Abril 2010 - Petroleum 243 by Revista Petroleum

ABRIL 2010 Año 25, Núm. 243

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: Tyrihans es uno de los desarrollos submarinos más sobresalientes en 2009 por su despliegue de innovaciones tecnológicas en la industria costafuera. En la foto, lab0res de descenso de una de las plantillas (templates) del proyecto para su colocación en el fondo del mar. (Cortesía de Statoil)

IN SITU

API/IADC General Meeting El American Petroleum Institute celebró el 9 de Marzo su acostumbrada reunión mensual, conjuntamente con la International Association of Drilling Contractors, en las instalaciones del Petroleum Club de Houston. Merril A. Miller, Jr., Chairman, Presidente y CEO de National Oilwell Varco fue el conferencista invitado

6 Desafìos y oportunidades

ESCENARIO CERAWeek 2010 Lo más relevante de la 29ava. edición de la conferencia top sobre energía, organizada por IHS Cambridge Energy Research Associates, del 8 al 12 de Marzo en Houston, USA. El encuentro de cinco días se desarrolló bajo el lema “Energía: Construyendo el Nuevo Futuro”, como reflejo de un renovado optimismo tras la agitación económica de los últimos dos años

Día del Petróleo Día del Gas Día de la Energía

12 Construyendo el futuro

ANÁLISIS Reporte Especial IHS CERA: Fueling North America’s Energy Future Mostrar el impacto positivo del desarrollo del shale gale en el escenario energético de Norteamérica, es uno de los principales objetivos del reporte especial presentado por IHS Cambridge Energy Research Associates durante su evento anual CERAWeek 2010

REPORTE El Top 5 en proyectos costafuera Los mejores desarrollos costafuera distinguidos con el Five Star Award de Offshore Magazine, sobre la base de un mejor uso de la innovación en producción, aplicación de la tecnología y solución a desafíos: Tahití y Tombua-Landana de Chevron; Thunder Horse de BP; BC-10 (Parque das Conchas) de Shell; y Tyrihans de Statoil

23 Mejores soluciones offshore

TECNOLOGÍA Y COMERCIO Tecnologías de Pozos Inteligentes Una visión sobre los avances más recientes de compañías como Halliburton, Baker Hughes, Weatherford y Schlumberger, que ponen a la disposición lo mejor de sus conocimientos para alcanzar la máxima operatividad de un pozo, aún en condiciones ambientalmente extremas

SECCIONES 3 4 30 31 32

Cornisa

Cuadrante Warehouse Calendario Última Página

E&P 8 8 10 10

Ecopetrol incrementa su presencia en el Golfo de México Emeson lanzó Roxar RMS 2010 Shel y HP desarrollan solución de detección sísmica WesternGeco: Sistema de sísmica en tierra UniQ alcanzó hito de 80.000 canales ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

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Cornisa

PEMEX

www.petroleum.com.ve

La Revista Petrolera de América Latina

18/03/1938 - 18/03/2010

EDICIÓN Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve

“Queremos decir que nuestra explotación petrolífera no se apartará un sólo ápice de la solidaridad moral que nuestro país mantiene con las naciones de tendencia democrática y a quienes deseamos asegurar que la expropiación decretada sólo se dirige a eliminar obstáculos de grupos que no sienten la necesidad evolucionista de los pueblos, ni les dolería ser ellos mismos quienes entregarán el petróleo mexicano al mejor postor, sin tomar en cuenta las consecuencias que tienen que reportar las masas populares y las naciones en conflicto”.

Zulay Socorro, Directora zulaysocorro@petroleum.com.ve

Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve

Cita del texto leído por el Presidente de la República Mexicana, General Lázaro Cárdenas, decretando la Nacionalización de la Industria Petrolera

María Zajia, Redactora mzajia@petroleum.com.ve

Juan González Moreno, Redactor jgonzalez@petroleum.com.ve

PRODUCCIÓN Víctor M. Vílchez, Director de Arte vvilchez@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve

CIRCULACIÓN Freddy Valbuena

OFICINA CENTRAL MARACAIBO Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261)783 0389

E-mail: info@petroleum.com.ve

MERCADEO YY VENTAS VENTAS MERCADEO OCCIDENTE Arístides Villalobos / Cel: (0414) 629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve CARACAS OFFICE Esteban R. Zajia Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas. Tel: (58 212)975 5387 / Cel: (0412)607 2900 ezajia@petroleum.com.ve

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

TEXAS OFFICE Ricardo Soto 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: 713 663 7898. Tel/Fax: 469 362 2067. Cel. 832 265 6162 rsoto@petroleum.com.ve

REPRESENTANTES INTERNACIONALES HOUSTON Stephen Loughlin / AD-EXPO Marketing Intl. 14714 Emerald Cypress Lane, Cypress, TX 77429, USA Tel/Fax: 1 281 373 1811 - Cel: 1 832 265 5054 adexpomarketing@yahoo.com QUITO César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito. Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

