Octubre 2012 - Petroleum 273 by Revista Petroleum

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Octubre 2012

La Revista Petrolera de América Latina

Especial

Escenario

Tecnología y Comercio

» 5to. Congreso Internacional » Controladores de Nivel » II Congreso Integral de Hidrocarburos – LAPS 2012 Bolivia Gas & Energy de Líquido en Tanques » ENERCOL 2012 » Summer NAPE Expo Octubre 2012 / N 273 Petroleum 1 de Proceso o

Octubre 2012 / No 273 / Petroleum

Contenido Octubre 2012 Año 28, Nº 273

La Revista Petrolera de América Latina

Tarek William Saab, Rafael Ramírez, Alfredo Hernández Raffalli y eEulogio Del Pino, en la instalación del II Congreso Integral de Hidrocarburos

Portada:

Actualmente las reservas probadas en el mundo son 49% de gas natural y 51% de petróleo, pero según proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE) el gas natural crecerá en 25% hasta el 2030 (Cortesía Woodside Petroleum Ltd.)

Otto Picón, Pablo Barros y Hugo Solarte, socios directores de Geodrilling

IN SITU

6 20 Aniversario de Geodrilling Con una distinguida cartera de servicios, esta empresa venezolana celebra 20 años de trayectoria y de compromiso por seguir respaldando el crecimiento de la industria petrolera en la Región

ESPECIAL

10 II Congreso Integral de Hidrocarburos - LAPS 2012 Con la propuesta de una gran participación nacional en los objetivos estratégicos del Plan Siembra Petrolera de Pdvsa, concluyó la segunda edición de este Congreso promovido por la Cámara Petrolera de Venezuela celebrado del 4 al 6 de Septiembre en Lechería, junto a la principal muestra tecnológica LAPS

Peter Stark, Sam Ori, Jim Tramuto, Ken Bromfield y Chris Hosek

ESCENARIO 20 5to. Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2012

Del 22 y 23 de Agosto se realizó en Santa Cruz, este Congreso centrado en el tema “Desarrollo y Energías: Tendencias técnico-comerciales de fuentes energéticas sostenibles”, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, con el auspicio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el apoyo del Consejo Mundial de Energía

28 Summer NAPE Expo 2012

La exposición más grande del mundo para el comercio de prospectos y áreas productoras de petróleo y gas, en su edición de verano congregó a más de 5.000 asistentes 425 exhibidores, del 22 al 24 de Agosto en el George R. Brown Convention Center

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

18 ENERCOL 2012 La jornada convocada por la Asociación Colombiana de Ingenieros – ACIEM, conjuntamente con el Ministerio de Minas y Energía y Ecopetrol, el 5 y 6 de Septiembre en Bogotá, permitió una vez más examinar los principales retos, oportunidades y el compromiso del desarrollo sostenible del sector energético en Colombia

SECCIONES

36 Principios de los Controladores de Nivel de Líquido en Tanques de Proceso Este artículo examina las capacidades y factores a considerar para cada tipo de controladores: mecánicos, neumáticos, sin flotador, operados por peso y electrónicos. Por Chris Mencor, Gerente de Aplicaciones Kimray

www.petroleumag.com PREVIEW

30 V Colombia Oil & Gas Investment Conference Del 17 al 19 de Octubre la ANH ha pautado una agenda centrada en cuatro ejes temáticos: Tendencias Globales de la Industria de los Hidrocarburos, Hidrocarburos no Convencionales, Aspectos Ambientales y el Tema Social, con el objetivo de analizar la perspectiva de la Industria del Petróleo y Gas en Colombia dentro del nuevo contexto económico mundial

32 Expo Colombia Oil & Gas 2012 El Centro Internacional de Negocios y Exposiciones -Corferias- de Bogotá sirve de sede a esta importante jornada que se realizará del 30 de Octubre al 2 de Noviembre, con el patrocinio de la ANH, Ecopetrol y Pacific Rubiales; y el respaldo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos –Acipet

ÚLTIMA PAGÍNA

40 El Peso del Shale en la Reelección de Obama

Álvaro Ríos Roca expone que tal vez si no hubiera sido por el desarrollo y producción de shale gas y shale oil en USA, el Presidente Obama no tendría posibilidades de ser reelecto

2 CORNISA 4 CUADRANTE 38 GENTE Octubre 2012 / No 273 Petroleum

V Colombia Oil & Gas

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Cornisa

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

el 17 al 19 de Octubre se celebrará en La Heroica Cartagena de Indias el V Colombia Oil & Gas Investment Conference un Jorge Zajia, Editor evento sin precedentes que marca un hito en el desarrollo de la renovada industria petrolera colombiana, que reunirá a la autoridades energéticas del país, representantes de las múltiples compañías petroleras nacionales y extranjeras, expertos de luces en los temas petroleros y energéticos de actualidad, representantes del Congreso de la República y a los principales líderes de opinión y representantes de los medios de comunicación social, para intercambiar ideas, construir redes y generar conocimiento desde una visión técnica y moderna del negocio global del petróleo y el gas. Petroleum, La revista Petrolera de América Latina, ha sido distinguida con el Media Partner de tan importante reunión, lo que constituye, además de honor, un compromiso y una alta responsabilidad en aras de coadyuvar a que esta cita de Cartagena convocada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, alcance el mayor éxito posible, tal como se lo ha propuesto Colombia, para reafirmar su posición y consolidarse como el destino petrolero más atractivo de la región. Los organizadores han programado el desarrollo de cuatro ejes temáticos: Tendencias globales y regionales de la industria de petróleo y gas, desarrollo de los hidrocarburos no convencionales y exploración costafuera, y protección del medio y relaciones con las comunidades; los cuales han sido encomendados a conferencistas de alto nivel, quienes disertarán profundamente sobre los nuevos enfoques de estos temas sensibles y muy importantes para el desarrollo sustentable del negocio de los hidrocarburos en Colombia. Los nuevos integrantes del Gabinete Ministerial que han confirmado su asistencia y participación: Federico Rengifo, Ministro de Minas y Energía; Juan Gabriel Uribe, Ministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible; Mauricio Cárdenas, Ministro de Hacienda y Crédito Público; Juan Carlos Pinzón, Ministro de Defensa Nacional. Adicionalmente los asistentes tendrán el privilegio y la oportunidad de oro de escuchar de viva voz, entre otros notables conferencistas al Legendario Daniel Yergin, CEO de IHS CERA y ganador del Premio Pulitzer con su obra The Prizey autor de la obra reciente The Quest: Energy, Security, and the Remaking of the Modern World, que está derrumbando los paradigmas sobre el agotamiento de las reservas mundiales de hidrocarburos; el destacado economista y experto en sustentabilidad ambiental Lord Nocholas Stern, Presidente del LSE Gratham Institute; al reconocido periodista internacional y Exministro de planificación venezolano Moisés Naín; y al Expresidente de Colombia y Exsecretario General de la OEA César Gaviria. Otros connotados conferencistas son Rodolfo Segovia, Exresidente de Ecopetrol; Héctor Manosalva, VP Ejecutivo E&P Ecopetrol; Enrique Velásquez, VP Exploración Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO Pacific Rubiales; Alejandro Martínez, Presidente Ejecutivo ACP; David Hobs, IHS CERA; Tomás González Viceministro de Energía; Carlos Garibaldi, Tecpetrol; Ricardo Ávila, Director de Portafolio; Richard Bird, Embridge; Dana Coffield, Gran Tierra; Stephen Greenlee, ExxonMobil; Robin Hamilton, Shell; Alvaro Racero, Repsol; Ricardo Roa, U. Nacional; y Jorunn Saetre, Halliburton. Orlando Cabrales, Presidente de la ANH, y su equipo directivo le extienden una cordial invitación para que usted sea parte y testigo de excepción de la conferencia petrolera más importante y útil de Colombia y América Latina. Para más información visite la página oficial de la V Colombia Oil & Gas Investment Conference: www.colombiaoilandgas2012.com Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Cuadrante

l desarrollo de shale gas, actividad con apenas unos 10 años se ha transformado en un historia de éxito en Estados Unidos al apoyar más de un millón de empleos en el país y generar miles de millones de dólares en ingresos fiscales, aseguró Jack Williams, Presidente de XTO Energy, una subsidiaria de ExxonMobil, durante una Conferencia sobre Shale Gas Insight, en Filadelfia. “Dondequiera que miremos, vemos que el desarrollo de esta energía tiene efectos multiplicadores a través de la economía de EE.UU.”, dijo Williams. “El Foro Económico Mundial estimó que la producción de petróleo y gas representó el 9% de los nuevos empleos del país el año pasado. Una parte importante de ese crecimiento proviene del shale gas”, agregó el ejecutivo.

rasil subastará nuevas áreas de exploración y producción de petróleo y gas en Mayo de 2013, aunque el inicio de las operaciones dependerá de un nuevo marco regulador para el sector de hidrocarburos que debate el Congreso. Serán 174 áreas de las cuales un 50% se encuentra en tierra firme y el resto en aguas profundas del océano Atlántico, en el polo del presal, dijo Edison Lobao, Ministro de Minas y Energía del país. Las fechas concretas de las licitaciones y la información sobre las áreas serán divulgadas por la Agencia Nacional de Petróleo. El Gobierno espera que se apruebe una nueva fórmula para la repartición de los dividendos que recibe cada estado brasileño por la exploración de los recursos del país.

chlumberger celebró la apertura del Schlumberger China Petroleum Institute (SCPI), ubicado en la sede principal de Schlumberger China, en el distrito de Chaoyang de Beijing. El instituto cuenta con más de 100 expertos petro-técnicos, la mayoría de ellos enla misma sede en Beijing y otros que trabajan en distintos lugares alrededor de China. Los equipos de Data Services y Geoscience & Petroleum Engineering (GPE) conforman el núcleo de este nuevo instituto y trabajarán en estrecha coordinación con los expertos en el dominio de todos los segmentos de tecnología de la compañía. El instituto es también un centro para la realización de proyectos I + D en colaboración con empresas chinas petroleras nacionales y universidades.

copetrol fue ratificada por segundo año consecutivo dentro del Índice Mundial de Sostenibilidad del Dow Jones, uno de los principales indicadores globales que monitorea el desempeño financiero de compañías líderes en las dimensiones económica, social y ambiental. La empresa colombiana integra el grupo que conforma el 10% de las empresas con mejor desempeño en sostenibilidad dentro de un universo de 2.500 compañías que cotizan en la bolsa, gracias a prácticas sostenibles en el desarrollo de su estrategia de negocios, en la que se destacan prácticas de desarrollo de capital humano, gestión con las comunidades, relacionamiento con grupos de interés, gestión de clientes e iniciativas para producir combustibles más limpios.

dvsa prevé la producción temprana de gas costafuera en 2012 o 2013 a través de los proyectos Mariscal Sucre y Rafael Urdaneta. Para Diciembre de este año la estatal venezolana estima unos 300 millones de pies cúbicos de gas en Mariscal Sucre. El proyecto Cardón IV arrancará en 2013 e informó que antes del primer semestre estará produciendo 300 mmpcd de gas natural no asociado. “El volumen inicial será gradual, arrancará probablemente con unos 150 millones de pies cúbicos”, apuntó, Eulogio Del Pino, Vicepresidente de EyP. Sin embargo, Ramiro Páez, Director de la unidad de negocios de Repsol Venezuela, una de las tres firmas socias en Cardón IV, comentó que obtener la producción temprana en Cardón IV será imposible en menos de 15 meses.

erú lanzará en Noviembre una licitación de 36 lotes de hidrocarburos e iniciará en Octubre el proceso para adjudicar la licencia de su mayor yacimiento petrolero, que requeriría una inversión de unos 500 millones de dólares, dijo el martes la estatal Perupetro. La subasta de lotes de hidrocarburos había sido postergada en varias ocasiones a la espera de la implementación de una ley que da más voz a los pueblos indígenas frente al desarrollo de planes energéticos y mineros. La llamada ley de consulta previa, promulgada por el Presidente Ollanta Humala, busca aminorar los persistentes conflictos sociales en el país, que en ocasiones se tornan violentos y amenazan con frenar planes mineros y energéticos.

epsol hizo un nuevo descubrimiento de gas en el bloque 57 en el subandino del Perú. El pozo denominado Sagari, resultó exitoso en dos formaciones diferentes llamadas Nia Superior y Nia Inferior. Las estimaciones preliminares permiten anticipar unos recursos de gas de entre 1 y 2 TCF (trillones de pies cúbicos). Las pruebas de producción, realizadas a profundidades de entre 2.691 y 2.813 metros, dieron como resultado un flujo de 26 millones de pies cúbicos de gas con 1.200 barriles de condensado (hidrocarburos líquidos) en una de las formaciones, y de 24 millones de pies cúbicos y 800 barriles de condensado diarios en la otra. Repsol es el operador del bloque con una participación de 53,84%, y Petrobras participa con el 46,16% restante.

eneral Electric anunció un acuerdo para vender equipos de perforación de pozos a la estatal brasileña Petrobras por US$1.130 millones durante la Feria Rio Oil & Gas. GE suministrará 380 cabezales de pozos y herramientas de instalación necesarias para la exploración de crudo. Más del 75% de las piezas las fabricará GE Oil & Gas, la división petrolera de la multinacional estadounidense, en su fábrica de la ciudad de Jandira, en el estado brasileño de Sao Paulo. Para GE el acuerdo representa el mayor contrato firmado para el suministro de cabezales de pozo en todo el mundo, lo que se enmarca en los planes de Petrobras de explotar las enormes reservas de crudo descubiertas en los últimos años frente a las costas del sureste de Brasil.

