Julio 2012 - Petroleum 270 by Revista Petroleum

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Julio 2012 La Revista Petrolera de América Latina

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» XI Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

Escenario

» 53th Annual Symposium de la SPWLA 2012

Tecnología

» Desgaste de tuberías de revestimiento Julio 2012 / No 270 Petroleum

Julio 2012 / No 270 / Petroleum

Contenido Julio 2012 Año 28, Nº 270

La Revista Petrolera de América Latina

Petrofísicos del mundo se reunieron por primera en suelo suramericano, congregando en Colombia a 34 capítulos de la SPWLA de 33 países

Portada:

El centro de operaciones remotas BEACON, de Baker Hughes, brinda soporte técnico especializado en tiempo real, mediante la integración de un equipo de expertos multidisciplianrios para ayudar a anticipar problemas complejos de campo (Cortesía Baker Hughes)

26 Norteamérica lidera el gasto upstream IN SITU

RESPONSABILIDAD SOCIAL

6 Ecopetrol presentó su Reporte Integrado de Gestión Sostenible 8 Trust lidera temas ambientales en Colombia 10 MASA y Stork celebraron fusión 11 Empresas canadienses exploran nuevas alianzas en Colombia 12 Petrominerales presentó Cartilla Sísmica

ESCENARIO

14 53th Annual Symposium de la SPWLA 2012 Reportaje especial sobre el desarrollo del quincuagésimo tercer simposio anual de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts Colombia, celebrado del 16 al 20 de Junio con el respaldo de la Colombian Association Formation Evaluation

SECCIONES

34 Desgaste de la tubería de revestimiento 22 Cuando la ¨R¨ de RSE también es de ¡Rentabilidad! 24 “Best Practices”, el gran desafío futuro de la Industria Petrolera

REPORTE

26 IHS: Inversiones en upstream batirán récord en 2012 Según el más reciente reporte de la firma de consultoría, las inversiones y gastos operativos globales en exploración y producción (upstream) alcanzarán un nivel récord de US$1,230 billones. Estados Unidos lidera las inversiones, impulsado por el auge en la producción no convencional

28 La transformación de la energía en Norteamérica Rex W. Tillerson, Chairman y CEO de Exxon Mobil Corp habla sobre el desarrollo de las nuevas fuentes de petróleo y gas no convencional y de la participación del sector industrial privado en el aseguramiento del suministro de energía en EE.UU.

2 CORNISA 4 CUADRANTE 42 GENTE

www.petroleumag.com PREVIEW

30 XI Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas 32 LATINVE&P 2012 33 6th BNamericas Andean Energy Summit

TECNOLOGÍA

34 Desgaste de tuberías de revestimiento: causas, predicción y prevención

El modelado computarizado del desgaste de la tubería de revestimiento reduce el riesgo y podría identificar problemas potenciales antes de que ocurran. Por Gefei Liu, Cissy Zhao; Pegasus Vertex, Inc. Houston, USA

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

38 Campamentos para el Futuro

Por Carlos Chiquillo, Presidente de Innovatech Strategic Solutions

SEGURIDAD

39 Evolución de la Ingeniería de Riesgos en Venezuela

44 WAREHOUSE 46 CALENDARIO Julio 2012 / No 270 Petroleum

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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Zulay Socorro, Directora

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Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.vez

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María Zajia, Redactora

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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

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

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

La Regalía Petrolera en Venezuela

Cornisa

hora que en Venezuela se ha iniciado la carrera hacia la presidencia de la República, cuyas elecciones son el próximo 7 de Octubre, es propicia la ocasión para tratar de sensibilizar a los candidatos en este torneo, para que incluyan en su oferta electoral el tema petrolero, en virtud que el aceite de roca que emana generoso desde las entrañas de la tierra que vio nacer a Andrés Bello y José María Jorge Zajia, Editor Vargas, es la única fuente de divisas del Estado venezolano. En lo que respecta a la exploración, producción, almacenamiento, transporte, procesamiento y comercialización de hidrocarburos tal vez haya quien piense que no hay mucho que aportar, pues es bien sabido que Venezuela posee las reservas de crudos más grandes del planeta, cuenta con unas insuperables facilidades de producción regadas en toda la geografía nacional y posee una centenaria cultura petrolera que hacen que los venezolanos sean unos verdaderos “tigres” a la hora de mercadear y monetizar su fabulosa riqueza. Pero nada es perfecto y precisamente en Venezuela, que es el país con las más altas regalías petroleras (30%), la calidad de vida y felicidad de sus ciudadanos está muy distante de la enorme riqueza que posee. En nuestra humilde pero sincera opinión, el error de quienes han administrado el Estado está en la injusta distribución de la regalía petrolera y en los precios viles e irresponsables de los derivados de los hidrocarburos; léase combustibles y lubricantes. En esta breve nota nos ocuparemos de la regalía y dejaremos el tema de los precios para nuestra próxima entrega, convencidos que una justa valoración de ambos, representa una formidable herramienta para el verdadero progreso y desarrollo de la gran nación sur americana. Estrictamente hablando, en esencia, las regalías y los impuestos petroleros son diferentes. Las regalías son los ingresos que obtiene el propietario de un yacimiento cuando un tercero lo explota. Los impuestos son los pagos realizados al Estado por las ganancias productos de la actividad de explotación de los hidrocarburos, que en Venezuela se pechan con sobrada generosidad. Como el Estado –y no la Nación- es el único dueño, este cobra regalías e impuestos, los mete como quien dice en una misma olla, y los capitaliza en el Tesoro Nacional. Desde allí son distribuidos según el criterio de lo que en Venezuela se conoce como el “situado constitucional”, que es en función de la demografía y no de quién genera la riqueza. Como dijimos, este período de promesas electorales es propicio para que la oferta de los candidatos se incluya el tema de la regalía petrolera para que esta se distribuya en las regiones donde se encuentran los activos, las minas o los yacimientos, con justicia y equidad. Quienes conocen el territorio nacional –que son muchos, propios y extraños-, son testigos de la pobreza centenaria que pulula en los predios de Bachaquero, Lagunillas, Cabimas, Barinas, Gausdualito, El Tigre, Morichal, Quiririquire, Anaco, Punta de Mata, El Tejero… por solo nombrar alguna de las regiones que han aportado el vital oro negro que brota de las entrañas del suelo que pisan. Ni siquiera han recibido “migajas”. Toda esa riqueza va a parar al Tesoro Nacional, a Caracas…al bolsillo de los burócratas, insensibles de ante el reto del verdadero y sostenible desarrollo de toda la nación. Los Alcaldes, Gobernadores, dirigentes y fuerzas vivas regionales, independientemente de sus ideologías e intereses políticos o partidistas, deberían exigirle con fuerza, valentía y decisión a los distintos candidatos –uno de ellos el próximo presidente de Venezuela-, que modernicen su postura y su oferta electoral y que, en aras del genuino desarrollo distribuyan la regalía petrolera (21%), exclusivamente para obras de salud, educación e infraestructura, entre el municipio (6%), el estado (7%) y un fondo nacional de regalías (8%), este último para las dependencias que no produzcan ni procesen hidrocarburos. El tema es sencillo, pero largo. Hay mucha experiencia e historia sobre esta materia en el mundo e incluso en Venezuela. Otra herramienta, formidable, para el salto olímpico hacia el verdadero desarrollo moderno del país, es el precio de los derivados del petróleo, sobre el cual –como dijimos- hablaremos proximanente con el propósito de despertar el interés de los verdaderos forjadores de la Patria. En el negocio petrolero las regalías y los impuestos son diferentes. Las regalías son los ingresos que obtiene el propietario de un yacimiento de petróleo cuando un tercero lo explota después de haber obtenido permiso para hacerlo. Los impuestos son aquellos pagos exigidos por el Estado a los particulares (personas o empresas) por las actividades económicas que realicen (consumo, ventas, ganancias, importaciones, etc.). Como en Venezuela el único dueño del petróleo es el mismo Estado, éste cobra regalías e impuestos, especialmente, el impuesto sobre las ganancias de las empresas.

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo Julio 2012 / No 270 Petroleum

Cuadrante

copetrol anunció la constitución de Cenit S.A.S., filial 100% de su propiedad especializada en transporte y logística de hidrocarburos, cuyo fin es atender las crecientes necesidades de la industria petrolera colombiana derivadas del aumento de la producción y de mayores ventas de crudos y refinados, tanto en el país como en los mercados internacionales. La nueva compañía se conformará con todos los activos de transporte de Ecopetrol, incluidas las participaciones accionarias en Ocensa, Oleoducto de los Llanos, Oleoducto Bicentenario y Oleoducto de Colombia. Los contratos actuales de transporte de Ecopetrol serán cedidos a la nueva sociedad.

emex anunció los resultados de la segunda ronda de licitación de contratos integrales para exploración y producción de campos maduros de la región norte. Las áreas adjudicadas y las empresas y consorcios ganadores fueron: Altamira, otorgada a Cheiron Holdings Limited; Pánuco, asignada a Dowell Schlumberger de México con Petrofac de México; Tierra Blanca y San Andrés - concedidas a Monclova Pirineos Gas en consorcio con Alfasid del Norte. Quedaron desiertas las áreas de Arenque y Atún. La petrolera mexicana estima que los contratos permitirán alcanzar un volumen adicional de 80.000 barriles por día de petróleo, duplicando así la producción actual de la región norte. Asimismo, en la fase inicial se realizarán inversiones de al menos US$55 millones.

l Plan de Negocios 2012-2016 de Petrobras contempla inversiones por US$ 236,5 mil millones, con un promedio de US$ 47,3 mil millones por año. El plan enfatiza la recuperación de la curva de producción de crudo y gas natural; la prioridad a los proyectos de E&P de crudo y gas natural en Brasil; el cumplimiento de las metas operacionales y financieras de los proyectos; y el desarrollo de negocios de la empresa con indicadores financieros sólidos. Del total de inversiones, 60% se destinará al segmento de E&P; 27,7% a refinación, transporte y comercialización; 5,8% a gas y energía y el resto a petroquímica, distribución, biocombustibles y corporativo.

etrominerales Ltd. anunció otro descubrimiento de crudo en la cuenca de Los Llanos colombianos. El pozo Guala-1 alcanzó una profundidad total medida de 12.432 pies, y los registros indicaron una zona productiva de 47 pies, 38 pies en la formación Lower Sand 1 y 9 pies en la formación Guadalupe. Luego de completar el pozo en Lower Sand 1, la compañía instaló una bomba electrosumergible y durante 59 horas en marcha el pozo descargó todos los fluidos de completación. Con un ajuste de la bomba de 44 hertz y estrangulador totalmente abierto, el pozo alcanzó una tasa estabilizada de 2.046 barriles por día de crudo de 17 °API con un corte de agua del 6%. La producción de Petrominerales promedió en Mayo los 31.602 bpd, 3% más que en Abril. A mediados de Junio la cifra era de 30.280 bpd, antes de sumar el descubrimiento de Guala-1.

a Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, en su reunión Nro. 161 celebrada en Viena, decidió mantener el techo de producción de 30 millones de barriles diarios, establecido en Diciembre de 2011. La medida implica que los ajustes para disminuir 2.3/1.6 MMBD y situarse en el techo, serán realizados por aquellos países que como Arabia Saudita tienen potencial disponible para balancear la oferta global de la OPEP. La Conferencia examinó la evolución reciente del mercado del petróleo, en particular, las proyecciones de oferta/demanda, así como las perspectivas para el segundo semestre de 2012.

a Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía anunció la realización del 5º Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía del 22 y 23 de Agosto 2012. Carlos Delius, Presidente de la CBHE enfatizó que el programa de conferencias abarca el panorama mundial de la energía, la crisis económica y sus efectos en la industria, hidrocarburos no convencionales, biocombustibles, eficiencia energética, geotermia y energía solar. De igual forma 55 empresas nacionales y extranjeras del área energética participarán en la Expo- Energía.

a licitación de áreas con potencial de hidrocarburos en Perú se realizará en el último trimestre del año. El Presidente de Perupetro, Aurelio Ochoa, destacó que se ofertarán en total 22 lotes para exploración, cuya delimitación se realizó – con el conocimiento de las comunidades aledañas– con la finalidad de optimizarlos y focalizar las estructuras geológicas con mayor potencial, sin afectar el entorno. La exploración del Lote XXVII ocupará temporalmente solo el 0,3% de los terrenos del proyecto de irrigación y energía hidroeléctrica Olmos, en Lambayeque.

enezuela ocupa el primer lugar en reservas probadas de petróleo, de acuerdo al BP Statistical Review of World Energy (Junio 2012). Según este reporte basado en estadísticas oficiales, las existencias petroleras mundiales totalizaron 1,653 billones de barriles a fines de 2011. Las reservas probadas de crudo venezolanas se ubicaron en 296.500 millones de barriles, equivalentes al 18% de los recursos mundiales, mientras que las de Arabia Saudita se calcularon en 265.400 millones, representando el 16%, mientras la tercera posición corresponde a Canadá con 175.200 millones de barriles, que equivalen al 11% .

stados Unidos podría convertirse en el mayor productor de hidrocarburos en el mundo para el 2020, superando a Arabia Saudita y Rusia, dijo Daniel Sullivan, Comisionado del Departamento de Recursos Naturales de Alaska, durante el Foro Internacional Económico de las Américas celebrado en Junio en Montreal. Sullivan apoyó su afirmación en un estudio de la firma consultora PFC Energy. Desde 2008 EE.UU registró un alza de 1.6 millones de barriles en su producción, y en 2011 reportó el incremento más importante de producción petrolera de todos los países que no forman parte de la OPEP.

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In Situ

presentó su Reporte Integrado de Gestión Sostenible

Con una puesta en escena impecable y la participación de más de 200 invitados, la primera compañía de Colombia presentó el 8 de Junio su informe de sosteniblilidad 2011, en el que por primera vez presenta de manera integrada la información operacional y financiera y los resultados de su gestión ambiental, social y de gobierno corporativo

nte una numerosa concurrencia, conformada accionistas e inversionistas, clientes, contratistas, socios, empleados y pensionados, el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, celebró que la empresa forme parte del selecto grupo de compañías con mejor desempeño sostenible en el sector de petróleo y gas mundial. El Reporte Integrado de Gestión Sostenible 2011 fue elaborado bajo la metodología G3.1 de Global Reporting Initiative (GRI) para proporcionar una visión más amplia de la empresa, de la cual hoy son socios cerca de 500 mil colombianos. La inversión social de Ecopetrol alcanzó en 2011 los $214.123 millones, con un incremento de 34,6% respecto a 2010. El desembolso se concentró en las líneas de educación y cultura, con $54.413 millones; competitividad regional con $124.300 millones y ciudadanía y democracia, con $35.410 millones. En los últimos tres años el índice de apalancamiento de recursos para inversión social también aumentó como respuesta a la política de construcción de alianzas y participación en el desarrollo territorial a través de diferentes instituciones. En 2011 por cada peso invertido por Ecopetrol otras entidades aportaron $6,4.