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

Jorge Zajia, Editor

l 18 de Marzo de 1938 el Presidente Lázaro Cárdenas tomó la decisión histórica de expropiar la industria petrolera, incluyendo todos los activos e instalaciones dentro del territorio mexicano. El 7 de Junio de ese mismo año se decretó la creación de Petróleos Mexicanos. Los orígenes de la paraestatal se remontan a 1919, cuando la Shell compró a la Mexican Eagle Petroleum Co., formando Shell-Mex, la cual en 1931 fusiona sus operaciones de mercado en el Reino Unido con la British Petroleum, BP, y crearon la Shell-Mex and BP Ltd. Así las cosas siguieron funcionando con los altos y bajos que se generaban en el negocio petrolero a nivel mundial, y en 1935 se produce en México un fuerte movimiento obrero que intentó formar un sindicato, al que se oponían las firmas extranjeras que controlaban el negocio petrolero en la nación Azteca. Pese a los esfuerzos de las compañías, ese mismo año se creó el Sindicato Único de Trabajadores Petroleros, el cual dio inicio a una huelga para exigir mejoras en las paupérrimas condiciones laborales en las que se encontraban sumidos quienes laboraban en esa industria. Es entonces cuando el gobierno interviene para mediar en el problema entre los trabajadores y las compañías, el cual estaba afectando grandemente la economía del país. El propio Lázaro Cárdenas se une a las peticiones de los trabajadores que exigían incremento de sus salarios y mejores condiciones sociales, a lo cual se negaron rotundamente las empresas, lo que obligó al gobierno de Cárdenas a expropiar totalmente la actividad petrolera en México. El 72 Aniversario de la histórica acción fue celebrado con un acto en las instalaciones de la refinería de Pemex en Tula -en el mismo lugar donde se construirá una nueva planta de gran magnitud-, contando con la presencia del Presidente Felipe Calderón; Georgina Kessel, Secretaria de Energía; Juan José Suárez Coppel, Director General de Pemex; y Carlos Romero Deschamps, Secretario General del Sindicato Petrolero. Pero esta celebración se dio en medio de una gran incertidumbre sobre el futuro de la paraestatal, pues los fuertes impuestos que debe pagar y el rígido esquema de asociación y contratación, le impiden suscribir contratos de producción compartida o remunerar con petróleo y gas las operaciones que realicen las empresas privadas. El gobierno del Presidente Calderón ha hecho de la reforma petrolera una prioridad, pero todavía pesa mucho sobre la mentalidad de los mexicanos el exacerbado nacionalismo –lo cual no discutimos, pues tienen derecho a ello-, dando lugar a posiciones contrarias que siguen frenando el logro de los objetivos. Flexibilizar un poco esta situación debe dar más beneficios que pérdidas, sobre todo en un mundo globalizado donde cada vez se imponen criterios de justicia, alejados de las explotaciones del pasado. Sea como sea, el gran país del norte debe resolver sus asuntos políticos, para hacerle frente con la participación tecnológica y financiera de terceros, a la declinación acelerada de su principal campo Cantarell, a las expectativas frustradas de Chicontepec y a la lentitud para desarrollar los yacimientos en aguas profundas del Golfo de México. La realidad que muestra Pemex hoy es dramática, con reservas probadas que alcanzan para 10 años, según el más reciente informe, evidenciando la urgencia de acelerar la actividad exploratoria y realizar nuevos descubrimientos de crudo, de lo contrario la Nación se distanciará mucho más de la meta de restitución de reservas de ciento por ciento en 2012. También es un hecho que el país no podrá garantizar a largo plazo el abastecimiento de hidrocarburos sin el ordenamiento legal que permitan al sector un mejor desarrollo. Hoy, a más de siete décadas de la expropiación, el reto sigue siendo conciliar para impulsar la transformación y el crecimiento de Pemex, vinculado a un proyecto de país y a la decisión visionaria de Cárdenas de defensa de la Nación y solidaridad con el pueblo mexicano, lo cual es absolutamente posible.

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

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Cuadrante Schlumberger se consolida como el principal proveedor de la industria petrolera mexicana, con 194 contratos de acuerdo con registros de Pemex. La posición se fortalece aún más tras la reciente adquisición

de Smith International, otro importante proveedor de la petrolera estatal, que permitió a Schlumberger sumar a su portafolio de negocios en México cerca de 30 contratos, la mayor parte de ellos vinculados a la perforación de pozos de desarrollo en la región sur.

Petrobras planea invertir cerca de 400 millones de dólares en Colombia en los próximos tres años,

según lo contemplado en el plan de negocio 2009-2013. Para este año la petrolera prevé explorar en Colombia de cuatro a cinco pozos y trabajar entre tres y cuatro pozos en desarrollo. También ganó una

licitación para suministrar a partir de este mes combustibles y lubricantes a la maquinaria y el parque automotor en la mina de Cerrejón, en La Guajira.

El consorcio integrado por Petrobras, Cepsa, Sorgenia E&P y Petroamerica Oil Corp, realizó un descubrimiento

de petróleo en el pozo exploratorio Balay-1, en la región de los Llanos Orientales de Colombia. El yacimiento se encuentra en la formación Mirador, una de las principales áreas productoras de la región. El hallazgo se realizó a una profundidad de 4.652 metros. Los resultados de las primeras pruebas de producción

confirman la existencia de crudo de densidad media y un caudal inicial de 1.314 bd.

Pemex no podrá suscribir contratos de producción compartida, ni tampoco remunerar con hidrocarburos los servicios y obras que realicen particulares, según lo establecen las modificaciones a su esquema de contratación publicadas el 10 de Marzo. El documento, aprobado por el Consejo de Administración de la empresa subraya que tampoco se podrán celebrar contratos que comprometan porcentajes de la producción o del valor de las ventas de hidrocarburos o sus derivados.

Shell y Nexen anunciaron un nuevo descubrimiento en el Golfo de México, en el prospecto Appomattox

en los bloques 391 y 392, cuenca de Mississippi. Este hallazgo aumenta la confianza en el proyecto, que cuenta con una base sólida para evaluar otros sitios sin explorar en la zona. Shell posee un interés del 80% en Appomattox y Nexen 20%. El Golfo de México sigue siendo clave para los portafolios de las petroleras occidentales.

Chevron anunció sus planes de eliminar este año 2.000 puestos de trabajo, 3% de la plantilla, con el objetivo de recortar gastos, especialmente en las áreas del sector downstream (refinación y marketing). “Las reducciones de personal se prolongarán hasta 2011”, explicó la compañía en un

comunicado, en el que también anunció su intención de deshacerse de negocios en Europa -entre ellos la refinería de Pembroke, en Reino Unido-, el Caribe y determinados mercados de Centroamérica.