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InSitu

20 Aniversario

, un historial de éxito en control geológico y medición de pozos Con oficinas en Maracaibo y Anaco y un competente personal técnico, de campo y administrativo, esta empresa venezolana celebra 20 años de trayectoria y de compromiso por seguir respaldando el crecimiento de la industria petrolera en la Región

einte años pueden parecer pocos, pero al mismo tiempo muchos, todo depende de la óptica con que se mire. Para una empresa venezolana como Geodrilling, el tiempo transcurrido se traducen en más de 1.000 pozos muestreados en las principales zonas petroleras del país y un largo historial de éxito en la prestación de servicios petroleros en el área de control geológico y medición de pozos a operadoras nacionales, e incluso internacionales. Fundada el 28 de Septiembre de 1992, la experiencia en campo es la mejor referencia de esta firma, cuyos pilares

fundamentales constituyen un personal altamente calificado y en constante adiestramiento, y la incorporación de tecnología de avanzada para acometer los proyectos que demanda la industria. Hugo Solarte, Otto Picón y Pablo Barros, socios directores de Geodrilling,

Otto Picón, Pablo Barros y Hugo Solarte, socios directores de Geodrilling

celebran este aniversario con optimismo hacia el futuro, y con retos por delante para concretar planes de expansión y ejecutar proyectos que permitan seguir distinguiendo la cartera de servicios para el sector petrolero. “Somos una empresa disponible las 24 horas del días los 365 días del año, para servir a la industria con equipos de alta tecnología y un recurso humano experimentado con más de 20 años en la industria”, comenta Solarte, convencido de que el liderazgo en el mercado ha sido posible gracias al personal y la responsabilidad de la empresa. En este sentido, destaca la política de entrenamiento permanente y la adopción de sistemas de calidad en continua evaluación, contando siempre con la aprobación requerida en Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene Ocupacional. En Venezuela y un pie en Colombia A lo largo de estos años, Geodrilling ha logrado muestrear más de 1.000 pozos tanto en desarrollo como exploratorios, en campos ubicados en las distintas regiones petroleras de Venezuela. Los pozos trabajados incluye desde verticales y horizontales hasta radiales.

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InSitu

María Verges, Marcos Bernal, Eyelitza Díaz, Ennio Silva, Julio Martínez y Jose Martínez, empleados administrativos de la empresa que celebra su 20 Aniversario

Servicios que distinguen Entre los diferentes servicios que conforman la cartera de Geodrilling, distingue el del Mud Logging, con personal especializado en el manejo e interpretación de la información y equipamientos de alta tecnología. Solarte subraya también el alto grado de satisfacción de los clientes, al lograr trabajar con éxito en campos petroleros de alto riesgo, debido a la presencia de altos volúmenes de gases (gas, H2S, CO2). “Al trabajar en zonas de elevado riesgo lo que hacemos es prevenir al operador ante una arremetida de gas, por ejemplo, proponemos la forma de trabajar de manera más segura. Eso es lo que nos ha ayudado a marcar referencia. De esa manera estamos cuidando la vida de todos los trabajadores que laboran en un pozo, previniendo accidentes y riesgos de vida”, destaca Solarte. Explica que actualmente la empresa tiene planes de retomar el servicio direccional con Multishot para registros magnéticos y no magnéticos. “Estamos participando en una licitación para proveer este servicio en el que poseemos mucha experiencia”. Con desembolsos a mediano plazo, Geodrilling espera asimismo concretar un importante proyecto de inversión para la obtención de dos o cuatro nuevos equipos, que le permita proporcionar servicios de Drop gyro, y además planea incorporar a la oferta de servicios el Coiled Cabinas para el servicio de Mud Looging, dotadas con equipos de control y supervisión operacional, así como equipos de laboratorio geológico para la construcción de pozos Tubing.

“En Occidente hemos trabajado en pozos en el Lago de Maracaibo, como son los campos Barúa, Motatán, Lagunillas, Bachaquero, Cabimas, La Concepción, San José, Las Piedras (en Perija) y Las Palmas (Casigua el Cubo). En Oriente en numerosos campos tanto en Anaco como Punta de Mata (el Furrial, Santa Bárbara, el Tejero y Musipán, entre otros), pero la actividad actualmente se está orientando hacia la Faja del Orinoco”. En Colombia conforma un consorcio junto al Grupo Atlas y Geocol, que actualmente le permite brindar su experiencia a la creciente industria petrolera colombiana. “El mercado colombiano va en crecimiento, y en esta sociedad estamos participando en diferentes licitaciones con las empresas operadoras líderes de este país, de manera de seguir con nuestro crecimiento continuo en la prestacion del Servicio de Mud Logging que estamos ofreciendo a nuestros clientes en esta importante plaza” explica Hugo Solarte. Al hablar de los retos menciona no sólo el crecimiento en la cantidad de equipos sino también en personal competente. “Tenemos que crecer en personal, una limitante en Colombia, por no ser un país petrolero, aun cuando está transitando en ese sentido”.

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Especial

II Congreso Integral de Hidrocarburos y XXII Exposición Latinoamericana del Petróleo “Hacia el Desarrollo Integral de la Faja” Lechería, Edo. Anzoátegui - 4 al 6 de Septiembre 2012

Con la propuesta de una gran participación nacional en los objetivos estratégicos del Plan Siembra Petrolera de Pdvsa, concluyó la segunda edición de este Congreso promovido por la Cámara Petrolera de Venezuela, cuya máxima dirigencia hizo un llamado a aprovechar las potencialidades nacionales en materia de bienes y servicios, y a comprar en el país lo que en él se produce operativa, administrativa, tecnológica y certificaciones para ofrecer bienes y servicios de calidad, con seguridad y protección al ambiente”, dijo, destacando igualmente su potencial para ampliar el rango de acción en mercados como el Mercosur.

Crecimiento de Pdvsa está en la Faja

En la inauguración estuvieron presentes, el Gobernador del estado Anzoátegui, Tarek William Saab; el Ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez; el Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, Alfredo Hernández Raffalli; y el Vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, Eulogio Del Pino

or segundo año consecutivo el estado Anzoátegui, en el oriente venezolano, fue sede del II Congreso Integral de Hidrocarburos y de la Exposición Latinoamericana del Petróleo, eventos de referencia de la agenda petrolera mundial, organizados por la Cámara Petrolera de Venezuela y el Grupo BG de Eventos respectivamente, con el respaldo institucional de Pdvsa y el patrocinio de un importante número de empresas operadoras y de servicios. La apertura contó con la presencia del Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, ejecutivos de las distintas filiales de la petrolera estatal, directivos de la Cámara y representantes de las empresas agremiadas.

Cohesión para el éxito En sus palabras de bienvenida el Presidente de la Cámara Petrolera, Alfredo

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Hernández Raffalli destacó la singularidad de esta jornada organizada con el propósito de proporcionar una visión de los planes y proyectos que están en curso en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), los cuales “permiten visualizar con optimismo un incremento importante en la demanda de bienes y servicios nacionales”, afirmó, destacando seguidamente la importancia de la participación del sector privado en las actividades de la industria petrolera nacional, la cual se debe fomentar para que crezca y consolide todo el sector en el país. Reafirmó el compromiso de seguir fortaleciendo los lazos con Pdvsa, sus empresas socias y con todas las instituciones que hacen vida en el sector energético nacional, al tiempo de puntualizar que las empresas afiliadas al organismo gremial son aptas para participar en los proyectos de la industria por su “capacidad gerencial,

Del mismo modo el Ministro Rafael Ramírez inició su intervención resaltando la numerosa participación empresarial en este encuentro, lo cual a su juicio evidenció el interés de trabajar en conjunto con Pdvsa. Indicó que el Ejecutivo promueve planes y proyectos para el desarrollo de la Faja y que hay la disposición de establecer estrategias en conjunto, ya que los requerimientos de bienes y servicios manufacturados en el país son muchos. “Estamos concentrando nuestros principales esfuerzos en el fomento de esta región petrolera, donde se encuentran las mayores reservas probadas del mundo”. Con relación al Plan de Inversiones, Ramírez señaló que se prevé ejecutar US$236.000 millones en 529 proyectos de infraestructura, en su mayoría concentrados en la FPO, “sin descuidar las áreas tradicionales”. Enfatizó la construcción de nuevas refinerías y mejoradores de crudo, como resultado de una estrategia orientada a obtener en estas plantas mezclas de crudo que se comercializarán acorde a las necesidades del mercado. Destacó que las reservas del país se pueden expandir y recuperar al máximo,

lo cual da para muchos años. Reiteró que la producción de Pdvsa apunta para 6 millones en el futuro y que en la Faja hay petróleo extrapesado pero no bitumen, tal como lo reconoció la OPEP. Finalmente invitó a las empresas nacionales a ir al sur del país, “donde existe un complejo industrial que debe ser ampliado, de manera que todo sea de producción nacional”.

La agenda La agenda temática se inició con las presentaciones de Pdvsa Exploración & Producción y Pdvsa Gas referidas al Plan Extraordinario de Producción en FPO y las oportunidades de desarrollo del gas natural en Venezuela. En el segundo y tercer día las charlas se centraron en el Desarrollo Tecnológico del Intevep, Nuevos Desarrollos y Avances en Proyectos

de la FPO, Confiabilidad y Conversión del Parque Refinador Nacional y los Nuevos Mejoradores, Desarrollo Industrial del País, Capacidades Nacionales, Incorporación de Venezuela al Mercosur, Seguimiento y Control del Valor Agregado Nacional en Contrataciones de Proyectos de Gas, Política de Protección Ambiental de Pdvsa, Proyectos de Infraestructura y Servicios en la Faja.

Avances del plan de producción en la FPO

El Vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa y Presidente de la Corporación Venezolana del Petróleo, Eulogio Del Pino, presentó detalles del Plan Extraordinario de Producción “Batalla de Carabobo” y las estrategias para elevar la producción de la FPO a 4.274.000 en el 2019 Del Pino recalcó que al mes de Julio fue superada la meta establecida al producir 20.000 barriles adicionales gracias a la incorporación de nuevos taladros propios y la optimización en la perforación de nuevos pozos. Subrayó que para finales de 2012 la corporación contará con más de 200 taladros, para continuar el crecimiento significativo de producción. Detalló los principales logros operacionales alcanzados por empresas mixtas como: Petrolera Sinovensa, que incrementó su producción de 30 mil barriles por día

(MBD) a 125 MBD y Petromonagas, que pasó de 120 MBD a 140 MBD, gracias a nuevas estrategias de desarrollo y un cambio de filosofía operacional. Invitó a las empresas a incorporarse a los proyectos de Pdvsa orientados al crecimiento integral de la FPO, a través del Proyecto Socialista Orinoco (PSO), para lograr un servicio integral eficiente y óptimo. Afirmó que se necesita una infraestructura más robusta en el sur del país, ya que se duplicarán las empresas que acompañarán a Pdvsa en el desarrollo de la

Faja. “La premisa es todos a mudarse a la Faja. Debemos ir a esquemas de consorcios para esto, ya que el plan extraordinario de producción de la zona prevé que la construcción de 70 macollas, de las cuales ya se han completado 45”.

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Especial Desarrollo de Gas Natural El Presidente de Pdvsa Gas, Orlando Chacín, recalcó que la FPO posee la mayor cantidad de reservas de crudo de Venezuela y una cuarta parte de las de gas, al concentrar 45 de los 195 Billones de Pies Cúbicos (BPC) de hidrocarburo gaseoso el país “Tenemos reservas para movernos sin ningún problema en los próximos años y contamos con una expectativa de 188 BPC de gas, cifra muy similar a las reservas certificadas, lo que nos da un amplio abanico de posibilidades comerciales en los próximos 40 años, haciendo hincapié en el mercado interno”, dijo Chacín, quien agregó que en la Faja la relación gas - petróleo es de 99%, por lo que es muy probable que las reservas de gas sean superiores a las estimadas en esta zona.

Asimismo aseveró que la curva de producción de gas se mantiene en ascenso, gracias al esfuerzo prioritario dado al desarrollo de la industria gasífera. Anunció que para este año se espera un promedio de 7.400 millones de pies cúbicos de gas por día, de los cuales 2.100 MMPCD estarán destinados al mercado interno y el resto orientado a la exploración y producción de crudo. En el caso de la FPO, Chacín estima que en un lapso de 30 años se estén pro-

Orlando Chacín

duciendo 1.400 MMPCD de gas para las refinerías y los mejoradores que actualmente se encuentran en la zona. “Son sólo proyecciones, ya que el plan incluye un desarrollo urbano e industrial que demandará más volúmenes de gas, de allí la importancia de certificar las reservas en la zona”, explicó.

Desarrollo tecnológico Pedro Acuña, Gerente General de la Faja de Pdvsa Intevep se refirió a los esfuerzos realizados durante la última década por el brazo tecnológico de la petrolera estatal

Pedro Acuña

Acuña recordó que Pdvsa Intevep fue creada en 1974 con el propósito de brindar apoyo tecnológico en múltiples campos del negocio de los hidrocarburos,

mediante investigación básica orientada, estratégica, aplicada y desarrollo, así como asistencia técnica especializada, ingeniería conceptual y básica. En cuanto a los objetivos estratégicos del Plan Tecnológico Corporativo 2012 – 2019, destacó la aplicación de nuevas tecnologías de recuperación mejorada para asegurar las metas volumétricas de crudos livianos y medianos en áreas tradicionales, y en la FPO mediante métodos de producción en frío y en caliente, con un factor de recobro superior al 20%, aplicación de tecnologías y esquemas de mejoramiento

para apalancar la producción de crudos extrapesados en la Faja, maximizar la capacidad de refinación nacional y minimizar los impactos ambientales asociados a proyectos de la corporación, entre otros. Dijo que en materia de E&P, el trabajo se centrará en nuevas oportunidades exploratorias, mayor certidumbre en el modelaje de yacimientos de alta complejidad, disminución de viscosidad y aumento de movilidad del crudo en yacimientos y fondo de pozo, incrementar productividad y factor de recobro y mitigar la generación de H2S y CO2.

