Septiembre 2012 - Petroleum 272 by Revista Petroleum

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Septiembre 2012

La Revista Petrolera de América Latina

Elsa Jaimes

Presidenta del XI Simposio Bolivariano

Escenario

» LATINVE&P 2012

Escenario

» XI Simposio Bolivariano de

Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

Tecnología y Comercio

» Sistemas de levantamiento artificial de NOV Monoflo Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

Septiembre 2012 / No 272 / Petroleum

Contenido Septiembre 2012 Año 28, Nº 272

La Revista Petrolera de América Latina

La comunidad mundial de geocientíficos del petróleo asistió a una fructífera jornada de integración de conocimientos, en el marco XI simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

Portada:

Tecnologías de vanguardia son desplegadas para recuperar y desarrollar de manera eficiente las vastas reservas de gas en Norteamérica (Foto cortesía BP)

primer LATINVE&P reunió a líderes del 18 Elsector de hidrocarburos de Latinoamérica

38 Elsa Jaimes Romero, liderazgo efectivo

IN SITU

ESCENARIO

18 LATINVE&P 2012 6 Directiva 2012 -2014 Del 10 al 13 de Julio se realizó en Cámara Petrolera de Venezuela El 26 de Julio tomó posesión la Junta Directiva del organismo, presidida por Alfredo Hernández Raffalli

8 Primer Foro Latinoamericano de Soluciones Multilaterales Halliburton Latin America reunió en Bogotá a representantes de compañías operadoras para compartir sus experiencias en la aplicación de tecnologías MLT

10 Pontevedra Energy Exchange inicia operaciones en Colombia

A partir del 1 de Septiembre inicia actividades el primer bróker físico de crudo y productos refinados de América Latina

E&P 12

Fugro adopta tecnología SKUA de Paradigm 13 Declaran comercialidad de Cardón IV

14 15

Plan de Negocios de Petrobras

Cartagena el evento organizado por ARPEL, con el respaldo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Asociación Colombiana del Petróleo

26 XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas La celebración de los treinta años de la creación del Simposio dio un matiz especial al desarrollo de su décima primera edición, celebrada del 29 de Julio al 1 de Agosto en Cartagena

INTERVIEW

38 Elsa Jaimes Romero

La actual Gerente de Exploración de OGX Petróleo e Gás en Colombia, Presidenta del Comité Ejecutivo del XI Simposio Bolivariano, comparte en esta entrevista aspectos de su formación como geólogo, su visión del liderazgo gerencial y gremial, y el rol de la mujer en la industria

Ecopetrol anunció hallazgo en el Golfo de México

SECCIONES

2 CORNISA 4 CUADRANTE 51 GENTE 52 WAREHOUSE

www.petroleumag.com TECNOLOGÍA Y COMERCIO

42 Tecnología de levantamiento artificial de NOV Monoflo Con su portafolio de soluciones innovadoras la división Monoflo de National Oilwell Varco contribuye al crecimiento de la Industria Petrolera de América Latina

SEGURIDAD

44 Fórmula Saxon, una estrategia que sí da resultados Saxon Services comparte su experiencia en el fortalecimiento de una cultura de seguridad en las operaciones de taladros de perforación

PREVIEW

46 V Colombia Investment Conference Oil&Gas

Con el fin de promover las inversiones en petróleo y gas, del 17 al 19 de Octubre se realizará en Cartagena el magno evento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

48 Enercol 2012 – XXIX

Del 5 y 6 de Septiembre se desarrolla en Bogotá esta jornada organizada por la Asociación Colombiana de Ingenieros – ACIEM, conjuntamente con el Ministerio de Minas y Energía y Ecopetrol

54 CALENDARIO 56 ÚLTIMA PÁGINA Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

La Revista Petrolera de América Latina

“Sin embargo, existen muchas empresas exitosas e íntegras que se han formado a base de implantar y respetar valores y códigos de ética, han logrado transparencia y objetividad en su información, además de una cultura sólida de rendición de cuentas” Marcela Ibarra Gallegos, Pemex E&P

EdicióN Jorge Zajia, Editor

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

PDVSA 2002

Cornisa

Han transcurrido diez largos años desde que Marcela Ibarra publicó un trabajo de investigación en VISIÓN Estratégica: Órgano Informativo Jorge Zajia, Editor de la Región Marina Suroeste de Pemex Exploración y Producción, (Publicación Trimestral, Febrero 2003, Año 6, Vol. 4), donde daba cuenta de los “Resultados de Operación 2002” de la RMS y los comparaba con los de las otras regiones de Pemex, con los consolidados de PEP y los de las principales compañías petroleras estatales y privadas del mundo. En ese informe, sobresalen los resultados mostrados por Petróleos de Venezuela S.A., Pdvsa, la cual se destacaba a nivel mundial por el alto -altísimo- rendimiento de su gestión. “Recordar es vivir”. Y como los hechos históricos son como los recordamos y no como realmente sucedieron y bien sabido es que quienes escriben la historia la “maquillan” de acuerdo a sus intereses, con toda la buena intención nos permitimos reproducir los Indicadores de Desempeño, publicados por la profesional de Pemex, donde, por cierto, no le da ninguna concesión a su compañía, y por el contrario las cifras objetivas y reales, muestran un desempeño discreto de la formidable estatal petrolera azteca, al compararla con las principales petroleras del orbe. Nuestro propósito claro e inocultable es mostrarle a las nuevas generaciones de petroleros venezolanos y a todos los ejecutivos, profesionales y técnicos de la industria petrolera mundial y, en especial, a la de América Latina, estas cifras que evidencian porqué Pdvsa -después de la nacionalización de la industria petrolera en Diciembre de 1975- se convirtió en una de las empresas más destacadas del mundo, orgullo del gentilicio petrolero venezolano. Esta es una oportunidad de lujo, también, para rendirle un reconocimiento público a los hombres y mujeres, de todas las nacionalidades, que con su trabajo honesto y profesional, hicieron posible ese desempeño, hoy muy tergiversado en aras de mezquinos intereses subalternos. Todas las cifras están expresadas en US$/Barril. Costos de Descubrimiento, 2001: Es la suma de todos los gastos en la identificación y estudio de las áreas que pueden contener reservas de petróleo y gas: Pdvsa 0.06, Fina 0.53, Repsol 0.55, BP 0.58, Petrobras 0.64, Exxon 0.80, Shell 0.90, Chevron 1.26, ENI 1.42, PEP 1.79 y RMS 1.82. Costos de Desarrollo, 1999-2001: De acuerdo con las prácticas internacionales, son los costos incurridos para acceder a las reservas probadas y para su monetización: Pdvsa 0.84, Repsol, 2.18, BP 2.58, Fina 2.97, Exxon 3.17, Shell 3.36, Chevron 3.60, ENI 3.85 y PEP 10.0. Costos de Extracción, 2001: Son lo incurridos para operar y dar mantenimiento a los pozos y a las facilidades de producción: RMS 3.09, Fina 3.29, PEP 3.45, Pdvsa 3.49, ENI 3.95, BP 4.27, Chevron 4.41, Repsol 4.67, Exxon 5.02, Petrobras 8.28 y Conoco 12.12. Costos de Producción, 2001: Son los gastos totales, incluyendo la depreciación, la amortización y los financieros: Pdvsa 4.84, PEP 5.55, RMS 5.90, Fina 7.25, Repsol 8.64, Chevron 8.68, Exxon 8.81, ENI 9.50, BP 9.57, Petrobras 11.96 y Conoco 12.12. La “matemáticas” no fallan y esos números fríos fueron los que llevaron a Pdvsa a colocarse entre las tres empresas petroleras más importantes del mundo, con una producción de petróleo equivalente, que en esa época, coqueteaba con los tres millones de barriles por día, a un precio promedio de exportación de unos 20US$/Bbl. Aunque no conocemos un estudio reciente que muestre los resultados operacionales de las más notables petroleras del mundo, podemos inferir que con una producción de petróleo y gas reportada superior a los 3.0 MMBPD y un promedio de ventas de exportación que ronda los cien dólares por barril, la formidable estatal venezolana debe superar con creces esas cifras. Es a lo mínimo que pueden aspirar los herederos de la estirpe de Juan Pablo Pérez Alfonso, el Padre de la OPEP. Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

Cuadrante

dvsa anunció un acuerdo que pone fin a un arbitraje ante el tribunal del Banco Mundial por la nacionalización de los activos en proyectos de gas de la estadounidense Exterran, el cual se producirá tras un pago de cientos de millones de dólares en un plazo de cuatro años. La estatal informó que “se acordó la suspensión del arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones, Ciadi. Una vez pagada la totalidad de la compensación, el arbitraje quedará terminado y todos los reclamos renunciados”. Las partes acordaron que al cierre de la operación se pagará 40% de la compensación por la transferencia de los activos y la transacción de reclamos, mientras que el saldo remanente será cancelado en cuatro cuotas.

copetrol Óleo e gas do Brasil, subsidiaria de Ecopetrol, adquirirá 30% de participación a Vanco Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gas Natural, subsidiaria de la estadounidense PanAtlantic, en los bloques de exploración BM-S-72 (SM1100), BM-S-63 (SM-1036) y BM-S-71 (SM-1035) en la cuenca Santos, en el offshore brasileño. La operación debe ser aprobada por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil, tras lo cual la subsidiaria de PanAtlantic, retendrá un interés de 40% en las concesiones y continuará como operador de la campaña de perforación exploratoria que arrancó el 7 de Julio con la perforación del pozo Sabia-1X en el bloque BM-S-72. Panoro Energy ASA y Brasoil Round 9 Exploracáo Petrolifera Ltda. conservan 15% cada una.

etrobras probó la existencia de petróleo en aguas profundas de la Cuenca de Ceará durante la perforación del pozo 1-BRSA-1080-CES (1-CES-158), conocido como Pecém. El pozo se localiza a unos 76 km. del municipio de Paracuru, en una lámina de agua de 2.129m. La profundidad actual es de 4.410m y la perforación continuará hasta los 5.500 m. El descubrimiento ocurrió en reservorios siliciclásticos de la Formación Paracuru, constatada por indicios de hidrocarburos durante la perforación, el análisis de los perfiles y los resultados de las pruebas por cable. Petrobras es la operadora de la concesión BM-CE-2, con 60% de participación en consorcio con la empresa BP Energy do Brasil, que posee el 40%.

PFB Chaco reportó el hallazgo de reservas de gas natural con el pozo Dorado1003D ST1, ubicado en el bloque El Dorado, 70 km. al sur de Santa Cruz, en Bolivia. El pozo alcanzó una profundidad de 4360 m y se estima una producción de 12 mmpcd de gas. El Presidente Ejecutivo de YPFB Chaco, Rafael Martínez Vaca, dijo que este resultado positivo abre la posibilidad para emprender el desarrollo del Campo Dorado Sur, que implica perforar aproximadamente cinco nuevos pozos en esta área, cuya reserva estimada es de 30 BPC. La empresa también está perforando los pozos Junín 4 (bloque Santa Rosa) y Bulo-Bulo 12 (bloque Chimiré), ambos en fase de terminación.

oyal Dutch Shell lideró este año el ranking de las 500 empresas de Fortune Magazine, divulgado a finales de Julio. La petrolera holandesa ocupó el primer lugar, con más de US$484.000 millones en ingresos y US$30.900 millones en ganancias en 2011. Según el reporte de Fortune, Shell continuó teniendo un buen desempeño en los primeros meses de 2012, reportando en el primer trimestre del año un crecimiento de 11% en sus ganancias. Ocho de las diez primeras compañías de la lista están en el negocio energético, con Exxon Mobil ocupando la segunda posición, seguida de Wal Mart (que pasó del primero al tercer puesto), BP, Sinopec Group, CNPC, State Grid, Chevron y ConocoPhillips.

etrobras y Pemex figuran tambien en la lista de Fortune, ocupando la posición 23 y 34 a nivel global, respectivamente, y el primer y segundo lugar entre las compañías de América Latina. La estatal venezolana Pdvsa mejoró también su actuación al pasar del puesto 66 en 2010 al 36 en 2011. Pese a la crisis mundial los beneficios de las empresas en el índice Fortune 500 crecieron 13.2% en 2011, con una cifra de negocios por US$29.500 millones. La colombiana Ecopetrol alcanzó la posición 303 de esta lista elaborada con base en la facturación y ganancias de las multinacionales.

hevron proporcionará a la empresa mixta Petroboscán un financiamiento por US$ 2.000 millones, según lo estipulado en el documento de intención suscrito el 18 de Julio por la operadora petrolera y la estatal Pdvsa. Petroboscán recibirá financiamiento a largo plazo (el último plazo de repago será el año 2025), tendrá una tasa igual a Líbor + 4,5 sin otros costos adicionales, y será destinado a la realización de obras para mantener y aumentar la actual producción de crudo promedio de 115.000 bpd del campo Boscán (Zulia), y cumplir así con el plan de remediación requerido por el Ministerio de Petróleo y Minería, informó Pdvsa en un comunicado.

etrobras, junto con sus socios BG Group, Petrogal Brasil y Repsol Sinopec, y por medio de sus afiliadas Tupi-BV y Guará-BV, aprobó la firma de diez contratos por US$ 4,5 mil millones para la construcción e integración de los primeros seis módulos topside de las ocho plataformas FPSO que se utilizarán en el desarrollo de los proyectos del presal, bloques BM-S-9 y BMS-11 (Cuenca de Santos). El proceso de contratación de los dos módulos topside y de los paquetes de integración restantes para los ocho FPSOs se debe completar en los próximos 18 meses.

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In Situ

Junta Directiva 2012 - 2014 de la Cámara Petrolera de Venezuela

En el marco de la trigésima tercera Asamblea General Ordinaria del organismo rector del sector petrolero venezolano, se eligió y tomó posesión el equipo directivo presidido por Alfredo Hernández Raffalli, cuyo plan de trabajo se enfocará en el fortalecimiento del gremio

l nuevo equipo está integrado además por Alberto Held y Alejandro Vicentini, como primer y segundo Vicepresidente, respectivamente, y como Directores, Álvaro Pérez, Rafael Ramírez, Luis Van Dam, Joaquín Sarria, Miguel del Valle, Ronald Páez, Massimo Giurollo, Giovanni Furlanetto, Enrique Novoa, Francisco Berti y Gabriela Rachadell. Para este período se mantendrá la participación en la Directiva de los Capítulos Regionales: Alexis Medina, Anzoátegui; Alexandru Lascarov, Carabobo; José Ángel Astudillo, Monagas y Erwin Lingg, Zulia.

Alfredo Hernández Raffalli asumió el liderazgo del sector petrolero privado venezolano

consumo de bienes y servicios producidos en el país, para que sean utilizados por las empresas petroleras, petroquímicas, de gas y carbón del Estado o de los particulares. • Propiciar el crecimiento y fortalecimiento de la participación en las Empresas Mixtas entre las empresas afiliadas a la Cámara y Petróleos de Venezuela, o entre esta y las empresas nacionales e internacionales, facilitando el encuentro entre las partes, y ofreciendo soporte en cualquier ámbito de la negociación para el mejor desarrollo y crecimiento del sector. • Propiciar acuerdos entre las distintas universidades del país, organi-

zaciones docentes y científicas a nivel nacional e internacional, Pdvsa y la Cámara, para lograr la formación y Plan de Trabajo capacitación del personal profesional, La Cámara Petrolera de Venezuela técnico y artesanal requerido en el plan reiteró el compromiso de ejercer la rede desarrollo Siembra Petrolera. presentación colectiva de sus asociados • Ampliar la visión del conglomerado ante los organismos oficiales y privados, empresarial nacional en relación a las y desarrollar el plan de trabajo para los oportunidades de participación en el plan. dos próximos años, el cual establece • Fomentar entre los afiliados nuecomo líneas maestras de gestión: vos esquemas societarios que permitan • Fortalecer la solidaridad del gremio. la participación en los mega proyectos • Propender al incremento de la actide la Faja Petrolífera del Orinoco. Así vidad del Sector Productivo en el ramo como también, gestionar mejores condide los hidrocarburos, petroquímico y ciones de participación de las empresas del carbón, así como al incremento del nacionales en los diferentes procesos de contratación que se promuevan dentro de estos importantes proyectos. La Cámara Petrolera de Venezuela cuenta con cinco capítulos regionales y una sede nacional, agrupando 525 empresas afiliadas pertenecientes a diversos sectores que ofrecen bienes y El nuevo equipo directivo de la Cámara Petrolera de Venezuela tiene por delante una importante tarea que realizar en defensa y fortalecimiento servicios a la industria del sector que representa de los hidrocarburos.

Septiembre 2012 / No 272 / Petroleum

Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

In Situ

Primer Foro Latinoamericano de Soluciones Multilaterales El 19 y 20 de Junio, Bogotá fue el escenario para la realización de un exitoso programa auspiciado por Halliburton Latin America, orientado al intercambio de experiencias en la aplicación de sistemas de tecnología Multilateral en niveles III, IV y V en la región

epresentantes de quince compañías operadoras de Venezuela, Ecuador y Colombia atendieron a la convocatoria de la compañía líder en el suministro de soluciones para la industria petrolera, en una iniciativa de difusión de las aplicaciones de instalación y completamiento de tecnologías MLT. A dar la bienvenida a los asistentes al foro, Luis Gussoni, Gerente de la línea de servicios Sperry Drilling para Latinoamérica, dijo que “la tecnología Multilateral proporciona soluciones avanzadas para el drenaje del yacimiento que posibilitan entre otras ventajas: reducir los costos de capital y producción, al permitir un mayor número de pozos por locación, incrementar la exposición y reducir la caída de presión en el yacimiento, incrementar los volúmenes de producción y reducir el impacto ambiental en zonas especialmente sensibles”. Por tal motivo resulta importante difundirla, no solo desde la perspectiva de la experiencia en los proyectos desarrollados por Halliburton, sino abordándola desde la experiencia de las aplicaciones en los proyectos de los clientes. El objetivo del evento fue analizar desde distintos enfoques los desafíos de las aplicaciones de las tecnologías de instalación y completamiento Multilateral en la región Latinoamérica en Campos Maduros, Crudos Pesados, Desarrollos Costa Afuera e Hidrocarburos no Convencionales y revisar las experiencias adquiridas en la materia. La temática central de la agenda de este Primer Foro Latinoamericano de Soluciones Multilaterales incluyó ex-

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El foro auspiciado por Halliburton permitió a un grupo de especialistas analizar los desafíos en materia de aplicaciones de instalación y completamiento Multilateral en campos maduros, crudos pesados, desarrollo costafuera e hidrocarburos no convencionales

periencias de las compañías operadoras en la instalación de juntas de sistemas III, IV y V, siendo abordada por José Palermo de Petrocedeño-Venezuela, en su conferencia “Tecnología Multilateral y de Geonavegación como una solución para un óptimo drenaje de crudo pesado de arenas heteroliticas y delgadas en el bloque Junín de la faja del Orinoco”, y por Sandra Rodríguez de Ecopetrol-Colombia en su conferencia “Ecopetrol –Uso de sistemas multilaterales para reducir costos e incrementar producción en el Campo Castilla- Caso Histórico”. Ambos temas fueron descritos desde puntos de vistas técnicos, económicos y del aumento en la producción. Jorge Vélez, Gerente de Desarrollo de Negocios de Halliburton-Colombia señaló que en un momento importante

como el que vive la industria petrolera latinoamericana, “es necesario generar espacios de diálogo que pongan a Halliburton de frente a la industria”, por ello, dijo, la realización de este foro abre espacios de discusión que contribuyen a la revisión de las aplicaciones de sistemas Multilaterales niveles III, IV y V, y a las aplicaciones de tecnologías de completamiento inteligente. “Y la mejor forma de hacerlo es trayendo a nuestros expertos involucrados en los proyectos de la región y a nuestros clientes para contar sus experiencias”, acotó. El cierre del foro estuvo a cargo de Hermes Aguirre, Vicepresidente de Halliburton Colombia, quien reiteró el compromiso de “Crecer Juntos” que tiene la compañía con sus clientes y en general con la industria y los países en los que está presente.