Ecopetrol en cifras En materia económica, concretamente en el tema de inversión, la compañía registró cifras récord en la ejecución de $7.214 millones, crucial para el logro de los resultados operativos y financieros de 2011. De la misma forma, el reporte da cuenta del aumento de las transferencias de recursos a la Nación que totalizaron $19,39 billones, lo que significó un aumento de 65% frente a 2010. El 42% de esos recursos correspondieron a regalías, el 27% a di-

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videndos, el 21% a impuestos de renta y otros, y el 10% a impuestos indirectos. La contratación de bienes y servicios alcanzó los $13,1 billones; de los cuales 54% fue nacional y 46% regional. De la misma forma, se destinaron $6.489 millones al desarrollo de 530 proveedores en 2011. Los resultados financieros de Ecopetrol alcanzaron un nuevo récord en términos de utilidad operacional, neta y Ebitda. La utilidad operacional fue de $24 billones, 82% mayor que en 2010 con un margen operacional de 43%. La utilidad neta fue de $15,4 billones lo que representó un aumento de 86% frente al 2010, mientras que el Ebitda alcanzó los $28 billones con un crecimiento de 70%.

Exploración y Producción Para Ecopetrol fueron satisfactorios los resultados de E&P en 2011. En materia de exploración se descubrieron 17 pozos con presencia de hidrocarburos, 9 pozos exploratorios A3 resultaron exitosos: Mito-1, Nunda-1, CSE-8 ST1, Rumbero-1, Pinocho-1, Fauno-1, Trasgo-1, Azabache-1 y Opalo-1. También se evidenció presencia de hidrocarburos en 5 pozos estratigráficos como Jaspe-3, Avila-1, El Valle-1, Akacías ES-2 y CSE-6. Asimismo, la producción equivalente de crudo y gas de Ecopetrol fue de 670.000 bpd, con un incremento de 16% respecto de 2010. Al incluir las empresas en las que Ecopetrol tiene participación, la producción aumentó 18% para cerrar en 724.000 barriles por día equivalentes, resultado que aunque bueno, es inferior a la meta prevista para el año, de 750.000 bpde, básicamente por el impacto del invierno sobre la infraestructura, las restricciones operativas y logísticas y adversas situaciones de orden público. En cuanto a reservas netas probadas de crudo, conden-

sado y gas natural del Grupo Empresarial Ecopetrol, alcanzaron los 1.857 millones de barriles equivalentes, con un incremento de 8,3% frente a lo registrado en 2010.

Barriles verdes El tema ambiental crece en importancia dentro del marco estratégico de la compañía. La inversión en este renglón registró en 2011 un récord de $1,3 billones, en actividades de cumplimiento legal como las iniciativas voluntarias de mejoramiento. Los tres focos de acción son biodiversidad, cambio climático y ecoeficiencia. Uno de los aspectos más destacados fue la reducción de la captación de agua la cual bajó a 66,1 millones de m3, lo que implicó una reducción de 23,8% con relación al año anterior. Por otra parte, resalta el esfuerzo por cofinanciar proyectos encaminados a la conservación y manejo sostenible de la biodiversidad de los humedales presentes en las áreas de influencia de Ecopetrol. En 2011 la empresa logró consolidar la Estrategia de Contratación Verde, la que fue galardonada con el Green Vendor Rating Award.

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In Situ

Trust lidera temas ambientales en Colombia

Para dar a conocer la reciente creación de la Unidad de Servicios Ambientales, la firma de consultoría Trust invitó a la conferencia taller sobre impactos potenciales asociados con actividades de E&P en el entorno offshore colombiano

on la participación de más de 40 profesionales expertos en temas ambientales de las principales empresas del sector de hidrocarburos con presencia en Colombia, la firma Continental Shelf Associates International, Inc- CSA, asociada con Trust, presentó su portafolio de servicios y experiencia de más de 41 años, para ayudar a la industria a afrontar uno de los mayores desafíos de la actividad hidrocarburífera, como es la adecuada administración de los impactos sobre el medio ambiente. Ahora que Colombia ha iniciado su actividad exploratoria offshore, el tema resultó oportuno por tratarse de la intervención de entornos en los que el patrimonio es de alto valor y fragilidad, como en las operaciones costa afuera. La charla se caracterizó por estudios de casos de las fuentes de impacto y la afectación que estas pueden causar en los hábitats marinos, al igual que las posibles estrategias de mitigación.

Lider en programas ambientales CSA es una corporación norteamericana con sede en Stuart, Florida, fundada en 1970 con presencia internacional en países como Trinidad y Tobago, Qatar y Brasil. Líder en la planificación y realización de programas ambientales multidisciplinarios, su portafolio de servicios abarca desde estudios de impacto ambiental, estudios oceanográficos y de ecología marina, caracterización del hábitat marino, evaluación de los recursos y planificación de restauración, hasta el diseño y ubicación de arrecifes artificiales, entre otros. Por CSA asistió al encuentro Alan D. Hart, Vicepresidente Ejecutivo con más de 40 años de experiencia en ciencia oceanográfica y medioambiental, con-

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Robert D. Mulcahy, Vice President, Director of Business Development CSA; Juan Manuel Sabogal, Director Unidad de Gestión Ambiental de Trust; Alan D. Hart, Science Director, Executive Vice President CSA; Ernesto Borda y Germán Botero, Director Ejecutivo y Consultor Asociado de Trust, respectivamente

sultor ambiental para agencias federales y estatales para el desarrollo de actividades offshore en el Golfo de México, los océanos Atlántico y Pacífico, el Mar de Ojotsk, el Caribe, el Mar Caspio, y las aguas de Alaska. Actualmente lidera investigaciones a gran escala de los posibles efectos de la ingesta de agua de refrigeración de ictioplancton en aguas profundas del Golfo de México, un proyecto relacionado con derrames en la bahía de Bohai, China y una investigación sobre efectos potenciales de actividades sísmicas en una especie de pez en peligro de extinción en el lago Sakakawea, Dakota del Norte, EE.UU, casos que sirvieron de ilustración y ejemplo para el auditorio colombiano presente en el encuentro. El Director de Desarrollo de Negocios y VP de CSA, Robert D. Mulcahy, acompañó la presentación para aportar sus experiencias en situaciones como

las de los derrames de petróleo BP Macondo. Mulcahy ha llevado a cabo varios estudios a lo largo de la costa sureste de los EE.UU. y en California, América del Sur, la cuenca del Caribe, y Oriente Medio y ha dirigido varios proyectos de recursos naturales de evaluación de daños para el Servicio de Parques Nacionales de USA, entre otros. Juan Manuel Sabogal, Director de la Unidad de Gestión Ambiental de Trust, presentó el panorama del marco regulatorio colombiano en temas ambientales, el cual pese a estar altamente regulado, no es suficiente para enfrentar el reto de la exploración costa afuera. De esta manera Trust pone toda su capacidad a disposición del sector petrolero colombiano, para atender el nuevo desafío offshore, que implica ahondar en el conocimiento técnico y en el uso de nuevas y mejores tecnologías de vanguardia y la regulación adecuada, para operar en esos contextos.

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In Situ

MASA y Stork celebraron fusión

La holandesa Stork y su aliada en Colombia, Mecánicos Asociados, MASA, compartieron con clientes y amigos el entusiasmo por la reciente integración, en un acto relizado el 16 de Mayo en las instalaciones del Club el Nogal de Bogotá

“S

iendo grandes, marcando historia” fue el lema del evento organizado para celebrar la integración de las dos firmas, presidido por Doug Meikle, CEO de Stork Technical Services y Antonio Villegas, Presidente de MASA, contando además con la presencia del exfutbolista colombiano Oscar Córdoba. Constituida en 1983, MASA es líder en la prestación de servicios integrales para el sector petrolero, de minería y energía. Hoy su capital es 100% holandés gracias a la fusión con Stork, proceso que empezó en

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Leopoldo Carvajal, Superintendente de Chevron; Mario Ardila, Gerente de O&M MASA; Doug Meikle, CEO de Stork Technical Services y Stephen Conner, Country Manager de Chevron Colombia

el año 2007. Actualmente cuenta con más de 4.000 empleados, presencia en varios países de Suramérica y respaldo internacional en tres continentes. MASA posee un sistema integral de gestión “SIGMA”, certificado bajo la norma ISO 9001:2008 en los servicios de: mantenimiento industrial de campos petroleros, operación y mantenimiento de

ductos para transporte de hidrocarburos, operación de campos petroleros, operación y mantenimiento de centros de generación y distribución eléctrica, operación y mantenimiento de plantas de tratamiento e inyección de agua, diseño, construcción, montaje, pre-comisionamiento y comisionamiento de proyectos EPC (que incluyen las especialidades civil-geotecnia, edificaciones y facilidades de superficie mecánica, tubería, eléctrica y de instrumentación). El evento contó con la asistencia de ejecutivos de las principales compañías del sector minero y de hidrocarburos presentes en el país, como Audubon, BioD, Campetrol, Cepcolsa, Chevron, Drummond, EcoDiesel, Equión, Halliburton, Hocol, Key Energy Colombia, MPX, Ocensa, Petroamerica, Termotecnica, Roes, Shona Energy, Tipiel, Termoyopal S.A. y Mansarovar, así como representantes de la Embajada de Holanda. La charla ofrecida por Oscar Córdoba, ex futbolista y arquero de la selección Colombia, se centró en los puntos relevantes de su carrera, los desafíos que logró superar en su larga trayectoria internacional y las experiencias que lo marcaron como persona; resaltando tres aspectos claves: liderazgo, diferenciación y aprovechamiento de oportunidades, factores que han marcado también la historia de MASA, permitiéndole crecer y proyectarse como una empresa internacional, con el respaldo y experiencia de un grande como Stork.

Empresas canadienses exploran nuevas alianzas en Colombia En la Embajada de Canadá en Bogotá, tuvo lugar la reunión de acercamiento entre empresas líderes del sector de hidrocarburos con sus homólogas canadienses interesadas en la apertura de mercados en el país

nce firmas de servicios petroleros de Canadá, con experiencia en el desarrollo de crudos pesados e hidrocarburos no convencionales, integraron la misión comercial que estuvo de visita en Colombia para participar en un programa de reuniones con compañías petroleras y contratistas del sector con la finalidad de explorar posibles alianzas. La visita organizada por el Calgary Economic Developmet - CED, entidad encargada de la promoción y el desarrollo económico de las empresas con sede en la región de Alberta, se suma a la misión efectuada en Noviembre de 2011 con otras 14 firmas, dos de las cuales están próximas a abrir operaciones en Colombia. La iniciativa tuvo además el respaldo de Ecopetrol, la Cámara de Comercio Colombo Canadiense, Invest in Bogotá, Campetrol y las firmas Deloitte, Norton Rose y Nexen. Mónica Rovers, Business Development Manager Energy del CED, enfatizó que la buena reputación, organización y la facilidad para hacer negocios y abrir nuevos mercados son factores determinantes que ponen a Colombia en la mira de los empresarios canadienses. La percepción en términos generales es que se tiene una buena normatividad, capaz de ofrecer garantías de estabilidad y reglas de juego claras para hacer nueva inversión. A su vez la industria local ve con agrado el aporte de estas empresas para asegurar la oferta de servicios en diferentes rubros, tales como sísmica, perforación, recobro de campos maduros y servicios medioambientales, entre otros.

Aporte y experiencia Hicieron su presentación en el escenario petrolero colombiano empresas como: Arcis Seismic Solutions, con una trayectoria de 16 años sísmica 2D y 3D, desarrolladores de su propio software,

Representantes de empresas canadienses del sector de hidrocarburos integraron la segunda misión comercial que visitó Colombia para explorar posibles alianzas con empresas locales

personal altamente calificado y procesos que responden a los más exigentes estándares de responsabilidad y seguridad. ATCO Energy Solutions, fundada en 1947, 8800 empleados, posee un amplio portafolio de servicios en áreas de exploración y producción de gas. BIG Gas Compression Inc., diseñadores de compresores para recobro de gas natural desde el año 2003. DMG Events, especializada en la organización integral de eventos para las empresas de la industria del gas y petróleo. Hydrotestors International Inc., empresa fabricante de tubos y revestimientos, certificada por la norma ISO 9000. Millennium EMS Solutions, asesores expertos en temas de seguridad y responsabilidad ambiental. Neuralog Inc., diseñadores de soluciones de registro y gestión de datos para obtener respuestas acerca de las reservas de hidrocarburos. Northstar Drillsteam Testers, líder en el desarrollo de ingeniería de pozo, con 15 años de experiencia. Oilflow Solutions, desarrolladores de productos especializados para el recobro

Mónica Rovers, Business Development Manager Energy del Calgary Economic Development

de crudos pesados. PMO Global Services, expertos en gestión de proyectos para los procesos de perforación y producción de los pozos. Stream-Flow USA, fabricantes de válvulas y equipos de perforación desde hace 50 años. Para el sector de hidrocarburos colombiano, el aporte y la experiencia de empresas provenientes de Canadá, ponen al país en mejores condiciones para recibir y mantener el interés del inversionista extranjero. Julio 2012 / No 270 Petroleum

In Situ

Periodistas de diferentes medios de comunicación en Colombia asistieron al taller sobre Programas de Exploración Sísmica impartido por Petrominerales

Petrominerales presentó Cartilla Sísmica En el marco de un taller para periodistas, realizado el 2 de Junio en Villavicencio, Meta, la empresa presentó el documento “Aprendamos sobre la sísmica en exploración petrolera”, diseñado para brindar información a la comunidad

on la asistencia de 60 periodistas de medios de comunicación de Acacias, Bogotá, Restrepo, Tauramena, Villanueva y Villavicencio, el taller organizado por Petrominerales fue el primero de un ciclo que se irá desarrollando con la finalidad de facilitar la transmisión de conceptos básicos sobre el proceso de exploración, y en general de todas las actividades petroleras, de tal forma de impulsar un mayor conocimiento sobre la industria. La ocasión fue además propicia para el lanzamiento del documento informativo sobre sísmica en exploración, dirigido a ayudar a las comunidades de las áreas de influencia a comprender los aspectos técnicos, sociales y ambientales del proceso, a través de respuestas a preguntas frecuentes acerca de la ejecución de estas labores, normativa a cumplir y las oportunidades derivadas del desarrollo de la actividad para la comunidad. El taller contó con el respaldo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos -ACIPET, que en asocio con Petrominerales, convocó a expertos en temas de Política Petrolera, desarrollado por William Florez, Ingeniero de

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Petróleos de la Universidad de América y magister en gestión ambiental; la Cadena de Valor del Petróleo, ilustrado por Eduardo Villegas, Ingeniero de Petróleos de la Escuela de Minas de la Universidad Nacional de Medellín y especialista en Ingeniería de Gas de la Universidad Industrial de Santander-UIS; la Sísmica en la Exploración, descrito por María Eugenia Chamorro, Ingeniera Geóloga, especialista en Gerencia de Hidrocarburos; y Carlos Arenas, Ingeniero de Petróleos especializado en Ingeniería Ambiental, quien abordó los aspectos de la sísmica y la construcción de relaciones con la comunidad y el medio ambiente, temas de alto interés que fueron complementados con la intervención de Juan José Velazco, Gerente General de Hidrosuelos E.U., especialista en Hidrología Subterránea de la Universidad Politécnica de Cataluña. Petrominerales está presente en Colombia desde 2002 como una compañía de E&P que cobra cada día mayor protagonismo en la actividad de la industria de hidrocarburos, con una inversión de más de US$ 1,4 mil millones desde el inicio de

operaciones en el país, siendo considerada la compañía exploratoria más activa y la cuarta productora más grande de crudo en Colombia. La empresa posee el 100% de participación en aproximadamente 2 millones de acres de exploración en el país y ostenta un récord de capacidad en comercializar rápidamente los éxitos exploratorios. Caracterizada por su enfoque comunitario, basa su modelo de sostenibilidad y responsabilidad compartida en la generación de canales de comunicación abierta y factores diferenciadores, como la apertura de oficinas de representación en cada una de las áreas donde opera, para fortalecer las relaciones con los miembros de las comunidades y actuar de manera mancomunada en la resolución de conflictos y los problemas sociales. En 2006 la empresa creó la Fundación Vichituni con el propósito de promover oportunidades que reduzcan la dependencia de las comunidades de la industria petrolera, apoyando iniciativas y programas diseñados para promover el crecimiento de un futuro sostenible.