Nuevos desarrollos en la FPO Para el período 2012 – 2019 la inversión prevista en los nuevos proyectos en la Faja es del orden de US$120.000 millones, siendo fundamental el aporte del sector privado, nacional e internacional, dijo Rubén Figuera, Director de Nuevos Proyectos de la FPO Figuera destacó que mediante la concreción de alianzas con empresas y consorcios de distintas partes del mundo, se está asegurando el fortalecimiento de la producción petrolera en la Faja, donde comenzarán operaciones las empresas mixtas Petrocarabobo, Petromacareo, Petrourica, Petrojunín, Petromiranda, Petroindependencia y Petrobicentenario, las cuales entrarán en su fase de producción temprana para finales de Diciembre. Precisó que estas siete empresas deberán alcanzar para 2019 un nivel de

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Rubén Figuera

producción de 2,1 millones de barriles de crudo pesado por día, para lo cual se han unificado esfuerzos con Petrovietnam (China), Chevron (Estados Unidos), Repsol (España), CNPC (China), ENI (Italia),

Petronas (Malasia), ONGC (India) y varios consorcios rusos y japoneses. En el caso de Petrocarabobo, explicó que ya se construyó la primera macolla para la perforación de 32 pozos, y se está a la espera de un taladro chino para comenzar los trabajos. Adicionalmente se construyen tres macollas en Petroindependencia. En el Distrito Junín se inició la extracción de crudo, con una producción a la fecha de 2.500 bpd, y en Petromacareo se concluyó la perforación del primer pozo, previéndose iniciar la

producción en los próximos meses. Dijo que la FPO contará para 2019 con cinco nuevos mejoradores y una refinería. Estas estructuras estarán a cargo de la empresa mixta nacional Petrobicentenario, y en unos 7 años permitirán producir, adicionalmente, más de 1 millón de barriles por día, acotó. Figuera destacó que actual-

mente se realiza la ingeniería básica, que deberá concluir en 2013, para luego pasar a la ingeniería de detalle. Finalmente, entre 2013 y 2014, comenzará la construcción de los cinco mejoradores, nuevos oleoductos, el complejo refinador, entre otras instalaciones necesarias para aumentar la producción en la Faja.

Plan Acelerado de Producción consolida desarrollo integral de la FPO Al profundizar en los avances de los proyectos, el Director Ejecutivo de la FPO, Pedro León, afirmó que el crecimiento sostenido de producción de crudo extrapesado en los principales bloques es una realidad, por la efectividad del Plan Batalla de Carabobo, con 1.220.000 bpd León informó que la puesta en marcha de nuevas macollas, la incorporación de más de 200 taladros, construcción de localizaciones e infraestructura petrolera, tendido de tuberías, oleoductos de 30 y 36 pulgadas, diluenductos de 8 y 12 pulgadas para la recolección de crudo y gas, facilidades temporales, vías operacionales, incremento de la capacidad de transporte, formación del talento humano y actividad social en los Ejes Junín-Boyacá, AyacuchoCarabobo y Mejoramiento-Terminales, ubican a la reserva de petróleo más grande del mundo como el principal motor de desarrollo energético de la Nación.

Subrayó el logró de una cifra récord de producción de 480 MBD en la División Carabobo de la FPO, donde se encuentran las empresas mixtas Petromonagas, Petrolera Sinovensa, Petrodelta y el Distrito Morichal, calificándola como el área de mayor producción, con expectativas de crecimiento sostenido. León hizo un llamado a las empresas de servicios petroleros a incorporarse a los desarrollos medulares en las áreas de producción en los estados Anzoátegui, Monagas, Apure, Barinas, Guárico y Delta Amacuro, para alcanzar una producción en 2019, de más de 4 MMBD.

Confiabilidad y conversión del parque refinador y nuevos mejoradores La FPO se vislumbra no sólo como un área de crecimiento en materia de extracción de crudo, sino también de refinación y mejoramiento de sus derivados para comercializarlos en el mercado nacional e internacional El señalamiento lo hizo Jesús Luongo, Director Ejecutivo de Pdvsa y Gerente General del Centro de Refinación Paraguaná, quien enfatizó que debido a la inmensa base de recursos que posee la Faja es necesario adaptar el parque refinador nacional al crudo pesado, lo cual demandará una gran inversión en la adecuación de las instalaciones actuales y acondicionamiento de las futuras al nuevo patrón de refinación. Se espera que para el año 2030 el Circuito Refinador Nacional esté en capacidad de procesar 1.997.000 barriles por día de crudo, en su mayoría procedentes de la Faja. Actualmente se mantiene en 1.303.000 bpd, básicamente provenientes del Occidente. Alineado con este incre-

Jesús Luongo

mento en la capacidad de procesamiento, está la construcción de las refinerías Batalla de Santa Inés y Cabruta y los mejoradores de Petromacareo, Petrourica, Petrocarabobo, Petroindependencia y Petromiranda, plantas que se encargarán de recoger la producción en la FPO y tratarlos para su posterior despacho. Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Especial Conclusiones Venezuela cuenta con las potencialidades para producir lo que requiera el sector de los hidrocarburos Al término de la jornada el Presidente de la Cámara Petrolera, Alfredo Hernández Raffalli presentó las conclusiones, fundamentadas en los planteamientos realizados por los representantes de Pdvsa, especialmente los anuncios en materia de incremento de capacidad de producción, refinación y aumento de producción de gas. En tal sentido, dijo, que las oportunidades presentadas y el llamado hecho al sector privado a participar genera confianza. “Queda de parte de la empresa privada darle seguimiento”. Reiteró que Venezuela cuenta con las potencialidades para producir lo que requiera el sector de los hidrocarburos y que debe existir una gran participación nacional que beneficie al Estado, cuyos principales actores sean las comunidades, el sector productivo internacional y nacional. Como acciones futuras la propuesta de la Cámara se centró en los siguientes puntos: • Incorporar su representación en la

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Autoridad Única de la Faja Petrolífera del Orinoco. • Creación del Fondo para el Estímulo y Fomento Tecnológico para el Desarrollo de la FPO. • Revisión de los esquemas de contratación tendiendo a formular contratos multianuales con el aumento de requisitos de contenido local y transferencia tecnológica, dando preferencia a consorcios de empresas venezolanas. • La Cámara reafirmó su compromiso de fomentar la conformación de consorcios de empresas nacionales en las áreas de construcción de macollas, servicios especializados a pozos, fabricación de estructuras metálicas, ingeniería básica y de detalles, gerencia de proyectos y cualquier otra que Pdvsa identifique como estratégica para la FPO. • Creación del Fondo de Industrialización Orinoco para el fortalecimiento de la industrialización de los hidrocarburos por vías fiscales y de financiamiento.

• Establecimiento de un porcentaje mínimo obligatorio de VAN por áreas y sectores de proyectos, con participación inicial no menor a 50% para empresas nacionales y una meta objetivo a cinco años de 70%. • Fijación de porcentaje mínimo obligatorio reservado a empresas venezolanas, en cada área de desarrollo de la FPO. • Suministro de la base de datos de proveedores afiliados a la CPV y creación de mecanismos de divulgación y consulta permanente de nuevas tecnologías al personal de PDVSA adscrito a la FPO. • Fomento y participación de la CPV en la Universidad Venezolana de los Hidrocarburos para el desarrollo de la FPO, con apoyo de otras universidades, centros de formación y capacitación nacionales e internacionales. Rafalli cerró su intervención señalando “Lo que se puede producir en Venezuela, debe producirse y comprarse en Venezuela”.

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Especial

LAPS 2012 : La cita petrolera de Latinoamérica

El desarrollo de la vigésima segunda edición de la Exposición Latinoamericana del Petróleo, LAPS, fue el mejor acompañamiento para el II Congreso Integral de Hidrocarburos, al imprimir su colorido y característico ambiente de innovación tecnológica. Con el apoyo sostenido de las organizaciones gubernamentales del sector energético de Venezuela, en esta ocasión cerca de 100 empresas provenientes de Alemania, Colombia, China, Francia, México, Noruega, Perú, Suecia, USA y Venezuela conformaron la muestra, ampliamente visitada tanto por los participantes del congreso, como por estudiantes de los últimos semestres de las carreras de ingeniería de petróleo y afines de distintas universidades y casas de estudios del oriente del país.

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La representación de Tucker Energy Services de Venezuela: Germán Martínez, Moisés Mata, Armando Velázquez (Pdvsa), Andrimar Olivares, Mirainer Guevara; Miguel Silva, Celenio Fernández, Jesús Medina y Tonny Pitterr, de Pdvsa Anaco; Yorleima González y Jairo Piña

La entusiasta representación Schlumberger; de pie: Alejandro Sánchez, Guillermo Cuadras, Juan Eggers, Juana Pérez, Nilexis Parra, Hans Dick, Kevin Richards, William Fernández, Louba Bouvet, Javier Lunar (Pdvsa), David Hernández, Bárbara Chichirico y Johana Fernández. En primera fila: Juan Araujo, Luis Ramírez, Adilson Medeiros, Abran Pérez, Nelmut Parra, Luis Castañeda y Orange Rondón

El equipo de Inelectra, experiencia e innovación en proyectos de ingeniería y construcción en el sector energético: Yesika Rodríguez, José Becerra, María Alejandra Díaz, Samary Shanein, María Elisa Lozada, Pablo Videtta, Mónica Becerrit, Mariela Brandt, Wilmer Ferrer y Angy Rodríguez

Mostrando las fortalezas de Servitrans en logística integral, Namlymar Rodríguez, Lelue Irigoyen, Rafael Struve, María del Pilar García, Francis Rosales, Yulia Carpio, Julio Struve, Rosamary Gutiérrez, Mariam Velásquez y Luisana Mavo

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Cables Eléctricos del Centro provee servicios integrales y un amplio stock en cables de instrumentación y ambientes marinos, apoyándose en el talento de sus profesionales para satisfacer las necesidades de sus clientes. En la gráfica José Segura, Ejecutivo de Ventas y Enrique Becerra, Gerente de Ventas

El equipo de Halliburton, especialista en servicios integrados para la industria de E&P: Rosalba Urzua y Franklin Leal (Landmark); Gaudis Molina, Ligia Rivera, César Aparicio , Francis Peña (Landmark), Diego Sánchez, Gerente de Tecnología; Vahman Jurai, Gerente Desarrollo de Negocios, Karina Caraballo, Gerente de Negocios Faja; Efraín Urbaneja y Orlando López

En el estand de Multiomega, la compañía de asesoramiento y servicios múltiples para la industria petrolera, Gustavo Morales, Arnoldo Romero, Antonia Velasco, Gustavo Socorro, Jhojanna Jaramillo y Billy Walters

Proyectando el liderazgo de Confurca en ejecución de obras civiles y electromecánicas, Mariana González, Luz Marina Escobar, María Esther Belmonte, Hernán Delgado, Adriano Furlanetto, María Fersaca, Jorge Riera y Bárbara Grimal

Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Especial

La jornada convocada por la Asociación Colombiana de Ingenieros – ACIEM, conjuntamente con el Ministerio de Minas y Energía y Ecopetrol, el 5 y 6 de Septiembre en Bogotá, permitió una vez más examinar los principales retos, oportunidades y el compromiso del desarrollo sostenible del sector energético en Colombia

or casi tres décadas conferencistas de talla nacional e internacional han atendido la invitación de ACIEM para participar en ENERCOL con el objetivo de compartir sus observaciones sobre el panorama mundial de la industria energética en constante cambio y su impacto en el escenario colombiano. Conferencistas, empresarios y profesionales que asistieron a la nueva edición, estuvieron atentos a conocer los planes, acciones y programas que los diferentes actores del sector energético vienen impulsando en favor del desarrollo del sector y de la economía del país, bajo el lema “Sostenibilidad energética: un reto para el país” entendido como la base para el futuro de una sociedad más responsable con el manejo de sus energéticos y del medio ambiente. La instalación de la XXIX Conferencia Energética Colombiana estuvo presidida por el Presidente del Comité, Nelson Navarrete, el Presidente de ACIEM Cundinamarca, Ismael Arenas y el Exministro de Minas y Energía y actual Ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas. Navarrete saludó a las autoridades del sector energético, en cabeza del Exministro Cárdenas, sobre quien comentó “deja una huella positiva en el sector ener-

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gético para dirigir los retos de la cartera de Hacienda y Crédito Público”. Afirmó que las estrategias adoptadas en cada subsector: petróleo, gas, energía eléctrica, carbón y minería, entre otros, para sortear los diferentes obstáculos que se han presentado, “refleja el interés de mantener y continuar atrayendo las inversiones; de mantener reglas confiables; de entender las necesidades de las comunidades y de propender por el desarrollo regional y nacional de manera sostenible, con una proyección internacional”. Sin embargo, aseguró, que aún falta mucho camino por recorrer. De allí la importancia de escenarios como ENERCOL para entender cómo los factores de seguridad de suministro, acceso a la energía, competitividad de la industria, se afianzan en la decisión de políticas públicas, interrelacionando el sector con la economía del país. “Hoy entendemos que la seguridad y la confiabilidad energética interna requieren de consolidar una cultura que afiance nuestro potencial exportador e integrador, como no lo tiene quizá ningún otro país de la Región”. El Presidente de ACIEM Cundinamarca, Ismael Arenas, dijo en su discurso que Colombia “experimenta tendencias contradictorias; por un lado, observamos

En la instalación de la Conferencia Energética intervinieron el Presidente del Comité, Nelson Navarrete, el Presidente de ACIEM Cundinamarca, Ismael Arenas y el Exministro de Minas y Energía y actual Ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas

sectores de la economía que se posicionan, se fortalecen y se proyectan en los mercados internacionales; y por otro, observamos que los niveles de desigualdad y de pobreza son una preocupación permanente para todos”. En tal sentido aseguró que el principal reto y responsabilidad del sector energético es contribuir con soluciones que faciliten las condiciones para “que más colombianos tengan acceso real a una mejor educación, mejor salud, mejores servicios públicos, mejores sistemas de transporte e infraestructura”. Llamó especial atención sobre las demoras en la expedición de licencias ambientales, que actualmente están ocasionando retrasos en la ejecución de los proyectos. También hizo mención a la creación de CENIT SAS, filial 100% de Ecopetrol, con participaciones accionarias en la red de oleoductos y poliductos de la estatal petrolera y valorada en 13 billones de pesos. Recomendó que para mantener su independencia es importante considerar la participación accionaria de terceros, tanto de productores como de transportadores e inversionistas. Tras referirse a ENERCOL “como un escenario natural para el debate de los asuntos energéticos del país”, Mauricio Cárdenas Santamaría compartió cier-

tas inquietudes en relación al panorama y futuro del gas en Colombia. “Personalmente estoy preocupado, he revisado muchas veces las proyecciones de gas del país; con la información disponible en este momento tendríamos un declive fuerte en la producción del gas para finales de

esta década, que nos podría poner en una situación de necesidad de importar gas, al menos en momentos con condiciones climatológicas extremas, por ejemplo, un fenómeno del Niño extremo que requiera prender todo el parque térmico”. Sobre la energía hídrica apuntó que en

los próximos años, Colombia pasará del 66% al 75% de su energía hidráulica, gracias a la expansión del sector eléctrico con la incorporación de proyectos como Amoyá, Hidrosogamoso, Hidroituang. “Se convierte en una oportunidad para impulsar las energías renovables y energías alternativas”, dijo.