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Pontevedra Energy Exchange inicia operaciones en Colombia El primer bróker físico de crudo y productos refinados de América Latina eligió a Colombia para la puesta en marcha de sus operaciones a partir del 1 de Septiembre de 2012

a firma Pontevedra Energy Exchange SAS - EnEx.Co, con sede en Greenwich, Connecticut, con amplia experiencia en el mercadeo y logística de hidrocarburos en todo el continente americano, busca ser la punta de lanza en Colombia de una nueva modalidad de comercialización de hidrocarburos -aplicada con éxito en Canadá-, aprovechando la ventaja de ser la primera compañía de este tipo en la región, posicionando su plataforma tecnológica de comercialización en línea customizada al mercado colombiano. Liderada por Daniel Pechman, reconocido trader de crudo de Glencore y ex VP de Comercialización y Planeación de la Refinería de Cartagena y Andrés Felipe Calderón, quien trabajó en el desarrollo comercial de la Ronda 2010 y 2012 de la ANH, esta compañía busca dar una opción al mercado de crudo colombiano para optimizar sus transacciones y generar nuevos mercados dinamizando el comercio de este commodity. EnEx.Co. es la herramienta eficaz, confiable, eficiente, transparente y económica como respuesta a los siguientes interrogantes: ¿Cómo un productor local se asegura de vender su crudo por el mejor precio? ¿Cómo el financiero de la compañía puede auditar el performance de venta de sus comerciales? ¿Cómo los organismos públicos aseguran adecuados precios de transferencia para liquidación de regalías e impuestos? ¿Cómo un productor puede ampliar su horizonte de venta para asegurarse buenos márgenes según la oportunidad? ¿Dónde puede verificar precios reales de transacciones dentro de su mercado de referencia? Las operaciones realizadas en la plataforma EnEx.Co. son representativas de los mercados físicos existentes lo cual provee eficiencia, liquidez y transparencia, mejorando el proceso de negociación de las partes. Los clientes estarán en capacidad de hacer seguimiento a la dinámica de los precios del mercado en tiempo real de diversas calidades de crudos colombiano, en distintos puntos de entrega. Información y contactos: awww.enex.co o info@enex.co

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Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

E&P

Fugro adopta la tecnología SKUA de Paradigm La suite de modelado del subsuelo acelerará y mejorará la precisión del análisis subsal en proyectos de Fugro en el Golfo de México

ugro Seismic Imaging utilizará la tecnología líder de modelado 3D de Paradigm ® para construir modelos detallados de velocidad en el Golfo de México y en otras regiones, incluyendo modelos con estructuras complejas de sal. Los recientes avances en la velocidad de construcción de modelo y formación de imágenes de profundidad han proporcionado una mejor comprensión de los complejos plays subsalinos. Paradigm destacó que con la adopción de SKUA, Fugro será capaz de optimizar la integridad y complejidad de las estructuras salinas en la imagen sísmica, proporcionando un flujo de trabajo rápido y sin problemas para actualizar un modelo de sal y asegurar modelos de velocidad más precisos y fiables para imágenes sísmicas. La amplia gama de potentes métodos de modelado de velocidad que ofrece SKUA, de fácil aplicación, también garantizan mayor precisión, eficiencia y productividad en el tiempo de conversión de profundidad, además de beneficiar a los geofísicos de Fugro con una mayor productividad y rápidez en la ejecución de proyectos.

“Con SKUA podemos construir modelos detallados de velocidad más rápidamente en áreas como el Golfo de México, lo cual era impensable con anteriores tecnologías”, dijo Steve Cole, Geofísico Jefe de Fugro Seismic Imaging. “Una cartografía precisa de la profundidad del subsal es un ejemplo de los beneficios de SKUA, vital para la evaluación del potencial de petróleo y perspectivas de gas”. Duane Dopkin, Vicepresidente Ejecutivo de Tecnología de Paradigm, destacó por su parte que el modelado preciso de las estructuras de sal no debe ser una barrera para los plazos de proyecto difíciles. “La capacidad de SKUA para manejar adecuadamente las interfaces de sedimentos de sal, interfaces de fallos en sedimentos y la incorporación del detalle de velocidad estratigráfica, ofrece a los geofísicos una herramienta para generar modelos de velocidad para la exploración y desarrollo con mejoras sustanciales en el tiempo de respuesta”, puntualizó. www.pdgm.com

El modelado de velocidad SKUA garantiza precisión en el tiempo de conversión de profundidad en entornos de sal y estructuralmente complejo, haciendo uso de las operaciones 3D

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Declaran comercialidad de Cardón IV para explotación costa afuera El Ministerio de Petróleo y Minería aprobó la declaración de comercialidad de las reservas probadas de gas natural no asociado ubicadas en el campo Perla, del bloque Cardón IV del Proyecto Rafael Urdaneta, en el Golfo de Venezuela

a licencia para la exploración y explotación del bloque fue otorgada en Febrero de 2006 a la empresa Cardón IV S.A., cuya participación accionaria está conformada en 50% propiedad de Repsol y 50% de ENI. Las reservas probadas de hidrocarburos en el campo Perla, que ascienden a 9,51 TCF y 182 millones de barriles de condensados, fueron certificadas. La declaración de comercialidad permitirá aprobar el plan de desarrollo del campo, que prevé colocar las primeras moléculas de gas natural no asociado en el mercado interno, con una producción inicial de 300 millones de pies cúbicos por día a partir del cuarto trimestre de 2013, alcanzando 1.200 mmpcd a partir de 2019.

El Ministerio destacó el impacto que tendrá la explotación de estas reservas al contribuir a reducir el déficit histórico de gas que ha afectado a la región occidental del país, cubriendo especialmente las necesidades del sector eléctrico, de la industria petroquímica y la distribución comercial y doméstica. Como parte de las condiciones de la respectiva licencia otorgada a Cardón IV S.A., Pdvsa será copartícipe de 35% de los derechos que establece dicha licencia, incorporándose a las actividades de explotación previstas en el Plan de Desarrollo.

Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

E&P

Plan de Negocios de Petrobras prioriza actividades de E&P en Brasil

Entre 2012 y 2016 los proyectos de exploración y producción recibirán US$ 141,8 mil millones, de los cuales se invertirán US$ 131,6 mil millones en Brasil

e las inversiones totales previstas para el segmento de E&P en Brasil durante los próximos cuatro años (US$ 131,6 mil millones), 69% (US$ 89,9 mil millones) se destinará al desarrollo de la producción, 19% (US$ 25,4 mil millones) a la exploración y 12% a infraestructura. El Director de Exploración y Producción de Petrobras, José Miranda Formigli Filho, destacó que algunos proyectos, como Baleia Azul y BaúnaPiracaba, contribuirán a que la compañía alcance la meta de producción revisada recientemente. El primer petróleo de Baleia Azul estaba contemplado para Agosto de este año, mientras el del FPSO Cidade de

16 Septiembre 2012 / N 272 / Petroleum o

José Formigli, Director de E&P de Petrobras, dijo que la compañía apunta a una producción petrolera nacional de 2,46 millones de barriles por día para 2016

Anchieta, con capacidad para 100.000 bpd de producción, está programado

para Marzo de 2013. A su vez la primera producción del FPSO Cidade Itajaí, en el área de Baúna-Piracaba, se prevé para Octubre de 2012. La unidad, con capacidad de 80.000 bpd, alcanzará su pico de producción en Enero de 2014. El ejecutivo de Petrobras explicó que la meta de producción de crudo, LGN y gas natural para 2016, en Brasil y en el extranjero, es de 3,3 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) por día, de los cuales 3,0 millones boe/día corresponde a Brasil. Formigli subrayó los descubrimientos recientes en el presal. “El primero, en la Cuenca de Campos, en el área informalmente conocida como Pão de Açúcar, fue responsable de la apertura de una nueva frontera en la provincia petrolífera del presal”, dijo. Repsol es el operador del bloque y Petrobras es socio junto con Statoil. El volumen recuperable de petróleo se sitúa por encima de 700 millones de barriles. El otro descubrimiento es el de Carcará, en el presal de la Cuenca de Santos, donde hay más de 400m de reservorios contínuos de buena porosidad. La compañía continuará con las perforaciones hasta llegar al final del reservorio, tras lo cual podrá informar las estimaciones de volumen recuperable.

Ecopetrol anunció hallazgo en el Golfo de México Los resultados de la perforación del prospecto Parmer, en aguas profundas de la porción estadounidense del Golfo de México, arrojaron presencia de gas, de condensado y petróleo. Ecopetrol America Inc. tiene una participación de 30% en el prospecto. Los otros socios son Stone Energy y Apache

l pozo Parmer #1 ubicado en el bloque Green Canyon 867, alcanzó una profundidad total de 18.900 pies y permitió adquirir registros de presión y varias muestras de fluido en capas del Mioceno. Los resultados arrojan aproximadamente una columna de 240 pies (73 m) con evidencias de gas y condensado, así como otra de 40 pies (12m) con evidencias de crudo. Durante los próximos meses, los socios del prospecto reprocesarán sísmica 3D y definirán el plan de delimitación y desarrollo al que haya lugar conforme a los resultados. El prospecto Parmer está en los bloques GC 823 y GC 867, localizados en el área denominada Green Canyon, con una capa de agua de 4.200 pies (1.280 m). Cada uno

cubre un área aproximada de 23,3 km2 y están ubicados a unos 230 km de la costa de Lousiana. Este hallazgo es el segundo en el que participa Ecopetrol America realizado en aguas profundas del Golfo de México, una de las zonas de mayor prospectividad de hidrocarburos en el mundo. Este descubrimiento hace parte de la estrategia de internacionalización de Ecopetrol y es un paso más para incrementar las reservas y alcanzar la meta de producir un millón de barriles limpios de petróleo equivalente en 2015 y 1,3 millones en 2020.

Ecopetrol informó los resultados de la perforación del prospecto Parmer en aguas profundas del GOM

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Escenario

Julio 11 -13 Centro de Convenciones, Cartagena, Colombia

Presidieron la instalación Orlando Cabrales, Presidente ANH; César González, Secretario Ejecutivo ARPEL; Campo Elías Terán, Alcalde Mayor de Cartagena; Renato Bertani, Presidente Consejo Mundial de Petróleo (WPC); y Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol

Organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en América Latina y el Caribe -ARPEL y la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH, con el apoyo de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, LATINVE&P 2012 se constituyó en un escenario de primer orden donde líderes delinearon a lo largo de tres intensos días el panorama actual de oportunidades de inversión en exploración y producción de petróleo y gas en América Latina y el Caribe

n el Centro de Convenciones de Cartagena Julio César Turbay Ayala, el Foro congregó el primer día a representantes de los organismos gubernamentales y del sector de hidrocarburos en la región para dar a conocer las próximas rondas de licitación y otras oportunidades, así como modelos de contratos e incentivos de inversión y garantías. El segundo día reunió a ejecutivos y profesionales para analizar los principales retos del sector, entre estos, el acceso a nuevos recursos y tecnologías, las estrategias regionales de inversión, los desafíos reguladores y legislativos, así como los medios de acceso a los recursos financieros y otros

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servicios; y el tercer día estuvo enfocado al análisis de las oportunidades comerciales del país anfitrión. Asimismo a través de stands de exposición y espacios de reuniones se ofreció un escenario ideal para la promoción de rondas de licencias, la comercialización de prospectos de petróleo y gas, la búsqueda de socios comerciales, donde las empresas operadoras y las proveedoras de bienes y servicios, entre ellas Petrobras, Ecopetrol, Chevron, Pemex, Repsol, Pacific Rubiales, Pluspetrol, Perenco, Tecpetrol, Weatherford y Schlumberger, tuvieron la oportunidad de proyectarse mediante el mercadeo de sus tecnologías, productos y servicios.

La instalación del Foro y Exposición LATINVE&P 2012 estuvo a cargo de Orlando Cabrales, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, junto a un presidio conformado por, Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Renato Bertani, Presidente del World Petroleum Council, WPC; y por el Secretario Ejecutivo de ARPEL, César González, quienes dieron la bienvenida a este evento anual dedicado a la divulgación de programas de negocio y al análisis de los retos de inversión en el “upstream”, que en esta oportunidad reunió a más de 600 expertos, empresarios y representantes de gobiernos de América Latina y el Caribe.

Ofertas de los Gobiernos: Rondas, Prospectos y Condiciones de Inversión El programa de conferencias arrancó el 11 de Julio con la conferencia de Renato Bertani, Presidente del WPC, “Panorama y tendencias de la industria de petróleo y gas en el mundo”, en la cual señaló que si bien el petróleo fácil y barato ha sido, en su mayoría, ya descubierto y desarrollado, en el futuro tendrían que ser explotadas y desarrolladas nuevas fuentes de suministro en entornos cada vez más difíciles como los de los yacimientos a gran profundidad, aguas ultra profundas y en el Ártico, entre otros. Para el experto, a pesar de la volatilidad, en promedio los precios del petróleo se mantendrán fuertes, en un nivel que justifique la inversión en los cada vez más onerosos campos petroleros. “Esperamos que los combustibles fósiles, incluido el petróleo, gas natural y carbón, continuarán siendo la principal fuente de energía del planeta en las próximas décadas, lo que representa aproximadamente 65% a 70% de la matriz energética mundial en el futuro previsible”, añadió. Bertani se refirió igualmente a la misión del Consejo de promover la exploración, producción y el consumo de petróleo y gas natural para beneficio de la humanidad y particularmente reafirmó el compromiso del organismo de apoyar a Colombia para que alcance el mayor desarrollo de su industria. El resto del día transcurrió con las presentaciones de Bolivia, Perú, Jamaica, Panamá, México, Surinan, Ecuador, Uruguay, Chile, Brasil y Trinidad & Tabago; con una conferencia especial de Bob Fryklund, Director Gerente para Latinoamérica de IHS Cera, quien compartió una interesante presentación titulada “Mapa de ruta del petróleo y gas en Latinoamérica”, en la que hizo varias reflexiones sobre las opciones de inversión

en la región. Fryklund comentó que mientras las petroleras estatales expanden sus actividades en la región, bajo el liderazgo de Petrobras, Ecopetrol, ENAP y Pdvsa, la presencia de las petroleras internacionales e independientes también se ha incrementado, pero se preguntó si era sostenible en el tiempo. Acerca del valor de las transacciones, dijo que el número de operaciones en América Latina durante 2011 aumentó a un máximo de diez años, con reservas 2P transadas en 80% petróleo. “América Latina fue el mercado más caro para las reservas 2P, sobre una base unitaria, en gran parte debido a la alta ponderación del petróleo”, señaló. Al examinar el valor de los activos de América Latina, acotó que Colombia por la ponderación de su petróleo y la moderación de su gobierno ofrece el más alto valor a la región como unidad. Brasil, si bien posee recursos nuevos y cuantiosos, también existen preocupaciones como la inflación y la política gubernamental; y Argentina, a pesar de sus nuevos y prometedores plays de esquisto, la incertidumbre política y la regulación de los precios de los productos básicos vulneran este valor regional. Durante el día, en este ciclo intervinieron representantes de organismos gubernamentales del sector hidrocarburos de Uruguay, Brasil, República Dominicana, Panamá, Surinam, Trinidad y Tobago, Jamaica, Ecuador, México, Bolivia, Chile y Perú. Cada uno tuvo la oportunidad de divulgar los esfuerzos dirigidos para promover las oportunidades de inversión que ofrecen en el sector petróleo y gas, a través de mecanismos como rondas de licitación, nuevos modelos de contratos y demás incentivos ofrecidos por sus países.

Renato Bertani, Presidente World Petroleum Council

BOLIVIA: Luis Carlos Sánchez, de YPFB habló sobre las oportunidades de exploración de Bolivia de cara a la nueva Ronda Internacional 2012. Con más de 20 años como proveedor de gas natural de Brasil y Argentina, explicó que el país tiene un potencial hidrocarburífero de 19,92 Tcf de gas (9,94 Tcf de reservas probadas) y de 312,37 millones de barriles de petróleo y condensados (209,81 MMBbl de reservas probadas). El plan de exploración 2011-2020 abarca 41% del área de interés con potencial petrolero: con 13 áreas asignadas a YPFB, 15 áreas para la ronda 2012, 30 áreas con actividades bajo contratos de servicios y convenios de estudio, y otras 46 disponibles. La licitación en marcha comprende cinco áreas para contratos de E&P y diez para convenios de estudio. Actualmente la convocatoria hecha pública en Marzo de este año, se encuentra en proceso de recepción de documentos . La calificación de empresas estaba por ser anunciada. El representante de YPFB consideró que estas oportunidades le permiten al país asumir “el reto de un nuevo ciclo exploratorio”, con ventajas derivadas de los contratos de gas a largo plazo con Brasil y Argentina.