Pdvsa anunció que logró ensamblar, probar y certificar en el país el primer taladro de perforación en tierra PDV 20, el cual operará en Barinas. El equipo de perforación, fabricado por la empresa chino

venezolana Taladro S.A.,tiene una potencia de 2000 HP, con una capacidad para perforar pozos desde 12.000 hasta 20.000 pies de profundidad. Pdvsa informó que el ensamblaje de estos equipos en el país permitirá la administración directa de los servicios con una reducción de costos operativos significativa.

Petroecuador firmó con la compañía coreana SK-EC un contrato para realizar los estudios de ingeniería básica de la Refinería del Pacífico, por un monto de inversión de US$ 259,9 millones. El plazo previsto es de 18 meses, y la puesta en operación del complejo está programada para Diciembre de 2013, con una capacidad de refinación de 300.000 barriles de petróleo por día. La inversión permitirá satisfacer la

demanda interna de derivados del petróleo y generar excedentes para la exportación, afirmó Carlos Proaño, Gerente General del proyecto, quien agregó que a partir de Enero de 2014 Ecuador no tendrá que importar más derivados.

Tecpetrol invertirá más de US$ 25 millones en Neuquén y Río Negro, Argentina. Para aprovechar

el potencial de sus plantas de tratamiento de gas, que pueden procesar más de 1,5 MMm3/día, la

compañía perforará los bloques Aguada Salada y Los Bastos, con vistas a incrementar su extracción del fluido. También continuará con sus proyectos de recuperación secundaria y está analizando poner en marcha un piloto de terciaria. Aguada Salada y Los Bastos, sus dos principales áreas en la Cuenca Neuquina, producen en conjunto alrededor de 650.000 m3/día del fluido y 400 m3 de crudo.

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In Situ

API/IADC General Meeting Weathering the Storm: The Challenges and Opportunities of a Global Slowdown La API realizó su acostumbrada reunión mensual conjuntamente con la IADC, que tuvo como orador invitado al Presidente de National Oilwell Varco, Merril A. Miller, Jr., quien presentó los desafíos y oportunidades ante la desaceleración económica mundial, con énfasis en los aspectos que deben considerar las compañías del sector petrolero para lograr el éxito operativo

más allá de las expectativas de los analistas sobre fuertes bajas o picos. Con relación al gas, indicó que Estados Unidos posee vastas reservas de gas natural en el mundo, recurso valioso hacia el que debe centrarse la mirada, aún cuando la perforación para poder comercializar el hidrocarburo pueda resultar muy compleja; es por ello que NOV busca posicionarse en este mercado ofreciendo productos de calidad y alta tecnología, para lograr perforaciones más rápidas y eficientes. En un breve repaso por la materia financiera, dijo que “el flujo de caja es una variable importante para garantizar l American Petroleum Institute, la salud de la compañía, por lo cual el API, realizó su tradicional reunión endeudamiento debe ser celosamente el 9 de Marzo en las instalaciones controlado”. El CEO de NOV, apoyó su presentadel Petroleum Club de Houston, contando en esta oportunidad con el res- ción en varias animaciones para mostrar paldo de la International Association of avances tecnológicos sobre barcos de perDrilling Contractors, IADC. La agenda fue foración, que hoy día están capacitados realzada con la presentación “Weathering para navegar en aguas de más de 10.000 the Storm: The Challenges and Opportu- pies de profundidad y en esas zonas efecnities of a Global Slowdown”, a cargo de tuar trabajos de perforación por debajo del Merril A. Miller, Jr., Chairman, Presidente lecho marino hasta 30.000 pies. Este tipo y CEO de National Oilwell Varco, NOV, de embarcaciones comprueban que la tecquien se enfocó principalmente en el ciclo nología es capaz de poner a la disposición de negocios, el panorama competitivo y el recursos energéticos a los que antes no se desenvolvimiento de las compañías ante el tenían acceso. Su pronóstico en explotación de hiambiente político. En su disertación, Miller habló sobre drocarburos es que de los países BRIC los precios del petróleo, asegurando que (Brasil, Rusia, India y China), Brasil se las fluctuaciones se mantienen muy fuertes, convertirá en los próximos diez años en el productor de petróleo más grande del mundo, basado en las “enormes inversiones que está realizando”, aseguró. Al final de su presentación, se refirió a la importancia que deben darle las compañías a la cultura corporativa como un elemento fundamental Perry Dillon, Sr.Account Leader Houston BD Halliburton; Dave Roseland, President Sigma Engineering; el conferencista Merril A. Miller, Jr., Chairman, que se engloba en tres President y CEO de NOV; Detlev Simonis, Programs Chairman API; Roy Pichardo, conceptos claves: Vice Chairman API; y Carlos Rojas, Sales Manager Fluid Systems Los procesos conta-

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Merril A. Miller, Jr. Chairman, President y CEO de National Oilwell Varco

bles, de los cuales los gerentes y empleados deben sentirse parte, pues conforma una pieza clave en el éxito de los negocios. La integridad, que ayudará a alcanzar los objetivos de la compañía, se basa en la honestidad, ética y dedicación. El disfrute personal. “Todos debemos ir a trabajar con entusiasmo, con la felicidad de un domingo por la noche cuando comienza el lunes”, dijo. Merrill A. (Pete) Miller, Jr. se unió a National Oilwell Varco en Febrero de 1996 como Vicepresidente de Mercadeo para la División de Sistemas de Perforación y un año después asume la presidencia de Productos y Tecnología. En Noviembre de 2000 es nombrado Presidente y COO de la compañía, en Mayo de 2001 Presidente y CEO, y en Mayo de 2002 Presidente de la Junta Directiva. A lo largo de su trayectoria profesional en la industria ha asumido múltiples cargos gerenciales, entre ellos Presidente de Anadarko Drilling Company (19951996), Vicepresidente de Operaciones para EE.UU. en Helmerich & Payne Inter national Drilling Company, y miembro de la junta directiva de Chesapeake Energy Corporation, Petroleum Equipment Suppliers Association, Spindletop y Offshore Energy Center. Es egresado de Academia Militar de los Estados Unidos con especialización en Ciencias Aplicadas a la Ingeniería. Tras prestar servicio durante cinco años a la Armada estadounidense, se retiró para realizar una maestría en administración de empresas, que obtuvo de la Harvard Business School en 1980.

