, hechos y ficciones, obstáculos y oportunidades; Inversión y Finanzas; Integración de Renovables; Producción de Energía y Eficiencia Energética en Edificios y Conformación de líderes de generación energética. El programa completo de la conferencia está disponible en schedule.totalenergyusa.com

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Gente

YPFB Chaco

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación anunció la designación de Carlos Sánchez Chavarría, como nuevo Gerente General de la empresa subsidiaria YPFB Chaco S.A. Durante el acto de presentación, el Presidente de YPFB Carlos Villegas Quiroga, destacó los más de 30 años de experiencia de Sánchez Chavarría, en las áreas de perforación, producción, plantas de gas y auditorías técnicas en empresas nacionales e internacionales del sector petrolero. También agradeció el aporte demostrado por el Gerente saliente. Pedro Torquemada León. Sánchez Chavarría es Licenciado en Ingeniería Petrolera y se tituló en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA). Posee cursos de postgrado en Desarrollo y Gestión Ambiental, Gestión de la Calidad NB-ISO 9000:2000 y en proyectos de Gas Natural.

Shell

oyal Dutch Shell plc anunció que Ben van Beurden será el Director Downstream de la empresa a partir de Enero de 2013. En este rol, van Beurden será miembro del Comité Ejecutivo de Shell en sustitución de Mark Williams quien retornara a los Estados Unidos y dejará la compañía luego de 33 años de servicios distinguidos. Van Beurden, es actualmente Vicepresidente Ejecutivo de Shell Chemicals y tiene una maestría en Ingeniería Química de Delft University en Holanda. Ingresó a la compañía en 1983 y ha ocupado varios roles en Ingeniería, Gerencia de Planta y otros en las áreas operacionales y comerciales, en Holanda, Africa, Malasia, Reino Unido y los Estados Unidos.

Ben van Beurden

Claxton Engineering

laxton Engineering, una compañía de Acteon, nombró a Richard Jenkins como Vicepresidente de Operaciones, posición en la cual será responsable de guiar la integración de los equipos de proyectos, procura y comercio de la compañía para apoyar los planes estratégicos de crecimiento. Jenkins reportará a Laura Claxton, Directora General y deberá reforzar el equipo directivo de la compañía en su tarea de entregar estrategias de crecimiento y lograr mejoras en el negocio. Él ayudará a implementar las mejores prácticas y procesos para integrar la entrega de ingeniería y proyectos. Ha trabajado en la industria de petróleo y gas por más de 20 años. Estudió Ingeniería Mecánica en la Universidad de Southampton, Reino Unido, y ha ocupado puestos en manejo de proyectos y desarrollo de negocios en diversas empresas, incluyendo Hamworthy Compressors, Baker Hughes y Seaweld Engineering.

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Richard Jenkins

Calendario 2012 NOVIEMBRE

28 - 30 - World Shale Series: Latin American Summit - Buenos Aires, Argentina - latam.world-shale.com/conferencia/ 28 - 30 - I Congreso Internacional Petrolero - II Cumbre de ALIP Lima, Perú - www.alipperu.org

04 - 09 - SEG International Exhibition and 82st Annual Meeting - Las Vegas, USA - www.seg.org/web/annual-meeting-2012 06 - 09 - II Congreso Nacional de Química del Petróleo - Barquisimeto, DICIEMBRE Venezuela - www.bqto.unexpo.edu.ve/II_CNQP 07 - 08 - SPE Hydraulic Fracturing in the Latin America Region - Medellín, 03 – 05 - OTC’s Arctic Technology Conference - Houston – Texas - www. Colombia - www.spe.org/events/12amed arctictechnologyconference.com 12 - 13 - VII Foro de Integración Energética Regional (FIER 2012) - Lima, Perú FEBRERO 2013 - www.olade.org/eventos-futuros 13 – 14 - Platts 16th Annual Mexican Energy - Houston, USA -www.platts. 04 – 06 - SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference - The Woodlands, com/ConferenceDetail/2012/pc229/index USA - www.spe.org/events/hftc/2013 14 – 15 – 3rd Annual ChemInnovations Conference & Expo 2012 – www. 05 – 08 - NAPE Expo - Houston, USA –www.napeexpo.com cpievent.com MARZO 14 - 15 - 9th Southern Cone Energy Summit - Lima, Perú www.scenergysummit.com 05 – 07 - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition - Amsterdam, Holanda 14 - 16 - Convención Nacional Geológica 2012 - Ciudad de México, México www.spe.org/events/dc/2013 www.sociedadgeologica.org.mx 05 – 07 - SPE Digital Energy Conference & Exhibition- The Woodlands, USA 21 - 22 - Future World of Biogas: Europe 2012 - Londres, Inglaterra www.spe.org/events/dec www.wplgroup.com/aci/conferences 05 – 07 – Subsea Tieback Forum & Exhibition – San Antonio, USA – www. 21 - 22 - Gasification 2012 - Londres, Inglaterra - /www.wplgroup.com/aci/ subseatiebackforum.com conferences/ 20 – 22 - 11th Offshore Mediterranean Conference & Exhibition - MOC 2013 27 - 28 - LatAm Plant Shutdown and Turnaround Summit 2012 Ravenna, Italia - www.omc.it/2013 Río de Janeiro, Brasil - www.fleminggulf.com 20 – 22 - Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2013 - Cartagena, 27 - 29 - Total Energy USA - Houston, TX, USA - totalenergyusa.com Colombia - www.cwccolombia.com

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México: entre Aguas Profundas y los Shales