En el primer panel moderado por Miguel Angel Martínnez, de ARPEL, participaron Pedro Silva, Subdirector Recursos Técnicos, Pemex; Gaspar Franco, Director de Exploración de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Renza Samudio, Directora de Hidrocarburos de Panamá; y Gavin Gunter, Petroleum Corporation of Jamaica

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Escenario PERÚ: La intervención de Aurelio Ochoa Alencastre, Presidente de Perupetro estuvo centrada en las oportunidades, incentivos y garantías a la inversión en el sector de exploración y producción. Destacó la posición de Perú respecto a otros países de Sudamérica, con el cuarto lugar en reservas (12.5 Tcf) y el quinto en producción de gas (1,1 Bcf/d). De las 18 cuencas sedimentarias con filiación petrolífera, comentó que a la fecha la mayoría de estas cuencas están siendo exploradas, con notables descubrimientos de gas y condensados en los últimos cuatro años, inclusive gas natural no convencional (en Ucayali Norte). Se mostró optimista en relación a la licitación pública internacional en el segundo semestre de este año de un total de 22 bloques para la exploración de hidrocarburos en las cuencas Marañón, Madre de Dios, Trujillo y Ucayali. JAMAICA: Gavin Gunter, Geólogo Senior de Petroleum Corporation of Jamaica, PCJ, fue el responsable de presentar el panorama petrolero de la isla caribeña, cuyas oportunidades de exploración de hidrocarburos son inmensas, desglosando los elementos claves de los contratos y los incentivos. PANAMÁ: Renza E. Samudio, Directora de Hidrocarburos de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, presentó un avance preliminar del plan de evaluación geológico integral de las nueve cuencas sedimentarias del país, con énfasis en dos principales: Bayano-Chucunaque-Atrato (en tierra) y Garachiné-Sambú (offshore) localizadas en la provincia de Darién y donde se espera licitar ocho bloques este año. Samudio dijo que en ambas cuencas se han estimado volúmenes de hidrocarburos no descubiertos potencialmente recuperable en un rango de: 123 y 502 MMB con media de 304 MMB de petróleo, en la cuenca Bayano-Chucunaque-Atrato (carbonatos-clásticos); y de 173 y 743 MMB, con una media de 491 MMB para los depósitos de carbonatos y un rango entre 40 y 171 MMB, con media de 90 MMB de petróleo para los depósitos clásticos, en la Cuenca Garachiné-Sambú. Entre los beneficios de la exploración y explotación petrolera, Samudio enfatizó la disminución de la fuga de divisas por compra de crudo.

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MÉXICO: Gaspar Franco Hernández, Director General de Explotación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México, aportó una visión general de la regulación de la actividad petrolera en este país, que busca fortalecer la planeación del sector. Dijo que la CNH continuará apoyando las actividades que cumplan con las mejores prácticas internacionales de la industria petrolera.“Uno de los retos más importantes consiste en detener y revertir la evolución desfavorable de las reservas de hidrocarburos”, dijo.

LATINVE&P ofreció un panorama de las rondas de licitación y oportunidades de E&P en la región, así como de los incentivos para la inversión directamente de las agencias gubernamentales y empresas estatales de petróleo. Se analizaron las oportunidades, estrategias y soluciones para el desarrollo de negocios en el upstream y acceso a nuevos recursos hidrocarburíferos

Pedro Silva, Subdirector de Gestión de Recursos Técnicos de Pemex E&P, se refirió extensamente a las oportunidades de exploración y producción en México y a las figuras de los contratos integrales, cuyo objetivo es atenuar la declinación de la producción, aumentar el factor de recobro, incorporar reservas, maximizar el aprovechamiento del gas, respetar el ambiente, modernizar la administración tecnológica, desarrollar el talento técnico y asegurar los estándares internacionales. Luego del almuerzo se continuó con el orden del día establecido, cuyo moderador fue César González, Secretario Ejecutivo de ARPEL, el cual se inició con la conferencia de Fryklund, condensada arriba. Acto seguido continuaron las intervenciones: SURINAN: Marny Daal-Vogelland, Gerente de Contratos Petroleros de Staatsolie, lanzó la “Suriname 2013 International Bidding Round” con el lema de La Cuenca de Suriname-Guyana: El Próximo Gigante.

ECUADOR: Ramiro Cazar Ayala, Viceministro de Hidrocarburos, se refirió a las Rondas, Prospectos y Condiciones de Inversión en Ecuador, destacando el eje de una política petrolera centrada en consolidar la soberanía del Estado Ecuatoriano sobre sus recursos naturales, apoyarse en la inversión extranjera para el incremento de las reservas y la reactivación de los campos maduros, garantizando una explotación hidrocarburífera social y ambientalmente sustentable, mediante una estricta mitigación de riesgos ambientales y la redistribución prioritaria de la renta petrolera entre las comunidades localizadas en las zonas de explotación petrolera. Los desafíos de la política petrolera son: Incrementar las reservas y la producción de petróleo y gas, consolidar la seguridad jurídica de la inversión extranjera, minimizar la importación de combustibles y disminuir el subsidio, reoganizar a PetroEcuador y PetroAmazonas y financiar los grandes proyectos petroleros, como lo son la refinería del Pacífico y la reactivación de campos maduros. URUGUAY: Santiago Ferro, Jefe de Administración y Contratos de la Unidad de E&P de Ancap, la compañía nacional petrolera de Uruguay, detalló los resultados de la II Ronda en exploración “offshore” que culminó recientemente y que prevé la inversión de US$1.562 millones de dólares para impulsar el desarrollo del sector de hidrocarburos del país. Ferro afirmó que Uruguay no ha sido explorado lo suficiente, con apenas dos pozos perforados en el “offshore” por parte de Chevron y declarados secos. De allí la importancia de esta ronda en la que se lograron contratos de producción compartida a 30 años, con posibilidad de extenderse durante 10 años más. “Uruguay ofreció una geología prometedora, combinada con términos atractivos, al tratarse de un área de frontera, en la que se considera que habrá mucha actividad en aguas profundas durante los próximos tres años”, afirmó el representante de Ancap. CHILE: José A. Ruíz, Jefe de la División de Seguridad y Mercado Hidrocarburos del Ministerio de Energía de Chile, habló sobre las medidas adoptadas en el país para estimular el desarrollo del

mercado del gas, ante la gran dependencia de combustible argentino para su consumo interno. En este sentido mencionó el positivo avance de proyectos como la construcción de las terminales de El panel sobre inversiones en E&P conformado por Miguel Angel Martínez, de Arpel; José A. Ruiz, del Ministerio de Energía de Chile; Silvio Jablonski, de la ANP de Brasil; Wilson Lalla, del Ministerio de Energía de Trinidad y Tobago y Héctor de Santa Ana, Director E&P de Ancap Mejillones y Quintero. Ruíz compartió cifras recientes que muestran un aumento en el y con reservas probadas de crudo en el orden de este impulso es la política de contenido consumo de gas a nivel nacional y de un de los 15.000 millones de barriles, el país tie- local en sintonía con las inversiones en I&D. mercado potencial que no ha sido satisfe- ne expectativas de incrementar estos niveles “La enorme demanda de bienes y servicios cho. De acuerdo a las proyecciones a finales apostando al desarrollo de la provincia del en Brasil es un importante nicho para los de la actual década debería duplicarse la pre-sal de las cuencas de Santos y Campos. proveedores y las inversiones extranjeras capacidad energética de la nación. Esta zona potencial en aguas profundas serán bienvenidas, siempre y cuando cumSubrayó el potencial de recursos no abarca unos 149.000 Km2, apenas 26% bajo plan con las metas de Brasil”, concluyó. convencionales en la cuenca madura de concesión y 71% disponible. TRINIDAD & TOBAGO: Wilson Magallanes, donde dijo que los recursos Estimó que el desarrollo de oportuni- Lalla, Asesor del Ministerio de Energía convencionales que quedan son menores. dades en esta area prevé al menos unos de Trinidad y Tobago, anunció la reali“En la parte no convencional de Magalla- US$400.000 millones hasta 2020 en bienes zación de una nueva ronda de bloques en nes, hay prospectos de “tight gas”,” shale y servicios. El país necesitará invertir fuer- Octubre próximo. oil” y “shale gas”, aseguró. El representante del séptimo país temente en infraestructura (plataformas, BRASIL: Silvio Jablonski, Jefe de Ga- barcos de suministro, oleoductos, puertos, productor mundial de GNL, dijo que la binete de la Agencia Nacional de Petróleo astilleros, acero, etc). zona a ofrecer contiene varios pozos pro–ANP, de Brasil, dio a conocer las oportuni“El país -dijo Jablonski- vive un mo- ductores. “Hay sísmica que soporta este dades del sector brasileño de petróleo y gas. mento especial en el sector petrolero e in- modelo y que puede conducir a muchas Con una producción actual de 2.2 millones tenta tomar ventaja de ello para impulsar su oportunidades para compañías medianas de bpd de petróleo y líquidos de gas natural, desarrollo”. Un instrumento fundamental y pequeñas”, aseveró.

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Desarrollo de Negocios Upstream: Oportunidades y Estrategias, Desafíos y Soluciones Plenaria I: Gas y petróleo de esquisto: Oportunidades regionales, desafíos de acceso, soluciones tecnológicas y análisis económico Moderador: Héctor Manosalva, Vicepresidente de E&P de Ecopetrol Disertantes: Richard Chuchla, VP Exploración América Latina de ExxonMobil, quien disertó sobre el potencial global y regional de este recurso no convencional y su análisis económico. Edgar Chapman, VP América Latina de Weatherford, se enfocó en los desafíos y soluciones tecnológicas para el upstream. Pedro Silva, Subdirector Gestión de Recursos Técnicos de Pemex E&P, quien se refirió a las políticas e incentivos para su explotación.

La plenaria sobre Gas y Petróleo de Esquisto contó con las intervenciones de Oscar Villadiego, Ecopetrol ; Pedro Silva, Subdirector de Gestión de Recursos Técnicos Pemex E&P; Edgar K. Chapman, VP para América Latina de Weatherford y Richard Chuchla, VP Exploración América Latina ExxonMobil

Plenaria II: Licenciamiento ambiental: Diálogo sobre aspectos normativos, desafíos claves y búsqueda de soluciones para la agilización de licencias Moderadora: Sandra Martínez, Gerente Asuntos Ambientales y Comunidades de PluPetrol Panel de Diálogo: Rafael Torres, Director Consulta Pre-

via del Ministerio del Interior, Colombia. Francisco Pinilla, Socio Perú & Ecuador, ERM. Iris Cárdenas Pino, Directora de Asuntos Ambientales del Ministerio de

Energía y Minas de Perú. José Alberto Rodríguez, Jefe de la Unidad de HSE de Ecopetrol. Ronald Manosalva, Jefe de Gestión Ambiental de Tecpetrol Ecuador.

El tema del licenciamiento socio ambiental fue abordado en la segunda plenaria por Francisco Pinilla, Socio Perú y Ecuador, ERM; Ronald Manosalvas, Jefe Gestión Ambiental, Tecpetrol de Ecuador; Sandra Martínez, Gte. Asuntos Ambientales y Comunidades, PlusPetrol (moderadora); Iris Cárdenas, Directora General Asuntos Ambientales Energéticos, Min. Energía y Minas, Perú y Jorge Rodríguez, Jefe Gestión Ambiental de Tecpetrol

Plenaria III: Acceso a mercados de capital: Contexto económico y regulatorio, dinámica de licenciamiento, fuentes y mecanismo de acceso al financiamiento y servicios de asesorías de negocios críticos Moderador: Steve Devito, Director Regional Teams Americas, IHS Cera Disertantes: Andrew Derman, Socio de Thompson & Knigt, se refirió al marco normativo

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y fiscal contractual de E&P. Guillermo Jalfin, VP de Gestión de Producción para América Latina de Schlumberger, presentó un trabajo sobre los contratos de servicios financiados del

Ecuador, un nuevo esquema de riesgo/ recompensa. Raymundo Sánchez, Principal de ATKearney, disertó sobre los servicios de asesorías en negocios críticos.

Steve Devito, Director Regional Teams Americas de IHS Cera, moderó la tercera plenaria sobre Acceso a Mercados de Capital en la que intervinieron Raymundo Sánchez, Principal, A.T. Kearney; Guillermo Jalfin, VP Gestión de Producción AL, de Schlumberger y Andrew Derman, Socio, Thompson & Knight

Plenaria IV: Expansión regional de negocios: Impulsores y estrategias, experiencias y lecciones Moderador: Horacio Vergara, Socio a cargo de la industria de Energía de Accenture, México. Disertantes: José Carlos Vilar, Gerente Ejecutivo América Latina e Internacional de Petrobras, habló sobre la expansión regional de negocios.

Steven Crowell, CEO de Pluspetrol, presentó una profundo y muy completo análisis sobre las oportunidades de inversiones en exploración y producción de petróleo y gas en América Latina y el Caribe. Luis A. Pacheco, VP de Planeación de Pacific Rubiales, realizó una disertación

sobre la experiencia de Pacific titulada “Petróleo y Sustentabilidad, una obra en Progreso”. Evandro Correa Nacul, Director Ejecutivo Región Pacífico de Repsol, se refirió a las oportunidades de negocios que ofrece la explotación del gas natural en América Latina. La cuarta plenaria se centró en la expansión regional de negocios, con la participación de Luis A. Pacheco, VP de Planeación de Pacific Rubiales; Horacio Vergara, de Accenture México; José Carlos Vilar, Gerente Ejecutivo América Latina, Área Internacional de Petrobras; Steven Crowell, CEO de Pluspetrol y Evandro Correa Nacul, Director de Repsol Región Pacífico

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Escenario Colombia Aguas Arriba Plenaria V:Colombia: Desafíos claves de infraestructura y operaciones en E&P, estrategias y soluciones En el tercer y último día de sesión, se centró en el contexto de negocios, oportunidades de inversión y desafíos para el desarrollo de la actividad upstream en Colombia. Moderadora: María Victoria Riaño, Presidenta Equion. Panel de Diálogo: Andrés Mejía, Gerente Exploración de Perenco Colombia. Juan Carlos Quintero, Gerente Evaluación de Crudos de Ecopetrol. Luis Eduardo Cabrera, Gerente Producción y Transporte de Parex Resources. Gerardo Villela, VP de Campetrol. La última sesión moderada por María Victoria Riano, Presidenta Equion, se enfocó en los principales retos para Colombia, con los aportes de Andrés Mejias, Gte. Exploración, Perenco; Juan Carlos Quintero, Gte. Evaluaciones de Crudos, Ecopetrol; Luis Eduardo Cabrera, Gte. Producción y Transporte, PARED Resources y Gerardo Villela, VP de Campetrol

Ceremonia de Clausura LATINVE&P 2012 se clausuró con dos conferencias dictadas por Oscar Villadiego, Vicepresidente de HSE y Sostenibilidad Operativa de Ecopetrol, quien expuso sobre la evolución de la empresa estatal, su marco estratégico y planes de inversión; y Alejandro Martínez, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, quien habló sobre las tendencias e impulsores del mercado colombiano de petróleo

y gas; y Orlando Cabrales, Presidente de la ANH, para referirse a las rondas, prospectos y condiciones de inversión en el país. El Presidente de la ANH, Orlando Cabrales Segovia fue el encargado de la clausura oficial del foro, acompañado por Evandro Correa Nacul, Director Ejecutivo para la Región Pacífico de Repsol y Milton Costa Filho, Presidente saliente de ARPEL.

Alejandro Martínez, Presidente ACP

Orlando Cabrales presidió la clausura del I LATINVE&P, junto a Evandro Correa, Presidente del Comité E&P de ARPEL y Milton Costa Filho, Presidente Saliente de ARPEL

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Reunidos al término de una de las numerosas sesiones de LATINVE&P: Miguel Angel Martínez, Arpel; Gerardo Villela, Schlumberger; Amanda Pereira, Arpel; Mauricio Vargas y Ricardo Ramírez, Schlumberger; Milton Costa Filho, Petrobras; Oscar Villadiego, Ecopetrol; Silvio Jablonski, ANP Brasil; y Juan Carlos Sosa, Grupo Petróleo YV

Oscar Villadiego, nuevo Presidente de ARPEL

OMedina, Vicepresidente de scar Alfredo Villadiego

Salud, Seguridad y Medio Ambiente de Ecopetrol, preside desde el pasado 12 de Julio y por un período de dos años la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en América Latina y el Caribe, ARPEL. Villadiego, quien reemplaza en el cargo al brasileño Milton Costa Filho, de Petrobras, es Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad América. Ingresó a Eccopetrol en 1986, como profesional de la División de Yacimientos, iniciando una trayectoria en la que ha desempeñado distintos cargos, entre ellos Gerente de Producción de la Regional Llanos (2001) y Vicepresidente de Servicios y Tecnología (2008). ARPEL es una asociación sin fines de lucro que reúne a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe. Fue fundada en 1965 como un vehículo de cooperación y asistencia recíproca entre empresas del sector, con el propósito de coadyuvar activamente a la integración y crecimiento competitivo de la industria y al desarrollo energé-

tico sostenible en la región. Actualmente sus socios representan más del 90% de las actividades del “upstream” y “downstream” en la región. Actualmente ARPEL reúne a 33 asociados, todos empresas e instituciones del sector de hidrocarburos con operaciones en Latinoamérica y el Caribe.