E&P

Ecopetrol incrementa su presencia en el Golfo de México La petrolera colombiana presentó ofertas para 19 bloques, en cinco de los cuales tendrá participación del 100%, y en los 14 restantes ofertó junto a la española Repsol y la italiana ENI

copetrol, a través de su filial en Estados Unidos, Ecopetrol América Inc., presentó las propuestas más competitivas en 19 bloques en la ronda “Oil & Gas Lease Sale 213” realizada en Marzo en Nueva Orleans. Su participación en cinco de los bloques sería del 100%. En diez bloques conjuntamente con Repsol E&P USA Inc., tendrá participaciones entre 40% y 60%. En los cuatro restantes Ecopetrol presentó ofertas junto a Eni Petroleum US LLC., y tendrá 25%. Los resultados fueron divulgados por el Servicio de Manejo de Minerales (Minerals Management Service), división del Departamento del Interior de los Estados Unidos a cargo de la energía y otros recursos minerales en la plataforma continental exterior, la cual maneja la ronda de bloques de exploración en la parte central del Golfo

de México. La adjudicación formal por parte de la MMS, tomará entre 60 y 90 días. Las ofertas económicas realizadas por Ecopetrol en los 19 bloques sumaron aproximadamente 15 millones de dólares. Estos bloques permiten realizar explora- Con los resultados de esta ronda, Ecopetrol subiría su participación ción de hidrocarburos en a más de 100 bloques en una de las áreas más atractivas para la exploración en el mundo aguas profundas mayores a 400 metros durante un período de 5 El paso dado por Ecopetrol se enmarcan a 10 años. en el proceso de internacionalización de En la ronda de bloques marinos, ubicados adelanta y que incluye al Golfo de México en el área estadounidense del Golfo de Méxi- como una de las áreas de enfoque. Asimismo co, participaron 77 empresas que presentaron forma parte de su estrategia para alcanzar 642 ofertas para 468 bloques. El área total la producción de un millón de barriles de ofrecida es de 2,4 millones de acres. petróleo equivalente por día en 2015.

Emerson lanzó Roxar RMS 2010

La nueva versión del sistema de modelado de yacimientos RMS™, crea un flujo de trabajo con alto rendimiento y mayor intuición

La división de soluciones de yacimiento

de Emerson Process Management, lanzó el Roxar RMS de 2010, la versión más reciente del sistema de modelado de yacimientos RMS™ que incorpora importantes mejoras a lo largo del flujo de trabajo. Dentro de la suite de modelado Roxar, los usuarios pueden construir modelos de cualquier yacimiento. También pueden calcular las reservas, planificar los pozos y simular la producción pasada y futura. De esta manera, pueden hacer todo lo que necesitan para obtener el máximo rendimien-

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to de sus yacimientos, independientemente de la geología, la ubicación o complejidad. Las principales características del RMS 2010 incluyen: • Un nuevo sistema de correlación de pozos que hace la recolección y el rastreo de la geología de manera más sencilla, rápida y flexible, proporcionando un comienzo del flujo de trabajo sin complicaciones. • Una herramienta de modelado estructural incorpora un flujo de trabajo mejorado para la correlación de pozos, la generación de isochore y el modelado de horizonte. El modelado estructural en RMS es fácil de usar y tiene toda la funcionalidad necesaria para generar modelos de alta calidad de cualquier yacimiento, desde los más simples hasta los más complicados. • El Gridder (malla) RMS 3D se ha hecho aún más vigoroso con un resultado mucho más cercano a la realidad geológica que lo alcanzado por las técnicas anteriores. • El mercado principal de herramientas de modelado patentadas en RMS ha sido

ampliado en RMS 2010, para incluir estadísticas multipunto y métodos mejorados para combinar la interpretación sísmica con los algoritmos avanzados de modelado en RMS y así obtener modelos únicos con datos combinados. “Creo que lo hemos logrado, al crear un flujo de trabajo de modelado con alto rendimiento y más intuitivo. RMS 2010 no sólo ofrece mayor accesibilidad a los usuarios de todos los niveles de competencias, también tiene capacidades de correlación, modelado y gridding para manejar todos los tipos de geologías”, dijo Ordin Husa, Director Gerente de Soluciones de Software de Roxar. RMS 2010 comprende 13 módulos de software totalmente integrados, incluyendo el mapeo, modelado de yacimiento, planificación de pozo, simulación de yacimientos y herramientas de modelado de incertidumbre. Seguirá operando sobre las plataformas Linux de 64-bit, Windows XP y Vista de 32 y 64-bits, así como Windows 7 64-bit.