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Julio 2012 / No 270 Petroleum

Escenario

La Cena Anual realizada en el George R. Brown Convention Center, sirvió de marco a la especial entrega de reconocimientos de OTC

El Centro de Convenciones de Cartagena fue el escenario del 53 Simposio Anual de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, SPWLA, uno de los eventos más importantes en la agenda petrolera internacional de este año, que por primera vez se realizó en suelo suramericano, atrayendo a participantes de 34 capítulos de la Sociedad en 33 países, para un total de 1.258 asistentes, incluyendo delegados, conferecistas, exhibidores y personal staff

7 Claudia Londoño / Equipo de Redacción

esde 1959 la SPWLA ha cumplido una singular misión, siendo la voz de los intereses compartidos de los profesionales petrofísicos y analistas de registros al servicio de la industria del petróleo y gas mundial, esforzándose de manera continua en promover el avance del conocimientos y el desarrollo de nuevas técnicas, y a través de una gestión estratégica, estimular a los más jóvenes hacia la búsqueda de mejores soluciones para cualquier problema. Ingenieros geólogos, geofísicos y de yacimientos asisten también a este encuentro anual, que les brinda la posibilidad de entablar un intercambio con reconocidos especialistas e investigadores del ramo, además de tener un acercamiento con empresas líderes en tecnologías de caracterización de yacimientos, incluyendo las más recientes innovaciones en análisis petrofísico, caracterización en plays

16 Julio 2012 / N 270 / Petroleum o

Randall Cooper, Presidente SPWLA

convencionales y no convencionales, y en general software que facilitan a ingeniero y geocientíficos el trabajo tomar mejores decisiones. En esta oportunidad la expectativa fue mucho mayor. Por primera vez una nación de América del Sur sirvió de sede a este evento y los resultados no pudieron ser mejores. Gracias al trabajo realizado en la organización, el capítulo anfitrión, la Colombian Association of Formation Evaluation, CAFE, se ganó el reconocimiento como el capítulo joven más sobresaliente de la SPWLA. La campaña promocional, ofreciendo un programa de innovación y tecnología, dio como frutos la participación de 846 delegados, la presentación de 102 trabajos técnicos orales y de póster, 5 cursos especializados, 2 salidas de campo y una muestra tecnológica conformada por 34 compañías de alta talla.

Presidieron la instalación del Simposio Timothy Bordas, VP SPWLA Technology Comitee; Adriano Lobo, Presidente CAFE; Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Héctor Manosalva, VP Ecopetrol; César Augusto Patiño, Presidente General Chair SPWLA 2012; Randall Cooper, Presidente SPWLA y Steven Low, General Chair SPWLA 2012

Esta edición del simposio contó con una de las representaciones de países más altas, incluyendo a Angola, Argentina, Australia, Brasil, Canadá, Colombia, Egipto, Ecuador, Emiratos Árabes, Escocia, España, Estados Unidos, Francia, Holanda, India, Irlanda, Inglaterra, Japón, Malasia, México, Nigeria, Noruega, Omán, Perú, Rusia, Arabia Saudita, Singapur, Suiza y Venezuela.

Colombia, grandes oportunidades La ceremonia de instalación fue presidida por Randall D. Cooper, Presidente de la SPWLA; Timothy Bordas, VP del Comité Tecnológico de la Sociedad, en representación del Presidente del Comité Russel Spears y Steven Low; Adriano Lobo, Superintendente de Yacimientos de Ecopetrol y Presidente de CAFE; Javier Gutiérrez Pemberthy, Presidente de Ecopetrol; Héctor Manosalva, VP de Producción de Ecopetrol; y César Augusto Patiño, Petrofísico de Ecopetrol y Presidente del Comité Organizador de SPWLA 2012. Javier Gutiérrez Pemberthy abrió el programa con una presentación sobre la historia petrolera en Colombia, en la que compartió con los asistentes al foro hechos y aspectos cruciales en la construcción de una industria y de una empresa que como Ecopetrol, es pieza fundamental en el desarrollo de la nación

Timothy Bordas, VP SPWLA Technology Comitee

Petrofísicos y geocientíficos de los cinco continentes se dieron cita en Cartagena, para analizar las nuevas tendencias en exploración y explotación de hidrocarburos

y contribuye a la generación del clima confianza que hoy hacen de este país el destino más atractivo para la inversión en la región, “lo que se puede constatar en las cifras de crecimiento sostenido anual del sector del 15%”, afirmó. La proyección de la compañía para el período 2012-2020 fue presentada por Héctor Manosalva, quien ahondó en la estrategia que tiene como norte la producción de un millón de barriles limpios en 2015 y 1.300.000 barriles limpios en el 2020, “lo que significa producir sin accidentes laborales, ni incidentes ambientales, en normalidad laboral y una rentabilidad superior al 17%”. La proyección busca hacer de Ecopetrol una de las 30 compañías más grandes del mundo para el 2020. El plan de inversión entre el 2012 y el 2020 plantea la necesidad de invertir 80 billones de dólares con un nicho de inversión muy importante en actividades de E&P, financiados en un 75% por generación de caja. Durante su intervención César Patiño trajo a colación el primer trabajo realizado por los hermanos Schlumberger en los años veinte en Venezuela con el primer registro y que dio origen a la sociedad. Por su parte Timothy Bordas, VP del Comité Tecnológico, de una manera simpática, haciendo un juego de palabras con la sigla del SPWLA, introdujo a los delegados en el temario del Programa Técnico. Julio 2012 / No 270 Petroleum

Escenario El programa del Simposio La programación arrancó con el desarrollo de cinco cursos cortos, dos el sábado 16 de Junio y tres el domingo 17, conducidos por expertos líderes en sus respectivos campos, como John Rasmus y Tom Bratton de Schlumberger, Roberto Suárez y David Handwerger de Terratek-Schlumberger, con el tema “Geomechanics, core-to-log integration”. El segundo curso “Carbonate Petrophysicis” fue dictado por Austin Boyd, de Schlumberger, y el tercero denominado “Reservoir Petrophysicis and Petrophysical Rock Types”, desarrollado por Gary W. Gunter y Eduardo Viro de NExT. El tema de la Acústica fue desarrollado por Jennifer Market de Halliburton, Doug Patterson de Baker Hughes y John Walsh de Schlumberger, cerrando el ciclo Roland Chemail de Halliburton, Teruhiko Hagiwara de Aramco Services, Martin Luling de Schlumberger y Hanming Wang de Chevron con el tema “Advances in Resistivity and Dielectric Logging”. Las lecciones aprendidas en los cursos cortos finalizaron con las salidas de campo a la Islas del Rosario. También en horas de la tarde del domingo tuvo lugar la reunión del Comité Tecnológico de SPWLA, en el que participan actualmente especialistas de compañías operadoras y de servicios, como Conoco Phillips, Chevron, BP, Statoil, ExxonMobil, Saudi Aramco, Apache, Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger, Weatherford, Aramco Services, Path Finder, Maxwell Dynamics, Discovery Group y Newfield. Por la noche los delegados tuvieron la oportunidad de cordializar en el marco del Icebreaker, realizado en el Castillo de San Felipe, como preámbulo a la intensa jornada de sesiones técnicas que se desarrolló del 18 al 20 de Junio. La formación integral fue la nota predominante en la agenda del programa técnico, centrado en la discusión de temas relacionados con los Recursos convencionales y no convencionales, Nuevas tecnologías de registro, Servicios de registros de producción, Avances en Mud Log y Tiempo Real y Casos de estudios en Sur América. Almuerzo de Reconocimientos La programación del día martes incluyó el almuerzo de entrega de reconocimientos de la SPWLA a miembros de la Sociedad por sus logros durante su trayectoria profesional y gremial. Este año la distintción “Gold Medal Technical Acievement” fue otorgada a Paul W. Worthington, inglés, autor de más de 100 artículos técnicos, expresidente de la SPWLA, quien lleva más de 20 años dedicado a la investigación y al crecimiento del gremio de petrofísicos del mundo. La “Medal of Honor for Career Service” fue conferida al geólogo Stephen Prensky, un activo miembro de la SPWLA desde 1978, quien ha llegado a ocupar diferentes cargos e importantes roles, como la organización del Simposio de 1989. El “Distinguished Technical Achievement Award” lo recibió Hani Elshahawi, quien tiene una experiencia de más de 25 años en la industria del petróleo y actualmente se desempeña como Deepwater Technology Advisor en Shell, muy activo en la construcción de conocimiento para la SPWLA; y Ton Loermans, ingeniero mecánico y físico, investigador e incansable

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César Augusto Patiño Suárez

Liderazgo petrolero emergente Exponente del nuevo liderazgo petrolero colombiano, este joven profesional tuvo la responsabilidad de presidir el Comité Organizador del quinquagésimo tercer simposio anual de la SPWLA, cuyo exitoso desarrollo queda registrado en la historia de este evento y en el recuerdo de sus participantes

ésar Augusto Patiño Suárez, Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad Industrial de Santander – UIS, actualmente ejerciendo como Petrofísico de Ecopetrol, exhibe una hoja de vida que da cuenta de una experiencia enriqueceCésar Augusto Patiño Suárez dora, que lo ha llevado a trabajar en países tan remotos como África y destinos tan exóticos como Inamenas, en Argelia, en pleno desierto del Sahara. Es también un humanista, quien a través del desarrollo de su carrera ha buscado impulsar el progreso en todas las regiones donde ha laborado. Precisamente ese norte que eleva a unos pocos a la categoría de líder, le motivó a buscar oportunidades no sólo para su propia superación personal, sino que además le permitieran hacer su aporte al crecimiento de su natal Colombia y al ejercicio profesional, inquietud que canaliza compartiendo parte de su agenda con el trabajo gremial. Por eso ha sido reconocido por la SPWLA como gestor, motor y líder en innovación para Sur América y el Caribe. De igual forma a través de la SPE, de la cual es miembro activo y actual Presidente de la Junta Directiva de la Sección Colombia, trabaja actualmente en la Comisión de Energía de las Américas de la OEA, vinculado concretamente con las estrategias en materia de crudos pesados en Latinoamérica. Pero más allá de los reconocimientos, está el hombre sencillo, comprometido con los retos, que con la necesaria dosis de humor seguirá forjando una trayectoria personal y profesional, de la cual apenas estamos comenzando a hablar.

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Escenario

La Sociedad de Petrofísicos reconoce la trayectoria y logros de sus miembros. Este año, la lista de galardonados incluyó a Paul W. Worthington, Principal Adviser de Gaffney, Cline & Associate en Singapore, quien recibió la máxima distinción “Gold Medal Technical Achievement”, por su dedicación a la investigación y al crecimiento del gremio de petrofísicos en el mundo, de las manos del directivo de la SPWLA Matt Bratovich

Miembros de la nueva directiva de SPWLA: Thuy Rocque, VP Finance; Matt Benefield, Director Middle East; Jeff Alford, VP Information Technology; Eric Decoster, Director Latin America; Michael Mannig, VP Education; Stefanie Brakenhoff, Director North America 2; Brett Wendt, Director North America 1 y Sharon Johnson, Executive Director

miembro de la SPWLA desde 1995. De igual foma, se otorgó el “Distinguished Service” a John Quirein´s, matemático abstracto de la Universidad de Houston, quien por 32 años ha formado parte de la SPWLA capítulo Houston, con una participación destacada dentro de la sociedad, entre ellas la de VP Financiero. Se ha caracterizado también por ser un excelente orador y organizador, donde la organización destacó los trabajos recibidos en las categorías: “2011 Symposium Best Paper Presentation”, bajo el título de “Usign Computer Modeling to Generate Accurate Pe Equations”, autor Gordon Moake. 2011 Symposium Best Poster. Presentation, “Neutron Porosity Measurements Using a Pulsed Neutron Generator and LI-6 Glass Neutron Detectors”, trabajo conjunto realizado por: Anton Nikittin, Loren P. Roberts, Feyzi Inanc y Margaret M. Kopal. Best of Petrophy-

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sics Paper 2011-2012 “Probing the Archie Exponent under Variable Saturation Conditions”, autores: Munish Kumar, Tim. J. Senden, Adrian P. Sheppard, Christoph H. Arns y Mark A. Knackstedt. El “Most Recruited Members 2011-2012” fue otorgado a Richard Odom, O-GEO Solutions. En este marco fueron distinguidos

también los mejores presentaciones del Simposio 2011: Usign Computer Modeling to Generate Accurate Pe Equations, de Gordon Moake, en la categoría Symposium Best Paper Presentation; Neutron Porosity Measurements Using a Pulsed Neutron Generator and LI-6 Glass Neutron Detectors, realizado por Anton Nikittin, Loren P. Roberts, Feyzi Inanc y Margaret M. Kopal como Symposium Best Poster Presentation; y Probing the Archie Exponent under Variable Saturation Conditions, de Munish Kumar, Tim. J. Senden, Adrian P. Sheppard, Christoph H. Arns y Mark A. Knackstedt, en la categoría Best of Petrophysics Paper 2011-2012. La distinción Most Recruited Members 20112012, se otorgó a Richard Odom, de OGEO Solutions. Con una agenda temática de excelente calidad, una participación que superó las expectativas del comité organizador, culminó el encuentro que contó con importantes patrocinios como los de Baker Hughes, BP Company, Chevron, Ecopetrol, Exxon Mobil, Halliburton, Hocol, Maxwell Dynamics, Mansarovar, Neuralog, Saudi Aramco, Paradigm, Schlumberger, Senergy Software, Talisman Colombia y Weaterford, presentes iguaglmente en la muestra comercial.

Eventos Sociales El enigmático castillo de San Felipe, construido en el siglo 17 por los conquistadores españoles, estratégicamente diseñado para defender el dominio de las nuevas tierras, fue el escenario del coctel para romper el hielo por la empresa francesa Schlumberger.

Schlumberger presentó sus servicios y tecnologías de avanzada para la evaluación petrofísica, entre ellas la nueva versión de su software Techlog, que ofrece una interfaz de aplicaciones de próxima generación

Baker Hughes escogió la emblemática Plaza de la Proclamación ubicada en el corazón de la ciudad amurallada, en donde al calor del son cubano los asistentes participaron en la búsqueda del tesoro perdido que culminó con la rifa de USD 500 en esmeraldas colombianas. La noche del 19 de Junio Halliburton fue el anfitrión en la terraza del Centro de Convenciones, frente al Muelle de los Pegasos y la Bahía de las Animas, para agasajar a los asistentes después de un día lleno de actividad.