Posiblemente, si no hubiera sido por el desarrollo y producción de shale gas y shale oil en USA, el Presidente Obama no hubiera estado con la contienda muy empatada, debido a que la economía estuviera aun mucho peor

e la mano de Lázaro Cárdenas, en 1938, México expropió y nacionalizó los hidrocarburos y creó PEMEX. Este giro nacionalista perdura en el país del tequila hasta nuestros días, diferenciándose profundamente de continuos procesos de nacionalización y privatización (péndulo energético) que han vivido la gran mayoría de países en Latinoamérica. Hace aproximadamente media década se realizó una Reforma Energética, que para muchos fue “más que suficiente y para muchos otros tremendamente insuficiente”. Mucha presión externa e interna ha existido por varias décadas sobre México para forzar un proceso de apertura al capital internacional en los hidrocarburos. El pueblo mexicano, en su gran mayoría, sin embargo, no está preparado, ni desea aun una apertura profunda y peor una tan drástica, como Argentina por ejemplo, donde los resultados

ANUNCIANTES

NOVIEMBRE 2012 / No 274/ Petroleum AME..............................................................................45 ANH..............................................................................5 Antek...........................................................................9 Aveva...........................................................................15 Cepcolsa....................................................................16 ClampOn....................................................................33 Enerpet.......................................................................19 Ferrogruas................................................................31 Fugro Jason................................................................14 Halliburton...............................................................C.P IHS................................................................................17 Inova.............................................................................21 Kimray........................................................................27 LHR Americas............................................................25 Magnetrol..................................................................13 Multiomega...............................................................36 OilLift..........................................................................39 Pacific Rubiales.........................................................2 Panthers Machinery...............................................20 Parko...........................................................................32 Radisson Royal Bogotá Hotel............................C.P.I Reimpet......................................................................42 Representaciones Barcan....................................27 Saxon..........................................................................11 Schlumberger ........................................................P.I. Servitrans...................................................................7 Sugaca.......................................................................44 Tejas Tubular.............................................................34 Tradequip.................................................................46 Transmerquim........................................................29 Transporte Vigía.....................................................38 Upstream..................................................................47 Welltec.......................................................................23 Winsted.....................................................................37

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Álvaro Ríos Roca*

del péndulo energético están más que a la vista con la reciente expropiación de Repsol, acusada de explotar y no invertir para reponer moléculas. Si bien es de entender que el pueblo mexicano no desea entregar el control de sus recursos al capital internacional, creemos que sí necesita de los capitales internacionales en inversión de E&P. La situación futura es algo crítica, principalmente por la declinación del campo Cantarell. Sobre este campo, uno de los más grandes del mundo, pesan dos teorías. “Si fue ordeñado por efectos netamente fiscales o para forzar una reforma que permita mas capital privado en México mas rápidamente”. Con Cantarell cuesta abajo y reforma energética en mano, PEMEX se focalizó en estudiar proyectos y contratos de servicio de gas natural, en las complicadas reservas de crudo liviano en Chicontepec y en las reservas de crudo más pesado de Ku Maloob Zaap. La reforma realizada fue insuficiente para forzar contratos de servicio en aguas profundas costa afuera, donde el riesgo y las condiciones son muy diferentes. Mientras la reforma se debatía en México, se trataba de implementarla y se discutía donde Pemex debería apuntar su artillería, al otro lado de la frontera, en USA, se daba un quiebre tecnológico con los shales. Desde el 2006, la producción de shale oil y shale gas en USA ha ido en notable aumento y este 2012 debe llegar a una combinada de algo más de 5.0 MMbble/ día. Notable, para solo 6 años de desarrollo, considerando, por ejemplo, que México produce un combinado total aproximado de 4.0 MMbble/día de hidrocarburos convencionales. Resultado, mientras en USA se goza de una nueva producción de petróleo y muy buena oferta de gas natural y a muy buenos precios, destrabando una serie de inversiones aguas abajo, en México existe declinación en la producción de petróleo y menores exportaciones, desabastecimiento de gas a industrias y termoeléctricas en ciertas zonas del país. La Comisión Federal de Energía, por falta de gas (también agua), se ve forzada a comprar cada vez mayores cantidades de combustóleo y diesel para la generación de energía eléctrica, con las consecuencias económicas que ello conlleva y la competitividad productiva. En México se está pensando en paliar en el

corto plazo con más gas de GNL importado a precios de mercado internacional (14 a 18 US$/ MMBTU), y en el mediano plazo construir infraestructura de transporte para importar el energético desde USA, aprovechando la abundancia y precios bajos que se esperan. Sin embargo, muy bien saben en México que depender totalmente y amarrarse a contratos de muy largo plazo con precios desregulados de Hubs en USA puede ser un boomerang, debido a la volatilidad del mercado competitivo en ese país. México tiene al norte un vecino con creciente producción de hidrocarburos, con menores necesidades de importación de petróleo, con abundante gas natural, futuro exportador y con horizonte de precios muy bajos, que ciertamente le da mucha mayor competitividad a su aparato productivo (léase Nafta). Esta nueva realidad en USA de la mano de recursos costa afuera en aguas profundas y shales. México tiene un enorme potencial en aguas profundas que no ha podido desarrollar por falta de recursos financieros y tecnológicos. Ahora tiene recursos técnicamente recuperables de shales entre 150 y 459 TPC en las siguientes áreas: 1) Chihuahua, 2) Burro-Picachos – Sabinas - Mz de Burgos, 3) Tampico Misantla y 4) Veracruz y tendrá que ver cómo consigue los recursos tecnológicos y financieros si desea desarrollarlos. Vamos a ver cómo encaran los mexicanos con esta nueva administración de gobierno este quiebre de paradigma energético. Mientras, nos quedaremos con la famosa frase: México lindo y querido, tan lejos de Dios y tan cerca de Estados Unidos. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

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