E&P

Shell y HP desarrollan solución de detección sísmica

El nuevo sistema promete mejorar sustancialmente la calidad y costos de la sísmica de datos frente a los sistemas existentes

La industria del petró-

de Shell y con el entorno sísmico para ser despleleo y el gas requiere gado de un modo seguro datos sísmicos de alta y más rentable que los calidad para evaluar de sistemas actuales. un modo preciso pun“Consideramos que tos de exploración para será un paso más allá en determinar la viabililo que se refiere a la calidad comercial y hacer dad de datos sísmico, que un seguimiento de las proporcionará a Shell una reservas potenciales. Durante el Inter- Gerald Schotman, Vice President Innovation/ ventaja competitiva en la R&D Shell compleja exploración de national Petroleum Week 2010, celebrado en Febrero en reservas de petróleo y gas en el Medio Londres, Shell y HP anunciaron su cola- Oriente, o gas no convencional en Norte boración para el desarrollo de un sistema América” afirmó Gerald Schotman, de adquisición sísmica, cuyo canal y sensor Vicepresidente Ejecutivo de Innovación, de frecuencia utilizado mejora significati- Investigación y Desarrollo de Shell. El nuevo sistema será desarrollado por vamente la calidad de los datos sísmicos. Las firmas utilizarán sus conocimientos HP Entrerprise Services y supone un paso y experiencia para producir una solución adelante en la tecnología de percepción de innovadora que permita detectar, recolec- alto rendimiento de HP Labs, el núcleo centar y almacenar datos geofísicos. El sistema tral de investigación de la compañía y de su se integrará de manera sencilla con los Grupo de Imagen e Impresión. El sistema sistemas informáticos de alto rendimiento utilizará los productos de HP ProCurve net-

working, junto a los productos de almacenamiento, computación y software de HP. “Estos avances en tecnología para descubrir fuentes de energía podrían transformar la capacidad de identificar nuevas y abundantes reservas de petróleo y gas”, afirmó Joe Eazor, Vicepresidente Senior y Gerente General de HP Enterprise Services. Las soluciones de detección están posicionadas para proporcionar un nuevo nivel de conocimiento a través de la red de detectores, almacenamiento de datos y herramientas de análisis que monitoreen el entorno, evalúen, y aseguren la salud y la seguridad. El nuevo sistema HP-Shell, contará con una cantidad cercana a un millón de sensores inalámbricos sobre una extensión similar, los cuales escucharán el eco emitido debajo de la tierra. Los datos recolectados serán compilados y analizados para crear imágenes de las formaciones geológicas y los pozos profundos.

WesternGeco

sísmica terrestre, lo que demuestra que la alta productividad sostenida pueden fiable combinada con un conteo alto de canales de grabación”, dijo Marwan Moufarrej, Vicepresidente de WesternGeco para el área terrestre. La suite de servicios geofísicos avanzados de WesternGeco incluye los servicios electromagnéticos y la plataforma de adquisición e inversión sísmica de alta fidelidad basado en punto receptor QTechnology.

Sistema de sísmica en tierra UniQ alcanzó hito de 80.000 canales El sistema integrado de sísmica en tierra

basado en punto receptor UniQ, de WesternGeco, estableció un nuevo récord en la industria en Kuwait al adquirir datos de 80.000 canales puntos receptores digitales en directo, en un intervalo de muestra de dos milisegundos, para Kuwait Oil Company (KOC). Durante la producción sostenida de barrido en Febrero, la tecnología UniQ adquirió y comprobó la calidad en tiempo real de un terabyte de datos por hora -el equivalente a cinco días de producción de un equipo típico convencional de 3.000 canales. Todos los datos fueron simultáneamente pre-condicionados usando el flujo de trabajo para la adquisición y procesamiento

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de datos sísmicos integrado en campo QXpress para el próximo análisis de datos sísmicos. El sistema de UniQ está siendo desplegado conjuntamente con los vibradores DX-80 Desert Explorer y la tecnología de baja frecuencia MD Sweep. El sistema UniQ combina la tecnología extrema de conteo de canales con el apoyo de técnicas avanzadas de manera simultánea. En base a la alta fidelidad proporcionada por el sensor acelerómetro geópono de amplio ancho de banda, el sistema puede soportar hasta 150.000 canales en directo en un intervalo de muestra de dos milisegundos. “UniQ sigue estableciendo nuevos estándares de rendimiento en el negocio de

WG Amundsen en Brasil Recientemente la embarcación de tecnología de avanzada WG Amundsen, de WesternGeco, equipada con el sistema punto receptor de sísmica marina Q-Marine, arribó a Brasil, para realizar un nuevo estudio sísmico que proveerá iluminación mejorada y generación de imágenes para lograr una mejor definición del prospecto, abarcando menor espacio en un ambiente muy complejo en aguas profundas. Puede desplegar hasta 12 líneas de registro.

Escenario

Los expertos de IHS CERA examinaron el impacto de las economías en crecimiento en el futuro de la energía. En la foto Bob Fryklund, Vicepresident; Nariman Behravesh, Chief Economist; Jone-Lin Wang, Managing Director; James Burkhard, Managind Director; Rafael McDonald, Associate Director; Rob Barnett, Associate Director; Xizhou Zhou, Associate Director China; Bushan Bahree, Seniro Director Middke East y Thane Gustafson, Senior Director Rusia

Houston, Texas / 8 – 12 de Marzo 2010

IHS CERA´s Annual Executive Conference Energía: Construyendo el nuevo futuro

El impacto de la recuperación económica en la demanda energética e inversión fue tema de amplio debate en la 29ava conferencia anual sobre el futuro de la energía, CERAWeek, cuyo programa se enfocó en ofrecer un marco integrado para la mejor comprensión del panorama futuro de los mercados, la geopolítica, los aspectos económicos, tecnológicos, ambientales, financieros y en general, las implicaciones en la formulación de las estrategias del sector

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resentaciones y sesiones interactivas de ejecutivos, funcionarios y líderes del sector de la energía, enriquecieron la agenda del importante foro mundial organizado por la consultora IHS Cambridge Energy Research Associates, IHS CERA, cuya XXIX edición contó con unos 2.200 delegados, provenientes de 55 países, atraídos por la agenda de la conferencia más prestigiosa de la industria energética mundial, cuyo objetivo es proporcionar información sobre las oportunidades y retos críticos que enfrenta esta industria. El encuentro de cinco días se desarrolló bajo el lema “Energía: Construyendo el Nuevo Futuro”, reflejando un renovado optimismo tras la agitación de los últimos dos años, en que para sortear la más grave recesión en décadas las compañías retrasaron proyectos, recortaron costos y despidieron a miles de empleados. Hoy,