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Cartagena, Colombia Julio 29 - Agosto 1, 2012

La instalación estuvo a cargo del Comité Ejecutivo del XI Simposio Bolivariano: Mauricio Gómez, Director Financiero; Ana Elvia Suárez, Editora; Diógenes Rovira, Vicepresidente Técnico de la ACGGP; Egón Castro, Vicepresidente; Elsa Jaimes, Presidenta; Jaime Checa, Director Técnico; Francisco Almario, Director de Organización y Gloria Vidal, Secretaria General

La celebración de los treinta años de la creación del Simposio dio un matiz especial al desarrollo de su décima primera edición, cuyos resultados ratifican su sitial entre los eventos técnicos de discusión más importantes en Latinoamérica:1.200 asistentes en representación de más de 15 países de los cinco continentes, la mayor muestra tecnológica en la historia del simposio, ocho cursos cortos, cinco charlas magistrales, 52 presentaciones orales, 119 presentaciones de carteleras, y entre varias novedades, el desarrollo de una Sesión Especial Paralela de Adquisición Sísmica y el montaje del área de Oportunidades de Negocios Exploratorios

rofesionales de distintas empresas y países se hicieron presentes en el Centro Internacional de Convenciones y Exposiciones Las Américas de Cartagena, que este año sirvió de sede al principal evento organizado por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP, que en atención a su lema ofreció una agenda para compartir e integrar conocimientos con el fin de incrementar el éxito exploratorio, a través de un importante número de

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contribuciones en Análisis de Cuencas y Sistemas Petrolíferos, Fronteras Emergentes, Yacimientos Siliciclásticos, Carbonatos y Evaporizas, Yacimientos no Convencionales, Geología estructural, Geofísica, Campos Activos y Tecnologías de Producción. La calidad técnica del programa, que abrió espacio a un conjunto de presentaciones orales, de póster y de e-póster, fue evidenciada por el gran número de trabajos premiados, complementado con

una muestra de nuevas tecnologías y soluciones aplicables a complejos problemas en la actividad exploratoria. La participación estudiantil tuvo igualmente un rol destacado, mediante actividades especialmente diseñadas para facilitar el intercambio con líderes de la industria y la consolidación de los capítulos estudiantiles que actualmente existen en la región. Distintos eventos sociales proporcionaron el espacio y el ambiente para la integración fraterna entre los participantes.

Instalación La ceremonia inaugural fue presidida por el Vicepresidente Técnico de la ACGGP, Diógenes Rovira; los miembros del Comité Ejecutivo del XI Simposio: Elsa Jaimes, Presidenta; Egón Castro, Vicepresidente; Jaime Checa, Director Técnico; Ana Elvia Suárez, Editora; Francisco Almario, Director de Organización; Mauricio Gómez, Director Financiero; Gloria Vidal, Secretaria General y el Sub Comandante de la Policía Metropolitana de Cartagena, Coronel William Ruiz. También estuvieron presentes los integrantes del equipo directivo de la ACGGP, liderado por Iván Olaya, asesores nacionales e internacionales e invitados especiales, entre ellos Roberto Leigh, a quien el Comité Organizador distinguió con una mención de honor. En sus palabras de apertura Elsa Jaimes destacó el crecimiento y consolidación ganada por el Simposio en sus 30 años de existencia, así como los lazos de cooperación con importantes asociaciones como la American Association of Petroleum Geologist-AAPG, la Society of Exploration Geophysicists-SEG, la

European Association of Geoscientists & Engineers-EAGE, la Unión Latinoamérica de Geología (ULG), la Associacao Brasileira de Geologos de Petroleo (ABGP ) y la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet).

La integración de los geocientíficos con las asociaciones gremiales e instituciones de gobierno es esencial para apalancar el éxito exploratorio no solo en Colombia sino en toda la región Apoyándose en datos oficiales Jaimes enfatizó que la producción en Colombia es hoy casi 45% más de lo que se tenía hace cinco años, no obstante, dijo, ello debe ir de la mano del crecimiento de reposición de reservas, para lo cual se debe adquirir

información, generar prospectos y perforarlos. “Colombia pasó de 21 pozos exploratorios perforados en 2004 a un nivel de 126 pozos en 2011, y para este año se prevé perforar 194 pozos, de los cuales 44 están pendientes por aprobación de licencias ambientales y consulta previa”El Vicepresidente , puntualizó. Agradeció el respaldo de diferentes empresas a través de su patrocinio, un soporte que permite “el desarrollo de este espacio de discusión, integración y crecimiento profesional”. Destacó de manera especial el esfuerzo del equipo de trabajo que por cerca de año y medio trabajó en la organización del evento, en especial quienes conformaron el Comité Ejecutivo, nombrado por la Junta Directiva de la ACGGP 2010 – 2011, encabezada por Iván Olaya. En la misma tónica el Vicepresidente Técnico de la ACGGP, Diógenes Rovira, en sus palabras de bienvenida dijo que en la ciudad de Cartagena de Indias se abrían las puertas “al discernimiento, al análisis y a la discusión de las ideas concernientes a la exploración de hidrocarburos”. Agradeció a los participantes, conferencistas y compañías patrocinadoras, el depositar su confianza en el evento.

Reconocimiento El Vicepresidente del Simposio, Egón Castro, presentó una semblanza del Simposio, el cual -dijo- ha contribuido a unir a personas y empresas.Sus palabras fueron un preámbulo para el homenaje ofrecido al creador del Simposio, el geólogo Roberto Leigh, quien en 1978 y junto con el VP de Exploración de Ecopetrol en ese entonces, Bernardo Otaola Arango, maduraron la idea de realizar un evento que sirviera como centro de acopio y diseminación de la información geológica de las cuencas subandinas. “Junto con gerentes de las principales empresas que operaban en Colombia, y apoyados por un grupo de geólogos que laboraban en Ecopetrol, organizaron en Agosto de 1982 el I Simposio que se llamó Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas de Colombia, Venezuela, Perú y Bolivia, que se llevó a cabo en Bogotá. Durante la ceremonia de clausura se decidió cambiar el nombre a Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas, el cual conserva hasta el presente y

Un sentido homenaje rindió el Comité Organizador al creador del Simposio Bolivariano, el geólogo Roberto Leigh

que fue registrado por la ACGGP”, dijo Castro. Al recibir y agradecer la distinción, Leigh expresó que era emocionante darse cuenta cuán rápidamente pasaron 30 años desde el primer simposio. “La idea era ayudarnos unos a otros: las empresas permiten que sus geólogos, geofísicos e ingenieros divulguen información, a la vez las empresas se nutren con

la información que reciben de otras empresas, y las compañías de servicios tienen igualmente un valor muy importante con su participación y aporte tecnológico. Hablamos por tanto de una relación ganar – ganar, que ha sido una de las metas del simposio, tan importante como las relaciones de amistad que surgen en estos eventos, que es algo que propiciamos y esperamos se mantenga”. Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

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Charlas Magistrales

Efectividad de las medidas de ajuste y el proceso de transformación El Vicepresidente de E&P de Ecopetrol, Héctor Manosalva, abrió el ciclo de conferencias magistrales desarrollado durante la mañana del primer día de jornada, con una presentación centrada en el comportamiento del sector de hidrocarburos en Colombia en los últimos años, con la democratización de la propiedad de Ecopetrol. “La compañía se ha consolidado porque el país se ha transformado y ha hecho uso de sus fortalezas” ba cerca de US$ 2.000 millones en inversión extranjera directa, y hoy día excede los US$12.000 millones por año, lo cual es un indicador importante de confianza y del potencial del país para garantizar el fortalecimiento del sector de E&P.

Héctor Manosalva, Vicepresidente E&P de Ecopetrol

Desde la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombia pasó de 12.5 millones de hectáreas a 102 millones de hectáreas contratadas hasta el año 2011, con un efecto importante en la sísmica, al igual que los pozos exploratorios que pasaron de 10 por año (antes de 2003) a 123 pozos exploratorios perforados en 2011. Otro aspecto importante es la dispersión de la actividad exploratoria, con cerca de 34 compañías operadoras desarrollando estas labores en diferentes áreas del país, lo que se reflejada en las tasas de crecimiento de producción. La producción total de crudo equivalente del país es de 1.103.000 barriles, de los cuales 930.000 son de crudo. En términos de ingresos para la nación, para el año 2000 el sector petrolero aporta-

Ecopetrol concentra cerca del 70% de su presupuesto de inversión en actividades de E&P, un esfuerzo que demanda fortalecer igualmente las capacidades de transporte, refinación, puertos, mercadeo, gobierno corporativo, talento humano, inversión social y muchos otros retos asociados al crecimiento “En cuanto a Ecopetrol somos hoy un grupo empresarial que ha aprendido a desarrollar capacidades para estructurar un portafolio de negocios en sus diferentes áreas de actividad y hemos venido fortaleciendo la capacidad de gestionar esos recursos de inversión. Hasta el año 2005 invertíamos menos de un millón de dólares, las inversiones de este año son de US$ 8.4 millones, con un plan para los próximos años cercano a los 80 millones”. La compañía está enfocada en fortalecer las actividades de E&P en las cuales concentra cerca del 70% del presupuesto

de inversión. Ese fortalecimiento implica reforzar igualmente las capacidades de transporte, refinación, puertos, mercadeo, gobierno corporativo, talento humano, inversión social y muchos otros retos asociados al crecimiento. El plan en los próximos años establece una meta al 2015 de un millón de barriles por día equivalentes al 2015, y al 2020 de un millón 300 mil barriles en condiciones sostenibles. “Eso significa que debemos incorporar 6.2 millones de barriles en reservas del 2012 al 2020, provenientes de actividades de incremento de factor de recobro, exploración nacional e internacional, hidrocarburos no convencionales y de adquisición de empresas. Implica invertir en el segmento US$ 69 millones para garantizar que estos programas se desarrollen”. En el downstream se tiene un plan de inversión de US$ 6.5 millones orientados a terminar la ampliación de la refinería de Cartagena –debe estar culminando el año entrante- que permitirá elevar de 78.000 a 140.000 barriles en promedio la capacidad de refinación del país, y adicionalmente hacer una transformación tecnológica en la refinería de Barrancabermeja que permitirá procesar en un modelo eficiente los crudos pesados que se producen en Colombia. En transporte igualmente tenemos previsto inversiones para seguir incrementando las capacidades de transporte del país, en puertos, estaciones, sistemas de bombeo que permitan soportar estos crecimientos de producción.

Sesión Especial Por primera vez en la historia del Simposio, la ACGGP en colaboración con la EAGE organizaron una Sesión Especial Paralela de Adquisición Sísmica, cuyo desarrollo fue un rotundo éxito, con un total de 12 presentaciones a cargo de especialistas de las firmas más reconocidas en tecnología y servicios en este rubro, tales como PGS, Fugro, WesternGeco, Hocol, Mustagh Resources, Arcis Seismic Solutions, Sercel, Geokinetics, Wireless Seismic y Jaguar Exploration. La agenda de todo un día incluyó sesiones de intercambio entre participantes y conferencistas, quienes aportaron ideas, conocimientos y experiencias acerca de la aplicación de nuevas herramientas de adquisición sísmica y beneficios potenciales en Colombia.

28 Septiembre 2012 / N 272 / Petroleum o

Presente y futuro de la Agencia Nacional de Hidrocarburos El Vicepresidente Técnico de la ANH, Juan Fernando Martínez Jaramillo, ilustró los cambios que se están suscitando en el sector de hidrocarburos colombiano y de manera particular en la Agencia, cuyo marco estratégico está cambiando como resultado del proceso de transformación que al interior de la misma se está operando, pasando a ser una agencia estatal con potestad para dictar políticas públicas en el sector La visión de la Agencia está enfocada a fortalecer el conocimiento geológico del potencial del subsuelo colombiano, lo cual es un mensaje importante para la industria petrolera nacional, porque todo el esfuerzo administrativo, jurídico y técnico que se está haciendo hoy es para aportar elementos técnicos de juicio para agilizar e impulsar la exploración petrolera del país, aseguró Martínez, quien presentó el nuevo esquema organizacional de la ANH, implantado con el propósito de prestar un mejor servicio, agilizar los procesos y focalizar actividades claves para el desarrollo de la actividad exploratoria. Enfatizó que la ANH tiene sus puertas abiertas para escuchar sugerencias de la industria a la par de reiterar el compromiso de compartir los datos, estudios y conceptos adquiridos para impulsar el proceso exploratorio que permita mantener la autosuficiencia petrolera nacional con excedentes exportables. En relación con las ventajas de la nueva estructura, mencionó en primer término el fortalecimiento del equipo técnico de la Agencia, cuyo plantel se incrementa de 60 a 160 empleados. Asimismo se van a formular políticas públicas en el sector, “lo cual es importante porque si la ANH tiene una buena articulación y comunicación con la industria podremos hacer consenso sobre las políticas que el sector necesita”. Las mejoras se traducirán además en procesos de trabajo más ágiles y eficientes, y en la parte técnica, el fortalecimiento del conocimiento de las cuencas. En cuanto a los proyectos, destacó la campaña de perforación estratigráfica actualmente en desarrollo, con un pozo estratigráfico en el área de Mercaderes en la cuenca de Patiño. Se han tomado aproximadamene 600 pies de corazón y perforado a unos 6.000 pies. El pozo tiene una profundidad final de aproximadamen-

te 12.000 pies. El 15 de Septiembre se prevé iniciar el pozo estratigráfico profundo de Buenaventura. Tambien avanza la campaña de pozos slim hole en Sinu San Jacinto, con 8 pozos adjudicados.También estaban en fase de adjudicación los pozos slim hole en Cesar Ranchería y Cordillera Oriental. El objetivo de estos pozos es tomar información para hidrocarburos convencionales y no convencionales.

En el nuevo esquema organizacional de la ANH el Consejo directivo sigue siendo la instancia rectora de las directrices y políticas de la agencia, liderada desde la Presidencia. Se crean cinco Vicepresidencias: Financiera y Administrativa, Técnica, Contratos de Hidrocarburos, Promoción de Areas y Operaciones

Asimismo se encontraban en localización tres pozos estratigráficos profundos en el Choco, un pozo estratigráfico profundo en el Valle Medio Magdalena y otro en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena en el sector de Plato. Adicionalmente se trabaja en una campaña de reprocesamiento, enfocada en una primera etapa al noroccidente colombiano. “Vamos a complementar ese reproceso sísmico con una adquisición de más de 10.000 km de sísmica offshoreque contemplamos empezar en 2012”.

Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico ANH

De igual forma se tiene una campaña de sensoramiento remoto y adquisición aerogeofísica que ha permitido identificar anomalías importantes en cuencas fronteras. La misma se encuentra en la cuarta fase de toma de sensoramiento remoto de la cuenca Vaupes Amazonas y se prevé hacer sensoramiento remoto y aerogeofísica en Goajira, Cesar –Ranchería, Valle Superior del Magdalena y Caguán Putumayo, acompañado de campañas de geología de superficie. Entre los proyectos que están en estructuración, para entrar en ejecución a finales de este año y 2013 se incluye una campaña de análisis post drilling. También está por adjudicarse este año un proyecto ambicioso, que a través de técnicas espectrales persigue preservar, analizar y definir composición mineralógica, determinar valores de permeabilidad y porosidad de todos los corazones presentes en la litoteca Bernardo Taborda. Otros proyectos no menos importantes son la campaña de rezumaderos, el banco de información petrolera para actualizar los protocolos de entrega de información, revisar las bandas de confidencialidad, e integrar y preparar datos que sean eficientes para futuras rondas de exploración. El presupuesto de inversión de la ANH para los próximos tres años es del orden de US$ 444 millones - 800 mil millones de pesos, y su esfuerzo está orientado principalmente a sísmica y pozos, porque el objetivo primordial es cambiar los paradigmas, “de tal forma de dar un paso adelante en la búsqueda úrgente que tenemos de petróleo fresco”, concluyó Martínez. Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

Escenario

OGX sembrada en Colombia El Gerente Ejecutivo de OGX Oil & Gas, Ernani Porsch, habló de los principales logros y desafíos de esta compañía brasileña creada en 2007, perteneciente al grupo de empresas EBX, conglomerado industrial dirigido por inversionistas brasileños privados, con un perfil de inversiones en recursos naturales y energía En la actualidad OGX es responsable de la campaña más grande del sector privado de exploración en Brasil, con una cartera de 34 bloques en total, 30 en Brasil, en las cuencas de Campos, Santos, Parnaíba, Pará-Maranhão y Espírito Santo, y cuatro bloques de exploración en Colombia. Un portafolio bastante diversificado, con oportunidades en cuencas offshore y onshore, en aguas someras, aguas profundas. La extensión total de los bloques es de unos 7.000 km² en mar y 36.500 km² en tierra, 24.500 km² en Brasil y 12.000 km² en Colombia. En la cuenca de Campos que es la principal productora en Brasil, la compañía tiene 7 bloques. “Es una cuenca muy prolífica, y hemos perforado hasta el momento 67 pozos”, acotó Porsch. En la cuenca de Santos tiene 5 bloques 100% propiedad de OGX, en los cuales ha perforado 12 pozos, dos probados con gas y condensados y otro probado con crudo liviano de 38º API. En la cuenca de Parnaíba la empresa posee 8 bloques, con 70% de participación y es operador. En esta cuenca ya habían sido perforados previamente 35 pozos sin ningún hallazgo. A la fecha OGX ha perforado 21 pozos con tres hallazgos comerciales de gas, otros tres están en evaluación. Dos de esos hallazgos tienen ya declaración comercial, con reservas totales de un poco más de 11 TCF de gas. Esa es un área sencilla para entrar en producción, se reutilizará el gas para generación de electricidad –la empresa hermana MPX tiene la licencia para producir 3.700 MW de electricidad, y eso se obtiene con una producción de 6 mmcd de gas. En la cuenca de Espiritu Santo se localizan los únicos bloques de aguas profundas en los que participa OGX, con un interés de 50%. El otro 50% es de Perenco que también es el operador.

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Ernani Porsch, Gerente Ejecutivo de OGX Oil & Gas

En total son cinco bloques. Ya se perforaron dos pozos que resultaron secos y está por perforar el tercero. En la cuenca de Pará-Maranhão se tienen también cinco bloques. Aún no han comenzado a perforar pues siguen a la espera de las licencias ambientales. “Esta es un área muy sensible, pero estamos preparadosz y con todo listo para arrancar una vez completemos este paso, con muy buenas expectativas respecto a los resultados”, dijo Porsch. En lo que respecta a Colombia, explicó que en uno de los bloques, en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, se realizó una sísmica 2D y se está adquiriendo un programa 3D. Los otros tres son bloques frontera en la cuenca del Cesar - Ranchería en los cuales se prevé empezar la actividad sísmica en 2012. Este lo que resta del año la compañía continuará la campaña exploratoria en las cuencas de Campos, Santos y Parnaíba, y delimitará las acumulaciones ya encontradas en esas cuencas. De igual forma tiene previsto emprender la campaña exploratoria en la cuenca de Pará-Maranhão tan pronto se obtenga las licencias ambientales y proseguir con la sísmica en Colombia, además de participar en las próximas rondas programadas tanto en en Brasil como en Colombia.

Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

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Crecimiento de los crudos no convencionales en los Estados Unidos Fernando I. Sanabria, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración de ExxonMobil Colombia, compartió una perspectiva del crecimiento e impacto de los hidrocarburos no convencionales, enfocándose en los aspectos técnicos y el aprendizaje derivado de los diferentes plays en operación en Estados Unidos La exitosa combinación de tecnologías, mejores prácticas y la recuperación mejorada asociada con reducción de costos y aprendizaje contínuo es evidente en los plays de petróleo y gas no convencional, donde ha habido un incremento notable en producción. ExxonMobil participa en casi todos los plays importantes dentro y fuera de Estados Unidos. En los 80´s las reservas de gas en ese país eran del orden de 500 TCF, y en la actualidad se habla de más de 2000 TCF de reservas, suficientes para una producción por 80 a 100 años. A raíz de la revolución de los plays de gas y del aumento de los precios del crudo, la industria se volcó con igual ímpetu a los plays no convencionales de líquidos, con unos 1.500 equipos de trabajo a la fecha. El play de Barnett se ubicó el pasado año en el tercer lugar de producción, y el de

Eagle Ford, que inicialmente fue un play de gas, comenzó a producir petróleo con mucho éxito, llegando en solo dos años a un volumen de 200.000 bpd. En los primeros 9 meses de 2011 se emitieron 2.100 permisos, lo que indica la intensidad del trabajo e igualmente la necesidad de tener sistemas regulatorios y de permisología ágiles para mantener el plan de ejecución de los proyectos. Por primera vez en más de 25 años el descenso en la producción se ha invertido. Según los expertos la perspectiva para el 2020 es una producción entre 1.7 y 2.0 millones de bpd. Un aspecto importante está relacionado con el interés público y en algunos casos preocupación, que en gran parte no se basa en realidades. “Es allí donde los operadores tenemos un rol decisivo para mantener informados a los interesados, y más allá de eso, aplicar la misma creatividad usada para extraer los recursos

Fernando Sanabria, VP Ejecutivo de Exploración de ExxonMobil Colombia

del subsuelo, para dar solución a los problemas”, acotó Sanabria. En cuanto a los puntos claves en el desarrollo de estos recursos, Sanabria puntualizó la necesidad de un marco legal estable, régimen fiscal competitivo, marco ambiental igualmente competitivo en términos de la permisología y una infraestructura de servicios de excelencia.

Importancia de la geología en la exploración Franklin Yoris, Gerente de Geología de la Vicepresidencia de Geociencias de Pacific Rubiales Energy cerró el ciclo de charlas magistrales con una refrescante reflexión acerca de la participación de la geología en la exploración Parafraseando una conocida máxima sobre la búsqueda de petróleo, Yoris introdujo a la audiencia en lo que representa la integración de conocimiento con estas palabras: “Se puede explorar un campo nuevo con ideas antiguas (el azar muchas veces hace milagros y de repente alguien puede tener éxito); desarrollar un campo antiguo con ideas antiguas (lo más seguro es que lo abandonemos diciendo que ya no queda más petróleo, pero la realidad es que se acaban las ideas, no el petróleo. Y las dos opciones importantes son: desarrollar un campo antiguo con ideas nuevas (lo más probable es aumentar las reservas, y de hecho hay bastantes ejemplos); y desarrollar un campo nuevo con ideas nuevas. Evidentemente lo que hace es aumentar las probabilidades de éxito”. Yoris enfatizó que usualmente lo que llamamos “ideas nuevas” muchas veces fueron propuestas hace tiempo. Llamó la atención sobre la importancia de ser

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interactivos. “Debemos compartir nuestros modelos con el compañero de al lado, y no enterrarnos en la estación de trabajo sin que nadie sepa lo que estamos haciendo, porque la verdadera integración, que es el lema de este simposio, es la integración de los cerebros de la gente, de los genuinos pensantes que se ayudan de las máquinas y no al revés. . Otros señalamientos claves de su presentación fueron: • Los recursos del futuro se encuentran en yacimientos que cada vez más se alejan de la producción fácil. Es decir, el petróleo fácil no es que se acabó pero tampoco es el más frecuente. • La mejor visualización de la calidad de un yacimiento se logra a través de modelos muldimensionales, tanto en los casos de exploración como de producción, de modo que tenemos que ampliar un poco más el entendimiento.

Franklin Yoris, Gerente de Geología, Pacific Rubiales Energy

• La secuencia estratigráfica de escala local cobra cada vez más importancia. • El máximo aprovechamiento de las herramientas que aporta la tecnología actual solo se logra cuando la interpretación geológica de alta calidad valida los productos.

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Área ONE Una de las novedades en el Simposio fue el espacio diseñado para las compañías interesadas en promover sus Oportunidades de Negocios Exploratorios, el cual fue ocupado por las empresas Ecopetrol, Gran Tierra Energy y Trayectoria Oil & Gas Colombia, cuyos módulos se transformaron en ambientes propicios para facilitar el conocimiento de sus actividades y promover alianzas con grupos de interés Ecopetrol ha realizado un esfuerzo sostenido en materia de exploración, participando en las distintas rondas nacionales e internacionales, solo o en asocio con terceros. Sus principales logros, planes e inversión proyectada fueron compartidos en su plaza en el Simposio, donde captamos a Eduardo Cardozo Puentes, Víctor Ramírez, Enrique Guzmán, Felipe González, José M. Jaramillo, John Londoño (Shell E&P Americas), Sandra Mesa, Enrique Velásquez, VP de Exploración, Carolina Urrego y la guía Tatiana Vélez

Trayectoria Oil & Gas Colombia desarrolla una excelente cartera de activos, los cuales fueron presentados en su módulo del Área ONE, donde captamos a su Presidente, Luis Enrique Uribe (centro) en compañía de Edgard Chajid K., Gte de Exploración; Juan F. Martínez, VP Técnico de la ANH; Narciso Chiquillo, Presidente de Geoespectro; y Elsa Jaimes y Ana E. Suárez, del Comité Ejecutivo del Simposio

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El equipo de Gran Tierra Energy integrado por Diana Flolaty, Gte de Asuntos Externos; Daniel M. Truempy, Gte de Exploración y Nuevos Negocios Argentina y Carlos Guerrero Moreno, New Ventures Colombia, a quienes vemos en compañía de Elsa Jaimes. A la izq. Nora Londoño, de Reclutamiento y Selección; al fondo Saira Corzo Cruz, Asistente Comercial y las guías Laura Torres y Erika Llamosa

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Escenario

Clausura

El cierre de la jornada contó con la presencia del Presidente de la ANH, Orlando Cabrales, quien reiteró el compromiso de seguir generando desde el Gobierno las condiciones fiscales, contractuales y económicas para que exista inversión en el sector y haya actividad exploratoria

Complacidos por los exitosos resultados del XI Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas, Ana E. Suárez, Mauricio Gómez, Egón Castro, Elsa Jaimes, Orlando Cabrales Segovia, Jaime Checa, Francisco Almario y Gloria Vidal

El Presidente de la ANH, Orlando Cabrales inició su intervención invitando a los “exploradores”, los geólogos y geofísicos, a generar nuevas ideas y romper paradigmas en una tarea compartida orientada a encontrar más campos de hidrocarburos. Reiteró que Colombia tiene una historia de éxito, al lograr casi triplicar la producción de crudo en los últimos 7 años. El promedio a Julio de este año son 936.000 barriles. En materia de gas la producción todavía es comparativamente baja, pero con un potencial para crecer y poder abrir un mercado de exportación. En materia exploratoria ha habido igualmente aumentos sostenidos en los últimos años en actividad sísmica. La meta para este año es de un poco más de 18.000 km, habiendo realizado al mes de Julio 12.000 km, lo cual constituye un buen augurio de estar al nivel del pasado año, de casi 24.000 km de sísmica, con una inversión estimada de US$560 millones. Desde el punto de vista de pozos exploratorios, recordó el récord histórico reportado en 2011, de 126 pozos. La meta para 2012 es de 150 pozos con una inversión estimada de US$770 millones. En reservas, en los últimos 8 años Colombia ha logrado incorporar cerca de 3.000 millones de barriles equivalentes, en su mayor parte de crudo. En 2011 se terminó con un nivel de reservas de 2.259 millones de barriles de crudo, con una incorporación neta con respecto a 2010

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de 200 millones de barriles, lo cual es un incremento importante. En materia de gas, 2011 cerró con unas reservas totales de 6.6 TCF de gas. Allí sí hubo una disminución respecto a 2010 (7.1TCF).

“En materia de hidrocarburos tenemos por delante desafíos muy grandes, pero estamos generando las condiciones fiscales, contractuales y económicas para que haya actividad exploratoria” Ronda Colombia 2012 Sobre este tema Cabrales puntualizó que se ha ido generando un portafolio variado que da cabida a empresas pequeñas, medianas y grandes. De un total de 115 bloques que se están ofreciendo, 13 son costa afuera, 11 de ellos en el Caribe y 2 en el Pacífico. “El Caribe es una zona que personalmente veo con mucho entusiasmo pues hay allí una actividad creciente en el corto y mediano plazo. En el Pacífico todavía hay mucha timidez y en la ANH estamos trabajando para generar un mayor interés en la industria”, acotó. De los bloques en tierra hay 30 con potencial en hidrocarburos no convencionales, para los cuales fue necesario crear condiciones que hicieran atractiva la inversión, entre ellas un descuento de 40% en

las regalías aplicables. Otra medida es el ajuste que se hizo al contrato de E&P para reflejar esas realidades de los yacimientos no convencionales, con períodos de exploración y desarrollo mas amplios del que se tenía en el contrato original.

Principales desafíos En cuanto a los principales desafíos, el Presidente de la ANH señaló que desde el punto de vista de relaciones con las comunidades, operar en Colombia es cada vez mas difícil, y se requiere que las compañías se organicen. “Estamos apoyándoles para hacer un mejor racionamiento. Para esta ronda introdujimos un nuevo anexo referido a los términos y condiciones bajo los cuales se deben hacer los programas en beneficio de las comunidades”. Sobre el tema del licenciamiento ambiental, dijo que el problema va mucho mas allá de las demoras. “Hay que comenzar a pensar de manera diferente, moverse hacia una mayor conciencia y reforzar acciones”. En lo que respecta a Infraestructura de Transporte hay también planes de actualización. “Seguramente en campos pequeños va a persistir el uso de carro tanques, pero en la medida que mejore la infraestructura claramente este sistema va a disminuir”, afirmó. Por último, en la parte de tecnología y servicios, dijo que Colombia cuenta con personal muy calificado pero insuficiente para soportar todo el plan de crecimiento, de modo que se requiere acelerar esfuerzos para estar al nivel de los desafíos del sector.

Trabajos premiados El Comité Técnico del XI Simposio Bolivariano decidió distinguir en esta oportunidad un gran número de contribuciones, en las siguientes categorías:

Mejores presentaciones orales Nuevas Fronteras El campo Perla, Golfo de Venezuela, Historia de un campo inesperado L. Benkovics, Repsol Riesgos y Reservas Ecopetrol´s Approach to Appraise Risks Associated to Petroleum System Elements in Offshore Exploration, Colombia Víctor Orlando Ramírez, Ecopetrol Yacimientos no convencionales Exploración de plays no-convencionales para gas en la Formación Porquero de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, Colombia Iván Leyva, Pacific Rubiales Energy Yacimientos Pleistocene to Recent Channel Systems from the Slope of the Magdalena Fan Stephen Leslie, Hess Corporation Producción Proyecto Piloto de Inyección Cíclica de Vapor en el Campo Capella – Cuenca Caguán, Colombia Cirlia Albornoz, Emerald Energy Sucursal Colombia Geología Estructural The Foothills of the Eastern Cordillera, are they a Structural Mirror? Roberto Linares, Equion Energy Geofísica Geophysical expression of Late OligoceneEarly Miocene Reservoirs in the Guarrojo area, Llanos Basin of Colombia: from reconnaissance to simultaneous 3D seismic inversión Mario de Freitas, Hocol

Mejores Presentaciones de Póster Nuevas Fronteras Reevaluación de los sistemas petrolíferos en la cuenca Guajira Offshore en Co-

Un total de quince presentaciones, entre orales y de póster, fueron distinguidas por el Comité Técnico del XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

lombia, con base en geoquímica de alta resolución en muestras de fondo marino y modelamiento de cuenca Luz Stella Vargas, Ecopetrol Sistemas Petrolíferos Generación y expulsión de hidrocarburos en el Sur de la Cuenca de Marañón-Perú. Análisis de riesgos geológicos en el sistema petrolero Chonta. Ricardo Veiga, YPF Yacimientos Aproximación a la proveniencia sedimentaria de unidades paleógenas de la cordillera oriental mediante el uso de minerales pesados Felipe Lamus Ochoa, Corporación Geológica ARES Geofísica Robust prediction of pay sands in clastic reservoirs with seismic inversion attributes, Central Campos Basin, Brazil Heidy Correa, Shell Exploration & Production Co. Geología Estructural Geometry and Kinematic Evolution of The Matachines Oil Fields, Magdalena Valley (Colombia) Germán Javier Giraldo Rey, Petrobras

Mejor póster de estudiantes Yacimientos no convencionales Modelo desacoplado para predicción del arenamiento en yacimientos de crudo pesado y extra-pesado Leidy Laura Álvarez Berrio, Universidad Nacional de Colombia

Yacimientos Modelo evolutivo de estratigrafía de secuencias en el cono de Río Grande (offshore Brasil) Maria A. Bejarano, Universidad Nacional de Colombia Sistemas Petrolíferos Caracterización estratigráfica, geoquímica y estructural de la formación los cuervos como roca generadora de hidrocarburos en la parte sur de la cuenca del Catatumbo Romel Aguilar, Universidad de Pamplona El programa de clausura finalizó con las palabras del Director Técnico del XI Simposio Bolivariano, Jaime Checa, señalando que culminaba una ardua tarea, cuyos frutos se verán a medida que las nuevas inquietudes sembradas en las mentes de los participantes se traduzcan en acciones efectivas para seguir avanzando en la labor exploratoria. “El ser parte de la organización del Simposio me hace reflexionar acerca de la fuerza de los ideales. La fuerza del propósito de impulsar la geología del petróleo llevó a la creación de nuestra Asociación hace más de 50 años y nos ha traído hasta acá, gracias al esfuerzo de personas desinteresadas que año tras año ocupan roles directivos. La fuerza de un ideal dio origen hace 30 años a este maravilloso evento y nos sigue conquistando con renovado entusiasmo. La fuerza de las ideas nos ha llevado a ser capaces de casi ver el subsuelo mientras perseguimos nuestras metas y la fuerza de las ideas nos permitirá seguir adelante para bien de las futuras generaciones”, concluyó Checa. Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

La Exhibición Tecnológica Ocupando el Salón de Convenciones y Pabellón del Centro Internacional de Convenciones Las Américas, el área expositiva del XI Simposio Bolivariano ofreció una completa muestra de tecnologías de punta aplicables en la solución de los complejos desafíos planteados por la actividad exploratoria, presentadas por empresas nacionales e internacionales líderes en productos y servicios para el sector

Diana E. Vidal, Asistente de Presidencia Acipet; Carlos G. López, Presidente LHR; Maria P. Castro, Directora de Bienestar al Asociado Acipet; José R. Bonilla, Gerente Ingenería de Yacimientos Petronorte; Diana Duarte, Ejecutiva de Mercadeo y Ventas Acipet; Luis G. Acosta, COO-aVP de Operaciones Petronorte; Camilo Soto, Director de Mercadeo LHR

Schlumberger hizo honor a su tradición de excelencia, con sus tecnología, servicios y soluciones de avanzada para el éxito de la exploración. En su amplio stand Carlos Rey, AHN; Raúl Hernández, SIS Unit Manager; Diana Guzmán, SIS Sales Manager; Marcela Olivares; Juan F. Martínez, VP Técnico ANH; Rafael Zambrano; Orlando Cabrales, Presidente ANH; Francisco Orta, ; Ana E. Suárez y Elsa Jaimes, del Comité Ejecutivo del Simposio; Luis A. Briceño, Asesor ANH Resolviendo desafíos es el lema que mejor describe la experiencia sin par de Halliburton en soluciones para la industria petrolera y a su talento humano, muy bien representado por Augusto Blanco, Rosita Martínez, Gerardo Mijares, Dayhan Ramírez, Solange Cepeda, Zoraya Carvajal, Ciro Ayala, Claudia Pérez, Diego Carvajal, Jorge Weiner, Andrea Guzmán, Hermes Aguirre, César Mantilla, Joaquín y Alejandro Sánchez

IHS también se hizo presente en la exhibición del Simposio Bolivariano con sus soluciones y herramientas de avanzada para análisis2012 geológicos, de ingeniería y petrofísica. Frente a su estand CrisSeptiembre / No 272 / Petroleum tina Barros, Carlos Albano, Kennedy Hughes, Ricardo Sotto (Global Geophysical Services), Marcos Duque (Ecopetrol), Chris Vewet (Global Geophysical Services), Zonia Nichols y César Bolívar

En el el booth de INOVA, líder en sistemas e instrumentos para complejos programas de adquisición sísmica, Richard Eperjesei, Jesús Romero (Petronova) José Luis Medina (Seismic), Mike Jaur (ION), Fernando Hernández, Doug Allinson (ION) y Jason Criss

ANTEK se apoya en su experiencia y moderna tecnología para ofrecer servicios analíticos de alta calidad. En su estand, Jaime E. Niño, Director Geoquímica&Petróleos; Henry Castro, Gerente General ; Elsa Jaimes, Presidenta del Simposio; Orlando Cabrales, Presidente ANH; Juan F. Martínez, VP Técnico ANH, Jorge Zajia, Editor Petroleum; y Ana E. Suárez

Posan frente al módulo de Comunicaciones por Internet, auspiciado por Pacific Rubiales Energy, Juan F. Martínez, Ana E. Suárez, Orlando Cabrales, Elsa Jaimes y Claudia Pérez

Frente al estand de Petroleum Luis Rodríguez, Zulay Socorro, César Jiménez, Freddy Chiquito, Roberto Leigh, Adiela Martínez, Carlos Arango Arbeláez, Santiago Eduardo Borthelle, George Ellis Buzan, Mireille Socorro y Ana Isabel Valbuena