Javier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol, y César Augusto Patiño, General Chair SPWLA 2012, durante su visita al estand de Petroleum fueron recibidos por Claudia Patricia Londoño, Claudia Montes y Jorge Zajia, Editor de Petroleum La entusiasta y numerosa delegación de Pdvsa estuvo muy activa durante el desarrollo de todas las actividades del programa técnico y social del 53 Simposio Anual de la SPWLA, representando orgullosamente el gentilicio venezolano y el sentimiento latinoamericano

Claudia Patricia Londoño, Petroleum; acompañada por los ejecutivos de Schlumberger Gerardo Villela, Gerente Comercial Colombia; Mauricio Vargas, Gerente General Colombia, Ecuador y Perú; y Ricardo Ramírez, Multisegnents Sales Manager

Compartiendo en el Icebraker, Emilio Sandoval, María Escandón, María Cantisano, Manfred Fass, César Augusto Patiño, Beatriz Barboza, Libia Landaeta, Eric Decoster y Giovanni Salazar, celebrando la apertura del Simposio de la SPWLA

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Exhibición

Halliburton, proveedor global de productos y servicios para la industria de la energía, representado por Fernando Martínez, Yerayén Rodríguez, Armando Patiño, Alix Bello, Henry Lara, Julián Castellano, Giussepe Ferla, Simón Flórez, Dayhan Ramírez, Melissa Bevant y Soraya Bonbacher. En primer plano Paola Pastor y César Rojas, Geología Ecopetrol, en compañía de Maged Fam

En el stand de Weltec, líder en el desarrollo de soluciones tecnológicas para pozos: Martha Girón, Mehmet Goksac, Carlos Villamizar, las guías Viviana y Kelly, Adrian Zett y Reinaldo Maldonado

22 Julio 2012 / N 270 / Petroleum o

Posan en el módulo de Weatherford Alexis Cabrera, Jesús Soria, Israel Nieves, Antonio Falagán, Julio Ibarra, Manfred Fass, y Jesús Llerena, en compañía de las guías Carolina y Angie El equipo de Baker Hughes conformado por Rachel Verbit, Esteban Luzardo, Alvaro Díaz, Mario Serrano, Luis Arismendi, Steve Hodges, Maria Woods, Juan González y Nelson Oriach

Frente al estand de Schlumberger, líder mundial en servicios petroleros: Gerardo Villela, María Lorente, Sofía Díaz, Martin Isaacs y Luis Valderrama

Keith Albright; Cynthia Harrall y Tracie Esparza, del equipo de Saudi Aramco, compartieron con profesionales visitantes a su estand

El dinámico y gentil equipo de Fugro-Jason compartió las ventajas que ofrece la gama de aplicaciones para el análisis de registro de pozos, bajo el liderazgo de Elisa Smith, Marketing Communications Manager y Tina Jimenez-Megrew, Marketing Coordinator

Julio 2012 / No 270 Petroleum

Responsabilidad Social

Cuando la “R” de R.S.E. también es de ¡RENTABILIDAD! No se trata de inversión compensatoria ni de la ¨licencia para operar¨ sino del proceso mediante el cual, por medio del desarrollo de objetivos comunes de conveniencia mutua, empresa y “stakeholders” construyen un futuro promisorio para todos Germán Botero A., Consultor Asociado TRUST El valor de la confianza

odo gerente sabe que el uso de cualquier factor de producción debe ser rentable: su costo tiene que ser inferior a los beneficios que produce. Cuando se planea adquirir un nuevo equipo la pregunta es ¿cuanto cuesta y cuanto produce? En principio, un simple análisis de valor presente neto define si es conveniente adquirirlo. El cálculo exacto es complejo para muchos casos, como por ejemplo un pozo exploratorio, debido a que involucra intertemporalidades e incertidumbres en los costos y en los beneficios. Pero en esencia, el pozo se hace si el valor esperado del valor presente de los ingresos menos los costos es suficientemente alto como para compensar, a juicio de los inversionistas, la incertidumbre inherente del análisis. Un proceso de producción utiliza factores de producción tales como bienes de capital, mano de obra especializada y no especializada, recursos financieros, tierra, recursos naturales renovables y no renovables, etc., que se combinan tecnológicamente para producir los bienes y servicios propios de la actividad. Adicionalmente, un proceso de producción utiliza como factor de producción al entorno, el cual puede dividirse en dos grupos interdependientes: el primero es el medio ambiente y el segundo - propongo - es el conjunto

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de aspectos sociales que definen el sentir de la población del área de influencia del proceso de producción sobre su presente y su futuro. El uso del entorno es entonces el desgaste que una actividad genera sobre el medio ambiente y sobre las expectivas de vida de los habitantes de la región. El uso del entorno, por muchos años, no fue considerado en la ecuación de producción porque no tenía un costo monetario. Hoy el Estado exige Planes de Manejo Ambiental que, si son correctos en el sentido de prevenir, mitigar o compensar completamente los deterioros ambientales, hacen que las empresas internalicen el costo ambiental y tomen decisiones convenientes para la sociedad. Con respecto al segundo grupo, ¨el conjunto de aspectos sociales que definen el sentir de la población sobre su presente y su futuro¨, son los habitantes quienes, poco a poco, y en ocasiones por medio violentos infortunadamente, exigen a las empresas ¨inversiones sociales¨ como compensación al contraste entre sus expectativas de vida y la bonanza de las empresas. Alternativamente, las empresas en su ¨responsabilidad social¨ realizan inversiones sociales compensatorias que abren un espiral creciente que solicita nuevas inversiones tan pronto se terminen las que están en curso.

Cuando la ¨R¨ de R.S.E. también es de ¨rentabilidad¨ hablamos de Valor Compartido . No se trata de inversión compensatoria ni de la ¨licencia para operar¨ sino del proceso mediante el cual, por medio del desarrollo de objetivos comunes de conveniencia mutua, empresa y Stake Holders construyen un futuro promisorio para todos. El Valor Compartido es rentable porque como los habitantes correlacionan el progreso de la empresa con el progreso de sus aspiraciones comunitarias y personales de largo plazo, ellos se encargan de proteger a la empresa para así conseguir sus intereses. Hoy ningún buen gerente desconoce la importancia del buen clima laboran en una empresa. Sin embargo, ese reconocimiento no era generalizado hace 20 o 30 años. De hecho muchos lo consideraban una necedad porque estaban lejos de comprender que hacía parte de sus insumos de producción. El clima laboral se internalizó para formar parte de los atributos que definen la productividad laboral. Es el caso del entorno. Para optimizar la competitividad de una empresa, tanto por sus efectos en la productividad como en la receptividad de los mercados de sus productos, es necesario el manejo óptimo del entorno. Eso se logra construyendo Valor Compartido.

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Responsabilidad Social

“Best Practices”, el gran desafío futuro de la Industria Petrolera

La certificación voluntaria en la industria de los hidrocarburos surge como la nueva frontera en responsabilidad social y ambiental

a temática de Mejores Prácticas para la industria del petróleo y del gas natural del futuro en Latinoamérica, fue uno de los temas de gran interés analizado durante la XXI La Jolla Energy Conference, organizada por el Instituto de las Américas del 21 al 23 de Mayo en La Jolla, California. René G. Ortiz, Exsecretario General de la OPEP y actual asesor estratégico de la Junta Directiva de “Equitable Origin LLC”, planteó en este escenario energético que la certificación voluntaria en la industria de los hidrocarburos, es la nueva frontera en responsabilidad social y ambiental. Su argumento es que esta industria no desaparecerá; por el contrario, continuará produciendo conforme aumenta la demanda del petróleo y el gas natural. Sin embargo, un creciente escrutinio de comunidades locales e indígenas, ONG’s, agencias de regulación, instituciones financieras y consumidores, seguirá pesando sobre las compañías petroleras para mejorar – en sus sitios de operaciones sus propias prácticas. Por ello, considerando la Conferencia Rio+20 de las Naciones Unidas, los países miembros y centenas de organizaciones sociales independientes allí, validarían como “un buen gesto” que la industria sea reconocida por sus avances en la adopción de un nuevo e innovador sistema de certificación voluntario sustentado en las partes interesadas, los “stakeholders”. Un sistema diseñado para promover un estándar de un mayor compromiso con la responsabilidad social y ambiental, con mayor transparencia y con operaciones más confiables. Ortiz explica que la industria de los hidrocarburos tiene un registro histórico creíble por haber sido el soporte del desarrollo mundial por más de cien años, por haber invertido trillones de dólares en el desarrollo económico de cientos de naciones; y también por ser artífice de la transformación de los estilos de vida de la

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Los grandes retos

René G. Ortiz, Exsecretario General de la OPEP y actual asesor estratégico de “Equitable Origin LLC”

La sociedad busca una industria comprometida con las mejores prácticas ambientales y sociales, y cree firmemente que ese constituye el siguiente gran desafío gran mayoría de los humanos mediante la extracción de un producto primo omnipresente, del cual todos dependemos. Es que el petróleo y sus miles de derivados están presentes en los combustibles, en el vestuario, en los plásticos, en las vitaminas y cápsulas para aliviar el dolor, en los celulares, en los preservantes de alimentos, en el helado de vainilla, la crema dental, los desodorantes, los cosméticos y muchos más. Sin embargo, esa película de nuestra vida diaria, trae consigo desafíos para el futuro, puesto que el incremento de la demanda de petróleo y gas natural tiene grandes implicaciones para la gente y el ambiente.

La falta de confianza entre “las partes interesadas” podría traer consigo altos riesgos operacionales en sus fases de exploración y producción. Pero, todavía está pendiente el reto más importante de la industria, la licencia social. El riesgo de no tenerla podría derivar en desafíos legales y de reputación para las compañías. Nadie puede negar - en la cuenca amazónica - el rol que tiene la Confederación de Organizaciones Indígenas en la Cooperación y Desarrollo de la Amazonia, COICA, o el papel de las ONG’s locales e internacionales. En un punto del tiempo, todos somos una parte interesada, un “stakeholder”. Y esta es una área peculiar de trabajo ya que el petróleo y el gas se extraen en ambientes muy sensibles. En los cien años de tránsito de la industria por el mundo, ésta se ha tenido que desarrollar en prácticamente todos los ambientes ecológicos y su expansión ocurrirá también en zonas selváticas muy sensibles. La gran mayoría del petróleo y gas en América Latina es y será extraído en la cuenca amazónica en presencia de la biodiversidad y comunidades indígenas y esta es una verdad también a nivel global. Se puede argumentar el inexorable valor de la innovación en la tecnología, pero eso no es suficiente. Es cierto que la ciencia y la tecnología han servido para lograr el acceso al petróleo y al gas en todos los ambientes. Plataformas operativas han evolucionado con nuevas tecnologías de perforación desde áreas someras a zonas más profundas y de vertical a horizontal y direccional. Sin embargo, esos avances tecnológicos tienen que llegar a asegurar legitimidad frente a las partes interesadas, mostrando que la industria está comprometida con las prácticas más seguras, limpias y responsables; y esto no está claro. Ortíz asegura que la sociedad busca una industria comprometida con las mejores prácticas sociales y ambientales y cree firmemente que ese constituye el

siguiente gran desafío. La industria petrolera posee el talento, el conocimiento y la capacidad financiera para lograr lo que la sociedad espera. En este contexto, la certificación voluntaria es el camino para alcanzar las expectativas de la sociedad. Cierto es que hay leyes, reglamentos y estándares generales. También es cierto que hay autoridades y reguladores actuando y haciendo cumplir la ley y sus reglamentos. Entonces, la única vía para lograrlo – en el marco de este creciente escrutinio social – es la certificación voluntaria que reúne una muy mejorada responsabilidad social y ambiental sustentada en un acuerdo con las partes interesadas y en una verificación independiente de un tercero. Es el valor del “háganlo bien” o “do it right”. ¿Porqué no? Otras industrias ya tienen certificación voluntaria para enfrentar el desafío. “FSC”, ya certifica más de 125 millones de hectáreas de productos que salen de bosques responsablemente manejados y con un total de ventas de US$20 billones. “Fairtrade”, asegura que los cultivadores reciban una compensación equitativa por sus productos con ventas por más de US$5.8 billones y con un crecimiento sostenido del 30% en esta última década. El “Marine Stewardship Council” asegura que la pesca silvestre es realizada de manera sustentable y 70% del salmón silvestre llega al mercado de las pescaderías con sello MSC. Un último ejemplo para ilustrar que ya se certifica voluntariamente, es que 99% de los diamantes en bruto del mundo ya no fondean violencia, ni conflictos ni guerras ni beneficia a rebeldes de gobiernos establecidos.

Por eso, la industria del petróleo y del gas natural ya tiene su propio sistema de certificación voluntario, “Equitable Origin”. Es el primer sistema independiente de certificación basado en las partes interesadas, “stakeholders” y que tiene verificación de las mejores prácticas. Es un mapa basado en el consenso para la producción responsable con las partes interesadas. Es un sistema que ranquea a las operadoras petroleras para incentivar, “relievar” y distinguir el compromiso con

la producción estandarizada y certificada; y, la aprobación, con sello de un tercero, que permite a las partes confiar, recompensar y apoyar el compromiso de compañía con “Mejores Prácticas” en responsabilidad social y ambiental. Ortiz enfatizó que para un petrolero el estar asociado con un concepto tan innovador, que permita promover mejores prácticas en actividades petroleras con responsabilidad social y ambiental, es la mejor iniciativa de labor contemporánea.

Julio 2012 / No 270 Petroleum

Reporte

IHS: Inversiones en upstream batirán récord en 2012

Según el más reciente reporte de la firma de consultoría, el total de inversiones y gastos operativos en exploración y producción (upstream) a nivel mundial alcanzará este año un nivel récord de US$ 1,23 billones y superará los US$1,66 en 2016. Estados Unidos lidera las inversiones, impulsado por el auge en la producción no convencional

a inversión en activos fijos (Capex) y los gastos operativos (Opex) aguas arriba a nivel global se prevé que este año alcance el récord combinado de US$ 1.23 billones y que aumente a US$1,64 billones en 2016, según el más reciente Upstream Spending Report publicado por IHS. La inversión en nuevos proyectos y los gastos operativos en los actuales plays se estima alcancen en 2012, unos US$728 mil millones y US$500 mil millones, respectivamente. El informe trimestral de IHS rastrea el historial de gastos y hace futuras proyecciones del mismo sobre la base de un análisis detallado de los tiempos de construcción de cientos de grandes proyectos en todo el mundo. Asimismo pronostica los gastos en un período de cinco años y los divide por región, por tierra y mar, y por segmento de negocio para proporcionar una visión general de los patrones de desembolso y de las tendencias clave en toda la industria del petróleo y gas. De acuerdo al informe, se proyecta el aumento del gasto de la industria para cada región del mundo, donde los prolongados altos precios del petróleo (y de los precios del gas fuera de Norteamérica) mantienen muy por encima los niveles de rentabilidad de la mayoría de propuestas de proyectos de petróleo y gas. Al mismo tiempo reconoce que las tensiones en los mercados siguen generando a una alta inflación en los costos de los proyectos a nivel global. “El breve período de calma de los gastos en 2009 y 2010, causado por la gran recesión, está detrás de nosotros. Los fuertes precios del petróleo y el crecimiento del gas no convencional de Norteamérica - que ya representa 128 mil millones dólares en el presupuesto de 2012 – creará nuevos y altos niveles para la inversión en

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Capex y Opex que superen los máximos previos a la recesión”, dijo David Hobbs, Chief Energy Strategist de IHS. “Comprender que el gasto está orientado será fundamental tanto para compradores como vendedores de la cadena de suministro para satisfacer las necesidades del mercado”, agregó. Norteamérica lidera a todas las regiones con un gasto total aguas arriba (Capex y Opex) de US$392 mil millones en 2012. La inversión en activos fijos se espera alcance los US$274 mil millones en 2012, impulsada por el auge de la producción no convencional en la región, como las arenas bituminosas, el tight oil, el gas de esquisto, el tight gas y el coal bed methane, lo cual representaría US$128 mil millones del total en el año. Con la inversión continua en los recursos no convencionales, el desembolso total de Norteamérica se espera alcance US$528 mil millones en 2016. La región de Asia-Pacífico se ubica en segundo lugar con US$238 mil millones en el total del gasto aguas arriba corres-

pondiente al 2012, compuesto por un Capex de US$169 mil millones y un Opex de US$69 mil millones. IHS calcula que este total se incremente a US$323 mil millones en 2016. Si bien los proyectos en tierra son el principal conductor del crecimiento del gasto de Norteamérica, la fuente predominante del incremento del gasto en Asia y el Pacífico constituye el offshore. Esta región tiene actualmente el gasto en el offshore más alto de 2012 que cualquier otra región, con US$104 mil millones, de los cuales 67 mil millones son Capex. La región también será un contribuyente clave para el crecimiento de las inversiones en activos fijos de continuar moviéndose positivamente, impulsada por los principales desarrollos costa afuera en la región, particularmente en el mar de Australia. El Capex en el offshore para todas las regiones se estima que alcanzará los US$213 mil millones en 2012, muy por encima del pico de 2008, y se proyecta que pueda llegar a US$297 mil millones en 2016, de los cuales la región de Asia-Pacífico representará el 31%.