Daniel Yergin, Chairman IHS CERA dijo que el panorama energético ya muestra visos de cambio. “La nube negra comenzó a despejarse”

tal como lo puntualizó Daniel Yergin, Chairman de IHS CERA, “la nube negra ha comenzado a despejarse y es posible comenzar a identificar cambios en el panorama energético”. El sector entra en la siguiente fase del ciclo económico que se caracterizará por una nueva ola de inversión y construcción en la energía del futuro. El programa 2010 de CERAWeek, que reunió a más de 200 dirigentes de la industria, la política y del sector financiero, y unos 60 expertos de IHS CERA que fungieron como moderadores en los distintos foros de debate, conferencias, plenarias y sesiones estratégicas, enfocó el análisis en temas claves como el futuro de la economía mundial, y las perspectivas de consolidación en el sector energético.

Una Mirada al Mundo en Transición

El mundo está transitando por un “rediseño” y los países tendrán que trabajar juntos para abordar temas complejos como

el cambio climático, el suministro y la demanda, la deuda insostenible y la proliferación nuclear. El programa se inició con un almuerzo conferencia a cargo de Robert D. Hormats, Subsecretario de Estado de Economía, Energía y Asuntos Agrícolas, quien habló sobre los “Grandes desafíos de la transición de principios del siglo 21”. Hormats enfatizó el hecho de que hoy la economía sea multipolar, mucho más que en los años 1940 ó 1950, o la mayor parte del siglo 20, incluidos los Subsecretario de Estado USA, Robert D. Hormats, en compañía de países emergentes que no son El Bob Fryklund, Vicepresidente de IHS CERA sólo poderosos económicamente, sino también desde el punto vista de la hacia y lo que aspiran del sistema es muy tecnología. “Pero estas nuevas economías diferente, igualmente los flujos de capital”. no ven las cosas de la misma manera que Las grandes economías emergentes como lo hicieron Estados Unidos y otros países China están haciendo mucho más de la industrializados en el siglo 20. Su actitud inversión.

IHS CERA Insights: De la demanda a la geografía

El mundo está cambiando y también la demanda de energía, la cual se prevé aumentará drásticamente en los dos próximos decenios, impulsada principalmente por las regiones. Se espera que Asia sea responsable de gran parte del crecimiento

La agenda del primer día prosiguió con

el desarrollo de dos importantes sesiones de expertos de IHS CERA. La primera sobre “Redefinición del panorama de la energía y la incidencia de las economías en crecimiento en el futuro de la oferta y demanda”, contó con la intevención de Bob Fryklund, Vicepresidente de IHS CERA y los directores Rob Barnett, Nariman Behravesh, James Burkhard, Bushan Bahree, Thane Gustafson, Rafael McDonald, Jone-Lin Wang y Xizhou Zhou, quienes proporcionaron una visión general sobre temas macro y su interacción con los principales cambios regionales. Behravesh señaló que “por el lado de la demanda es “China, China y China, y podría ser la India en poco tiempo”. Los expertos ven también cambios en los patrones de suministro de energía. Burkhard prevé que la demanda de petróleo será relativamente plana para los países miembros de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos, contra-

puesto a un aumento en los países no miembros de la OCDE. McDonald sostuvo que Qatar tendrá a corto plazo el liderazgo del comercio mundial de GNL, en tanto Australia se convertirá probablemente en un proveedor de gas más importante en el mediano plazo, teniendo en cuenta los recienEl segundo panel de expertos sobre energías renovables y desarrollo sostenible, tes progresos realizados integrado por Bob Fryklund, Vicepresident IHS CERA; Bert Turner, Vicepresident en materia de gas en IHS; Scott Lockhart, Vicepresident IHS ESS; Keith Hays, Research Director Emerging Energy; Rob Barnett, Associate Director IHS CERA y James Burkhard, capas de carbón. Aus- Managing Director IHS CERA tralia espera añadir 15 El segundo panel se centró en el anáMMpcd de capacidad de licuefacción. Para algunos estudiosos el mundo está lisis de temas conductores de la agenfrente a una revolución verde “en cámara da verde: los asuntos ambientales, las lenta”, y es difícil predecir cuándo se va a energías renovables y el desarrollo sosacelerar. Jone-Lin Wang, opina que el tenible. Participaron en el debate Bob proceso será “largo y costoso”, debido a Fryklund, Bert Turner, Scott Loclas diferencias de costos entre las formas de khart, Keith Hays, Rob Barnett y 8 James Burkhard. energía limpia y las formas tradicionales. ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

Día del Petróleo

El segundo día de jornada -el Día del Petróleo- fue uno de los más activos de la Conferencia, con la presencia de altos ejecutivos de las empresas petroleras más grandes del mundo

omo oradores principales estuvieron Khalid Al-Falih, Presidente y CEO de Saudi ARAMCO, y Steven Chu, Secretario de Energía de Estados Unidos. En la Plenaria Mundial del Petróleo intervinieron José Sergio Gabrielli de Azevedo, CEO de Petrobras; Kjell Pedersen, Presidente y CEO de Petoro y Andy Inglis, Director Ejecutivo de E&P de BP. El Keynote Lun-

cheon estuvo a cargo de James Mulva, Presidente y CEO de ConocoPhillips y el Keynote Dinner con Paolo Scaroni, Director Ejecutivo de Eni. El tema del Desayuno del Círculo de Liderazgo fue “Industria del Petróleo desafíos y oportunidades”. La apretada agenda de sesiones estratégicas correspondientes a este día se centró en temas como

El Futuro de la Energía en China: nuevas estrategias; Respuestas de los exportadores de hidrocarburos a la recesión: lineamientos, inversiones y políticas de exportación; Eficacia Operacional: la transformación; Petróleo en Rusia; Global Upstream M&A y Finanzas; Arenas petrolíferas canadienses; Biocombustibles y nuevas tecnologías; Costos en el Upstream y Downstream.