Reunidos en el estand de Geoespectro, especialistas en servicios de adquisición, procesamiento, interpretación sísmica geológica, Juan Chiquillo, Director HSE; Néstor Moreno, Gerente Financiero; Carlos Molina(Synertech); Sindy Torres; Ciro Ayala(Halliburton); Narciso Chiquillo, Presidente; Gloria Vidal (Hocol); Enrique Velásquez, VP de Exploración Ecopetrol; Alvaro Rocha (Fronterra); Mauricio Gómez (Geokinetics) y Gustavo Solórzano (Mitchan)

Cordializando en el estand de Fugro: Pat McKenny, VP Sales & Marketing Calgary; Carol Heitmann (P1 Energy), Joe Verdeen, General Manager; Alejandro Acosta; Indira Zambrano (Pdvsa); Gilberto Prates Neto, Gte. Desarrollo de Negocios LA; Jorge Alviarez (Pdvsa Intevep); Izaskun Azpiritxaga, Gte. de Proyectos Regional; Jesús Bilbao, Gte. América Latina y Luis Braga, VP Global de Desarrollo de Negocios

Gerardo Villela, Juan F. Martínez y Sofía Díaz, Marketing & Comunicaciones de Schlumberger

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Interview

Elsa Jaimes Romero

“Tan importante como el crecimiento en producción, es aumentar las reservas” Tener claros sus objetivos y la importancia de cultivar atributos claves para el crecimiento personal y profesional, ha sido un esquema que ha funcionado perfectamente para esta geóloga colombiana, actual Gerente de Exploración de OGX Petróleo e Gás, quien suma a su hoja de vida el exitoso liderazgo como Presidenta del Comité Ejecutivo del XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

e vimos en Cartagena, durante el recién celebrado Simposio, siempre atenta al desarrollo de la jornada, lo mismo interactuando con participantes, expositores y conferencistas, que trabajando junto a cada uno de los integrantes del equipo que le acompañó en la organización, vigilante del éxito de cada actividad. “Los resultados se logran con esfuerzo”, nos dijo, con la misma convicción con la que ha fundamentado su propio crecimiento. Nacida en Bucaramanga -nordeste de Colombia- y con

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veintiún años de trayectoria como geólogo, Elsa Jaimes integra el grupo de profesionales que está sumando su aporte a la etapa actual de la industria petrolera de este país, quienes disfrutan el ser parte de equipos de trabajo efectivos. No duda en afirmar que el punto de partida para una carrera en asenso es, definitivamente, el querer aprovechar las oportunidades. Para ella no existen “fórmulas mágicas” y sí organización, dirección y esfuerzos encausados a lograr los resultados. Egresada de la Universidad Industrial de Santander –UIS, en 1991, y con un master en Geología del Petróleo de la Universidad de Texas, en Austin, inició su carrera en Lasmo, petrolera británica donde trabajó por 8 años haciendo interpretación geofísica, y también vinculada a labores de adquisición y procesamiento sísmico. En 1998, se unió al equipo de exploración de Petrobras en Colombia, donde trabajó con métodos geofísicos, interpretación y en generación de prospectos. En 2008 decidió unirse a Ecopetrol, como Geofísico Senior en el área de Exploración Internacional, liderando el grupo de Exploración del Golfo de México hasta 2010, cuando asumió su actual posición en la exitosa empresa brasileña OGX. Al preguntarle el por qué de su inclinación hacia la geología, narra que inicialmente se sintió atraída por la ingeniería de sistemas, pero tras una presentación

que realizaron representantes de la UIS promoviendo la Escuela de Geología, no dudó en presentarse. No declinó su vocación inicial, pues estudió ambas carreras al tiempo. Le gustaba mucho la geotecnia, pero se dio la oportunidad de realizar una práctica en el Instituto Colombiano del Petróleo y luego de hacer su tesis de grado vinculada a un proyecto conjunto del ICP y Ecopetrol. Así comenzó todo. ¿Desde su propia experiencia qué considera lo más significativo de su ejercicio profesional? Personalmente creo que en cada etapa de la carrera uno va encontrándose con grandes maestros, gente que nos va aportando su conocimiento y experiencia. Cuando uno termina los estudios piensa que ya está totalmente preparado, pero es en el ejercicio y con la interacción que tenemos con otros profesionales que comienza verdaderamente el proceso de formación. En ese sentido puedo decir que he sido afortunada, pues me he encontrado con personas muy valiosas que me han marcado profundamente. De mi etapa en Lasmo, por ejemplo, recuerdo a Mauricio Osorio, un geólogo ya fallecido, excelente persona y gran guía, también a Gloria Rincón, e igualmente en cada una de las empresas en las que he trabajado… Mario de Freitas, en mi etapa en Petrobras, Enrique Velásquez en Ecopetrol… han sido muchas las personas que han contribuido a mi formación profesional.

El XI Simposio ¿Qué representó asumir el liderazgo en la conducción de la XI edición del Simposio Bolivariano y en el marco del 30 aniversario? - Confieso que me sentí halagada con la propuesta, si bien dudé aceptar o no, pues en ese momento estaba trabajando todavía con Ecopetrol, en un cargo que demandaba viajar con mucha frecuencia y pensaba que posiblemente no iba a tener el tiempo para hacerlo. Coincidió con la oferta que recibí de OGX, en una posición con más permanencia en Bogotá, gracias a lo cual finalmente acepté trabajar en el Comité Ejecutivo del Simposio, debo enfatizar que con un grupo de trabajo excepcional. Todos los compañeros del comité y en general toda la gente que trabajó en la organización, son todos muy activos y comprometidos, lo cual da una gran confianza. Viendo los resultados finales, nos sentimos muy complacidos. Desde luego, siempre hay situaciones que sobre la marcha se van superando, pero el balance que arroja esta edición del Simposio fue excelente, tanto en la parte técnica como financiera. Estamos

hablando del evento más grande hasta ahora realizado, con 1200 asistentes, que es una cifra importante, con una muestra tecnológica que casi dobló en superficie la de la anterior edición, ocho cursos pre simposio y varias novedades, como fue la sesión paralela con la asociacion internacional EAGE y el área ONE.

“Fue muy placentera la experiencia de trabajar en la organización del Simposio, con un equipo de trabajo excepcional, integrado por gente muy activa y comprometida” Realmente un gran evento y es destacable el realce que dieron a las presentaciones de póster… - Nos satisface esa acotación porque realmente fue uno de los objetivos de este Simposio. La propuesta fue del Director

Técnico del evento, Jaime Checa, quien se entusiasmó con la experiencia que tuvimos en el simposio anterior con uno de los ponentes quien tuvo la iniciativa de colocar una pantalla y le funcionó estupendamente. Decidimos tomar la idea y con resultados altamente satisfactorios, pues logramos romper con esa concepción errónea que se tiene de los trabajos clasificados como póster, que tradicionalmente se les ha visto como algo secundario, cuando realmente no es así. El área de póster le imprimió un gran dinamismo a esta jornada, al igual que las presentaciones orales que también fueron de gran atractivo para los delegados. Su mensaje para toda la gente que lograron convocar y para quienes respaldaron esta edición del Simposio - Mis palabras son de total agradecimiento. Estos espacios existen porque tienen el soporte de las empresas operadoras y compañías de servicios. Y nuestro llamado es a que continúen haciéndolo. Recordemos que estos son eventos con una trayectoria reconocida en el sector

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Interview tar con Elsa Jaimes, quien también siente afinidad por el tema. De entrada comentó que el panorama está cambiando y lo que antes se pensaba que era un negocio solo para hombres, comienza a abrir cada vez más espacio, especialmente en Colombia donde hay muchas más féminas en el gremio y cada Una industria en vez más en posiciones ejecutivas y crecimiento directivas. ¿En su visión cuales son los principales - En 2010 tuvimos la oportunidesafíos presentes y futuros de la Industria dad de participar en un foro de la Petrolera Colombiana? AAPG exclusivo sobre este tópico, Como lo mencioné en la instae investigando encontramos que en lación del Simposio, somos una intoda Latinoamérica se confronta dustria en crecimiento. Se ha hecho un esfuerzo grande y hemos logrado “Nuestra industria ha hecho un gran esfuerzo, en respuesta a los grandes la misma situación. Un mayor número de mujeres trabajando en la desafìos de Colombia en materia de hidrocarburos” incrementar la producción, pero tenemos que hacerlo igualmente en reservas gusta. Como Editora le correspondió li- industria, pero no tanto en cargos direcpara poder desarrollar todo nuestro po- derar un proceso de gran significación tivos, en parte porque las mujeres profetencial en materia de hidrocarburos. Sin que acercó a la ACGGP con la Society sionales en nuestros países, unas más que embargo las demoras en la obtención de of Exploration Geophysicists-SEG y des- otras, tenemos facilidades para algunos la permisología es un inconveniente que de entonces las relaciones se han profun- aspectos y otros preferimos no afrontarestán sufriendo todas las empresas. Enten- dizado entre ambas sociedades. Elsa ha los, porque sigue pesando más en la bademos claramente que la normativa am- sido miembro de la SEG desde el 2000, lanza el equilibrio con la vida personal, biental y social es necesaria, que debemos representante en el Consejo Directivo y familiar, y asumir cargos de mayor resproducir en forma limpia y socialmente sirvió en el Comité de Membresía. Ya en ponsabilidad implica comprometer muresponsable, lo contraproducente son los la Presidencia las responsabilidades son cho mas tiempo y restarlo a esos aspectiempos que esos tramite están tomando. aún mayores, e igualmente gratificantes. tos vitales. Realmente esta una decisión La ANH ha hecho una excelente labor “Todos estos roles los asumí siempre im- muy difícil para muchas, sobre todo si no en la promoción de las áreas. En La Ron- pulsada por los colegas, que en definitiva cuentan con el necesario apoyo, respaldo da 2010 se firmaron cerca de 70 contratos, son quienes te postulan y respaldan para y comprensión para asumir esos desafíos profesionales. todos con unos plazos de cumplimiento ejercer ese liderazgo”, nos dijo. ¿Cómo lo has podido sobrellevar? de tres años para hacer sísmicas y pozos, Recordó con especial aprecio su rol - Pienso que he contado con suerte pero para hacerlo necesitamos las licencias en la Presidencia, pues fue un ejercicio porque mi esposo también es geólogo, y y consultas previas, de modo que hay que directivo que tuvo como meta el fortalecientiende bien las situaciones, nos apolograr que en las instancias competentes miento de relaciones con las instituciones esos procesos sean más ágiles y dinámicos. líderes internacionales, la American As- yamos mutuamente, en una relación sociation of Petroleum Geologist-AAPG, muy par. Indiscutiblemente para mi es La actividad gremial la European Association of Geoscientists importante mi familia, mi hogar, mi rol Jaimes considera la actividad de las & Engineers-EAGE y la SEG, logrando de esposa y madre – tiene una hija de sociedades vital para el fortalecimiento materializar distintos convenios que per- 15 años y un niño de 6-, pero es cuesde las competencias técnicas y el mejo- mitieron desarrollar un buen programa tión de tomar decisiones correctas. No ramiento de la calidad de la actividad de actualización profesional y acuerdos es fácil pero se puede. Creo que el munprofesional, por ello valora sus nexos con para favorecer también a los capítulos do de los negocios está transformándose la Asociación Colombiana de Geólogos y estudiantiles, que a través de este meca- de una forma indetenible y que cada día Geofísicos del Petróleo- ACGGP , de la nismo pueden tener acceso a programas veremos muchas más mujeres en niveles de decisión; de hecho ya es común ver cual ha sido un miembro activo y ha cum- de primer nivel. en reuniones de diferentes empresas a plido roles como Secretaria, Vicepresivarias mujeres en el grupo, y eso es algo dente Técnico, Editora y Presidenta, este Mujeres conquistando que no tiene vuelta atrás. Por el contraultimo durante el período 2007 – 2008. espacios en la industria Como Vicepresidente Técnico tuvo la El rol de la mujer en la industria, su rio, a futuro vamos a tener otras coleoportunidad de trabajar en la organiza- aporte profesional y gerencial frente al gas asumiendo estas posiciones tanto en ción de distintos eventos, como field trips, manejo de oportunidades y desafíos, fue compañías como en el ámbito institucioconferencias y cursos, que es algo que le un punto que no podíamos dejar de tra- nal y gremial. Lo cual aplaudimos. de hidrocarburos colombiano y latinoamericano, que además tienen un aporte técnico valioso, cuya permanencia es necesaria, pero eso será posible en la medida que puedan seguir contando con el patrocinio de las empresas.

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Tecnología y Comercio

NOV Monoflo contribuye al crecimiento de la Industria Petrolera de América Latina 7 Tariq Ahmeh, Ingeniero de Aplicaciones y Gerente de Ventas de NOV Monoflo para América Latina (tariq.ahmed@nov.com) Introducción Conocida por su portafolio de soluciones innovadoras para la industria petrolera, la división Monoflo de National Oilwell Varco está permitiendo que la tecnología de levantamiento artificial sea más accesible en América Latina, al ofrecer a sus clientes las herramientas necesarias para alcanzar la mayor producción posible de petróleo y gas, al menor costo operativo y de capital. Con una trayectoria reconocida en los países productores por excelencia de la región y con un rápido crecimiento en aquellos que comienzan a despuntar, la compañía entiende que las relaciones a largo plazo son de gran importancia para lograr una industria petrolera más productiva en América Latina con sus reservas comprobadas de 337Bb.

Enfoque en el mercado América Latina ya es una historia de éxito en materia de Exploración y Producción de hidrocarburos. Considerada como el tercer productor de petróleo del mundo, incluye a Venezuela, que cuenta con una de las reservas más grandes del mundo y a Colombia, que posee una producción cercana a 1 millón de bpd, la región puede lograr una producción mayor utilizando herramientas y servicios tecnológicamente avanzados. NOV Monoflo se encuentra actualmente enfocado en Venezuela, Colombia y Argentina, si bien cuenta con proyectos para ampliar su oferta tecnológica hacia otros países productores de petróleo de América Latina durante los próximos años. Desde hace más de un cuarto de siglo Venezuela es el país donde la compañía ha tenido su mayor participación, hecho que para los analistas del sector petrolero no es fortuito, tomando en cuenta que su industria es uno de los mayores usuarios de Bombas de Cavidades Progresivas (BCP) a nivel mundial, las cuales han sido fabricadas por NOV Monoflo durante más de 75 años.

En perspectiva Para observar cómo la compañía se adapta a la industria petrolera en América Latina, es útil analizar también su presencia a nivel global. Como un importante proveedor de la industria petrolera durante más de un siglo, su compañía matriz -National Oilwell Varco- cuenta con 57 mil empleados en 47 países y ha publicado recientemente ingresos de 14,6 billones de dólares. Con referencia a América Latina, Argentina es uno de los países en el que la compañía tiene instalaciones de fabricación global e instalaciones de distribución. La logística de América Latina es de igual o mayor importancia como cualquier otra región, ya que los costos de transporte juegan un papel fundamental en conseguir el equipo y tecnologías necesarias para las áreas de perforación. Como resultado, los operadores han sido receptivos al menor impacto visual al medio ambiente que proporciona el diseño compacto

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de sus equipos, su rápida instalación, puesta en operación y su capacidad de máxima optimización de costos, lo cual se traduce en tener más pozos de forma contínua y funcionando, reduciendo el tiempo de inactividad.

Líneas de producto cuentan una historia importante En lo países en los cuales NOV Monoflo tiene presencia actualmente, los operadores están familiarizados con los beneficios de la tecnología avanzada que brindan sus equipos. En cada instancia, como valor agregado se le da importancia al diseño de la BCP para que cumpla con las demandas de cada pozo en términos de eficiencia, confiabilidad y bajo costo durante todo su ciclo de vida. Es importante destacar que “rendimiento por diseño”, significa literalmente que la tecnología de fabricación y sofisticadas técnicas de producción, garantizan que siempre se logre el rendimiento del diseño. Al mismo tiempo, los operadores reconocen otras ventajas tecnológicas de los equipos más allá de su rendimiento. Por ejemplo, el perfil compacto y silencioso del cabezal hace que este sea mucho más aceptables en zonas ecológicamente sensibles. Sin embargo, cabe resaltar que las mayores ventajas de las BCP son realmente en aplicaciones de crudo pesado y mantos de carbón (CBM). NOV Monoflo tiene un excelente tiempo medio entre fallas (MTBF por sus siglas en inglés) en sus BCP, lo cual es evidencia de su ingeniería y tecnología de alta calidad. También cuenta con uno de los mejores historiales de seguridad para sus cabezales de BCP, que poseen un sistema de freno hidrodinámico patentado. Además, la compañía ha lanzado nuevas versiones de elastómeros que han creado oportunidades para ampliar su huella en toda América Latina, contemplando las condiciones variables de subsuelo y ampliando la vida útil de los equipos. Otra línea de producto que ha ganado popularidad en la región es el sistema hidráulico de bombeo mecánico, ideal para diferentes aplicaciones en gas y petróleo. Estos sistemas, probados en campo y de alto rendimiento, permiten la flexibilidad necesaria para adaptar rápidamente la longitud de carrera y velocidad, sin tiempo de inactividad innecesaria. Los operadores pueden fácilmente maximizar la producción al optimizar la eficiencia del sistema, incrementando la rentabilidad de cada pozo. Aparte de los beneficios económicos, los sistemas hidráulicos de bombeo mecánico son rápidos y fáciles de instalar (requiere aproximadamente 3 horas) y los cables guía no son necesarios, lo que reduce riesgos de seguridad. Otro de los atractivos para el mercado latinoamericano es la habilidad para transportar fácilmente estos sistemas a locaciones remotas. Mientras tanto, la compañía ha estado incorporando más personal en el área de producción en la industria petrolera de América

Sistema hidráulico de bombeo mecánico CorliftTM NOV Monoflo instalado en Poza Rica, México

Latina para ofrecer un mejor apoyo a los clientes. De esta manera, se ha dejado de depender de la interacción exclusiva del mercado angloparlante, convirtiéndose en una empresa con mayor alcance internacional. Conjuntamente, el énfasis de la empresa en cuanto al soporte técnico, se encuentra respaldado por la literatura, manuales y documentación en español. Ello explica por qué la compañía planea aumentar sustancialmente el personal de habla hispana en los próximos 2-4 años, como parte de un esfuerzo cooperativo que ha sido fundamental en su éxito. Cuando los clientes toman “posesión del funcionamiento” del equipo, están seguros de que a partir de ese momento pueden operarlo sin asistencia.