Regiones • El Oriente Medio se espera sea una de las principales regiones de crecimiento en términos de gasto total, con un aumento de la inversión en activos fijos de casi 80% de 2011 a 2016, impulsado por las crecientes actividades de perforación en Arabia Saudita y, en particular Irak. • El gasto de África será impulsado por el crecimiento de la actividad offshore hacia el futuro, con 62% entre 2011 y 2016, vinculado a los desarrollos en marcha y futuros en nuevos países que producen petróleo y gas como los recientes descubrimientos en el este de África, así como el oeste del Golfo de Guinea. • El total de la inversión en activos fijos del capital europeo aumentará de US$45 mil millones en 2011 a US$57 mil millones en 2016, atribuible principalmente a los recientes descubrimientos en el offshore de Noruega que entran en etapa de desarrollo y a los proyectos de gasoductos regionales que han concluido.

• Con un gasto total de casi US$230 mil millones, la región de América Latina viene a ser la segunda más grande región offshore después de Asia-Pacífico en términos de inversión en activos fijos aguas arriba a lo largo del período de previsión 2012-2016, liderado por la exploración y el desarrollo de campos en el offshore de Brasil, con una parte creciente destinada al desarrollo de yacimientos en el pre-sal.

Tierra y Offshore • Las operaciones onshore siguen recibiendo la mayor parte de las inversiones en activos fijos (Capex), pero en términos de crecimiento el offshore continúa tomando la delantera con un estimado del 58% a partir de 2011 hasta 2016, comparado con un aumento del 39% en el onshore. • El total de gastos operativos (Opex) podría alcanzar los US$671 mil millones en 2016, con los nuevos campos en producción y debido al aumento de los costos globales por unidad producida de petróleo/gas.

Segmentos de Negocio • A finales de 2012, el gasto total en tuberías submarinas se recuperará a los niveles de 2008, con US$12 mil millones; tras el bache de 2010 producido por la combinación del desastre de Macondo y los efectos de la recesión económica durante 2008-2009 que provocó muchos retrasos. • El GNL será el sector de más rápido crecimiento en servicios de ingeniería con un subida del 183% entre 2011-2016, impulsado por las inversiones en Asia-Pacífico y Norteamérica. • El total Capex en equipos para la industria del petróleo y gas está por alcanzar los U$50 mil millones en 2012, con casi la mitad vinculada a la demanda de equipos rotativos. • En el mercado de las arenas bituminosas se prevé que el gasto de capital aumente 28% en 2012 con US$18,5 mil millones y supere los US$28 mil millones en 2016, con el incentivo de los altos precios del petróleo.

Julio 2012 / No 270 Petroleum

Reporte

La transformación de la energía en Norteamérica

Para el Chairman y CEO de Exxon Mobil Corporation, Rex W. Tillerson, 2012 es un año crucial para el futuro de la energía, especialmente en Norteamérica, donde la transformación del sector está en marcha “con implicaciones en todo el mundo”. A continuación un extracto de una reciente conferencia en la que el ejecutivo petrolero habla sobre el desarrollo de las nuevas fuentes de petróleo y gas no convencional y de la participación del sector industrial privado en el aseguramiento del suministro de energía

a transformación que se está gestando en Norteamérica representa un cambio que puede ser decisivo en la historia de la energía. Las nuevas tecnologías y técnicas innovadoras impulsadas por los hombres y mujeres de nuestra industria han permitido que las fuentes de energía etiquetadas como “no convencional”, “antieconómicas” e “inaccesibles” se volvieran convencionales, económicas y ambientalmente responsables. En Canadá el desarrollo de las arenas petrolíferas están permitiendo el acceso a una de las mayores reservas de energía conocidas del mundo. En Estados Unidos y Canadá, el shale gas y el tight oil están cambiando el panorama de la seguridad energética, y reconfigurando los mercados globales y líneas de suministro. Los avances en la perforación horizontal direccional y la tecnología de fracturamiento hidráulico han abierto la posibilidad de recuperar suficiente gas natural para alimentar la economía de ambas naciones por más de un siglo. De hecho, para el 2040 esperamos que la demanda de gas natural aumente en un 60%. Para ese momento el gas natural satisfará más del 25% de la demanda energética mundial, solventando una amplia gama de necesidades de calefacción y de generación de electricidad. Durante las próximas tres décadas, el gas natural de fuentes no convencionales crecerá en más del 400% para ayudar a resolver esa creciente demanda. Otros avances tecnológicos han permitido también a nuestro sector liberar el petróleo encontrado en shales y otras formaciones apretadas. Solamente en la región de Bakken, se están produciendo 500.000 barriles de tight oil por día.

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Rex W. Tillerson, Chairman y CEO de Exxon Mobil Corporation

El futuro de la seguridad energética en Norteamérica continúa siendo transformado por los avances en la exploración y producción en aguas profundas. En poco más de una generación, el concepto de la perforación en aguas profundas pasó de la mesa de dibujo a la ejecución, con la construcción de algunas de las maravillas de ingeniería más complejas de la historia. En el proceso, hemos abierto una nueva frontera para la producción de energía en todo el mundo, previéndose que la producción en aguas profundas a nivel global se duplique para el 2040.

Beneficios Económicos y Ambientales A medida que la economía mundial se esfuerza por estabilizarse, crecer y crear puestos de trabajo, el flujo de petróleo y gas natural accesible y confiable es bienvenido. Sólo en 2010 el desarrollo de recursos no convencionales en EE.UU. contribuyó con más de 600.000 puestos de trabajo y más de US$ 76 mil millones al PIB.

El gas natural está revitalizando la industria del acero de Estados Unidos, lo que ayudará a reconstruir la infraestructura de la nación y la fabricación de automóviles. También se está revitalizando la industria petroquímica, permitiendo a su vez desarrollar plásticos avanzados y exportar productos de alto valor de consumo. Y los nuevos suministros de gas natural están ayudando a los fabricantes de vehículos pesados a manufacturar tractores, maquinaria agrícola y excavadoras para la construcción y la agricultura en Estados Unidos y el mundo. Cuando se combina el desarrollo de arenas petrolíferas en Canadá con los recursos en México, y el petróleo con el gas natural no convencional en Estados Unidos, se alimenta el motor económico de Norteamérica y los beneficios de esa transformación van a sentirse más allá de la creación de buenos empleos y una competitividad internacional creciente. El cambio histórico que está trayendo nuevos y abundantes suministros de gas

natural, conlleva beneficios ambientales. El gas natural es más limpio que la quema de otras fuentes de energía más importantes y esto nos ayudará a alcanzar nuestros objetivos comunes de reducción de emisiones y administración del medio ambiente. Gracias a nuestra contínua inversión e innovación, ahora es posible producir arenas petrolíferas en lugares como la región de Kearl, con los mismos niveles de emisiones de muchas otras fuentes de petróleo en todo el mundo.

Consenso que emerge Los beneficios anticipados de esta transformación de la energía también están cambiando el panorama político. Nuestro éxito se debe a un renovado respeto por la importancia de las tecnologías de alto impacto y el rol que la industria puede jugar en la aceleración de la economía en general. El consenso de una nueva energía está emergiendo. En un reciente discurso, el Presidente Obama dijo que “este país necesita una estrategia para el desarrollo de todas las fuentes de energía disponibles”, y en una declaración sobre el consenso de la energía emergente, señaló que el “desarrollo del gas natural creará puestos de trabajo, camiones de energía y fábricas menos contaminantes y más económicas. El Secretario de Energía, Steven Chu, se hizo eco de ese mensaje, al declarar que los métodos de recuperación de gas son ambientalmente racionales y que “el gas natural es un combustible de buena transición” debido a sus cualidades de combustión más limpia. Este consenso, sin embargo, no es universal. Muchos temores y malentendidos acerca de las tecnologías implicadas en la producción del petróleo y gas no convencional, por desgracia son perpetuados por los medios de comunicación. Si vamos a sostener y ampliar el consenso, la industria debe incrementar el conocimiento y la comprensión de los políticos y el público en general.

Funciones y responsabilidades Por esta razón en las próximas décadas, el desarrollo exitoso de suministros convencionales y no convencionales, así como de energías alternativas, dependerá de algo más que las condiciones geológi-

cas e innovaciones tecnológicas. Obedecerá también al cumplimiento de las responsabilidades tanto del sector privado como del público. Es decir, gobierno y empresas deben hacer su parte. El aumento de la explotación de shale gas en los últimos años, el derrame de petróleo de Macondo en el Golfo de México en 2010 y la decisión de detener la construcción del oleoducto Keystone XL, son acontecimientos recientes que nos han dejado importantes lecciones.

“La industria tiene un papel clave en la construcción de la confianza pública, y la eficacia de nuestras prácticas de gestión de riesgos” El desarrollo de shale gas es una lección de lo que es posible lograr cuando se permite el acceso a la industria a los recursos energéticos en un marco reglamentario regional eficaz, sensible y estable. Al trabajar con los reguladores estatales y locales, así como con los propietarios individuales de recursos, nuestra industria demostró una vez más que podemos liberar nuevos suministros de energía con seguridad y responsabilidad. Hace más de dos años ExxonMobil demostró su compromiso con la información sobre los fluidos de fracturamiento hidráulico, trabajando con las agencias reguladoras de Estados Unidos para ayudar a crear el sitio web FracFocus, un registro online en el cual las empresas pueden presentar voluntariamente datos sobre los químicos utilizados en la perforación. El derrame de Macondo en 2010 dejó otro tipo de lección. Nos recuerda que la falta de gestión de riesgos efectiva deja enormes consecuencias, en términos de pérdidas de vida, impacto financiero y daño ambiental. Nuestra industria tiene la responsabilidad de perseguir una integridad operacional impecable, no sólo en aguas profundas, sino en todas sus operaciones. No es suficiente indicar un objetivo de integridad operativa y seguridad. Debemos establecer sistemas de gestión para convertir esas metas en acciones me-

dibles. La gestión del riesgo responsable significa mantener la disponibilidad operacional y, cuando sea necesario, responder con rapidez y eficacia para limitar los daños y mitigar los impactos. En cuanto a la decisión sobre el Keystone XL, nos recuerda que aun cuando la industria hace las cosas de la manera correcta y cumple con altos estándares, las autoridades deben hacer también su parte. Los formuladores de políticas a nivel estatal, local y federal tienen la responsabilidad de respetar las protecciones y salvaguardas incorporadas en la evaluación ambiental de la nación y los procesos de evaluación. El Inspector General del Departamento de Estado encontró que el proceso para evaluar la ruta del oleoducto desde Alberta a Texas, fue de hecho, una evaluación neutral, no influenciada por la industria. La desafortunada decisión de detener el desarrollo del proyecto fue producto de malos cálculos políticos en Washington, negando el trabajo de cientos de horas de audiencias públicas, miles de horas destinadas a cumplimiento de la normativa y decenas de miles de páginas de estudios que confirmaron que la tubería no plantea riesgos a los ciudadanos o al ambiente. Al final, fue un flaco favor a los empleados públicos que llevaron a cabo sus responsabilidades como reguladores en este proceso.

Conclusión La transformación de la energía que se gesta en Norteamérica ha puesto de manifiesto que somos capaces de lograr grandes cosas cuando trabajamos juntos. Hemos demostrado que nuestra industria se prepara para involucrar al público y los políticos como nunca antes para aumentar la seguridad, mejorar el rendimiento e incluso construir la capacidad de regulación como implementar tecnologías nuevas y revolucionarias. Industria y Gobierno han jugado un papel importante en esta transformación de una gran energía. Al reconocer nuestros mutuos aportes a este positivo cambio, podemos construir nuestros logros y proporcionar al mundo un modelo para aumentar la inversión, la innovación, las oportunidades y el progreso para todos. Julio 2012 / No 270 Petroleum

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Bajo el lema “Integración del Conocimiento, clave del éxito” el principal evento organizado por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP, reúne en el Centro Internacional de Convenciones Las Américas, en Cartagena de Indias, a la comunidad de geocientíficos del petróleo regional y mundial para compartir ideas y actualizar el conocimiento que se tiene de las áreas en exploración, con el fin de reducir el riesgo e incrementar el éxito

ominar el conocimiento que se tiene de las áreas en exploración, así como las nuevas tecnologías orientadas a reducir el riesgo exploratorio, es hoy más importante que nunca, de allí el enfoque de este importante encuentro, que desde 1982 es organizado por la ACGGP con resultados altamente fructíferos, logrando reunir a profesionales de más de 20 países de los cinco continentes, gracias

al respaldo de prestigiosas instituciones como la American Association of Petroleum Geologist (AAPG), Society of Exploration Geophysicists (SEG), European Association of Geoscientists & Engineers (EAGE), Unión Latinoamericana de Geólogos (ULG), Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) y la Associação Brasileira de Geólogos de Petróleo (ABGP), y el auspicio del Ministerio de Minas y Energía de Colombia y la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Con el reto de seguir Cronología del Simposio alimentando el interés y Bolivariano el espíritu integracionis“Exploración Petrolera en las ta del gremio, el Comité Cuencas Subandinas˝ Organizador de la décimo primera versión del I. Bogotá - Colombia, Agosto 18- 20, 1982 Simposio Bolivariano II. Bogotá - Colombia, Agosto 13 - 16, 1985 Exploración Petrolera III. Caracas - Venezuela, Marzo 13 - 16, en las Cuencas Suban1988 dinas es liderado por IV. Bogotá - Colombia, Marzo 10 - 13, 1991 Elsa Jaimes, acompaV. Puerto de la Cruz -Venezuela, Marzo ñada por un destacado 13 - 16 ,1994 equipo, que con esmeVI. Cartagena de Indias - Colombia, roasumió el diseño de Septiembre 14 - 17, 1997 un programa que busca VII. Caracas - Venezuela, Septiembre 7 satisfacer el interés de los 10, 2000 profesionales de las geosVIII. Cartagena de Indias - Colombia, ciencias al servicio de la Septiembre 21 - 24, 2003 industria. “La dinámica IX. Cartagena de Indias - Colombia, reciente de la industria Septiembre 24 - 27, 2006 del petróleo en el ámbito X. Cartagena de Indias - Colombia, Julio mundial y regional nos 26 - 29, 2009 motiva a ser optimistas en cuanto a los aportes

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de este XI Simposio”, expresó Jaimes al reiterar en nombre de la ACGGP la invitación al evento.