Conferencia de apertura

El petróleo seguirá dominando la escena mundial de energía El objetivo sigue siendo utilizar el petróleo en una forma más eficiente y limpia

Tras la bienvenida a cargo de Daniel

Yergin, Presidente IHS CERA, Khalid Al-Falih abrió el programa con una conferencia magistral sobre los retos que enfrentan las industrias de energía del mundo. Hizo un llamado a aumentar las inversiones para ayudar a satisfacer la demanda creciente de petróleo del mundo. Dejó ver su preocupación por la volatilidad de la inversión en los diferentes ciclos. Saudi Aramco prevé invertir US$ 90 mil millones en 5 años, destinados en gran parte a la exploración de gas natural, producción y procesamiento. En los últimos 5 años ha invertido US$ 62 mil millones para aumentar su capacidad de producción de petróleo a 12 millones de barriles

Steven Chu, Secretario de Energía USA, afirmó que “Estados Unidos tiene la oportunidad de liderar una nueva revolución”, desarrollando tecnologías para abordar los problemas del cambio climático

por día (bpd). Por su parte el Secretario de Energía de los Estados Unidos, Steven Chu, pretigioso premio Nobel de Física que lidera los esfuerzos de este país para desarrollar alternativas viables a los combustibles fósiles, reconoció igualmente que pasarán muchas décadas antes que una nueva era de la energía se materialice plenamente. “el petróleo es el combustible ideal para el transporte y está aquí para quedarse”, dijo, si bien el gas jugará “un rol vital en la transición”. Chu dijo que en la lucha contra el cambio climático el Departamento de Energía está haciendo todo lo posible, con inversiones significativas.

Plenaria mundial del petróleo

El CEO de Petrobras, José Sergio Gabrielli inició la plenaria enfocándose en la participación de su compañía en los escenarios de energía

Gabrielli fue enfático al señalar que las

energías alternativas “no desafiarán el dominio de los combustibles fósiles”, que seguirán siendo la fuente primaria de energía en el futuro. Sobre los planes de Brasil explicó que que se prevé duplicar la producción de petróleo en 2020, hasta 1,8 millones de bpd a 3,9 millones en total. Parte de esos barriles vendrán de los campos existentes y otros del presal, la reserva recientemente descubierta, que requiere de una costosa perforación en alta mar. “Sin embargo, todos los 13 pozos hasta la fecha 14

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han alcanzado el petróleo”, recordó. Los recursos convencionales exigen técnicas de recuperación más intensas, descubrir y desarrollar áreas menores requieren el uso de tecnologías y ajustes diferentes; y producir en el presal, en el ártico y en la región del terciario inferior del Golfo de México ha generado grandes retos tecnológicos. La compañía prevé gastar 111 mil

José Sergio Gabrielli de Azevedo, Presidente de Petrobras, en la plenaria sobre las oportunidades y retos que la industria petrolera mundial deberá enfrentar

millones dólares en el desarrollo total de sus recursos. Los planes se mantendrían aún con precios del crudo “por debajo de 45 dólares”, aunque Gabrielli no precisó cuánto más bajo. Andy Inglis, Director Ejecutivo de E&P de BP describió los retos de la frontera, desde las complejas condiciones de exploración, maximización de la recuperación y la sostenibilidad. Las petroleras internacionales, los gobiernos y las empresas deben formar sociedades basadas en el interés mutuo, dijo y agregó que las empresas no pueden “darse el lujo de quedarse paradas. Cada frontera requiere de un cambio de ritmo en la capacidad”. Kjell Pederson, CEO de Petoro ha-

La necesidad a largo plazo para los combustibles fósiles, el papel de la tecnología en la frontera y campos maduros fue ampliamente discutida por Andy Inglis, CEO E&P BP y KjellPederson, CEO Petoro, junto a Daniel Yergin, Chairman IHS CERA y David Hobbs, Head of Research IHS CERA

bló de la importancia de los campos maduros. Dijo que el 50% de la producción de petróleo en 2020 provendrá de campos con más de 20 años de edad. Petoro tiene

como objetivo maximizar los resultados financieros de su cartera, centrándose en la recuperación mejorada de petróleo (EOR) en campos maduros.

Almuerzo Conferencia

James Mulva: es limitada la visión del potencial del gas natural

La posición del CEO de ConocoPhillips sobre el rol del gas natural a largo plazo fue concluyente: “Es más que un puente de transición para los combustibles alternativos. Es la solución a largo plazo para satisfacer la demanda futura de energía”, afirmó

Para Mulva el gas seguirá siendo la base

principal de generación de electricidad de carga y fuente de calor debido a su limpieza, costo razonable y abundancia. Parafraseando el prestigioso libro del Presidente de CERA, Daniel Yergin, dijo que “si el petróleo es el premio, el gas natural es el regalo”. Agregó que las energías renovables no pueden ascender lo bastante rápido y el gas es la respuesta. Según datos manejados por Mulva, el mundo utiliza 107 billones de pies cúbicos de gas por año. Las reservas probadas convencionales son aproximadamente 6.500 TCF, un suministro de 60 años,

pero con el añadido de gas no convencional, el número total de recursos supera los 38.000 TCF, suficiente para siglos de suministro. Gracias a la tecnología es posible liberar el gas no convencional. “Qué avances e innovaciones implementaremos en el futuro para perforar pozos que hoy nos parecen inconcebibles”, preguntó.