Reservas, producción e institucionalidad Orlando Cabrales, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, habló sobre las proyecciones de la actividad exploratoria en Colombia

Orlando Cabrales Segovia

Cabrales estimó que el país deberá producir unos 9.000 millones de barriles de petróleo en los próximos 18 años y 6 terapies cúbicos de gas. Precisó que este escenario base y posible de cumplir tiene como estrategia

el aumento del recobro de los campos existentes de un 16% a un 28% durante el periodo. Como fuentes para aumentar las reservas netas de crudo del país, se tienen los yacimientos convencionales, incluyendo los costafuera (offshore), los crudos pesados y el desarrollo de los no convencionales. Cabrales destacó las consecuencias negativas de la escalada terrorista sobre la producción de petróleo en el país. Reconoció que los problemas de orden público influyen directamente sobre las proyecciones, y están afectando los programas de desarrollo en distintos ejes.

“Alrededor de unos 20.000 barriles se han dejado de producir en distintos periodos… estos ataques están afectando los niveles de producción, los niveles de las regalías, el nivel de impuestos que le llegan a la Nación, los derechos económicos que recibe la Agencia y que a su vez se trasladan a Ministerio de Hacienda para financiar los programas sociales. Los ataques a la infraestructura afectan principalmente al pueblo colombiano.” Indicó que en Agosto la producción de petróleo descendió a 918.000 barriles, frente a Julio (940.000 barriles), debido al mantenimientos en el oleoducto de Ocensa.

Panel: Petróleo Exploración, innovación tecnológica y avances en pro del desarrollo de la industria colombiana Ronald Pantin, Director Ejecutivo de Pacific Rubiales Energy y Héctor Manosalva, VP Ejecutivo de E&P de Ecopetrol, enfatizaron que el desarrollo de nuevas tecnologías, soluciones de infraestructura y el cambio de estrategias de exploración son puntos esenciales para lograr un progreso significativo del sector que se vea reflejado en la producción. “Hay que seguir con la inversión en E&P y de hecho las compañías la están haciendo, pero también es importante ver el aumento del recobro con proyectos de recuperación secundaria”, dijo Pantin. En relación al tema de la infraestructura de transporte, indicó que este sigue siendo el “cuello de botella” para llevar el petróleo a los puertos. Mostró preocupación sobre el puerto de Coveñas, cuya capacidad de almacenamiento y exportación llegó al límite, ocasionando el diferimiento de las ventas de exportación. “La producción no se puede concentrar

Ronald Pantin, Director Ejecutivo de Pacific Rubiales Energy; Héctor Manosalva, VP Ejecutivo de E&P de Ecopetrol: y Nelson Navarrete, Presidente de ACIEM Cundinamarca, entre otros panelistas, hablaron sobre las proyecciones en el sector petrolero

en un solo puerto, además de ser muy peligroso en caso de presentarse algún accidente en el puerto ya que se cerraría la producción de todo el país de 900.000 barriles”. Anunció que Pacific Rubiales invertirá 700 millones de dólares en el Puerto Bahía en Cartagena, que estará disponible para el 2014 como solución para liberar en buena parte el almacenamiento y exportaciones de crudo. Manosalva enfatizó la importancia de

desarrollar actividad exploratoria como se ha venido haciendo en los últimos años, pero con una visión dirigida a probar nuevos plays asociados fundamentalmente al cinturón de crudos pesados. “Estamos explorando el play del offshore colombiano en donde hay unos potenciales importantes por descubrir y el play de hidrocarburos no convencionales donde a través de la actividad de perforación hemos encontrado potenciales importantes para el país”, comentó. Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Especial Visión actual y futura del gas

Luis Ernesto Mejía, Exministro de Minas y Energía y consultor de Cerrito Capital, analizó los principales desafíos que enfrenta la industria del gas natural en el país

El experto dijo que con el fin de mantener una base de más de 7 millones de usuarios de gas natural residencial (35 millones de colombianos) adicional a los 450.000 vehículos que actualmente utilizan el combustible, es necesario opti-

mizar los procesos del sector en términos de seguridad de los sistemas de transporte, distribución y legislación. “El gran reto del sector hoy es cómo dar señales regulatorias y económicas para que la demanda pueda cubrir los costos necesarios de asegurar las

inversiones para que la confiabilidad del sistema de gas se parezca hoy, por ejemplo, a la confiabilidad del sistema de energía eléctrica, donde el nivel de interrupciones sea mínimo y donde no exista la posibilidad de interrupción permanente del servicio”, dijo. Rodrigo Mendiwelso, Gerente de Nuevos Negocios de Chevron Petroleum Company; Hernán Molina, Experto Comisionado de la CREG; Luis Ernesto Mejía, Exministro de Minas y Energía y consultor de Cerrito Capital; y Claudia Castellanos, Vicepresidente de Suministro y Mercado de Ecopetrol

Panel sobre los Retos del Gas Los panelistas Rodrigo Mendiwelso, Gte. Nuevos Negocios de Chevron; Hernán Molina, Experto Comisionado de la CREG; y Claudia Castellanos, VP de Suministro y Mercadeo, Ecopetrol, abordaron temas que están en discusión pública como la regasificación, el abastecimiento, la confiabilidad y la comercialización

En este panel coincidieron en la necesidad de mantener una oferta estable, lo suficiente para abastecer la demanda del país, así como establecer una normatividad que permita el ingreso de nuevos actores en el mercado del gas, con el fin

de ampliar la disponibilidad del recurso. Apuntaron que como reguladores los retos claves para el mercado del gas es dar incentivos apropiados para que haya una oferta suficiente y eficiente al sector, lo cual se logrará una vez se establezcan las reglas

para el nuevo mercado mayorista del gas a largo plazo. Asimismo garantizar la confiabilidad del abastecimiento, también a mediano y largo plazo, donde se prevé un problema a partir de 2017.

Panel: Operación y Transporte de crudos y derivados El segundo día ENERCOL permitió conocer el nuevo entorno para la operación y transporte de los crudos y derivados

Este ciclo contó con la participación de Camilo Marulanda, Presidente de CENIT, quien ratificó la intención de ir a un nuevos esquema de manejo del transporte de crudos en Colombia. Fernando Gutiérrez, Gerente del Oleoducto Bicentenario, recordó que en el país históricamente los oleoductos han sido ejecutados exclusivamente por los productores para poder manejar los volúmenes descubiertos, lo cual prácticamente no ha cambiado. Dijo que solamente el valor del crudo es el que permite tomar el riesgo de hacer un oleoducto. “El costo de transporte y el precio final del crudo hace que el productor pueda tomar esas decisiones”. Aseguró que en el esquema actual no hay posibilidad de que ningún privado tome la decisión. “Nadie va a venir a hacer un oleoducto, por si acaso alguien descubre. Y aun en los descubiertos si no hay garantía de largo plazo en los

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contratos, no habría ninguna posibilidad”. La situación se torna más compleja al tocar temas adicionales como las licencias ambientales, de seguridad y las comunidades, que hacen que las inversiones en oleoductos sean de tipo riesgosa. Coincidió con Camilo Marulanda en la necesidad de plantear modificaciones en la normatividad y en la legislación, para que sean más rentables y atractivos para terceros. “Si lo que queremos, como lo está pidiendo hoy la comunidad petrolera, es tener oleoductos antes de la producción petrolera, de tal manera que cuando se descubra se tenga la capacidad, pues tendremos que ser muy creativos en algunas fórmulas que permitan que el conjunto total de la industria o el país, sea capaz de dar las garantías económicas a ese inversionista para que haga con cierta seguridad su inversión”. John Gerez, Presidente de Enbrige Colombia, ahondó en detalles sobre el

proyecto del Oleoducto al Pacífico que está desarrollando la compañía junto a socios. Este oleoducto para crudos pesados que viene de los Llanos orientales prevé una capacidad de 250.000 - 400.000 bpd con un diseño innovador que permitirá a ahorrar los costos de transporte sin necesidad de agregar diluente. Gerez, al igual que Gutiérrez y Marulanda, convino en que los inversionistas en transporte deben ser empresas independiente, con acceso abierto y con capacidad de firmar contratos. Dijo que en Colombia las regulaciones tienen que ser flexible para fomentar la infraestructura que necesita el país, separar los inversionistas de los shippers y reconocer los riesgos que hay. “Depende si hay reservas o no, en que está el proyecto, si son campos grandes o chiquitos, si son líneas principales o diferentes. Eso puede resultar en retornos y tarifas diferentes. Todo eso puede ayudar en el desarrollo de los proyectos”.

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El presente y futuro de la energía, las fuentes de generación y su acceso global, así como las potencialidades de Bolivia, fueron temas de análisis en el marco de la quinta edición del Congreso organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía-CBHE con el auspicio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y el apoyo del Consejo Mundial de Energía -WEC

el 22 y 23 de Agosto se realizó en Santa Cruz el 5to. Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2012, que bajo el tema “Desarrollo y Energías: Tendencias técnico-comerciales de fuentes energéticas sostenibles” reunió a representantes de organismos nacionales e internacionales, líderes de empresas y consultoras especializadas de Canadá, Estados Unidos, Brasil, Colombia, Uruguay, Ecuador, Rusia, Alemania y Bolivia. En paralelo se desarrolló la Expo Energía, cuya superficie se expandió en un 40% en relación a 2011, gracias a un mayor número de empresas expositoras, configurando en conjunto un escenario de excelentes oportunidades de negocios. De acuerdo al criterio de los organizadores, esta quinta versión del congreso dejó una visión integral del panorama energético. Y si bien hubo un mayor enfoque gasífero, dado lo estratégico de este recurso para Bolivia, también hubo espacio para las energías alternativas, que se complementan para generar sostenibilidad en la industria.

Búsqueda de alternativas En su discurso de apertura el Presidente de la CBHE, Carlos Delius, destacó que este Congreso se realiza bajo la premisa de ampliar la producción de gas para que Bolivia obtenga mayores beneficios, preservar y gestionar nuevos mercados y buscar nuevas alternativas para generar energía. Indicó que todos los actores del sector energético podrían estar satisfechos con los logros obtenidos en los últimos años, sin embargo destacó que deben ser críticos

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y resolver los problemas que “hoy en día están camuflados en las exitosas cifras del sector: récord en valor de producción, con gran ayuda de los altos precios y récord en las exportaciones y aportes al TGN”. Delius enfatizó que para ampliar los beneficios para el país es necesario se debe contar con un programa exitoso de exploración. Dijo asimismo que se deben buscar nuevos mercados que permitan diversificar la demanda. “Preservar el valor fiscal de nuestro gas es vital para un país que tiene una gran dependencia de esta fuente de ingresos. Todo este desafío puede resumirse en un concepto: la búsqueda de sostenibilidad con mayores reservas, ampliación de los mercados y una constante lucha por mantener la competitividad del sector”, señaló.

La agenda El programa de Bolivia Gas & Energía 2012 estuvo conformado por dieciséis conferencias desarrolladas en un total de siete paneles. El Viceministro Adjunto del Departamento de Energía del Gobierno de

Alberta, Canadá, Michael Ekelund, inició la ronda de paneles, con el tema “Tecnología como factor de cambio para los retos comerciales en los mercados del gas y petróleo”, seguida de la intervención de David Reinstein, Especialista Senior en Energía, del Banco Mundial, quien habló de “Crisis económica internacional y efectos en la industria energética”. Scott Stewart, Gerente para América Latina de Drillinginfo USA, una consultora especializada en el análisis y asesoría de información energética en los Estados Unidos, presentó la temática “Impactos y Tendencias comerciales del Shale gas-oil en los mercados”; y Marco Tavares, Presidente del Consejo Administrativo Gas Energy, se centró en la “Actualidad y actividad futura y comercial del GNL”. Por su parte, Elexey Shebarshin, Vice Director de Relaciones Internacionales de Gazprom habló del “Futuro comercial y mercados del gas natural”. Raúl García, Presidente de R. García Consultores S.A, abordó el “Desarrollo energético previsto en el Cono Sur”, un desafío para analizar los escenarios cam-

biantes que se vislumbran en la región y en especial para Argentina. El cuarto panel incluyó las presentaciones de Julio Palacio, Gerente del Centro de Ingeniería Petro-Técnico de Schlumberger en Brasil (Río de Janeiro) sobre “Optimización y retos en Perforación”, y Jorge Armando Pineda, Vicepresidente Operativo Transportadora de Gas Internacional TGI, Colombia, centrada en el “Desarrollo Programa Masificación Gas Natural”. El tema “Energía solar y eólica en la región” fue abordado por Daniel Luis

Gómez, Presidente de la Asociación de Ingenieros Tecnológicos del Uruguay; y Diana Chávez, Directora del Centro Regional para América Latina y el Caribe, en apoyo al Pacto Mundial Naciones Unidas, habló de los Avances en las bases del Pacto Mundial – RSE en la región. El sexto panel discurrió entre las “Ventajas para Bolivia en aplicación de eficiencia energética”, desarrolladas por Magdalena Urhan, Directora de Investigación de la Universidad Autónoma de Cali, Colombia; “Geotermia, experiencia Mundial y proyectos en la región”, a cargo

de Jim Beverly, Gerente de Soluciones Geotérmicas de Siemens; y la Historia reciente y futuro del Etanol en base a caña de azúcar, por parte de Andy Duff, Asesor en temas alimenticios y agro-negocios del Banco Rabobank International Brasil SA. La jornada final del congreso se centró en el tema de Eficiencia Energética, con la conferencia de Victorio Oxilia Dávalos, Secretario Ejecutivo de OLADE; y el de Políticas y Lineamientos, a cargo de representantes del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y empresas estatales

Revolución de no convencionales moverá el mapa del mercado energético mundial La revolución tecnológica del shale oil traerá grandes cambios en los mercados internacionales, afirmó el Viceministro Adjunto de Energía del Gobierno de Alberta, Michael Ekelund En su conferencia “Tecnología como factor de cambio para los retos comerciales en los mercados del gas y petróleo”, el experto señaló que el mundo continuará usando petróleo a pesar de la declinación de los stock, pues la mayor producción de petróleo “vendrá de campos que todavía no se han desarrollado ni encontrado y mayormente de lo no convencional, como las arenas bituminosas o el petróleo pesado”. Apoyándose en datos de la Agencia Internacional de Energía, Ekelund pronosticó que las reservas de gas no convencional tendrán un papel importante en las mayores reservas de energía en el mundo. “Además, Estados Unidos desarrollará el shale oil (petróleo de esquisto), mientras que Canadá y Venezuela lo harán con el petróleo pesado”, afirmó. Indicó que el desarrollo del petróleo pesado viene de la mano del shale oil, lo cual también influenciará en los cambios de los nuevos mercados. “En Estados Unidos, sobre todo en los estados del norte, existen reservas probables de hasta 4 mil millones de barriles por día”, dijo. Con el gas de esquisto se está generando un continuo incremento de las reservas de gas en el mundo. Según un estudio de la IEA existen recursos significativos en China con 1.275 (trillones de pies cúbicos de gas natural) TCF, Argentina con 773 TCF, México con 680 TCF y 490 TCF Estados Unidos.