Agenda Atendiendo al enfoque central del Simposio este año, el programa tiene un marcado acento en el concepto de integración como factor clave del éxito. Se abordarán temas tradicionales asociados al esfuerzo exploratorio de los plays convencionales, e igualmente aquellos relacionados con yacimientos no convencionales cuya importancia va en aumento en el mundo, enfatizando el trabajo de grupos interdisciplinarios, así como el uso eficiente de la información y la tecnología. Las actividades estudiantiles y académicas tienen su lugar en eventos que facilitan el intercambio con representantes de la industria y consolidan la actividad de los numerosos capítulos estudiantiles conformados en la región. Los cursos técnicos y la participación activa de organizaciones profesionales nacionales e internacionales complementan el abanico de posibilidades que tienen lugar en este evento. Como novedad, en la sesión de póster se reemplazará la tradicional cartelera por pantallas planas de gran formato y se añadirá una modalidad de e-póster para presentaciones multimedia. Se premiarán los mejores trabajos en todas las modalidades y por primera vez se introducirá un sistema de calificación de las presentaciones en tiempo real, a través de un sistema de votación interactiva. Por otra parte, la exhibición tecno-

lógica reunirá una muestra completa de las tecnologías de punta que se aplican para resolver los complejos problemas que plantea la actividad exploratoria. Por primera vez, se brindarán espacios especiales para la promoción de negocios en el denominado ONE -Oportunidades de Negocios Exploratorios- donde las compañías interesadas en promover sus oportunidades podrán hacerlo en un ambiente especialmente diseñado para ello.

Temas El corazón del evento lo constituyen las presentaciones técnicas, orales y de póster, cuyo contenido ha sido tradicionalmente reconocido por su calidad y relevancia. Los temas a tratar son los siguientes:

• Integración con herramientas geofísicas Geofísica • Inversión sísmica y predicción de propiedades petrofísicas • Colaboración Intérprete/Procesador • Integración de información de métodos potenciales • Sísmica pasiva Campos activos y tecnologías de producción • Modelamiento de campos activos • Técnicas de recobro a través de inte-

gración de disciplinas • Últimas tecnologías en producción

Eventos sociales Como parte de la programación del XI Simposio, los participantes podrán tomar parte en el desarrollo de un Torneo de Golf , cuya realización está pautada para el domingo 29 de Julio. De igual forma se contemplan varias celebraciones, entre ellas una Fiesta Caribeña y un espectáculo especial. Mayor información: www.simposiobolivariano.org

Análisis de Cuencas y Sistemas Petrolíferos • Geoquímica • Modelamiento de cuenca • Descripción de sistemas petrolíferos Fronteras emergentes • Nuevas ideas y tecnologías • Descubrimientos recientes • Cambio de paradigmas • Análisis de plays en áreas frontera • Nuevas ideas en áreas maduras Yacimientos Siliciclásticos, Carbonatos y Evaporitas • Descripción e interpretación de sistemas de depositación de origen continental y marinos de aguas profundas y someras • Integración de información de pozo y datos sísmicos • Calidad de reservorio • Modelos de yacimientos en producción • Descripción e interpretación de sistemas de carbonatos • Caracterización de yacimientos en carbonatos Yacimientos no convencionales • Oil shale, shale gas, tight gas, CBM • Tecnologías exitosas • Análisis de riesgo en plays no convencionales Geología estructural • Modelamiento estructural en ambientes compresivos, extensivos, rumbo deslizantes y sometidos a inversión tectónica • Trampas limitadas por fallas Julio 2012 / No 270 Petroleum

Preview El Foro

Julio 11 -13 Centro de Convenciones, Cartagena, Colombia

Centrado en el tema de las oportunidades de inversión en exploración y producción de petróleo y gas, el foro y exposición organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en América Latina y el Caribe, ARPEL, se propone ofrecer un espacio para el mercadeo de prospectos y la realización de negocios

ATINVE&P es un espacio anual de la industria de petróleo y gas en América Latina y el Caribe orientado al mercadeo de prospectos de negocio y análisis de desafíos de inversión en E&P, que permite a los responsables por la toma de decisiones tener una visión completa del panorama regional de rondas de licitación, así como de las condiciones e incentivos a la inversión, directamente de las agencias o empresas estatales. Para la edición 2012, co-organizada con la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia y apoyada por la Asociación Colombiana de Petróleo, se espera la participación de ejecutivos y profesionales de empresas de petróleo y gas nacionales e internacionales; agencias gubernamentales, empresas de bienes y servicios y representantes de la banca y fondos de inversión. Con reservas de petróleo que ocupan el segundo lugar en el contexto mundial y con un significativo potencial de gas, la región se ha convertido en un foco de interés para empresas petroleras nacionales e internacionales. Al mismo tiempo, América Latina y el Caribe destaca por ofrecer diversas y atractivas oportunidades para la inversión en E&P y el acceso a recursos hidrocarburíferos - en un marco de democracias consolidadas, economías crecientes y una mayor integración de mercados energéticos.

Al destacar la elección de Colombia como sede de la primera edición de LATINVEP&P, Milton Costa Filho, Presidente del Directorio de ARPEL, enfatizó que fue considerada como la mejor opción dado las excelentes perspectivas de su industria petrolera y el gran atractivo que este país tiene para la inversión. Ese es el contexto en el cual se organiza este evento, que tendrá como conferencistas invitados a figuras como Renato Bertoni, Presidente del World Petroleum Council; Orlando Cabrales, Presidente de la ANH; Ramiro Cazar Ayala, Secretario de Hidrocarburos de Ecuador; Héctor Manosalva, VP Exploración y Producción de Ecopetrol; Edgar K. Chapman, VP América Latina Weatherford; Evandro Correa, Director Ejecutivo de Repsol Región Pacífico; Steve Crowell, CEO de Pluspetrol; Héctor de Santa Ana, Director E&P Ancap; Javier Estrada Estrada, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Bob Fryklund, Director IHS Cera para Latinoamérica; Sergio Guaso Montoya, Subdirector de Desarrollo de Negocios - Pemex Exploración y Producción; Jordy Herrera, Secretario de Energía de México; Silvio Jablonski, Jefe de Gabinete de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil; Alejandro Martínez, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales, entre otros.

Dado el énfasis en el análisis de oportunidades y desafíos, se estructuró una agenda que contempla lo siguiente: El Día 1 reunirá a representantes de organismos gubernamentales del sector hidrocarburos en la región para presentar rondas de licitación y otras oportunidades de inversión, modelos de contratos e incentivos y garantías ofrecidas en Brasil, Perú, Uruguay, Jamaica, Panamá, Surinam, Trinidad y Tobago, Bolivia, Ecuador, México, Argentina, Chile y Venezuela. El Día 2 congregará a ejecutivos y profesionales para analizar oportunidades, desafíos, estrategias y soluciones regionales sobre temas clave sobre el desarrollo de negocios del upstream, la explotación de nuevos recursos hidrocarburíferos, el acceso a fuentes de financiamiento, y la dinámica de asociación empresarial que caracteriza al sector. La jornada del segundo día transcurrirá con cuatro sesiones plenarias: la primera sobre Gas no convencional, oportunidades regionales, desafíos de acceso, soluciones tecnológicas y análisis económico de su explotación; la segunda sobre Licenciamiento Socio Ambiental, aspectos normativos, desafíos procesales y búsqueda de soluciones para la agilización de licencias; la tercera plenaria centrada en el Acceso a Mercados de Capital y la última sesión en la Expansión Regional de Negocios: impulsores y estrategias, experiencias y lecciones aprendidas por empresas en el desarrollo de un portafolio de inversiones regional sustentable. La mañana del Día 3 estará dedicada a la promoción de oportunidades y análisis de desafíos en Colombia, con una sesión plenaria y presentaciones institucionales de Ecopetrol, ACP y ANH.

La exhibición El área expositiva ofrecerá una plaza única para el mercadeo de prospectos hidrocarburíferos, así como para la búsqueda de socios comerciales o subcontratistas. Asimismo será un medio ideal para la promoción institucional a nivel regional y para el mercadeo de recursos, tecnologías, productos y servicios.

Para ver el programa completo visite www.latinvep.org

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Los planes de crecimiento y nuevas regulaciones en el sector de la energía serán el centro de la agenda de este evento enfocado en el desarrollo de proyectos de energía en la región Andina y Centroamérica sexta cumbre BNamericas Andean Llos aEnergy Summit reunirá en Bogotá a CEO´s y ejecutivos de compañías, inversionistas y representantes de entidades bancarias y financieras, para profundizar el debate sobre perspectivas en los sectores petróleo y gas, eléctrico y de energías renovables. El programa 2012 cuenta con una extensa lista de oradores, todos líderes de empresas e instituciones de Gobierno, quienes compartirán su visión sobre la situación actual de la energía en la región y las tendencias futuras del mercado. La apertura del programa estará a cargo de Greg Barton, Gerente General de Business News Americas (Chile), seguida de la presentación “Visión General del Sector Energético Colombiano y Política Energética Nacional” por parte de Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Minas y Energía. La agenda cubrirá los siguientes tópicos: Petroleras Estatales: Proyectos Actuales • Planes de inversión de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, Presidente de Ecopetrol • Perspectivas y Proyectos en Perú, Humberto Campodónico, Presidente de Petroperú • Perspectivas para el Caribe, Khalid Hassanali, Presidente de Petrotrin • Oportunidades de Negocios en Venezuela, Mauricio Canard, Presidente Cámara Petrolera de Venezuela Petroleras Junior y IOCs en el sector Upstream • Plan de expansión E&P en Colombia, Guatemala, Venezuela y Perú, Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales Energy Proyectos en Midstream y Downstream • Expansión de la Refinería de Cartagena, Orlando Cabrales Martínez, Presidente Refinería de Cartagena • Oleoducto Bicentenario y Proyectos de Transporte de Ecopetrol, Álvaro Castañeda, VP Transporte y Logística de Ecopetrol • Proyecto Oleoducto al Pacífico, John Gerez, VP Latin America Enbridge

Gas Natural y No Convencionales • Visión General del Desarrollo de Petróleo y Gas no Convencional • Gas no Convencional: Potencial y Producción en Colombia y la Región, Álvaro Ríos Roca, Socio Director para América Latina, Gas Energy y DI International • Perspectivas del Mercado de Gas en Colombia, Boris Villa Gallo, Gerente de Gas de Ecopetrol • Proyecto de Exportación de GNL, Eduardo Lima, Senior Vice President - Projects Development, Pacific Rubiales • Proyecto de gas costa afuera Delta Caribe Oriental, Víctor Tovar, Gerente General SNCLavalin Perspectivas y Desarrollo Energético Regional Ponencias Magistrales de Germán Castro Ferreira, Director Comisión de Regulación de Energía y Gas Colombia Aurelio Ochoa Alencastre, Presidente Perupetro Financiamiento en el Sector Energético Tendencias en financiamiento de proyectos energéticos • Colocación de bonos como fuente de financiamiento para las petroleras • Inversiones de Multilaterales y fondos de pensión en Energía Generación Eléctrica: Proyectos y Avances • Mesa Redonda: Proyectos de Generación eléctrica en Colombia Energías Renovables y Desarrollo Sostenible Ponencia Magistral de Adriana Soto Carreño, Viceministra, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible • General Electric y las Energías Renovables, Marcelo Prado, Marketing Director - Latin America GE • Inversión en Parques Eólicos: retos y perspectivas, Jay Gallegos, Gerente General, Globeleq Mesoamerica Energy

Mayores detalles sobre el programa en www.andeanenergysummit.com/ Julio 2012 / No 270 Petroleum

Tecnología

Desgaste de tuberías de revestimiento: causas, predicción y prevención

Durante la fase de perforación, la tubería de revestimiento es la parte más costosa. Además del costo material de revestimiento y de los que probablemente sean encontrados al cortar, halar y reemplazar una sarta gastada o dañada, el desgaste de la tubería de revestimiento genera problemas más serios a los operadores debido a potenciales incidentes catastróficos, como derrame petrolero, reventón o pérdida del pozo Liu, Cissy Zhao 7 Gefei Pegasus Vertex, Inc I. Causas del desgaste de la tubería de revestimiento Para analizar las fuerzas tras el desgaste de la tubería de revestimiento, debemos estudiar el torque y el arrastre (T&D) de la sarta durante la operación de perforación. Cualquier movimiento de la tubería dentro del pozo desviado produce T&D a lo largo de la tubería. Básicamente, los movimientos axiales como la perforación para formar el hoyo o los viajes descendentes crean arrastre, en tanto que la rotación genera torque. La magnitud del T&D queda determinada por la combinación de ambos movimientos. Mientras la operación de los viajes descendentes causa arrastre, la rotación de la tubería cambia la resistencia, llevándola del arrastre al torque. El modelo físico y matemático básico de T&D no ha cambiado significativamente desde que Johancsik et al. (1973) publicaron su estudio sobre predicción de T&D. El análisis típico de T&D comienza con la división de la tubería en pequeños

Fig. 1 Análisis de torque y arrastre

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elementos. El cálculo comienza desde el elemento al fondo de la tubería, donde se espera peso sobre la barrena (WOB) y esfuerzo de torsión sobre la barrena (TOB). Para cada elemento, la fuerza y el torque están equilibrados y el T&D en la parte superior del elemento se calculan paso a paso y desde abajo hacia arriba, el cálculo se efectúa para cada elemento de la tubería, hasta que llega al piso del taladro. Denominamos torque y arrastre en la parte superior de la tubería, torque de superficie y carga del gancho, respectivamente. El desgaste de la tubería de revestimiento está causado por el movimiento de la tubería de perforación dentro del agujero revestido, especialmente la rotación de la unión doble contra el interior del revestimiento. Como el denominado pozo vertical virtualmente no existe (la acción de giro del barreno siempre crea una forma microhelicoidal de la trayectoria del pozo), el contacto de la tubería de perforación y la unión doble con el diámetro interior de la tubería de revestimiento es inevitable. La fuerza gravitacional que actúa sobre la tubería de perforación siempre está tratando de halar la tubería hacia el lado inferior del pozo, en tanto que la tracción axial sobre la tubería de perforación, en una sección con acumulación, intenta empujar la tubería para que toque el lado superior del hoyo. Según el peso de la tubería de perforación, la severidad de la curvatura del hoyo (“pata de perro”) y la fuerza axial a lo largo de la tubería, la tubería de perforación puede tocar el lado superior o bien el inferior del hoyo, en nuestro estudio, el pozo revestido. Las condiciones anteriores también determinan la magnitud de la fuerza lateral de la cual empuja la tubería de perforación contra el pozo revestido.