Caso de estudio: modelo de éxito en Colombia La presencia de NOV Monoflo en Colombia se inició hace varios años como un vínculo directo con el trabajo que se había llevado a cabo en México (Figura 1). Los expertos en tecnología que han instalado más de un centenar de Sistemas de Bombeo Mecánico, fueron enviados a Colombia para ofrecer soporte técnico en la instalación de nuevas unidades. Su trabajo involucró la instalación, seguida por el servicio y el mantenimiento de las unidades, incluyendo también la documentación en español de todo el trabajo realizado. Las actividades en el país han ido en aumento, debido a que la compañía no solamente instala sistemas de BCP, sino que además se ha encargado de la construcción de relaciones con distribuidores para ampliar la red comercial y fortalecer la infraestructura de soporte técnico, desarrollar personal con experiencia, así como la logística y sofisticada gestión de riesgos. Una de las alianzas más exitosas de la compañía se logró con TDA Supply & Service, la cual está jugando un papel clave mediante el soporte en la instalación y mantenimiento de los sistemas. Colombia se ha convertido rápidamente en un modelo exitoso en lo que respecta a la durabilidad y confiabilidad de los productos de la compañía. Un buen ejemplo es el cabezal C50 de BCP que ofrece un rendimiento óptimo con un período de funcionamiento de 60 meses en altas temperaturas y en alta humedad relativa en los Llanos Orientales en Colombia (Figura 2). El avance de la tecnología en BCP también se observa en su versatilidad, como en el campo Salinas, donde su bomba 101200 marcó una vida de funcionamiento de 400 días sin que fuese necesario ningún reacondicionamiento. El campo Ru-

biales se caracteriza por presentar la mayor producción en el Oriente de Colombia, y la mejor de siete aplicaciones que se encuentran en el yacimiento, está produciendo 600 BFPD de 12 grados API a una profundidad de 2.754 pies (840 m). El crudo más pesado que ha producido una bomba de NOV Monoflo fue observado en una bomba 44-2100 que estaba en funcionamiento en el campo de Capella, con un fluido de 9 grados API a una profundidad de 2.700 pies (823 m), y un 10% de corte de agua. Con una proyección de explotación de 70% de crudo pesado en el sur y en el este, la alianza de NOV Monoflo con TDA Supply & Service ampliará la disponibilidad de nuevas tecnologías de sistemas de levantamiento artificial para aprovechar mejor las posibilidades de E&P y las especificaciones de los clientes en Colombia.

Dejando huella País por país NOV Monoflo está implementando activamente una estrategia de crecimiento que trae a sus clientes una innovadora tecnología de levantamiento artificial de la forma más eficiente. En México, ya se encuentran instalados varios centros de distribución que ofrecen soporte día a día y cuentan con un inventario dentro del país. En Argentina, la compañía ha invertido mucho en la capacidad de fabricación debido a que las plantas suministran más del 50% de la demanda en América Latina. Dichas instalaciones están comprometidas en mantener el crecimiento de su potencial de manufactura en la región. De igual forma y basados en la experiencia comercial en México, la compañía también está considerando fabricar productos a nivel local donde la presencia está bien establecida.

Cabezal C50 NOV Monoflo instalado en los Llanos Orientales de Colombia

Todo esto es impulsado por el deseo de ser el líder tecnológico en cuanto al diseño de equipos de levantamiento artificial, con la mayor confiabilidad y el menor costo de capital operativo. La compañía continúa creciendo sus líneas de productos con un portafolio que ya ofrece Sistemas de Bombas de Cavidades Progresivas, Sistemas de Bombeo Mecánico tipo Hidráulico y Sistemas de Émbolo Viajero (Plunger Lift). Ya sea que los operadores deseen extender la vida operativa de sus equipos, reducir los costos de acondicionamiento o tener los equipos necesarios en ubicaciones remotas de forma eficiente, las innovaciones de NOV Monoflo lo están haciendo posible para las compañías petroleras de América Latina. Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

Seguridad

Fórmula Saxon, una estrategia que sí da resultados!

En la búsqueda de iniciativas de alto impacto para el fortalecimiento de una cultura en seguridad en las operaciones de los taladros de perforación en Colombia, Saxon Services implementó el pasado año un exitosa estrategia que probó su efectividad en la mejora de los indicadores de gestión hacia la excelencia

a Fórmula Saxon se fundamentó en el establecimiento de un Balanced Score Card que permitió poner en juego aspectos claves del desempeño. A través de una metodología de competencia entre escuderías (taladros) para llegar al pódium, los equipos de trabajo empezaron a entender la medición de indicadores como una herramienta para lograr las metas propuestas y buscar retos aún mayores. El ganar se convirtió en un objetivo claro y común para todos, deseo que llevó a cada escudería a diseñar estrategias propias para alcanzar los mayores puntajes, a través de la implementación prácticas seguras de trabajo, participación proactiva en los programas de QHSE, ideas y proyectos innovadores para mejora de los procesos, entre otros, lo que disparó los índices de participación y cumplimiento de metas en QHSE, Mantenimiento, Finanzas, Recursos Humanos, Operaciones y Servicio al Cliente. En materia de resultados, destaca el comportamiento del indicador asociado a la participación en el Programa de Reporte de Observaciones de Actos y Condiciones Inseguras, que busca prevenir incidentes a través de la intervención de comportamientos y condiciones (programa fundamental para cumplir el principal objetivo de la organización: Cero Incidentes). El porcentaje de participación del personal en el programa en términos de reporte de una tarjeta de observación por persona en su turno de trabajo, en promedio era de 74%, es decir que en una población de 100 personas, 26 personas de los taladros no realizaban ni una tarjeta en su turno de trabajo de 14 días (estadística de Mayo 2011). Con el lanzamiento de la Fórmula Saxon en Mayo de 2011 y luego de una fuerte divulgación de las reglas del juego, en tan solo tres meses este indicador ascendió a 86% de participación (Agosto 2011). Fue tanto el impacto que transcurrido cinco meses (Octubre 2011) se alcanzó la meta con el 100% de participación, manteniéndose constante

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La implementación de una exitosa estrategia permitió a Saxon Energy mejorar el desempeño las operaciones de taladros de perforación, y consolidar en el personal valores como trabajo en equipo, seguridad e integridad

este valor en los meses siguientes. Ante los sorprendentes resultados, el Comité Gerencial decidió incorporar a la competencia un nuevo indicador con una meta aún más exigente: mínimo 1 tarjeta por persona diaria en el turno de trabajo, es decir que de pasar de un reporte de 1) tarjeta por cada14 días, ahora era de 14 tarjetas en 14 días de trabajo. Impuesto el reto en Noviembre 2011 donde el indicador estaba en 9%, se logró a los seis meses un 99% de participación en todos los taladros de perforación en Colombia. Estos resultados solo fueron obtenidos gracias al apoyo de cada uno de los líderes de los proceso, en especial de la Gerencia. En resumen el impacto organizacional en un año fue tal en términos de seguridad, que se evidencia como el comportamiento de reporte de observaciones e intervención diaria a actos inseguros empezó a convertirse en un hábito en cada individuo, lo que demuestra que realmente se están estable-

ciendo las bases de una cultura en seguridad hacia la prevención de incidentes. Es así como la Formula Saxon se ha convertido no solo en una herramienta efectiva de mejora del desempeño en todas las áreas, sino que el clima organizacional ha sufrido una transformación positiva donde los valores como trabajo en equipo, seguridad, integridad y respeto se han afianzado en toda la organización. La Vicepresidencia de Operaciones a raíz de los resultados obtenidos a decidido extender esta estrategia a todas las operaciones de Sur América, empezando con los taladros de Venezuela en el último trimestre de 2012. Para el cierre de esta primera etapa, en Agosto 2012 se celebrará con todo el personal de los taladros, administrativo y gerencial, una Fiesta de Integración al estilo Fórmula 1, llena de orgullo, satisfacción y en especial, nuevos retos para el comienzo de una segunda etapa en el camino hacia la excelencia operacional.

Responsabilidad Social

Culminó Seminario Taller de Responsabilidad Individual Social Sectorial, IRISS

El 14 de Agosto se celebró en el Hotel Radisson de Bogotá el acto de grado de la primera promoción de profesionales certificados en Responsabilidad Social Individual, un programa bandera de la Comisión de Capital Humano de ACIPET, que en alianza con la Universidad Externado de Colombia, capacitó y certificó a veintinueve profesionales de diferentes especialidades de la empresa Cepsa Colombia S.A.

la ceremonia de clausura asistieron el Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Hernando Barrero Chaves; el Director del Área de Gestión Social de la Facultad de Administración de Empresas de la Universidad Externado de Colombia, Gustavo Yepes López; el Director del Capítulo Empresarial de ACIPET en Cepcolsa, Carlos Iván Vera y el Gerente de Responsabilidad Integral de Cepcolsa, Eduardo Montealegre, quienes hicieron entrega de los certificados. La Iniciativa para la Responsabilidad Individual Social Sectorial, IRISS constituyó un espacio académico de reflexión y compromiso sobre los efectos y consecuencias de las actividades diarias de todos y cada uno de los integrantes de un sector de la economía, en este caso del sector de hidrocarburos en Colombia. El propósito de la iniciativa es generar un cambio cultural que permita mediante actividades de sensibilización, capacitación, asesoría, acompañamiento y divulgación, el compromiso de cada individuo para la transformación de la industria y la obtención de logros significativos tanto para la industria como para la sociedad. La iniciativa comenzó en el año 2009 con los estudiantes de las cuatro universidades con facultades de Ingeniería de Petróleos y Geología del país. Como resultado, aproximadamente cuatrocientos estudiantes se han certificado en el Programa de Responsabilidad Social Individual. Este año el público objetivo son las compañías operadora de servicios petroleros, sus comunidades del área de influencia y los entes gubernamentales. Invitamos a

Los integrantes de la primera promoción de la iniciativa IRISS en compañia del Presidente de Acipet, Hernando Barrero Chaves y el Director de Gestión Social de la Universidad Externado de Colombia, Gustavo Yepes López, entre otras personalidades asistentes al acto

todos los actores involucrados, a sumarse a esta importante iniciativa que permitirá

la construcción conjunta de una industria petrolera responsable y sostenible.

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Preview

“Perspectiva de la Industria del Petróleo y Gas en Colombia dentro del nuevo contexto económico mundial”

El Centro de Convenciones Julio César Turbay Ayala de Cartagena, recibirá a los asistentes de esta importante jornada organizada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos con la finalidad de consolidar el interés de los inversionistas, afianzar el ambiente de negocios y promover las inversiones en el sector de hidrocarburo. El Presidente y CEO de IHS CERA, Daniel Yergan, se cuenta entre los conferencistas invitados a este evento AGENDA PRELIMINAR Miércoles 17 de Octubre 14:00 - Registro de Participantes 19:30 - 21:00 Ceremonia de Apertura & Evento Social Jueves 18 de octubre 7:00 - 8:30 - Registro de participantes 8:30 - 9:00 - Instalación Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Minas y Energía, Colombia Orlando Cabrales Segovia, Presidente Agencia Nacional de Hidrocarburos 9:00 - 11:00 - Panel Ministerial “Política del Gobierno de Colombia para el Sector de Hidrocarburos” Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Minas y Energía;Frank Pearl González, Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Federico Renjifo Vélez, Ministro del Interior, y Juan Carlos Pinzón Bueno, Ministro de Defensa Nacional Moderador: Ricardo Ávila Pinto, Director de Portafolio 11:00 - 11:30 Café 11:30 - 12:30 “Revival in the Western Hemisphere: The Rebalancing of World Oil” Daniel Yergin, Presidente & CEO, IHS CERA 12:30 - 13:45 Almuerzo 13:45 - 14:30 - “Prospectiva de los precios internacionales” Rodolfo Segovia Salas, Ex Ministro de Obras Públicas y Transporte, Ex Presidente de Ecopetrol y Ex Miembro de la Junta Directiva de Occidental Corporation 14:30 - 15:15 - “ExxonMobil’s Energy Outlook hasta el 2040” Steve Greenlee, Presidente Global de Exploración, Exxon Mobil

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15:15 - 16:15 - “Infraestructura para el desarrollo de la industria de los Hidrocarburos” Ponentes: Camilo Marulanda, Presidente, Cenit Richard Bird, VP Ejecutivo, Financiero y de Desarrollo Corporativo, Enbridge. Inc. Ricardo Roa Barragán, Presidente, TGI Moderador: Alejandro Martínez, Presidente ACP 16:15 - 16:45 - Café 16:45 - 18:00 “Política Energética en América Latina” César Gaviria Trujillo, Ex Presidente de Colombia y Moisés Naím, Ex Director de la Revista Foreign Policy Viernes 19 de octubre 09:00 - 10:00 -“Desarrollo sostenible en la industria de los hidrocarburos” Ponente: Lord Nicholas Stern, Presidente de Economías Globales del LSE Grantham Institute 10:00 - 10:30 - Café 10:30 - 12:30 - “Retos socio ambientales de las operaciones petroleras en Colombia” Ponentes: George 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 y Juan Camilo Restrepo Gómez, Viceministro del Interior Moderador: Tomás González Estrada, Viceministro de Energía, Colombia 12:30 - 13:45 - Almuerzo

13:45 - 15:00 - “Potencial geológico de las cuencas Colombianas” Ponentes: Enrique Velásquez Convers, Vicepresidente de Exploración, Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO, Pacific Rubiales y Dana Coffield, CEO, Gran Tierra Energy Moderador: Luis Ernesto Ardila Lázaro, Asesor ANH 15:00 - 16:00 - “Desafíos para el desarrollo de no convencionales en Colombia” Ponentes: David Hobbs, Chief Energy Strategist IHS; Robin Hamilton, Gerente de Nuevos Negocios para Onshore Americas, Shell y Jim Brown, Presidente Hemisferio Occidental, Halliburton Moderador: Carlos Garibaldi, Director de Business Development, Tecpetrol 16:00 - 16:30 - Café 16:30 - 17:30 - “Desafíos para el desarrollo del offshore en Colombia” Ponentes: Héctor Manosalva Rojas, Vicepresidente de Exploración y Producción, Ecopetrol; Álvaro Racero Baena, Director Ejecutivo para el Caribe, Repsol Moderador: David Hobbs, Chief Energy Strategist IHS 17:30 - 18:00 - Conclusiones Orlando Cabrales, Presidente ANH Javier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol 18:00 - 18:30 - Clausura Juan Manuel Santos, Presidente de Colombia www.colombiaoilandgas2012.com

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Expertos de la industria minero-energética se reúnen el 5 y 6 de Septiembre en Bogotá para examinar los principales retos, oportunidades y el compromiso del desarrollo sostenible del sector, en el marco del programa organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros – ACIEM, conjuntamente con el Ministerio de Minas y Energía y Ecopetrol

or más de dos décadas la “Conferencia Energética Colombiana ENERCOL”, ha facilitado un espacio para el debate de los temas de mayor trascendencia del ámbito energético y económico a nivel nacional. Bajo el lema “Sostenibilidad energética: un reto de país” la versión 2012 de este evento ha convocado a conferencistas de alto nivel para aportar sus puntos de vista acerca de temas relacionados con el panorama macroeconómico del sector energético, la perspectiva mundial de la industria del petróleo, la problemática de la distribución y generación eléctrica en Colombia, el potencial energético del carbón y los sistemas regulatorios, coadyuvando a una mejor comprensión de los desafíos que encierra el desarrollo energético del país en el corto, mediano y largo plazo. A tal efecto se contará con las intervenciones de Mauricio Cárdenas, Ministro de Minas y Energía de Colombia; Orlando Cabrales, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH; Héctor Manosalva, VP Ejecutivo de E&P de Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales Energy; Leonardo Villar Gómez, Director Ejecutivo de Fedesarrollo; Camilo Marulanda, Presidente CENIT; Leigh Cruess, VP Internacional y de Co-

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mercialización de Energía Enbridge; Juan Guillermo Londoño, Presidente Compañía Colombiana de Inversiones; Alfredo Gruber Huncal, Director General de Vetra Exploración y Producción Colombia; Duncan Nightingale, Gerente General Gran Tierra Energy; Frank Peral, Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Marcos Isaac Assayag, Gerente Ejecutivo CENPES – Brasil; Armando Izquierdo, Pacific Rubiales; Ana Catalina Reyes, Vicerrectora Universidad Nacional Medellín; Andrés Reyes Harker, Director del Instituto Colombiano del PetróleoICP; Luis Ernesto Mejía, Consultor Cerrito Capital; Germán Castro Ferreira, Director Ejecutivo CREG; Stephen Conner, Presidente Chevron Petroleum; Mónica de Greiff, Presidenta Grupo de Energía de Bogotá; Claudia Castellanos, VP de Suministro y Mercadeo de Ecopetrol; Jorge Mario Pérez Gallón, Gerente Generación Energía EPM; Lucio Rubio Díaz, Director General ENDESA Colombia y Luis Fernando Rico, Gerente ISAGEN. Autoridades, profesionales y representantes de las más importantes empresas del sector, participarán en esta nueva jornada de análisis cuya agenda atenderá los siguientes tópicos: Petróleo • Potencial de Hidrocarburos del país:

Prospectividad. • Proyección de la actividad exploratoria en Colombia en términos de reserva, producción, inversión e institucionalidad. • Nuevo entorno para la operación y transporte de los crudos y derivados. • Requerimientos del país en recursos humanos y tecnológicos. • Colombia frente al desarrollo sostenible. Gas • Visión actual y futura del Gas. • Retos del gas en Colombia (Regasificación, abastecimiento, confiabilidad y comercialización). Eléctrico • Evaluación del cargo por confiabilidad. • Competitividad : esquema tarifario. • Generación : barreras a superar para el avance de los proyectos. • Expansión oportuna de los sistemas de distribución regional. Economía • Las APP como mecanismo de promoción de proyectos. Para información, dirigirse a aciemeducon@cable.net.co. Teléfonos: +57 (1) 2367713 – 2367714

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Evento

AAPG International Conference & Exhibition, Cartagena 2013

Colombia se prepara para recibir del 8 al 13 de Septiembre del próximo año a los delegados del evento internacional de la American Association of Petroleum Geologist

íctor Ramírez (Ecopetrol), Presidente Electo 2011-2013 AAPG Latin America Region, recalcó la relevancia para Colombia de haber logrado la sede de este evento que reúne a la comunidad de geocientíficos del petróleo de todo el mundo. Por su posición geográfica estratégica, y en especial la intensa actividad que está liderando su industria petrolera, es el momento para albergar este importante encuentro de la AAPG, al que asisten profesionales de 40 países. Se aspira poder establecer en esta edición un nuevo récord de asistencia. “Acabamos de recibir la visita de directivos de la AAPG, liderados por Ted Beaumont, actual Presidente, quien se mostró bastante entusiasmado con la idea de que el ICE se realice en nuestro país, como una edición organizada con el respaldo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos, ACGGP”.