A juicio de Ekelund el resto de shale gas está en todas partes del mundo, incluyendo Bolivia. “Se habla de que en ésta época todos tendrán gas natural y esto va a cambiar la dinámica del mundo”.

Michael Ekelund, Viceministro Adjunto de Energía del Gobierno de Alberta

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Escenario Demanda de energía crecerá hasta un 30% en 28 años El desarrollo del shale gas y la competitividad que ofrecerán sus precios impulsarán cambios, señaló Marco Tavares, Presidente del Consejo Administrativo de Gas Energy En su disertación sobre “Actualidad y actividad futura y comercial del Gas Natural Licuado en las regiones”, Tavares indicó que es importante conocer el desarrollo del shale gas tanto para el que está importando, como para el que planifica colocar una planta de gas licuado para exportar. “No podemos hablar del GNL viendo que hay una revolución en el mundo del gas, por los no convencionales”, afirmó. En 2005, existían 13 países que estaban produciendo GNL, pero para el 2020 se prevé que existan unos 25 países, entre ellos países con pequeño mercado interno

como Trinidad y Tobago, Angola, Guinea, Nigeria, entre otros. Debatió si la revolución de los no convencionales de los Estados Unidos se va a transmitir a otros países, sobre todo a China; si Japón será un mercado potencial de GNL, puesto que no se tiene una certidumbre acerca del cierre de las plantas nucleares, además de cuestiones ambientales que podrían alterar esta nueva revolución del gas y petróleo no convencional. Lo cierto es que los volúmenes de gas sobrepasarán los volúmenes de petróleo. Actualmente las reservas probadas en el mundo son 49%

de gas natural y 51% de petróleo, pero según proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE) el gas natural crecerá en 25% Marco Tavares, Presidente de Gas Energy hasta el 2030. “Los proyectos tradicionales de gas convencional y gas licuado, competirán con los de gas no convencional que entrarán en operación entre 2015 y 2017”.

Shale gas cambiará el panorama energético de América Latina Argentina sería el país con las mayores reservas de gas natural en la región, superando a Venezuela, afirmó el consultor Raúl García En su conferencia “Desarrollo energético previsto en el Cono Sur” el Presidente de R. García Consultores señaló que América Latina tiene 284 TCF de reservas de gas natural probadas al 2011, repartidas entre

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Venezuela, con 69% del total; Brasil, 6% y Trinidad y Tobago, 5%; mientras Argentina, Bolivia, Perú y México participan con 4% cada uno. “Si se agregaran los recursos de shale

gas, de acuerdo a lo que propone el Departamento de Energía de los Estados Unidos, las reservas se multiplicarían por 7.6 y esto cambia sustancialmente el reparto de la totalidad de las reservas”, indicó García.

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Escenario En ese nuevo panorama, Argentina pasaría a tener la primera representación con 774 TCF, seguido de México, con 681 TCF y Brasil, con 226 TCF. Se proyecta que Bolivia tendría 48 TCF y Venezuela disminuiría su participación con 11 TCF.

Sin embargo, China y Estados Unidos tendrían las mayores reservas de gas de esquisto con 1.275 TCF y 862 TCF, respectivamente. García apuntó que se hace cada vez más importante el tipo de infraestructura

del transporte, porque es el nexo entre la oferta y las nuevas demandas de gas natural. “Los países que tienen una infraestructura bastante desarrollada al igual que sus mercados tiene una alta participación en la matriz energética del consumo”, dijo.

Necesaria una nueva Ley de Hidrocarburos En el marco de la clausura del evento el Vicepresidente de Bolivia, Álvaro García Linera, manifestó que el Gobierno se propone aumentar las reservas de gas con una mayor inversión en exploración e incentivo a las empresas petroleras “Compartimos la preocupación por mejorar nuestras reservas de gas”, manifestó García Linera, quien reiteró que el Gobierno ofrece contratos duraderos que dan certidumbre a las empresas. Señaló que es necesaria una nueva ley de Hidrocarburos y que se ha establecido un incentivo para las empresas que trabajen en exploración, de manera que puedan recuperar rápidamente su inversión. Expresó además que no habrá “modificación en el régimen tributario”, al tiempo de informar que este año se ha invertido US$400 millones en exploración y US$2.400 millones en toda la cadena productiva. La meta es alcanzar una inversión de US$7.000 millones hasta 2015.

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Por su parte el Presidente de la CBHE, Carlos Delius, dijo que las empresas apoyan los planes para derrotar la pobreza en Bolivia, y el gas es el gran instrumento para hacerlo. “Bolivia cuenta con las empresas, el apoyo del Estado y la gente para hacerlo. La era del gas está aquí”, enfatizó.

Reconoció que el gas boliviano tendrá una dura competencia en el resto del mundo, sin embargo acotó que Bolivia es competitiva, porque cuenta con una industria hidrocarburífera muy eficiente. El desarrollo de esta jornada permitió reafirmar el gran potencial de recursos que tiene este país, que se deben convertir en reservas, y donde la inversión en exploración subyace como una prioridad de las acciones a seguir. En lo técnico - comercial, y en cuanto a temas de contexto los aspectos medio ambientales y procedimentales, sustentan los esfuerzos para gestionar los tiempos de trabajo y complementan la ecuación con el entorno para buscar el equilibrio en una actividad de largo plazo.

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Escenario La exposición más grande del mundo para el comercio de prospectos y áreas productoras de petróleo y gas, proveedores de capital y tecnología, que se realiza dos veces al año en la capital mundial de la energía, en su edición de verano congregó Houston, Agosto 22-24, 2012 a más de 5.000 asistentes 425 George R. Brown Convention Center exhibidores. Según informó el Greater Houston Convention and Visitors Bureau, el impacto económico a la ciudad en este año fue de más de 17 millones de dólares: 2.1 en el NAPE de verano y 15.5 en el NAPE de invierno realizado a principios de 2012

reado por la American Association of Professional Landmen (AAPL) como la North American Prospect Expo y realizada por primera vez en el hotel Westin Galleria de Houston, al primer NAPE asistieron 800 personas y en 80 estands los propietarios de tierras prospectivas para la exploración y producción ofrecieron sus activos petroleros. En 1995, la Independent Petroleum Association of America (IPAA) se sumó como socio, y en el 2004 también se unieron a NAPE, la Society of Exploration Geophysicists (SEG) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG). En 2013, además de las dos versiones de invierno y verano que legendariamente se realizan en Houston, se montará un NAPE adicional en Pittsburg en Abril.

Bussiness Conference Este año el primer día del Summer NAPE Expo 2012, el miércoles 22 de Agosto, -el día anterior a la apertura de la exhibición-, se realizó la tradicional Conferencia de Negocios, como de costumbre organizada por IHS, el líder en fuentes de información y análisis global, y fue patrocinada por YPFB, la petrolera estatal boliviana, empresa que está muy activa ofreciendo áreas a las empresas y capitales privados para la inversión en exploración y producción. Este año el tema fue “The Great Conundrum: Navigation Divergent Oil and Gas Markets”, marco que permitió discutir aspectos como la gerencia y manejo de aguas, los mercados actuales del gas

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En la Sesión II “Diálogo sobre Energía: Un Panel de Discusión” participó Peter Stark, de IHS, como moderador y presentaron sus puntos de vista: Sam Ori, Director of Policy, Secutity America´s Energy Future, SAFE sobre “The New American Oil Boom: Implications for Policy”, Jim Tramuto, VP Corp Development and Gov´t Affairs, Southwestern Energy; Ken Bromfield, N. America Commercial Director, Dow Chemical sobre “Fueling a USA Manufacturing Renaissance Through Advantage Natural Gas”; y Chris Hosek, Principal, Texas Star Alliance sobre “The Politics of Energy”

y la tecnología para mejorar la recuperación de las fuentes. La Conferencia se celebró a lo largo de todo el día, divida en cuatro sesiones: Panel de Discusión, Diálogo sobre Energía, Sesión Ejecutiva y la Clave del Avance de la Tecnología y los Procesos. En el almuerzo, el conocido y renombrado conferencista Scott Tinker, del Bureau de Geología Económica de la Universidad de Texas, entretuvo a los presentes disertando magistralmente sobre el tema “The Global Energy Transition: What Will it Take to Make the Swicht”.

Charities Industry Luncheon Este almuerzo conferencia instituido en el 2007, ha permitido destinar a obras de caridad un estimado de 2.5 millones de dólares. NAPE Expo LP cubre todos los gastos de este almuerzo y el 100% del monto de las entradas y los patrocinios son destinados a las obras de caridad de

NAPE a los veteranos de guerra. El conferencista fue el Sargento Salvatore Augustine Giunta, Medal of Honor Recipient, quien fue el primer miembro del ejército de Estados Unidos que recibió este reconocimiento por sus servicios en Irak y Afganistán, y el primero en recibirlo desde la guerra de Vietnam. Marty Schardt, Vicepresidente Ejecutivo de la AAPL, mostró complacencia por contar con el Sargento Giunta como Orador de Orden en NAPE, quien se ha sacrificado mucho por su país. Asimismo destacó que tanto él como otros hombres y mujeres al servicio del ejército, han dado su aporte desinteresado para las contribuciones en obras de caridad a las organizaciones de veteranos de guerra. En anteriores oportunidades NAPE ha contado con conferencistas de lujo, tales como el Expresidente George W. Bush, el Gobernador de Texas Rick Perry y la estrella de NASCAR Kevin Harvick.

Tight Oil in North America: Plays That Deliver Por Pete Stark, Senior Research Director and Advisor, IHS

El legendario Pete Stark fue el encargado de hacer esta presentación en el stand de IHS durante los días de la exhibición de Summer NAPE Expo 2012, con base en las investigaciones del menos legendario Daniel Yergin, Vice Chairman de IHS y autor del renombrado libro: The Quest: Energy, Security, and the Remaking of the Modern World, donde derrumba paradigmas y dogmas, al sumariar el impacto del dramático cambio de la tendencia de dos décadas de declinación de la producción de petróleo. El renacimiento del petróleo y el gas –dijo Pete-, es el resultado directo de la creatividad y la innovación tecnológica de la industria de la energía. Explicó que los yacimientos de “shale gas” y “tight oil” se caracterizan por su baja permeabilidad y deben ser fracturados y estimulados para producir hidrocarburos comercialmente. Los innovadores de la industria están aplicando el fracturamiento hidráulico en etapas múltiples y perforando horizontalmente hoyos de gran longitud, para mejorar la economía de la explotación de petróleo y gas no convencional. Pete Stark conviene con Yergin que para el “oil tight” los hechos son impresionantes: • Desde 2008 al 2010 hubo una caída dramática en la producción de petróleo de un millón de bpd , la mayor tasa de declinación del mundo. • Desde 2010 al 2011, la producción de “tight oil” solo creció de 400.000 bpd a cerca de un millón. • De Enero de 2011 a Enero de 2012 la producción de petróleo en áreas terrestres aumentó en 939.000 bpd al tiempo que la de costafuera declinó 242.000 bpd, como consecuencia del accidente de Macondo y la subsecuente moratoria en perforación. La ganancia neta fue de 697.000 bpd. • Para este año, con un promedio de 1.300 taladros de perforación en tierra, la producción de aceite podría incrementarse en 750.000 bpd. • Probablemente hay unos 50 mil millones de barriles recuperables de los yacimientos de “tight oil”. • La producción de petróleo de Estados Unidos podría incrementarse de 3 a 5 MMbpd hacia 2020. Conclusiones El trabajo presentado por Pete fue extenso y profuso en detalles sobre las características de los principales campos prospectivos en “tight oil” de Estados Unidos pero concluyó con lo siguiente: El premio de las innovaciones que han permitido la explotación del “shale gas”, han ayudado a liberar el potencial de petróleo en “tight oil” que en Estados Unidos es considerable. El potencial de recursos de petróleo de hasta 50 billones de petróleo equivalente, bien puede estar al alcance si las licencias de operación son superadas. Cuestiones tales como las normas sobre tierras nuevas, nuevos impuestos, y el fantasma de un litigio por varios grupos que quieren detener el desarrollo de la explotación de petróleo y gas pueden retrasar o adelantar los acontecimientos. La conclusión más importante tuvo que ver con el tema de la economía y en tal sentido Pete Stark afirmó sin rubor que la explotación de las fuentes de “tight oil” de Estados Unidos puede llegar a generar en 10 años 1.3 millones de puestos de trabajo y una ventas brutas $988 billones y $97 billones de ingresos para el gobierno por concepto de impuestos y taxes.