Bajo esta fuerza lateral, la unión doble de una tubería de perforación está rotando contra la tubería de revestimiento interior, removiendo gradualmente el acero de la pared de dicho revestimiento y desgastándolo en forma de medialuna, tal como se muestra en la Fig. 2. La gravedad de la fricción entre dos superficies en contacto depende en la naturaleza de las superficies en fricción y el lodo. El recubrimiento de la unión doble desempeña aquí un papel más importante en comparación con la pared del revestimiento. La industria ha presenciado la evolución del recubrimiento de la unión doble, que Fig. 2 Instantánea de la fuerza lateral a lo largo de una tubería de perforación pasó de ser un “destructor de la tubería de revestimiento” (carburo de tungsteno basto) al recubrimiento “protector de la tubería de revestimiento”, como se muestra por muchos materiales de banda dura de alta tecnología como 150XT de Arnco, etc. El carburo de tungsteno aplicado sobre la unión doble, si bien es un buen protector de esta unión, desgasta enérgicamente la tubería de revestimiento, tanto que el tipo del lodo y su aditivo no ayudarán mucho a reducir el desgaste del revestimiento en presencia de carburo de tungsteno basto. Una vez seleccionado un recubrimiento de unión doble que proteja la tubería de revestimiento, el tipo de lodo y sus aditivos desempeñan un papel intermedio en el desgaste de dicha tubería. El lodo de Fig. 3 Esquema del desgaste de la tubería de revestimiento base acuosa causa el doble de desgaste del revestimiento que el de base oleosa. El lubricante reduce la fric- II. Predicción ción y la gravedad del desgaste. Una vez que se tiene la información sobre la trayectoria del En términos generales, una pata de perro elevada creará pozo prevista o real y los parámetros de operación, podemos una elevada fuerza lateral y causará un severo desgaste de la predecir o realizar un análisis posterior del desgaste de la tubetubería de revestimiento. El perfil de desgaste semeja la for- ría de revestimiento para un pozo en particular, gracias al gran ma de la gravedad de la pata de perro. Un RPM más elevado esfuerzo de la industria en estudiar el desgaste de la tubería de y un ROP más bajo hacen un mayor tiempo de rotación entre revestimiento, incluyendo ensayos de laboratorio y modelado fíla unión doble y la tubería de revestimiento, ocasionando un sico. En base a los resultados de investigación y desarrollo desgaste agresivo. (R&D) de las dos últimas décadas, el modelado por computaEn pocas palabras, las siguientes condiciones contribuyen al dora nos está permitiendo entender el fenómeno del desgaste desgaste del revestimiento: de la tubería de revestimiento y hacer predicciones mucho más • Trayectoria del pozo precisas que en el pasado. • Peso de la tubería de perforación El primer paso para predecir el desgaste de la tubería de • Pata de perro revestimiento es estudiar el torque y el arrastre a lo largo de la • Recubrimiento de la unión doble tubería de perforación durante la operación de perforación. A • Lodo y su aditivo partir del análisis del torque y arrastre, se determina la fuerza • RPM y ROP lateral. Por cada intervalo de perforación incremental, se calJulio 2012 / No 270 Petroleum

Tecnología cula la cantidad de energía que se transfiere desde la tubería de perforación a la de revestimiento a través de un coeficiente denominado factor de desgaste. Se obtiene el desgaste acumulativo y la profundidad del desgaste. Luego, es posible evaluar la resistencia al estallido y al colapso de la tubería de revestimiento desgastada. Como se puede imaginar, el desgaste de la tubería de revestimiento se acentúa a medida que perforamos más profundamente. Es un incidente que depende del tiempo. La Figura 3 muestra la secuencia de la perforación y el correspondiente perfil de desgaste a lo largo de la tubería de revestimiento previamente colocada. La Figura 5 muestra la visualización 3D de la magnitud y la ubicación del desgaste en una tubería de Fig. 4. Desgaste de la tubería de revestimiento en función del tiempo revestimiento previamente colocada. El modelado computarizado del desgaste de la tubería de ción del trabajo y el modelado computarizado sienta las bases revestimiento reduce el riesgo y podría identificar problemas po- para las siguientes medidas preventivas contra el desgaste de tenciales antes de que estos ocurran. Antes de iniciar el bombeo, las tuberías de revestimiento: podrían realizarse las modificaciones necesarias al diseño de la • Utilizar material para unión doble que brinde protección tubería de revestimiento y a los parámetros de la perforación. a la tubería de revestimiento.• Minimizar la gravedad de la pata de perro y esperar una pata de perro real de un mínimo III. Prevención y conclusión de 1,5 veces más elevada con relación al valor planificado. El conocimiento que hemos adquirido en décadas de estu• Reducir la velocidad del rotor y usar el motor de fondo de pozo dio, ensayos de laboratorio, análisis posteriores a la culmina• Aumentar el ROP

• Usar lubricantes. • Usar protector para tubería de perforación. • Usar software para reducir el riesgo.

Fig. 5 Visualización 3D del desgaste de la tubería de revestimiento (Salida CWPRO)

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Si desea ampliar información, póngase en contacto con Pegasus Vertex, Inc. Houston, TX 77036. Tel: 713.981.5558, Gefei Liu, gliu@ pvicom.com, Cissy Zhao, yzhao@pvicom.com

Julio 2012 / No 270 Petroleum

Tecnología y Comercio

Campamentos para el Futuro

Colombia ha tenido un cambio increíble en los últimos diez años a nivel económico e industrial. Uno de los sectores más favorecidos ha sido el de hidrocarburos, en parte debido a las mejoras en la seguridad y las facilidades brindadas para generar un incremento en la inversión extranjera, que han permitido que el país sea cada vez más atractivo como un centro de operaciones en la región para muchas empresas internacionales Carlos Chiquillo, Presidente de Innovatech Strategic Solutions o obstante, este incremento de inversión extranjera en el sector de E&P de hidrocarburos ha reflejado una falta de capacidad de infraestructura. Colombia es un país donde los hallazgos petroleros en los últimos años son bastante remotos, lo cual genera un problema para la extracción del crudo o gas de manera de poder refinarlo o mandarlo a procesar. El sistema de tuberías no da abasto a la producción actual, y el Gobierno, conjuntamente con el capital privado de las compañías operadoras están desarrollando un sistema de tuberías que brinde facilidad a la hora de explorar. Mientras tanto la mayoría de las operadoras que no tienen la capacidad económica de involucrarse en proyectos como el Bicentenario, dependen de ca- do en la industria, donde las empresas se zando a niveles nunca vistos. Los proveerro-tanques para la extracción de crudo están comprometiendo a brindar los más dores deben avanzar y mejorar sus prode sus respectivos campos. Pero con la altos niveles de HSE y comodidad a sus ductos para ofrecer las mejores soluciones. condición de las carreteras, la ola in- trabajadores, y han decidido montar una Los campamentos deben ser de la más alta vernal y los problemas de seguridad en planta de fabricación de campamentos en calidad con los mejores precios, energétialgunas áreas del país, hacen que esta en las afueras de Bogotá. camente eficientes, con aislamiento térmitarea sea complicada y costosa. Y es que el boom en la industria pe- co que permita el ahorro de energía, diseUno de los problemas principales que trolera, y el incremento en inversión ex- ñados para que el trabajador se sienta en sufre la industria, no solo en el sector de tranjera tornan el ámbito laboral en Co- casa. “Esto es lo que estamos ofreciendo a hidrocarburos, sino en minería o cons- lombia en un mercado competitivo, en nuestros clientes. Un estándar de vivienda trucción, es la falta de infraestructura de el cual cualquier ventaja sobre los otros de acuerdo a los niveles de la industria invivienda y oficinas en lugares remotos. empleadores es importante. Esa ha sido ternacional, donde la prioridad es el bienHoy día existen muy pocas compañías la filosofía adoptada por países que han estar del trabajador”, sostiene Ricardo que brinden soluciones de campamentos experimentado crecimientos similares en Bocanegra, Vicepresidente de Ventas para que cumplan con los estándares de cali- la industria, y la captación de personal se Teton Buildings Latinoamérica. dad, seguridad y confort reconocidos in- ve influenciada no solo por la oferta ecoEl mercado en este momento es tan ternacionalmente. Y es que garantizar un nómica sino también por las condiciones próspero que el número de proveedores ambiente de trabajo en el cual las condi- residenciales que las compañías ofrecen de campamentos se ha triplicado en los ciones del trabajador sean excelentes, ha durante la estadía en campo. Este cambio últimos 10 años. Como en todo mercado, demostrado ser efectivo en incrementar ha hecho que la conversión o adaptación la competencia hará que sobrevivan los la eficiencia de las compañías. de contenedores sean cosa del pasado, y mejores, pero al final los verdaderamenFirmas como Teton Buildings, la com- que las facilidades sean acordes con las te beneficiados serán los clientes y trapañía más grande en fabricación de cam- normatividades más altas de HSE y es- bajadores, porque los campamentos con pamentos en los Estados Unidos, se han tándares internacionales, de tal forma mejores especificaciones garantizarán no dado cuenta no solo de la alta demanda que las unidades sean similares a habita- solo un crecimiento económico en el país que existe en el mercado actual, sino tam- ciones en hoteles de más alta gama. sino también una mejora en las condiciobién del cambio cultural que está ocurrien“La industria en Colombia está avan- nes sociales del personal.

40 Julio 2012 / N 270 / Petroleum o

Seguridad

Evolución de la Ingeniería de Riesgos en Venezuela

En el marco de la Cátedra Libre de Ambiente “Pablo Emilio Colmenares” de la Universidad Rafael Belloso Chacín-URBE y la Asociación Civil para la Conservación de la Cuenca del Lago de Maracaibo –ACLAMA, el especialista Jorge León Hernández exhortó a las Universidades venezolanas a desarrollar la especialidad de Ingeniería de Riesgos

ientras a nivel mundial la Ingeniería de Riesgos es una especialidad en auge, en Venezuela es necesario que las universidades asuman su rol en la formación de los profesionales requeridos para garantizar la excelencia y seguridad de las operaciones industriales, lo cual es además una exigencia legal. El señalamiento lo hizo Jorge León Hernández, experto en Seguridad Industrial, durante el desarrollo de la charla “Evolución de la Ingeniería de Riesgos en Venezuela”, impartida el 6 de Junio en la URBE como una actividad enmarcada en la programación conmemorativa del Día Mundial del Ambiente. Ingeniero de Petróleo egresado de la Universidad del Zulia en 1976, con especialización en Seguridad Industrial del Inapet en 1977, León Hernández acumuló una experiencia de más de 25 años en la Industria Petrolera Nacional. Posee conocimientos en Ingeniería de Riesgos, Construcción y Producción de Petróleo, Auditoría de Operaciones, Conservación Ambiental, Perforación de Pozos, y actualmente se desempeña como asesor y auditor de Ingeniería de Riesgos para distintas empresas. Es además miembro de ACLAMA.

El ingeniero Jorge León, aboga por el desarrollo de la especialidad de Ingeniería de Reisgos en Venezuela

Venezuela pionera Venezuela y su industria petrolera -puntualizó el conferencista- fueron pioneros en la formación de especialistas en Ingeniería de Riesgos y en el desarrollo de una normativa propia, “que en un tiempo permitió la ejecución de los estudios y análisis de riesgos más sofisticados en el mundo”. El especialista centró su disertación en los esfuerzos encausados hacia la creación de programas ambientales y mejores prácticas relacionadas con las operaciones

Pablo Emilio Colmenares, Presidente de ACLAMA; Elsie Este, Jefe de Cátedra de Educación Ambiental URBE, Plácido Galué, Nubia Bracho, Nerio Romero Sánchez, Ramón Linares y Jesús Finol Iragorrí

petroleras. Bajo un nuevo enfoque –afirmó- la industria bandera del país asumió el desarrollo de técnicas para armonizar el triángulo hombre, máquina y ambiente. Importantes cambios se produjeron a partir de la década de los 70 orientados a desarrollar técnicas, normas y procedimientos, y como resultado de este esfuerzo se llegó a contar con un sistema de gestión acorde a los grandes retos de la industria. León Hernández enfatizó que hay una manifiesta participación de la Ingeniería de Riesgos, en todos los ámbitos de actividad industrial y no solamente el petrolero; pero la realidad es que la mayoría de los proyectos de construcción son gerenciados por la especialidad de Ingeniería Civil, cuyo pensum no incluye materias relacionadas con Ingeniería de Riesgos o seguridad; en un 65% de los proyectos el montaje está a cargo de ingenieros mecánicos, que tampoco ven materias relacionadas con la seguridad; la especialidad de Petróleo la incluye como electiva; Química o Electricidad no la cursan y sólo en Industrial es obligatorio. “De allí el llamado que hacemos a las universidades a no continuar de espaldas a una necesidad, sin tomar en consideración que en la actualidad la Ley Orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente en el Trabajo –Lopcymat-, la Ley de Gestión Integral de Riesgos Sicosociales y Tecnológicos, como también las normas ISO y las propias normas de Pdvsa, demandan el desarrollo y aplicación de métodos y procedimientos para el control de los riesgos como una condición obligatoria. El artículo 39 de la Lopcymat, establece que los servicios de seguridad y salud deben ser garantizados por todo patrono, quienes además son los facultados para aprobar las modificaciones o desarrollo de nuevos puestos de trabajo”, puntualizó el conferencista. Julio 2012 / No 270 Petroleum

Gente

Frontender Corporation

esde Junio Luigi Saputelli asumió como Presidente de la nueva compañía Frontender, con sede en Houston, que proporciona servicios de ingeniería y consultoría al sector de energía aguas arriba. Saputelli es un consultor senior en ingeniería petrolera con más de 20 años de experiencia. Se desempeñó como Asesor de Modelos de Producción en Hess Corporation desde Febrero de 2009 hasta Mayo de 2012. Fue Gerente de Prácticas para el Desarrollo de Campos en Halliburton, desde Mayo de 2007 hasta Febrero de 2009, empresa donde también se desempeñó durante tres años como Asesor Global de Optimización de Producción RT. Luigi ingresó a la industria petrolera en 1989 con Petróleos de Venezuela, donde trabajó durante más de 10 Luigi Saputelli años en el área de tecnologías de producción. Ha trabajado en once diferentes países y publicado cerca de 45 papeles técnicos sobre tecnologías de punta aplicadas en las operaciones de manejo, producción y optimización de yacimientos a tiempo real. Egresó como Ingeniero Electrónico de la Universidad Simón Bolívar en Venezuela. Obtuvo una maestría en Ingeniería de Petróleos del Imperial College London y un PhD en Ingeniería Química de la Universidad de Houston.

Instituto Mexicano del Petróleo

l Consejo Directivo del Instituto Mexicano del Petróleo, IMP, designó a Vinicio Suro Pérez como nuevo Director General de este organismo a partir del 16 de Junio, en sustitución de Bonifacio Efrén Parada Arias. Suro Pérez es Ingeniero Geofísico de la Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM, con doctorado en Geoestadística en la Universidad de Stanford. Cuenta con amplia experiencia en áreas como petrofísica, ingeniería y caracterización de yacimientos; procesos estocásticos y evaluación de proyectos; así como en la aplicación de la geoestadística en problemas de exploración y el uso de métodos estocásticos en la industria petrolera, entre otras. Hasta su llegada al IMP, se desempeñaba como Subdirector de Producción de la Región Sur de Pemex Exploración y Producción, PEP, cargo en el que estuvo al frente desde Julio de 2010, después de Vinicio Suro Pérez haber ocupado la Subdirección de Planeación y Evaluación de esta misma subsidiaria. También se desempeñó como Gerente de Reservas de Hidrocarburos, miembro del Grupo de Planeación de PEP y Jefe de la Unidad de Reservas de Hidrocarburos en la misma Subdirección. Colaboró en la Subdirección de Producción Primaria de Pemex, en la Subgerencia de Administración de Yacimientos. Fue investigador en la empresa francesa Elf Aquitaine, asistente investigador en la Universidad de Stanford y Jefe de Departamento de Modelado de Yacimientos de Hylsa Grupo Alfa, en Monterrey, Nuevo León.