Víctor Ramírez invitó a sus colegas a estar atentos a la información que a partir de este mes estará disponible en el sitio web de AAPG ICE Cartagena 2013

Como Chairman de ICE 2013 - Cartagena, fue designado Víctor Vega (Equion), respaldado por el equipo de AAPG en la región: Miguel Ramírez (ExxonMobil Colombia),

Presidente 2011-2013; Pedro A. Alarcón (Savia Perú), Vice Presidente 2011-2013; Jorge Carvache (Shell) E&P Colombia), Secretario 2011-2013; y Víctor Ramírez. El equipo ha comenzado a trabajar en la organización, logística y búsqueda de patrocinios. La parte promocional arrancará tras finalizar el AAPG ICE 2012, que tiene lugar del 16 al 19 de Septiembre en Singapur. Sobre la actual gestión de AAPG en América Latina, Ramírez se mostró optimista y afirmó que desde Colombia se está impulsando el fortalecimiento, con el apoyo de Brasil, y de los colegas de Argentina, México, Perú y Trinidad y Tobago, entre otras naciones.

“Ya se han hecho varias conferencias y eventos especializados en offshore, no convencionales y en crudos pesados, con un importante nivel de participación, lo cual en cierta medida nos brinda soporte y confianza en la organización del evento internacional”.

Library

Cartagena de Indias Color & Alegría

Con el respaldo institucional de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo –ACGGP- salió a la luz esta singular publicación, la primera de Mario de Freitas, geólogo brasileño residenciado en Colombia desde hace quince años, quien a través de su afición a la fotografía expresa su admiración por el país, sus paisajes, su flora, su fauna y su gente

on una sólida formación y trayectoria de aportes en exploración de petróleo y gas, Mario de Freitas se desempeña como Vicepresidente de Exploración y Desarrollo de Negocios en Hocol, donde junto a su equipo lidera importantes proyectos. Como él mismo expresa, sus múltiples viajes al norte de Colombia, le permitieron pasar por Cartagena y aprovechar sus horas libres en algo que le apasiona, hacer fotografías, captando en imágenes toda la belleza de esta ciudad colonial, que atrapa a propios y foráneos por la majestuosidad de

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su arquitectura, el colorido de sus casas, la exuberancia de su zona histórica y la simpatía de sus moradores. De esa afición surgió la idea de compartir esas imágenes a través de una publicación, como una iniciativa conectada a otro gran proyecto, la Fundación ImageNations, una entidad sin fines de lucro, impulsada igualmente por de Freitas, con la finalidad de difundir el conocimiento del patrimonio natural y cultural de Colombia y apoyar su preservación. Image Nations recibirá todos los ingresos de venta de esta y futuras publicaciones del autor.

Impreso en Colombia, Cartagena de Indias - Color & Alegría se constituye en una joya, por la calidad de producción en la que participó Natalia Annichiarico, en el diseño y montaje, Eduardo Tasis y Alana de Freitas, en la revisión de textos, además de colegas, compañeros y amigos, cuyo apoyo permitió la materialización de la publicación.

Gente

Andrew Gould distinguido por el Oil Council

ndrew Gould, Presidente de BG Group, fue distinguido con el Oil Council’s Lifetime Achievement Award 2012, el cual recibirá durante la entrega de reconocimientos del Oil Council, a efectuarse el 27 de Noviembre en el Old Billingsgate de Londres. Gold ingresó en Schlumberger en 1975, donde ocupó diversos puestos de alta dirección antes de ser nombrado Presidente y CEO desde 2003 hasta su retiro en 2011, año en que fue nombrado Director No Ejecutivo de BG Group y Presidente en 2012. La multinacional petrolera británica tiene actualmente operaciones en 25 países a lo largo de África, Asia, Australasia, Europa, Norteamérica y Sudamérica. Es el mayor suplidor de GNL en los Estados Unidos. “Andrew es uno de los ejecutivos más respetados y reconocidos en la industria global del petróleo y el gas. Su carrera es fuente de inspiración y sus logros son admirados en todo Andrew Gould el mundo. Nos sentimos honrados poder otorgarle este reconocimiento contando con la aprobación de más de 50 líderes empresariales”, comentó Ross Campbell, Chief Executive del Oil Council, la mayor red mundial de ejecutivos de O & G, banqueros, asesores e inversionistas, que tiene entre sus principales objetivos examinar las tendencias actuales en los ámbitos financieros, económicos y de inversión, así como su impacto en la industria de los hidrocarburos; profundizar en los retos empresariales y oportunidades de inversión; promover la realización de reuniones y eventos de networking para discutir temas relacionados con el liderazgo y el desarrollo corporativo. Este año el Oil Council celebra su Asamblea Mundial el 26 y 27 de Noviembre en Londres, previéndose la asistencia de 1.200 ejecutivos. El programa finaliza con el Annual Awards Dinner. www.oilcouncil.com/event/weca

FMC Technologies

MC Technologies, Inc. designó a Robert L. Potter como Presidente de la compañía, cargo efectivo a partir del 1 de Agosto. Potter asume esta responsabilidad que desempeñaba John T. Gremp, quien permanece como Chairman y Chief Executive Officer. Potter ingresó a FMC Technologies en 1973 y ejercía como Vicepresidente Ejecutivo de Energy Systems, con responsabilidad sobre los segmentos de negocios de Tecnologías submarinas, Tecnologías en superficie e Infraestructura energética, además de varias funciones de apoyo. “Bob es un líder experimentado y muy respetado con un profundo conocimiento de nuestros mercados y tecnologías. Ha sido parte integral del éxito de nuestra empresa y deseo trabajar con él como Presidente de la empresa para consolidar nuestra posición de liderazgo en la industria”, comentó John T. Gremp.

Por otra parte, la compañía anunció el ingreso de Douglas J. Pferdehirt como Vicepresidente Ejecutivo y Chief Operating Officer (COO), con responsabilidad sobre tres segmentos de negocio de la compañía. Pferdehirt anteriormente trabajó para Schlumberger Limited por 26 años en una

serie de posiciones de liderazgo, incluyendo la de Vicepresidente Ejecutivo de Desarrollo Corporativo y Comunicación y como Presidente de Schlumberger Reservoir Production Group. Tanto Potter como Pferdehirt reportarán a Gremp.

Robert L. Potter

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Warehouse

Chevron selecciona sistemas de monitoreo BMT

BMT Scientific Marine Services Inc. suple a la industria sistemas de vigilancia de integridad, predicción de rendimiento y verificación para todo tipo de plataformas marítimas

a firma BMT Scientific Marine Services Inc., BMT, ganó un contrato para proveer sistemas de monitoreo ambiental y de facilidades (Environmental and Facilities Monitoring System –EFMS) para las plataformas de piernas tensionadas

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(TLP) operadas por Chevron en el Golfo de México. Los monitores EFMS registran data en tiempo real sobre el medio ambiente y los movimientos de las instalaciones. Archivan los datos para evaluar la integridad de la TLP a través del tiempo y las interfaces con otros sistemas de control de la plataforma. Estos equipos miden factores tales como velocidad y dirección del viento, posición de la plataforma, frecuencia de las olas y de los movimientos de la instalación, intervalo de aire y corrientes superficiales. BMT ofrece innovadores sistemas de vigilancia de integridad, inlcuyendo el diseño, suministro, montaje, control de calidad, instalación y análisis de datos, consultoría y mantenimiento. Sus avanzados sistemas se encuentran

en un amplio número de instalaciones petrolíferas permanentes y temporales, con un excelente historial en el suministro de sistemas de monitoreo de integridad de plataformas de los principales operadores costa afuera en el Golfo de México, África Occidental, Brasil y Malasia. La compañía ya ha proporcionado sistemas de monitoreo ambiental y de instalaciones a cuatro unidades flotantes de producción de Chevron en el GOM (Genesis, Tahiti, Blind Faith y Jack & St. Malo). www.scimar.com

The Premier Meeting Place for the World’s Shale Oil & Gas Industry ys 2 la ew 1 on h p N 20 cus ric r ed fo uids fo eas liq cr nd In il a o

CO-SPONSOR:

e al sh

HOST ASSOCIATION:

ORGANIZER:

18 - 21 SEPTEMBER 2012 | HOUSTON | TEXAS | USA

International Partnerships - Investment Opportunities - Market Drivers Distinguished Speakers Include:

J Michael Yeager Chief Executive BHP Billiton Petroleum

Steven Mueller

President & Chief Executive Officer Southwestern Energy

Dan McGinnis

Global Director Unconventional Oil & Gas Worley Parsons

Nicolas Mallo Huergo Non-Executive Director Andes Energia

For further information on… Conference Programme

Technical Forum Call for Papers

Awards Ceremony Call for Nominations

Sponsoring & Exhibiting Opportunities

Please visit www.world-shale.com

GOLD SPONSOR:

SILVER SPONSORS:

BRONZE SPONSORS:

Septiembre 2012 / No 272 Petroleum

contact: Robert Beckmann on +44 20 7978 0025 or rbeckmann@thecwcgroup.com

Calendario 2012 SEPTIEMBRE 04 - 06 - II Congreso Integral de Hidrocarburos - LAPS 2012 - Puerto La Cruz, Venezuela - www.grupobgdeventos.com 05 - 06 - ENERCOL 2012 - XXIX Conferencia Energética Colombiana - Bogotá, Colombia - www.aciem.org 09 - 13 - Congreso Mexicano del Petróleo - Ciudad de México, México www.amgp.org 10 - 13 - World Heavy Oil Congress 2012 - Aberdeen, Escocia www.worldheavyoilcongress.com 10 - 14 - XIII Semana Técnica Internacional de Ingeniería de Petróleos - Bucaramanga, Colombia - www.aceip.org 11 - 12 - Global Perspectives for eepwater Presalt Exploration and Development - Río de Janeiro, Brasil - www.seg.org/events 12 - 14 - SPE/SEG Injection Induced Seismicity - Broomfield, USA www.spe.org/events/12aden 13 - 14 - Encuentro Latinoamericano de Seguridad en la Perforación “Face to Face” - Cartagena, Colombia - www.latdrillingsafety.org 17 - 20 - Rio Oil & Gas Expo and Conference - Río de Janeiro, Brasil www.ibp.org.br 18 - 21 - 3rd World Shale Conference & Exhibition - Houston, USA www.world-shale.com 19 - 20 - SPE Liquids-Rich Basins Conference - Midland, TX, USA www.spe.org/events/lrbc/2012 20 - 21 - Jornadas de Recuperación Mejorada de Petróleo - Mendoza, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2012/recuperacion

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23 - 26 - XVI Congreso Peruano de Geología / SEG 2012 Conference - Lima, Perú - www.congresosgp.com 24 - 25 - 6th Annual European Refining Markets - Bruselas, Bélgica www.platts.com 24 - 27 - ISA Automation Week - Orlando, USA - www.isaautomationweek.org 25 - 26 - SPE Petroleum Reserves Estimation Workshop - Ciudad de México, México - www.spe.org/events/calendar 25 - 27 - International Pipeline Exposition - Calgary, Canadá www.internationalpipelineexposition.com 26 - 28 - XIII Ecuador Oil & Power 2012 Expo & Conference - Quito, Ecuador www.hjbecdachferias.com

OCTUBRE 04 – 05 - 7ª Jornada Andina de Ductos - Bogotá, Colombia 08 – 10 - SPE Annual Technical Conference & Exhibition - ATCE 2012 - San Antonio, USA 08 – 11 - 26th Gastech Conference and Exhibition - Londres, Reino Unido 10 – 12 - Heavy Oil Workshop 2012 - Bucaramanga, Colombia 17 – 19 - V Colombia Investment Conference Oil & Gas ANH - Cartagena, Colombia 24 – 25 - SPE Hydraulic Fracturing Workshop - Medellín, Colombia 30 - Nov 01 - SPE Canadian Unconventional Resources Conference - Calgary, Canadá 30 - Nov 02 - Expo Oil & Gas 2012 - Bogotá, Colombia 30 - Nov 02 - 3er. Congreso Latinoamericano y del Caribe de Refinación Buenos Aires, Argentina

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Última Página

Argentina y Bolivia: Respeto al Contrato En la presente entrega hacemos un repaso a la larguísima e interesante historia de integración gasífera entre Argentina y Bolivia, así como un análisis de la reciente adenda para volúmenes interrumpibles de gas, los precios y una recomendación respecto a la relación contractual hasta el 2026

n 1968 se firma el primer contrato de compra venta de gas por 20 años, se construye gasoductos en ambos lados de la frontera y se inicia la exportación de Bolivia a Argentina el 1972. En materia de integración y ayuda bilateral, Argentina decide continuar importando gas hasta 1999, fecha en la que Bolivia inicia sus exportaciones a Argentina. Durante este periodo de 26 años ambos países pasaron por una serie de turbulencias económicas y sociales, hiperinflaciones, dictaduras y muchos hechos que son naturales a la vida de los países. Por estas razones es que el contrato fue alterado y hubo muchos cambios en los precios y en la forma de pago. Se practicó el trueque. Muy en especial cabe recordar el pago durante las dictaduras militares, donde se intercambiaban “vehículos Ford” y carritos “Hanne” y otros por gas natural. A partir de la crisis económica y financiera de 2001 en Argentina, la producción de gas natural comienza a declinar por falta de exploración. Se corta la exportación a Chile,

ANUNCIANTES SEPTIEMBRE 2012 / No 272/ Petroleum ANH..............................................................................5 Antek S.A.....................................................................31 Area..............................................................................52 Baker Hughes.........................................................C.P.I ClampOn....................................................................14 CWC Group................................................................53 Expo Oil & Gas Colombia.....................................47 Fugro Jason................................................................15 Geoespectro..............................................................10 Halliburton...............................................................C.P Inelectra.....................................................................11 Inova.............................................................................7 Kimray..........................................................................32 LHR Americas............................................................33 Magnetrol..................................................................29 Multiomega...............................................................21 NOV...............................................................................9 Oil Lift..........................................................................28 Pacific Rubiales.........................................................2 Panthers Machinery..............................................12 Radisson Royal Bogotá Hotel.............................49 Representaciones Barcan...................................32 Schlumberger ........................................................P.I. Servitrans...................................................................13 SPE/ATCE....................................................................41 SPE Colombian Section ..................................23y51 Sugaca.......................................................................45 Upstream..................................................................54 V Oil & Gas.................................................................55 Welltec.......................................................................19 Winsted.....................................................................39

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Álvaro Ríos Roca*

Uruguay y Brasil y se demanda nuevamente gas natural de Bolivia. Es anecdótico recordar que el gasoducto a Brasil desde Bolivia se materializó con el respaldo de reservas de gas de Argentina, debido a que las que había en Bolivia eran insuficientes. En 2004 se reinician las exportaciones hacia Argentina sin un contrato de largo plazo entre las partes, donde Argentina llegó incluso a ofrecer tecnología para el desarrollo del gas domiciliario y gas natural comprimido, todo esto como forma de pago, situación que no fue aceptada. En 2006 se suscribe un contrato de compra venta de gas natural de largo plazo entre Bolivia y Argentina con una duración de 20 años. Este contrato fue considerado poco serio debido a que no incluía cláusulas de compromisos en los volúmenes ni penalidades por incumplimientos y otros. En 2010 se firma una adenda seria al contrato de 2006, que detona inversiones en Bolivia y el desarrollo de campos descubiertos más de una década atrás y también de infraestructura de procesamiento y transporte. El contrato actual vigente tiene un horizonte hasta el año 2026 con cláusulas de entrega mínima (DOP) y recepción mínima (TOP), y que varían según la temporada invierno verano y donde los precios están vinculados a los precios del fuel oil. Desde 2010 a la fecha, aun bajo la nueva adenda, se han tenido incumplimientos en los volúmenes de entrega y recepción de ambas partes. Bolivia tiene prioridad de atender primero su mercado interno y luego el de Brasil antes que el de Argentina. En el otro lado del espectro Argentina tiene un consumo de pico pronunciado y en épocas de baja demanda no ha estado tomando las cantidades estipuladas en el contrato. Esta situación debe corregirse y se debe tratar de darse estricto cumplimiento al contrato. Bolivia continúa realizando inversiones para tratar de cumplir con Argentina, como el Gasoducto de Integración Juana Azurduy y las inversiones en pozos de desarrollo en varios mega campos como Margarita y Huacaya

principalmente. Argentina también ha adecuado algunos ductos en el norte del país y se tenía previsto la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino, del cual a la fecha no se tiene conocimiento de avance concreto y no se puede avizorar como se evacuarán los volúmenes en Argentina más allá de 2013. En Julio de 2012 se firmó un nuevo contrato que no afecta ni modifica el contrato de 2010 en una modalidad interrumpible para volúmenes que Bolivia tenga disponibles y pueda despachar a Argentina por encima del contrato de 2010 y bajo los mismos precios (referencia a Fuel Oils), es decir con un horizonte esperado de 7 a 11 US$/MMBYU Varios analistas y entendidos han criticado que Bolivia ha sido benevolente en los precios de estos nuevos volúmenes interrumpibles, en el entendido de que son precios spot y deberían ser mayores y reflejar un pequeño descuento sobre el alternativo GNL que Argentina debe importar con precios entre 14 y 18 US$/MMBTU. Nuestro punto de vista ha sido el de respaldar lo firmado entre los países, entender la crítica situación en Argentina y que los precios interrumpibles, en base a un horizonte de largo plazo de integración, deberían ser los mismos que el contrato de 2010. El contrato debe respetarse de ambas partes hasta el 2026 y no debe haber aprovechamientos de un lado o del otro. Así cuando Argentina de acá a unos buenos años haya desarrollado el gas no convencional y el gas de Bolivia no le sea tan necesario, tampoco deben pretender bajarse los precios, los niveles del TOP y los pagos deben realizarse en la moneda contractual y no en trueque. *Actual Socio Director de Gas Energy y DI International

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