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Preview Especial Preview

“Perspectiva de la Industria del Petróleo y Gas en Colombia dentro del nuevo contexto económico mundial” El experto en temas energéticos Daniel Yergin, Presidente de IHS CERA y ganador del Premio Pulitzer y analistas en política internacional de la talla de Moisés Naim, ex Ministro de Desarrollo de Venezuela y ex Director de la Revista Foreing Policy, se cuentan entre los invitados especiales de la importante jornada organizada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia con la finalidad de consolidar el interés de los inversionistas, afianzar el ambiente de negocios y promover las inversiones en el sector de hidrocarburos

l Centro de Convenciones Julio César Turbay Ayala de Cartagena, recibirá a los asistentes al V Colombia Oil & Gas Investment Conference, evento que tendrá lugar del 17 al 19 de Octubre desplegando una agenda centrada en cuatro ejes temáticos: Tendencias Globales de la Industria de los Hidrocarburos, Hidrocarburos no Convencionales, Aspectos Ambientales y el Tema Social. El programa contará con oradores de primer nivel, quienes darán a conocer en detalle las nuevas tendencias frente a los temas más sensibles e importantes para el desarrollo sostenible del negocio de los hidrocarburos. Se prevé la participación de las autoridades minero energéticas de Colombia y del exterior, representantes de compañías petroleras y expertos en temas de energía, entre ellos Daniel Yergin, ganador del Premio Pulitzer por su libro “The Prize: The Epic Quest for Oil, Money and Power”, quien participa como integrante del panel sobre Tendencias Internacionales, desarrollando el tema “Revival in the Wester n Hemisphere: T he Rebalancing of World Oil”. De igual forma el experto en política inter nacional Moisés Naim, junto a César Gaviria Trujillo, ex Presidente de Colombia y ex Secretario General de la OEA, debatirán acerca de las fortalezas y debilidades de las políticas de hidrocarburos en Latinoamérica, y panorama actual y desafíos futuros. A continuación una síntesis con lo más resaltante del programa.

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Programa

Jueves 18 de Octubre El programa de conferencias arranca con la instalación a cargo del Ministro de Minas y Energía de Colombia, Federico Renjifo Vélez y el Presidente de la ANH, Orlando Cabrales Segovia. Seguidamente tendrá lugar el Panel Ministerial “Política del Gobierno de Colombia para el Sector de Hidrocarburos”, para el cual se ha confirmado la participación de los Ministros de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Gabriel Uribe; del Interior, Fernando Carrillo; de Defensa Nacional, Juan Carlos Pinzón Bueno; y de Energía, Renjifo Vélez. El plato fuerte de este día será la participación del CEO de IHS CERA, Daniel Yergin, quien impartirá la conferencia titulada “Reactivación en el Hemisferio Occidental: el reequilibrio del petróleo en el mundo”. La jornada continuará después del almuerzo con las charlas “Prospectiva de los precios internacionales”, a cargo de Rodolfo Segovia Salas, Ex Ministro de Obras Públicas y Transporte, Ex Presidente de Ecopetrol y Ex Miembro de la Junta Directiva de Occidental Corporation; “ExxonMobil’s Energy Outlook hasta el 2040”, por parte de Steve Greenlee, Presidente Global de Exploración deExxon Mobil. La sesión “Infraestructura para el desarrollo de la industria de los hidrocarburos”, moderada por Alejandro Martínez, Presidente ACP, tendrá como invitados a Camilo Marulanda, Presidente de CENIT; Richard Bird, Vicepresidente Ejecutivo, Financiero y de Desarrollo Corporativo de Enbridge Inc.; y Ricardo Roa Barragán, Presidente deTGI.

La jornada del segundo día cierra con el tema “Política Energética en América Latina”, con la visión de César Gaviria Trujillo, Ex Presidente de Colombia y Moisés Naím, Ex Director de la Revista Foreign Policy Viernes 19 de Octubre El tercer y última día del V Colombia Investment Conference Oil & Gas comienza muy temprano con la conferencia “Desarrollo sostenible en la industria de los hidrocarburos”, con la que participación de Georg Kell, Director Ejecutivo Pacto Global, ONU; Cleopatra Dumbay Henry, Directora Convenio OIT 169; Achim Steiner, Director Ejecutivo, PNUMA; Adriana Soto Carreño, Viceministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia; y Juan Camilo Restrepo Gómez, Viceministro del Interior. El panel “Potencial geológico de las cuencas colombianas” tendrá los aportes de Enrique Velásquez Convers, Vicepresidente de Exploración de Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales y Dana Coffield, CEO de Gran Tierra Energy. “Desafíos para el desarrollo de no convencionales en Colombia” será el tema que analizarán David Hobbs, Chief Energy Strategist de IHS CERA; Robin Hamilton, Gerente de Nuevos Negocios para las Américas (Onshore) de Shell y Jim Brown, Presidente Hemisferio Occidental de Halliburton; continuando con el panel “Desafíos para el desarrollo del offshore en Colombia” en el que se centrarán Héctor Manosalva Rojas, VP E&P de Ecopetrol y Álvaro Racero Baena, Director Ejecutivo para el Caribe de Repsol, moderados por David Hobbs, Chief Energy Strategist de IHS.

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Preview

Con el objetivo de generar un espacio en el cual todos los actores de la industria del petróleo y gas trabajen juntos en la construcción de estrategias de desarrollo sostenible para el sector, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, en alianza con Corferias y Acipet, han organizado lo que promete ser “la exposición industrial y tecnológica más grande” hasta ahora realizada en el país suramericano

el 30 de Octubre al 2 de Noviembre se realiza la Expo Oil & Gas Colombia, que además de ofrecer una muestra de más de 8.000 m2 de superficie, con participación de compañías de bienes y servicios petroleros, empresas operadoras, proveedores de bienes de capital y de servicios en general para la cadena del sector de hidrocarburos, incluye en su alcance una Rueda de Negocios, que se estima promoverá 1.300 citas entre compañías e inversionistas, y una Agenda Tecnológica de primer nivel, que abordará temas de interés para todos los actores de la industria, como el recobro secundario en campos maduros, hidrocarburos no convencionales, actividad offshore y desafíos en material de IyD. El Centro Internacional de Negocios y Exposiciones -Corferias- de Bogotá sirve de sede a esta importante jornada. La muestra comercial se despliega en lo pabellones 11 al 23 de este recinto, con presencia de 250 firmas expositores, previéndose un récord en cuanto al número de asistentes, de 12.500 visitantes. El evento que cuenta con el patrocinio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, Ecopetrol y Pacific Rubiales; y el respaldo institucional de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos –Acipet, se propone: • Contribuir con el desarrollo económico del país promoviendo la inversión en el sector de hidrocarburos en Colombia. • Ampliar el conocimiento de temas de interés para el sector petrolero en actividades como: crudos pesados, offshore, campos maduros y no convencionales.

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• Propiciar el relacionamiento del sector, generando un espacio para la exhibición de nuevos desarrollos tecnológicos, bienes y servicios. • Promover a Colombia como el escenario ideal de inversión para el sector de hidrocarburos. • Fomentar el posicionamiento de las empresas del sector de hidrocarburos y servicios complementarios. • Dar a conocer los futuros planes que se tienen para la industria, por parte de las operadoras, empresas de bienes y servicios petroleros y del gobierno nacional.

Conferencias Tecnológicas Con el propósito de analizar los aspectos técnicos y de entorno que hoy son de gran importancia para la industria, el programa de conferencias permitirá el conocimiento de temas de interés para el sector petrolero. Expertos internacionales y nacionales cubrirán las áreas temáticas de la cadena de valor del sector de hidrocarburos, y analizarán lecciones aprendidas y prácticas alcanzadas en materia de actividades Offshore, No convencionales, Crudos Pesados y Campos Maduros. El propósito es visualizar y recomendar estrategias y tecnología apropiada para la exploración, producción, refinación y transporte en el país.

Agenda Preliminar Miércoles 31 de Octubre 09:00 – 10:30 - Instalación La industria de los hidrocarburos: continuo bienestar para el país

Panelistas: Federico Renjifo Vélez, Ministro de Minas y Energía de Colombia Michael McKinley, Embajador de EE.UU. en Colombia. Héctor Manosalva, Vicepresidente de EyP de Ecopetrol Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol Gerardo Villela, 1º Vicepresidente de Campetrol Jorge Suárez, 2º Vicepresidente de Campetrol Margarita Villate, Directora Ejecutiva de Campetrol Hernando Barrero, Presidente de Acipet Andrés López, Presidente de Corferias 10:30 – 11:00 - Presentación resultados Ronda Colombia 2012 Conferencista: Orlando Cabrales, Presidente ANH 11:00 – 12:00 - Recorrido por la muestra comercial 12:00 – 14:00 - Almuerzo/Visita muestra comercial 14:00 – 15:00 - Conferencia magistral Campos maduros: una proyección de Colombia en el 2020 Conferencista: Rafael Guzmán, Gerente GTD, Ecopetrol 15:15 – 17:00 - Panel ¿Cómo y cuánto aumentar el factor de recobro en Colombia? Moderador: Adriano Lobo, SYA-GTD, Ecopetrol Panelistas: Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales Energy; Carlos Morales Gil, Director General Pemex E&P y Fernando Cabrera, Gerente EOR Colombia, Tiorco Jueves 1º de Noviembre 08:00 – 09:00 - Conferencia magistral Defensa y seguridad en la prosperidad de la industria de hidrocarburos en Colombia

Conferencista: Juan Carlos Pinzón, Ministro de Defensa Nacional 09:00 – 09:15 - Café 09:15 – 10:15 - Conferencia magistral Reflexiones sobre las mejores prácticas de HSE en la industria de hidrocarburos en Colombia Conferencista: Carlos Vargas, Presidente, LADS Colombia 10:15 – 12:00 - Panel Liderazgo para la sostenibilidad de la industria de hidrocarburos de Colombia 2012 – 2020 Moderador: John Karakatsianis, Director SI Consulting Panelistas: Javier G. Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Fredy Kofman, CEO de Axialent; Rose Marie Saab, Presidente de Independence Drilling; Antonio Villegas, Presidente de Mecánicos Asociados y Hernando Barrero, Presidente de Acipet 12:00 – 14:00 - Almuerzo/Visita muestra comercial 14:00 – 15:00 - Conferencia magistral Recomendaciones para contextualizar la IyD en la industria de hidrocarburos en Colombia Conferencista: Álvaro Campo Cabal, Director Científico Fedepalma

15:15 – 17:00 - Panel Estrategias internacionales para el desarrollo de la I&D en la industria Moderador: Néstor Saavedra, Vicepresidente Tecnología e Innovación de Ecopetrol Panelistas: Jorge A. Cano, Director (e) Colciencias; Ashok Belani, Chief Technology Officer Schlumberger; Alfredo Laufer, Gerente de Articulaciones, Parque Tecnológico UFRJ; representantes de Cenpes, IFP y Texas A&M Viernes 2 de Noviembre 08:00 – 09:00 - Conferencia magistral Offshore: Pautas para su desarrollo 09:00 – 10:45 - Panel Offshore: La articulación del tejido empresarial Moderador: Enrique Velásquez, Vicepresidente Exploración de Ecopetrol Panelistas: Jorge Trujillo, Gerente Proyecto Exploración Caribe de Equión Energía; Johnny Minervini, Vicepresidente Ejecutivo de Coremar; Almirante Ernesto Durán, Dimar 11:00 – 12:00 - Conferencia magistral Hidrocarburos no convencionales: Prospectiva y desarrollo Conferencista: Juan Fernando Martínez, Subdirector Técnico ANH 12:00 – 14:00 - Almuerzo/Visita muestra comercial

14:00 – 15:45 - Panel Prospectividad, asignación, exploración y desarrollo: Los desafíos para Colombia Moderador: Nelson Navarrete, CEO Petroamérica Panelistas: Edward Tovar, Gerente Yacimientos No Convencionales de Ecopetrol; Rodolfo Guzmán, Asociado Arthur D’Little; César Guerra, Baker Hughes. Representantes de MinMinas y Shell 16:00 – 17:00 - Clausura Recomendaciones para la prosperidad de la industria de hidrocarburos de Colombia Lectura y Comentarios: Javier G. Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol Tomás González, Viceministro de Minas y Energía Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol Gerardo Villela, 1º Vicepresidente de Campetrol Jorge Suárez, 2º Vicepresidente de Campetrol Margarita Villate, Directora Ejecutiva de Campetrol

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Tecnología y Comercio

Principios de los Controladores de Nivel de Líquido en Tanques de Proceso 7 Chris Mencor, Gerente de Aplicaciones Kimray (cmencor@kimray.com) Introducción

Los controladores de nivel de líquido están diseñados para separar gas, aceite y agua de la corriente del pozo. Esto se hace mediante tanques de proceso diseñados para retener los fluidos el tiempo suficiente para permitir que el gas natural sea liberado del líquido hidrocarburo. Los fluidos necesitan ser retenidos por un tiempo mínimo de un minuto para un separador de dos fases y de tres minutos para un separador de tres fases, dependiendo del fabricante La configuración del controlador de nivel de líquido y válvula de descarga rápida, ayuda a controlar el periodo de tiempo en que estos fluidos permanecerán en el tanque. Hay dos tipos de configuraciones de control usadas en los tanques de separación: El control por estrangulación mantiene un nivel constante igualando el ritmo de descarga del líquido con el flujo de entrada. Un control de apertura rápida proporciona una acumulación de líquidos a un nivel alto predeterminado liberando luego los líquidos a un nivel bajo predeterminado. En el control de nivel de líquidos se incluyen varios controles, mecánicos, neumáticos, sin flotador, operados por peso y electrónicos. Cada controlador tiene su propio estilo único de controlar líquidos. Este artículo examina sus capacidades y factores a considerar en el control de nivel de líquidos. Mecánico El controlador de nivel mecánico probablemente es el más básico de los tres estilos de controladores, y el más fácil de operar. El controlador de nivel mecánico típicamente está limitado a tanques a baja presión de 500 psi. Se usa en control de nivel superior de dos fases o control de interfase de tres fases donde el peso del flotador de la fase del agua está determinado para flotar en la zona de interfase líquida. Las aplicaciones comunes incluyen separadores, eliminadores de agua libre, y calentadores tratadores. Los componentes principales de un controlador de nivel mecánico incluyen flotador, brazo del flotador, muñón, varilla de articulación, y válvula operada por palanca. Conforme el nivel del líquido aumenta en los tanques, el flotador es forzado hacia arriba, haciendo que el ensamble del muñón gire. Conforme el muñón gira, empuja la varilla de articulación hacia abajo sobre la palanca de la válvula de descarga rápida. Esto hace que la válvula se abra y descargue los líquidos. Los controladores de nivel mecánicos son

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de acción de estrangulación, es decir, igualan la cantidad de líquido que entra al tanque con la cantidad de líquido que se extrae del tanque para mantener un nivel constante. Depende del operador hacer concordar el ritmo de flujo a través del tanque con la válvula de tamaño apropiado para mantener el nivel deseado en el tanque. Si la válvula es demasiado pequeña, el tanque se derramará; si la válvula es demasiado grande, puede ocurrir daño prematuro de la válvula. Cuando se estrangula una válvula, el estándar industrial es operar entre 50 y 85% de la capacidad de flujo de la válvula. Esto abre la válvula lo suficiente para minimizar el desgaste en el área de la jaula y el asiento y permite una mejor área de control. La instalación del controlador de nivel mecánico es crítica, siendo el factor más importante la colocación de la varilla de articulación. Esta varilla debe estar lo más vertical posible para optimizar toda la fuerza provista desde el ensamble de flotador y muñón para operar la válvula. Un error común es mover la varilla de articulación al agujero más lejano en el brazo del muñón para aumentar la fuerza de cierre. La ilustración muestra la colocación adecuada de la articulación de la válvula de muñón. La conexión de la articulación en el ensamble de flotador y muñón necesita instalarse lo más cerca posible del ensamble para aumentar la fuerza de cierre. Al instalar un controlador de nivel mecánico, tienen que considerarse otros factores, como el tamaño del flotador y la longitud del brazo. Si se requiere más ayuda, Kimray sugiere contactar al fabricante.