Pemex Exploración y Producción

l Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción, PEP, nombró a José Luis Fong Aguilar como nuevo Subdirector de Producción de la Región Sur. En el cargo que ocupaba Fong Aguilar como subdirector de Producción de la Región Marina Suroeste de PEP, el Consejo designó a Juan Arturo Hernández Carrera, quien se desempeñaba como Subdirector de Producción de la Región Norte, posición en la que se nombró Antonio Narváez Ramírez, quien fungía como Administrador del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec). La Subdirección de Producción de la Región Sur tiene su sede en Villahermosa, Tabasco, mientras que la de la Región Norte se encuentra en Poza Rica, Veracruz. La Subdirección de la Región Marina Suroeste se ubica en Ciudad del Carmen, Campeche.

Petroleum Club of Houston

l Petroleum Club of Houston, PCOH, marcó un hito importante en su historia con la elección de Nell St. Cyr como la primera mujer que preside este club, desde su fundación en 1946 por un grupo de hombres petroleros. El 23 de Mayo su junta directiva decidió poner al frente de la organización a esta profesional que ha trabajado para Shell durante 15 años y que actualmente se desempeña como Asesor Senior de Representación Externa dentro de la compañía. Antes de incorporarse a Shell, trabajó en Electronic Data Systems, EDS, en los sectores de energía y transporte. Ella es miembro del PCOH desde la década de 1990 y forma parte de la junta directiva desde 2010. En el transcurso de su membresía, ha pertenecido a siete comités, incluyendo Membresía, Finanzas, Planificación y Nell St. Cyr Entretenimiento. “Muchos miembros consideran que el club es una gran familia, incluyendo a nuestro personal, algunos de los cuales han estado con nosotros desde hace más de 30 años. Ser miembro del PCOH ofrece una gran oportunidad para desarrollar las relaciones existentes y crear otras nuevas”, comentó Saint-Cyr. El PCOH es un club social privado ubicado en el centro de Houston, cuya lista de miembros se vinculan más allá de los sectores del petróleo y del gas, al incluir otros como el financiero, la medicina, el derecho, la diplomacia y la educación entre otros. Actualmente cuenta con más de 1250 miembros.

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Julio 2012 / No 270 Petroleum

Library

Comprehensive Assessment of World Crude Oil Supply Through 2030 Una evaluación global y profunda sobre el suministro de crudo en los próximos 20 años

omando en cuenta que las perspectivas anteriores se han limitado a una visión macroscópica de la oferta global, en el contexto actual de desequilibrio entre la oferta y la demanda, esta nueva publicación de PennEnergy Research permite observar con mayor detalle la oferta a nivel de los países productores.

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Su autor, Rafael Sandrea, analiza la capacidad de oferta futura de 31 países productores que representan el 93% de la producción total de crudo y sus 200 principales campos de hidrocarburos. En especial, se concentra en el petróleo crudo, ya que es la principal fuente (85%) del suministro de líquidos, que incluye LGN (11%), biocombustibles (2%), y otros. El crudo es la médula del mercado petrolero, desde la boca del pozo a los oleoductos, tanqueros, refinerías y finalmente hasta el consumidor. También es la única fuente para hacer ajustes en caso de presentarse interrupciones en el mercado. Este completo reporte ofrece: • Vistazo del panorama actual y la demanda de petróleo. • Calidad del crudo, clasificación, puntos de referencia. • Principales campos en producción en el mundo

• Evaluación de las reservas de petróleo probadas desarrolladas, elementos básicos para el análisis de reservas. • Consideración de petróleo no convencional. • Reservas probadas desarrolladas, región por región. • El petróleo descubierto en la última década. • Reservas probadas no desarrolladas, proyectos upstream, región por región. • Perspectivas por región y país, además de tablas, mapas y 104 gráficos. Sandrea es ingeniero petrolero graduado en University owf Tulsa con Ph.D de Penn State University. Encabezó el departamento de ingeniería petrolera de la Universidad de Oriente, en Venezuela. En Caracas fundó en 1974 la compañía ITS Servicios Técnicos y actualmente es Presidente de IPC Petroleum Consultants, Inc., con base en Tulsa.

Sistema nodal Hawk™

Warehouse

E AVEVA Instrumentation 12.1 Funcionalidad mejorada para plantas e ingeniería marina

n la celebración de su 45 aniversario, AVEVA lanzó una versión mejorada de su software de ingeniería e instrumentación AVEVA Instrumentation 12.1, con aplicación en plantas industriales y en ambientes marinos. La nueva funcionalidad incluye una interfaz mejorada e intuitiva y fácil de usar, con una mejora de las capacidades de ingeniería gráfica. Esto permite que los datos tabulares, tales como referencias de componentes puedan ser representados con el tecleo de un botón, aumentando dramáticamente la productividad. Al igual que AVEVA Electric, la versión 12.1 fue diseñada y probada en estrecha colaboración con clientes que han reportado hasta un 30% de ahorro por horas-hombre con el nuevo producto. AVEVA Instrumentation se puede implementar de manera autónoma, integrada como parte del enfoque de diseño e ingeniería integrada de la empresa, o con otro software de terceros. “AVEVA Instrumentation se integra con AVEVA Electric, una pieza atractiva de una funcionalidad adicional para esta plataforma. Ningún otro proveedor ofrece la sincronización tan estrecha entre estas dos disciplinas que permitan una verdadera integración” comentó Bruce Douglas, Vice Presidente Senior de Mercadeo y Estrategia de Productos de la empresa. Fundada en 1967, AVEVA fue pionera con el primer sistema de diseño de plantas en 3D del mundo (PDMS) en 1976 y hoy cuenta con 46 oficinas en 25 países. Información: www.aveve.com/aveva_instrumentation

l sistema autónomo nodal inalámbrico Hawk™ desarrollado por INOVA Geophysical, a diferencia de otros de la industria, apoya tanto a los tres canales análogos de los geófonos como a los sensores digitales de componentes múltiples VectorSeis, con la misma estación electrónica de campo para una mejor caracterización. Sus nodos lucen fuertes externamente y son construidos de aluminio de grado alto y de peso liviano, hechos para maximizar la durabilidad, lo cual es una clave diferencial con sus competidores. El tiempo de transcripción del sistema Hawk es tres veces más rápido o más, dependiendo del volumen total de la producción, comparado con cualquier otro sistema nodal existente en el mercado actual. Además, el personal tiene el beneficio del manejo avanzado de sus características a través de la conexión del Internet inalámbrico (Wi-Fi). Recientemente Tesla Exploration Ltd. adquirió 10.000 estaciones de

tres canales (30.000 canales) de este sistema Hawk en dos cargamentos; uno inicial de 18.000 canales para un proyecto en Marcellus Shale, en el oeste de Virginia, y otro de 12.000 canales para brindar una mejor productividad, flexibilidad y ventajas de seguridad en ambientes de grandes desafíos. “Nosotros buscamos equipos que permitan a nuestro personal operar con seguridad y eficiencia en cualquier ambiente, de tal forma que quedamos impresionados con la habilidad del sistema nodal Hawk de descargar data rápidamente sin la presencia de mucha infraestructura”, comentó David Buttle, Presidente de Tesla Exploration Inc. Mayor información: www.inovageo.com

Julio 2012 / No 270 Petroleum

Warehouse

Mangrove

Primer software integrado para el diseño de estimulación y completación de Schlumberger

on el nuevo software para el diseño de la estimulación centrada en el yacimiento Mangrove de Schlumberger es posible tomar mejores decisiones en los programas de completación y fracturamiento de los pozos. Desarrollado sobre la plataforma E&P Petrel*, los usuarios pueden acceder a un modelo compartido de la tierra para facilitar el diseño de programas para todo tipo de yacimientos. “El desarrollo económico de los yacimientos no convencionales ha sido un desafío con un enfoque puramente geométrico para el diseño y colocación de la perforación, y para el diseño empírico del tratamiento de las fracturas”, dijo Salvador Ayala, Vicepresidente de Estimulación de Schlumberger Well Services. “Con Mangrove, los clientes

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Mangrove permite visualizar las interacciones entre fracturas

pueden estar confiados en un enfoque científico que utiliza todos los datos disponibles en el modelo compartido de la tierra para hallar las partes del yacimiento más productivas para ser completadas de manera óptima”. Mangrove ofrece el Asesor de Completación para escoger la perforación y el montaje que propicie la definición precisa del yacimiento, e incluye modelos predictivos de fractura hidráulica, así como modelos convencionales de fractura planas. Mediciones e información sobre los

datos sísmicos, geológicos, geomecánicos y de microsísmicos pueden ser integradas a un simulador de yacimiento a través de la plataforma de Petrel para proporcionar un flujo de trabajo integrado de sísmicaa-estimulación. La metodología Mangrove se ha utilizada para optimizar los diseños de completación en el esquisto Marcellus (EE. UU.) y aumentar la producción en más del 50% en un pozo. Mayor información acerca de Mangrove, visite www.slb.com/mangrove

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Calendario 2012 JULIO

SEPTIEMBRE

15 - 17 - AAPG GTW: Unconventional Resources - Río de Janeiro, Brasil www.aapg.org/gtw/rio2012/index.cfm 17 - 19 - VIII Congreso Geológico de España - Oviedo, España www.geol.uniovi.es/cge2012 23 - 25 - Foro Latinoamericano de Contenido Local 2012 - Río de Janeiro, Brasil - www.local-content-latam.com/en-espaol 29 - Ago 01 - XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas - Cartagena, Colombia - www.simposiobolivariano.org

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 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 23 - 26 - XVI Congreso Peruano de Geología / SEG 2012 Conference - Lima, Perú - www.congresosgp.com 24 - 27 - ISA Automation Week - Orlando, USA - www.isaautomationweek.org 24 - 25 - 6th Annual European Refining Markets - Bruselas, Bélgica www.platts.com 25 - 27 - International Pipeline Exposition - Calgary, Canadá www.internationalpipelineexposition.com

AGOSTO 07 - 10 - Latin American and Caribbean Congress of Drilling, Completion, Repair & Service of Wells - Buenos Aires, Argentina - www.arpel.org 13 - Brazil Energy and Power - Houston, USA - www.braziltexas.org 19 - 23 - SEG IQ Earth Forum - Avon, USA - www.seg.org/events/upcomingseg-meetings/iqearth2012 20 - 22 - Reserve Estimation Unconventionals - REU Houston 2012 Houston, USA - www.reserve-estimation.com 22 - 23 - 5to. Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía - Santa Cruz, Bolivia - 012.boliviagasenergia.com 22 - 24 - Summer NAPE Expo 2012 - Houston, USA - www.napeexpo.com/ summer-nape 23 - 25- FIGAS & VEHIGAS - Lima, Perú - www.thaiscorp.com/figas 27 - 29 - Foro Latinoamericano de Responsabilidad Social 2012 - Bogotá, Colombia - www.csrlatam.com/en-espaol

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Julio 2012 / No 270 Petroleum

Última Página

Rondas Petroleras: Veredicto final sobre inversiones

Algunos países de la región se han embarcado en Rondas Petroleras con el objetivo de promocionar áreas y captar inversiones de riesgo en exploración. Uruguay, Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú estarán en este proceso durante 2012. Los capitales son limitados y las apuestas se darán sobre todo allí donde existan las mejores condiciones. El capital es extremadamente temeroso, huye lo más posible del riesgo, y lo más ambicioso que conocemos

ejores condiciones existen donde hay menor riesgo y más utilidades. El capital analiza dos tipos de riesgo. Primero, el riesgo geológico asociado al potencial, nivel de información existente y orientación petróleo o gas. Segundo, el riesgo país en función de la claridad en las reglas de juego y la seguridad jurídica de años precedentes. Paralelamente evalúa los mercados y el marco fiscal, es decir la renta petrolera que pretende el país. La Ronda Uruguay II, recibió a finales de Marzo ofertas offshore en 8 de 15 bloques. BG y BP se llevaron 3 bloques cada una y Total y Tullow Oil 1 bloque cada una. La inversión comprometida es de 1.56 billones de dólares. Petrobras, YPF y GALP están ya explorando en dos bloques en Uruguay. Empresas como YPF, Murphy Oil, CEPSA, ExxonMobil y Shell quedaron fuera de la Ronda II. Uruguay tiene casi nula tradición petrolera, pero está consiguiendo inversiones importantes de alto riesgo para ver si se da continuidad a los éxitos del offshore en Brasil. Es un país con reglas claras y seguridad jurídica. Los términos fiscales son muy buenos.

ANUNCIANTES JULIO 2012 / No 270/ Petroleum

Amezulia.......................................47 ANH....................................................5 Area......................................................42 AV E VA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3 Baker Hughes....................................C.P.I. ClampOn............................................10 C W C G ro u p. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 5 Expo Oil and Gas Colombia…………………37 Fugro Jason..........................................31 H a l l i b u r t o n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C . P. IHS................................................17 Industrial Consulting Group....................25 Inova.............................................23 LHR Americas......................…………21 National Oilwell Varco.......................7 Oil-Lift...................……………..….............19 Pacific Rubiales Energy.......................2 S a u d i A ra m co. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Schlumberger...................................P.I. Sugaca…………………………………...43 Tejas Tubular........................................33 Tradequip.........................................44 Upstream..........................................46 Welltec…………………………………27 XI Simposio Bolivariano..................41

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Álvaro Ríos Roca*

En Bolivia, YPFB lanzó la Ronda 2012, en la que oferta15 bloques y cuyos resultados deberán conocerse hacia fines de año. El país tiene atractiva geología en gas natural y vasta información, sin embargo, acaba de salir de procesos de cambios profundos y nacionalizaciones. Además anuncia una nueva Ley de Hidrocarburos, que ciertamente no dan claridad en las reglas de juego a largo plazo. La renta petrolera y gasífera está en el orden de 70 a 75%. En Colombia la ANH está también embarcada en su Ronda 2012, que da cabida a petroleras pequeñas, medianas y grandes, para las cuales hay bloques adecuados a sus características, con diferentes exigencias en experiencia operativa, técnica y de inversiones. En este proceso se ofertan 109 bloques divididos en áreas tradicionales, áreas emergentes donde están los recursos no convencionales y también TEA’s para áreas de frontera que incluye recursos no convencionales. Colombia tiene atractiva geología, con y sin información, reglas claras y seguridad jurídica desde el 2003. El marco fiscal es con regalías variables y bastante atractivo y una renta petrolera que en promedio no supera el 40 ó 45%. Ecuador avanza igualmente en el alcance de una licitación de 21 bloques petroleros. No conocemos un cronograma definido pero se sabe que 11 bloques están reservados para negociación directa con NOC’s como Eco-

petrol, Petroperu, PDVSA, Andes Petroleum, y 10 bloques para invitar a compañías privadas. El país cuenta con un buen potencial petrolero, una elevada renta petrolera cercana al 90% y viene también de un proceso de renegociación de contratos y cambios a las reglas de juego donde algunas empresas han decidido no continuar y otras mantenerse operando en el país. Perupetro anunció también una Ronda para este año, si bien los detalles del número de áreas y condiciones no han sido lanzadas aún. Sobre Perú, sin embargo podemos manifestar que tiene buen potencial petrolero en el norte y gas natural en la zona aledaña a Camisea. Con reglas de juego bastante claras Perú tiene como política de Estado cuidar la seguridad jurídica. Sus términos fiscales son variables y bastante competitivos y algo similares a los de Colombia, con un promedio de renta cercano al 40%. A finales de 2012, los resultados de estas Rondas para promocionar áreas y conseguir capital de riesgo nos darán su veredicto final. Lo hará en base a los riesgos geológicos y riesgo país y el nivel de renta petrolera que se pretende obtener. Desde esta columna y en beneficio de nuestra región, deseamos que todos sean altamente exitosos. Actual Socio Director de Gas Energy y DI International*

Julio 2012 / No 270 Petroleum

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