Neumático Los controladores de nivel neumáticos son los más versátiles de los diversos estilos de controladores de nivel. Las aplicaciones comunes incluyen separadores, eliminadores de agua libre, depuradores y unidades de producción. Éstos tienen la capacidad de operar en tanques a alta presión, usualmente arriba de 4.000 psi, y pueden trabajar en control por apertura rápida o

por estrangulación. Los controladores neumáticos usan un desplazador en el fluido en lugar de flotador para generar fuerza que actúa un piloto para abrir o cerrar una válvula. El desplazador se fabrica típicamente de acero inoxidable o plástico para alta temperatura. Conforme aumenta el nivel del líquido en el tanque, aumenta el fluido en el desplazador y genera fuerza (o hace más ligero al desplazador). El movimiento del desplazador se transfiere afuera del tanque hacia el controlador mediante un brazo de giro. El movimiento del brazo de giro cambia la salida neumática del piloto. La salida neumática del controlador se envía a una válvula actuada neumáticamente que puede ser posicionada mediante cambios en la presión enviada al actuador de la válvula. La presión típica del aire para instrumentos para controladores de nivel y válvulas es 35 psi. Una configuración común para controladores de nivel es la actuación de apertura rápida, la cual permite que el líquido en el tanque se acumule a un nivel alto predeterminado en el tanque, y luego vacía rápido el líquido del tanque a un nivel bajo predeterminado. La extensión del nivel está determinada por dos factores, la longitud del desplazador y el brazo tangente (o banda proporcional en el ensamble del piloto). Un método para aumentar la extensión sería usar un flotador dividido, cortando un flotador a la mitad y conectando las dos partes con una cadena o cable de acero. En este ejemplo, la extensión se aumenta mediante la longitud del cable. El brazo tangente también controla la extensión actuando como un fulcro, dado que el movimiento del brazo de giro se transfiere al piloto en el brazo tangente. Mientras más salga del brazo tangente, se requiere más carrera del brazo de giro para actuar el piloto. Los controladores de nivel neumáticos también se usan en aplicaciones de estrangulación. El controlador de nivel da una salida neumática para posicionar la válvula de descarga rápida de forma que concuerde con el flujo de entrada. Esto se hace mediante el uso de un interno de válvula diseñado específicamente para servicio de estrangulación (con frecuencia designado como igual porcentaje). Éste es el interno recomendado para usarse para control de precisión o regulación. No trate de estrangular con un interno de apertura rápida, pues la válvula no dará un control estable. Cuando se trabaja con dos líquidos, el control de nivel neumático es la mejor opción debido a que tiene la capacidad de controlar la flotabilidad del desplazador con el resorte de ajuste. Trabajar con interfases es cuando el controlador de nivel está controlando el fluido inferior; usualmente agua con una capa de aceite encima. El objeto es permitir al desplazador sumergirse en el fluido superior, pero flotar en el fluido de abajo. Esto se hace ajustando el resorte que hace flotante al desplazador. Trabajar con

interfases puede ser difícil, y todos los controladores de nivel neumáticos tienen una diferencia de gravedad específica mínima por interfase. Estas especificaciones deben ser publicadas por el fabricante. Si usted está teniendo problemas al trabajar con interfases debido a diferencia de gravedad específica, pruebe usando un desplazador más grande. Un flotador de diámetro mayor tendrá más fuerza por nivel de inmersión. Una ventaja final de un controlador neumático es la capacidad de agregar medición del flujo de los volúmenes de líquido. Comúnmente se usan medidores de turbina aguas arriba de la válvula de descarga de líquido para medir y reportar volúmenes de líquido producidos en un periodo de tiempo dado. La capacidad del controlador neumático de operar en modo de apertura rápida (acumulación y luego descarga rápida) permite la rotación efectiva de la turbina y proporciona una precisión típicamente dentro de ± 1%. Sin embargo, los medidores de flujo de turbina no se recomiendan cuando los controladores de nivel se operan en modo de estrangulación (nivel constante), debido a la rotación potencialmente baja o intermitente de la turbina y a la menor precisión resultante.

Sin Flotador Los controladores de nivel sin flotador se usan típicamente en tanques más pequeños donde no hay suficiente espacio para un flotador. Sin embargo, pueden usarse en cualquier tamaño de tanque. Los controladores de nivel sin flotador constan de un ensamble del diafragma principal que transfiere movimiento a un ensamble del piloto mediante el uso de un brazo de giro. La presión del gas del tanque se conecta al lado superior del ensamble del diafragma principal, y la columna de presión del líquido se conecta a la parte inferior del diafragma. La ubicación de montaje del controlador sin flotador es lo que determina el punto de ajuste de líquido bajo en el tanque. Cuando el

nivel del líquido en el tanque está a la par con el ensamble del diafragma principal, el diafragma tiene igual fuerza arriba y abajo. Este equilibrio da como resultado que el piloto no tenga salida. Conforme el nivel del líquido aumenta, el ensamble del diafragma principal es forzado hacia arriba debido a la presión hidrostática del líquido. Este movimiento hacia arriba es transferido al ensamble del piloto a través de un brazo de giro, y actúa al piloto para que envíe presión neumática para abrir una válvula. Conforme la altura del líquido se reduce debido a la apertura de la válvula de descarga rápida, el ensamble del diafragma principal es forzado hacia abajo y el movimiento se transfiere otra vez al piloto mediante el brazo de giro, y resulta en el cierre de la válvula de descarga rápida. La altura del líquido está determinada por un resorte colocado en la mitad superior del ensamble del diafragma Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Tecnología y Comercio principal. Este resorte retiene al ensamble del diafragma abajo hasta que se adquiere la altura del líquido para forzar el diafragma principal hacia arriba, la altura del nivel del líquido está determinada por el resorte ajustable en la parte superior del diafragma de monitoreo principal. Los controladores de nivel de líquido sin flotador están disponibles en servicio de apertura rápida o de estrangulación, y en una amplia variedad de presiones de control. En el modo de estrangulación, el controlador de nivel de líquido mantiene una altura predeterminada arriba de la ubicación de montaje del controlador. El controlador da una salida neumática para posicionar la válvula de descarga rápida para igualar el flujo de entrada.

Operado por peso El controlador de nivel sin flotador operado por peso es una válvula de estrangulación que combina el movimiento de un muñón mecánico con el principio del controlador de nivel sin flotador. Las aplicaciones incluyen aceite o agua en tanques a baja presión como calentadores tratadores, eliminadores de agua y tanques de lavado (gunbarrels). El controlador de nivel operado por peso es el único controlador de nivel auto-contenido. El diseño integra el asiento de válvula con el diafragma diferencial usado para controlar la columna de nivel del líquido o nivel hidrostático. Como en el controlador de nivel sin flotador, un diafragma es equilibrado con presión de gas del tanque arriba y la presión hidrostática y la presión de gas del tanque abajo. El peso de la carga hidrostática proporciona la fuerza para empujar el diafragma hacia arriba. La presión hidrostática que presiona el diafragma hacia arriba es contrarrestada por el uso de un peso montado en una flecha de muñón. Mientras más afuera del brazo de flecha de muñón se localice el peso, mayor es el nivel hidrostático requerido para empujar el diafragma hacia arriba. Cuando la presión hidrostática se acumula hasta un punto en que es mayor que el peso, el diafragma es forzado hacia arriba. Cuando esto ocurre, el asiento se conecta realmente con el diafragma de la válvula de forma que la válvula se abre. Mientras que el nivel hidrostático proporcione suficiente fuerza para contrarrestar el peso, la válvula permanecerá abierta y permitirá flujo.

con la cantidad de fluido que entre al tanque para mantener un nivel de líquido constante. El nivel del fluido en un tanque que utiliza válvulas es establecido ya sea por una conexión de derrame y o una columna de agua con un niple de sifón. La válvula operada por peso sólo controla la altura en la tubería de derrame o pierna externa de agua, no la altura del fluido en el tanque. La instalación es crítica para la operación correcta de la válvula operada por peso. El nivel máximo del líquido sólo puede establecerse a partir de la altura de instalación de la válvula. El nivel de líquido estándar es 4 pies (1.2 metros), pero pueden usarse pesos extras y brazos de palanca más largos para mantener un nivel más alto. No deben usarse para aumentar el nivel del líquido una cubeta llena de rocas colgando del brazo de muñón o una cuerda elástica para sujetar el brazo (esto se ha observado). La línea de equilibrio de presión de gas del tanque no debe compartirse con otro equipo, pues esto puede causar un desequilibrio a través del diafragma principal y hacer que la válvula se abra prematuramente o rebote. Esta línea de gas de equilibrio también debe instalarse de forma que tenga una pendiente con respecto al diafragma, para evitar que se acumule condensación de la corriente de gas en la parte superior del diafragma. Durante los meses de invierno la condensación puede congelarse, causando daño y posible falla de la válvula. Sin embargo, con la instalación adecuada, el controlador de nivel operado por peso es muy durable y eficiente para mantener un nivel de líquido constante.

Electrónico

Cuando el flujo reduce la fuerza en el diafragma se equilibra de nuevo únicamente mediante la presión del tanque, y el peso fuerza el diafragma de regreso hacia abajo y asienta la válvula. El asiento de la válvula está relacionado directamente con la posición del diafragma de balanceo, y la posición del diafragma estará relacionada directamente

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Los controladores de nivel electrónicos se encuentran típicamente donde no se desean emisiones de gas, como en ubicaciones con servicio de gas amargo o dentro de contenedores. El controlador de nivel electrónico se usa junto con válvulas eléctricas o electrohidráulicas, RTU, PLC o cualquier cosa que requiera una señal electrónica para actuar. Hay muchos tipos de controladores de nivel electrónicos, pero discutiremos el tipo de desplazador con actuación de apertura rápida 12v. El controlador de nivel electrónico tipo desplazador es similar a un controlador de nivel neumático tipo desplazador en el hecho de que consta de un desplazador contrapesado por resorte, un brazo de giro para transmitir movimiento al desplazador y un brazo tangente o banda proporcional para establecer rango y sensibilidad. Donde el tipo neumático usa un piloto para transferir presión neumática, el tipo electrónico usa interruptores de proximidad para enviar una señal electrónica. El

Turbulencia

tipo electrónico consta de 2 interruptores de proximidad: uno para activar la señal electrónica y uno para desactivarla. Estos interruptores de proximidad se ponen en cualquiera de los extremos del brazo tangente. El movimiento del desplazador se transfiere al brazo tangente a través del brazo de giro y arriba de la articulación. El rango especificado del nivel es controlado por 2 factores, la posición de la articulación que conecta el brazo de giro al brazo tangente, y la ubicación de los dos interruptores de proximidad. Mientras más afuera se localice la articulación en el brazo tangente, mayor será el rango de descarga del líquido. Los dos interruptores de proximidad se localizan en cualquiera de los extremos del brazo tangente. Uno de los interruptores de proximidad es ajustable directamente, ofreciendo la capacidad de mover el interruptor hacia el brazo tangente para reducir el rango de descarga o alejarlo del brazo tangente para aumentar el rango de descarga. Dado que sólo un interruptor de proximidad es ajustable, sólo es posible controlar el rango ya sea de la señal de encendido o de apagado – nunca ambas al mismo tiempo. Para ajustar la señal de proximidad fija indirectamente, mueva la articulación en el brazo tangente o ajuste el contrapeso del desplazador para cambiar la flotabilidad del flotador.

Interruptor Electrónico Los interruptores electrónicos también se usan comúnmente en control de nivel de líquidos para proporcionar una señal de seguridad cuando se alcanza un nivel alto o bajo. La señal de salida puede activar alarmas, válvulas solenoide u otros dispositivos activados electrónicamente.

La turbulencia es un problema común para los controladores de nivel, pues crea inestabilidad en el sistema y resulta en un control de nivel impreciso. Arremolinamiento violento, formación de espuma y burbujeo en el separador hacen que los flotadores reboten, lo que da como resultado histéresis en los diafragmas y que desplazadores se salgan de las conexiones del brazo de giro. Algunos tanques tienen placas desviadoras o incluso deflectores para ayudar al flujo turbulento. Si esto no resuelve el problema o su tanque no está equipado con alguno de estos dispositivos, una pierna externa con flotador siempre es una buena solución. La pierna externa con flotador para tanques se ofrece para instalación horizontal o vertical, y está diseñada para montarse en el exterior del tanque. La pierna externa con flotador requiere dos conexiones, presión de gas del tanque en la parte superior y la presión del líquido del tanque en el fondo. La pierna externa necesita estar montada en el nivel de control deseado. Esto permite la instalación de un controlador de nivel tipo desplazador fuera del tanque turbulento, pero sigue siendo capaz de leer y controlar el nivel en el tanque.

Conclusión Los cinco controladores discutidos tienen sus propias cualidades únicas. El controlador de nivel mecánico es para servicio de estrangulamiento y es difícil de trabajar con interfases. Sin embargo, el controlador de nivel mecánico usualmente requiere la menor cantidad de mantenimiento y es el más fácil de operar. El controlador de nivel mecánico es sólo para presión baja y no se sugiere para aplicaciones de interfases. El controlador de nivel neumático ofrece acción de apertura rápida y de estrangulación, se usa para tanques a alta presión y es el controlador recomendado para interfases. Puede usarse una pierna externa con flotador en tanques turbulentos para mejorar la estabilidad del controlador. El controlador de nivel neumático requiere gas de suministro seco y venteo a la atmósfera. El controlador de nivel sin flotador se recomienda para tanques más pequeños, y debe montarse en el punto de control más bajo. El controlador de nivel sin flotador no trabaja con interfases y es posiblemente el más difícil de operar. El controlador de nivel operado por peso es el único que es controlador y válvula todo en uno. Esto hace la instalación fácil montando el controlador en la línea de salida de líquido. El controlador de nivel operado por peso no trabaja con interfases y es para tanques a baja presión. El controlador de nivel electrónico se usa para aplicaciones donde no se cuenta con suministro de gas o no se puede ventear. Muchas veces el controlador de nivel electrónico es operado con un panel solar y batería, lo que hace posible la instalación remota. La actividad de los controladores puede monitorearse y controlarse desde un RTU o PLC. Como ocurre con todos los dispositivos electrónicos, son susceptibles a los rayos y otros elementos de la intemperie. Al elegir un controlador de nivel, siempre es importante conocer los límites de presión de su tanque, los ritmos de flujo del líquido, si hay suministro de gas y el modo. Estos pocos factores ayudarán a su fabricante a elegir el controlador adecuado.

Chris Mencor, Gerente de Aplicaciones, Kimray (cmencor@kimray.com) Representantes Exclusivos de Kimray en Venezuela: Representaciones Barcan, C. A. www.barcan.com Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Gente

Parker Drilling

arker Drilling designó a Gary Rich como Presidente y Chief Executive Officer a partir del 1 de Octubre, y también miembro de la Junta Directiva. Rich brindará a Parker una experiencia en la industria internacional incluyendo una carrera de 25 años con Baker Hughes Incorporated donde dirigió con éxito varios de los negocios, iniciativas y regiones de la compañía. Ha ocupado una serie de funciones en áreas de enfoque tales como: ventas Gary Rich globales, mercadeo estratégico y desarrollo de negocios; estrategias de comercialización de nuevos productos y tecnologías; manejo de negocios y finanzas, administración de empresas y desarrollo de liderazgo, entre otros. Recientemente, Rich se desempeñó como Vicepresidente de Ventas Globales de Baker Hughes, y antes de este cargo, fue Presidente de Operaciones para Europa. También fue Presidente de Hughes Christensen Company (HCC), una división de Baker Hughes enfocada principalmente en la producción y distribución de mechas de perforación para la industria petrolera. En este cargo desarrolló una estrategia de negocios dinámica que con éxito posicionó a la compañía para entrar en nuevos segmentos de mercado y regiones geográficas, a pesar de un entorno altamente competitivo.

Schlumberger Business Consulting

chlumberger Business Consulting (SBC), el brazo para el manejo de consultoría de Schlumberger nombró a Chris Peeters como Director para la región de Europa, África y Medio Oriente (EMEA) y también con responsabilidad de manejar la práctica de Servicios Públicos, que tiene su sede en París, con el apoyo de asesores y personal experimentado a través de una red global de 14 oficinas principales. Antes de unirse a SBC, Peeters fue socio de McKinsey & Company, donde se especializó en el manejo de riesgos, estrategias y organización en el sector energético, con un enfoque centrado en los servicios públicos. Aporta más de 14 años de experiencia en esta área, incluyendo la integración de compañías de energía, que implican negociaciones regulatorias y escenarios de modelos comerciales para el mercado europeo del gas y de energía, así como la reorganización de los procesos de comercialización de crudo gas para las compañías petroleras nacionales. Peeters tiene una maestría en ingeniería civil de la Universidad Católica de Lovaina. “Estamos muy contentos con el crecimiento de nuestro equipo directivo excepcional y el fortalecimiento de nuestra práctica de Servicios Públicos en este momento crítico, ya que el sector energético se enfrenta a un período de transición. No menos importante de los retos del futuro son la reducción de la pobreza energética y el desarrollo de fuentes alternativas”, dijo Antoine Rostand, Director General Global, SBC. SBC también continúa ampliando su equipo de liderazgo global en todo el mundo. Seis nuevos Vicepresidentes se han unido a SBC en Australia, Brasil, Estados Unidos, Francia y el Reino Unido.

Halliburton

alliburton anunció hoy que Jeff Miller fue promovido al cargo de Vicepresidente Ejecutivo y Director de Operaciones, quien reportará a Dave Lesar, Presidente y CEO dede Halliburton. Miller será responsable de las operaciones globales de la compañía, así como del mercadeo y desarrollo de negocios. Ha ocupado diversos cargos en Halliburton, incluyendo el más reciente de Vicepresidente Senior de Mercadeo y DesarroJeff Miller llo de Negocios Globales. Además, se desempeñó como Vicepresidente Senior para la Región del Golfo de México, Vicepresidente de la línea de negocios Baroid, Vicepresidente para Indonesia y también para Angola. Tiene una licenciatura en Agricultura y Negocios de McNeese State University, y una Maestría en Administración de Negocios de Texas A&M University. “Jeff es un líder comprobado con tremenda amplitud global y operacional, y personalmente doy bienvenida a su incorporación al equipo gerencial senior”. comentó Lesar.

40 Octubre 2012 / N 273 / Petroleum o

Calendario 2012 07 - 08 - SPE Hydraulic Fracturing in the Latin America Region - Medellín, Colombia - www.spe.org/events/12amed 04 – 05 - 7ª Jornada Andina de Ductos - Bogotá, Colombia 12 - 13 - VII Foro de Integración Energética Regional (FIER 2012) - Lima, 08 – 10 - SPE Annual Technical Conference & Exhibition - ATCE 2012 Perú - www.olade.org/eventos-futuros San Antonio, USA - www.spe.org 14 - 15 - 9th Southern Cone Energy Summit - Lima, Perú 08 – 11 - 26th Gastech Conference and Exhibition - Londres, Reino Unido www.scenergysummit.com 10 – 12 - Heavy Oil Workshop 2012 - Bucaramanga, Colombia 14 - 16 - Convención Nacional Geológica 2012 - Ciudad de México, México 17 - 18 - 2nd FPSO Vessel Summit - Houston, USA - www.wplgroup.com/ www.sociedadgeologica.org.mx aci/conferences 21 - 22 - Future World of Biogas: Europe 2012 - Londres, Inglaterra 17 – 19 - V Colombia Investment Conference Oil & Gas ANH - Cartagena, www.wplgroup.com/aci/conferences Colombia 21 - 22 - Gasification 2012 - Londres, Inglaterra - /www.wplgroup.com/aci/ 24 – 25 - SPE Hydraulic Fracturing Workshop - Medellín, Colombia conferences/ 30 - Nov 01 - SPE Canadian Unconventional Resources Conference - Calgary, 27 - 28 - LatAm Plant Shutdown and Turnaround Summit 2012 Canadá Río de Janeiro, Brasil - www.fleminggulf.com 30 - Nov 02 - Expo Oil & Gas 2012 - Bogotá, Colombia 27 - 29 - Total Energy USA - Houston, TX, USA - totalenergyusa.com 30 - Nov 02 - 3er. Congreso Latinoamericano y del Caribe de Refinación 28 - 30 - World Shale Series: Latin American Summit - Buenos Aires, Buenos Aires, Argentina Argentina - latam.world-shale.com/conferencia/ Oct 30 - Nov 01 - Shale Gas World Argentina 2012 - Buenos Aires, 28 - 30 - I Congreso Internacional Petrolero - II Cumbre de ALIP Argentina - www.terrapinn.com/2012/shale-gas-argentina Lima, Perú - www.alipperu.org

OCTUBRE

NOVIEMBRE

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, Venezuela - www.bqto.unexpo.edu.ve/II_CNQP

DICIEMBRE 03 – 05 - OTC’s Arctic Technology Conference - Houston – Texas - www. arctictechnologyconference.com

Octubre 2012 / No 273 Petroleum

Última Página

El Peso del Shale en la Reelección de Obama 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

os analistas políticos señalan que la pelea por la casa blanca en USA está aun muy peleada, y que el Presidente Obama mantiene a su favor el voto latino, el voto negro y femenino, pero en su contra, pesa mucho aun el magro estado de la economía. A este juicioso análisis de los politólogos, nos gustaría añadirle otro ingrediente que ha acompañado la gestión del Presidente Obama y muy a su favor. Muy 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. A continuación nuestro análisis de lo acontecido en USA en materia económica a partir de un quiebre tecnológico y rompimiento de paradigma. Con investigación y desarrollo científico, realizado en la década de los 70 y 80, en fracturación de roca y perforación dirigida y un horizonte elevado de precios de energía, es que a partir del año 2006 y 2009, para gas natural y petróleo respectivamente, se comienza a notar una clarísima tendencia ascendente de producción en USA de gas y petróleo no convencional (shale).

ANUNCIANTES

OCTUBRE 2012 / No 273/ Petroleum AME..............................................................................31 ANH..............................................................................5 ClampOn....................................................................6 Colsa............................................................................25 Cepcolsa....................................................................29 Expo Oil & Gas Colombia.....................................21 Fugro Jason................................................................14 Halliburton...............................................................C.P IHS................................................................................9 Inelectra.....................................................................15 Inova.............................................................................7 LHR Americas............................................................17 Multiomega...............................................................24 Pacific Rubiales.........................................................2 Panthers Machinery................................................8 Radisson Royal Bogotá Hotel............................C.P.I Reimpet......................................................................38 Schlumberger ........................................................P.I. Servitrans...................................................................11 Sugaca.......................................................................23 Tejas............................................................................13 Tradequip.................................................................27 Upstream..................................................................39 Welltec.......................................................................26 Winsted.....................................................................33

42 Octubre 2012 / N 273 / Petroleum o

Álvaro Ríos Roca*

En gas natural, se pasó de producir aproximadamente 18 Mbpc/día el 2005 a 23.0 Mbpc/día el 2011. En líquidos de 8.5 MMbbl/día el 2008 a 10.0 MMbbl/día el 2011. Si proyectamos la tendencia declinante de gas a partir de 2006 y líquidos a partir de 2009 e incorporamos la producción incremental y valoramos el petróleo a 80 US$/ bbl y el gas a 6.50 US$/MMbtu, estimamos que USA se ha ahorrado aproximadamente 345 billones de dólares en importaciones previstas da gas y petróleo, con notable aporte a la balanza comercial. La producción de gas y petróleo no convencional (shale) continua en aumento y este 2012 debe llegar a una combinada de algo más de 5.0 MMbble/día. Notable, para solo 6 años, considerando, por ejemplo, que México produce un combinado total de 4.02 MMbble/ día de hidrocarburos convencionales. Otra notable contribución a la economía se da por el lado industrial y aparato productivo. Los precios, por el efecto shale gas han bajado paulatinamente de 6 a 9 US$/MMbtu el 2005 a 3 US$/MMbtu el 2011, es decir 2.5 a 3 veces menos. Mientras esto ocurre en USA, en Brasil y Europa (City Gates) se paga entre 10 a 12 US$/MMbtu y en Asia entre 14 a 18 US$/ MMbtu. Energía más barata sin duda que fomenta la competitividad para tener menos importaciones y más exportaciones productivas, muy especialmente en sectores intensivos en energía como el acero por ejemplo. La industria petroquímica, que había cerrado plantas en los años 90, desde el 2006 ha comenzado a reabrir y expandir plantas existentes, y la actividad productiva y exportadora toma un auge no visto desde los años 80. Varias nuevas plantas están siendo planificadas y pasan por ingeniería al presente, principalmente para los polietilenos. El renacimiento de la petroquímica también ha contribuido a la economía en USA en estos últimos años. En energía eléctrica, el gas natural ha avanzado notablemente sobre el carbón. El 2005 65 a 67% de la energía se generaba con carbón y 25% con gas natural. A mediados de 2012 cada uno contribuye casi el 50% de la matriz eléctrica. Lo anterior ha logrado una notable disminución de 450 MMton/año de

CO2. Los beneficios a la economía están claros y van en función de la mejor eficiencia del gas en las plantas de ciclo combinado, menor cantidad demandada de más costosas energías alternativas (eólica, solar, etc.) y los efectos de no tener que contribuir por los denominados bonos de carbono. Existe también contribución a la economía en las flotas de vehículos de transporte pesado que se han convertido y vienen convirtiendo al gas natural y que disminuyen las importaciones de petróleo y derivados de petróleo. El impacto en el empleo generado es también fundamental a la economía. Miles de miles de empleos en los Estados productores se han creado para la producción de petróleo y gas shale, que a diferencia de los convencionales, si es intensivo en la generación de mano de obra, calificada y no calificada. También está el efecto multiplicador y de empleo que se ha dado y se viene dando en el desarrollo de infraestructura para llevar más gas natural a más destinos. Ni que decir de la contribución a la economía en exportaciones tecnológicas para desarrollar shales en otras partes del planeta. De no haber sido por el desarrollo de los shales, probablemente las tendencias electorales no estarían tan reñidas y donde se encuentran en este momento, y ya tendríamos un claro vencedor. No debemos olvidar las celebres frases de candidatos presidenciales en USA: “jobs, jobs, jobs”. “It’s about the economy stupid”. Como reflexión final, nos preguntamos si será este un buen ejemplo para Argentina, México o Brasil que también tienen una inmensa riqueza bajo la tierra? Continuaremos siendo nostálgicos? *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

Octubre 2012 / No 273 Petroleum

44 Octubre 2012 / N 273 / Petroleum o