James Mulva, Chairman y CEO de ConocoPhillips, afirmó que “si el petróleo es el premio, el gas natural es el regalo”, parafraseando el libro The Prize: The Epic Quest for Oil, Money and Power, del Presidente de IHS CERA y ganador del Premio Pulitzer Daniel Yerguin

Plenaria Upstream

El futuro después de la gran recesión

Peter Jackson, Director Senior de IHS

CERA presidió la reunión plenaria que exploró las lecciones aprendidas de la reciente crisis económica y principales retos futuros para el sector petrolero aguas arriba. Jay Pryor, VP de Desarrollo de Negocios de Chevron, dijo que el panorama de la industria ha cambiado dramá-

ticamente en el último año. Entre 30 y 45 millones de bpd serán necesarios en el próximo lustro para enfrentar la creciente demanda y la disminución de la producción de campos existentes. Por tanto, todas las fuentes de energía, incluyendo petróleo y gas, son cruciales para satisfacer las necesidades. Michael Yeager, CEO de Negocios de Petróleo de

BHP Billiton, destacó la importancia de constantes tasas de inversión en el sector upstream. Dijo que un balance sólido es una condición para todas las empresas exitosas. Aseguró que el modelo de inversión de BHP Billiton, se centra en los fundamentos del mercado y no en la fluctuación a corto plazo de los precios. 8 ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

En la recepción ofrecida al cuerpo de prensa Jerre Stead, (del equipo de prensa y RRPP de Cera Week) se dirige a los periodistas. Al fondo observa Ed Matixx (CERAWeek). Entre los muchos periodistas presentes: Tracy Terry; Pramod Kulkarni (Editor in Chief World Oil), Kristen Hays; Melissa Manning (Global PR Director HIS), Gary Taylor, Monica Hatcher (Houston Chronicle), Eileen O´Grady, H. Deforest Ralph, Starr Spencer, Dan Stets, Jane Okun Bomba, Andy Schultz, Beth Mills, David Pendery, Jeff Tarr, Margaret Ryan, Anthony Guegel, Russell McCulley, Ana Driver, Carole Graveline, Jim Dorsey, Margot Habyby, Claire Pool, Steve Magini, Ben Dubose, Todd Petersen (petroleumworld.com) y Maurice Gueller

Por su parte el Director Ejecutivo de TNK-BP, Bill Schrader, abordó los desafíos que enfrentan las petroleras en la Rusia actual. TNK-BP es el tercer mayor productor de petróleo de Rusia (1,7

millones bped en 2009). Sin embargo, la reciente desaceleración ha planteado una serie de retos para el upstream, que Schrader resumió en dos: el reto Brownfield, que consiste en mantener los nive-

les de producción de campos maduros (Samotlor, en Siberia y Orenburg, en la región de los Urales); y el reto verde, que requiere el establecimiento de nuevos centros de producción. La compañía evalúa el campo Uvat en Siberia occidental y el campo Verkhnechonskoye en Siberia oriental, lo que podría traer una nueva producción sustancial al mercado. Jakob Thomasen, consejero delegado de Maersk Oil, cree que es crítico para la industria petrolera cambiar la percepción negativa del público. La fuerte demanda de petróleo proyectada para los próximos 20 a 30 años indica que hay un futuro brillante para la industria. Sin embargo, atraer a los mejores talentos y áreas de acceso a los recursos serán los desafíos claves para las empresas independientes en las próximas dos décadas.

Plenaria Downstream

Desafíos de un nuevo panorama de la demanda

El panorama de la refinación mundial sigue siendo oscuro, y la única salida a corto plazo es continuar con la reducción de capacidad

El panel conducido por William Veno,

Director de IHS CERA, contó con la participación de Jon Jacobsen, VP de Marketing y Manufactura de Statoil; Bill Klesse de Valero Energy – la mayor refinería independiente de los Estados Unidos- y Jean-Jacques Mosconi, Senior Vice President, Strategy and Business Intelligence de Total. En general los expertos reiteraron que las refinerías han sido golpeadas duramente, debido a la desaceleración económica mundial que los ha dejado con demasiada capacidad, mientras la demanda por combustibles cayó, perjudicando los márgenes de ganancias. Aunque vaticinaron una leve mejoría de los márgenes de refinación este año, las refinerías tendrán que recortar otros 2 millones de barriles por día de capacidad para llegar a már genes aceptables. “La recesión acabó con 11 años de demanda de productos refinados”, dijo Klesse, frente a lo cual las refinerías en todo el mundo siguen anunciando cierres permanentes, temporales y la venta de activos. 16

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Sesión Estratégica

El futuro de la demanda y del mercado

El Director de IHS CERA James

Jon Jacobsen, de Statoil, durante su intevención en el panel de refinación. Sentados: Willian Veno, IHS CERA; Bill Klesse, Valero Energy y Jean-Jacques Mosconi, Total

La mayor demanda en las regiones en desarrollo puede ser de ayuda para las refinerías de los Estados Unidos y Europa, opinó Jacobsen, en tanto Mosconi sostuvo que la lucha por la supervivencia se intensifica. De hecho en la misma semana en que se desarrolló la Conferencia de CERA, Total anunció la decisión de cerrar su refinería en Dunkerque, mientras en San Ramón, California, Chevron informaba que ante las difíciles condiciones de la industria, además de poner a la venta varias operaciones de refinación y comercialización, recortaría este año 2.000 puestos de trabajo .

Burkhard abrió la sesión estratégica de la tarde, enfatizando que afectado por un crecimiento económico débil y los cambios de comportamiento, el consumo de petróleo tiene dificultades para reactivarse en los países industrializados, especialmente en Estados Unidos. La demanda de petróleo en el futuro es difícil de proyectar, ya que está sujeta a la volatilidad del crecimiento económico, la política del gobierno y las innovaciones tecnológicas, temas tratados durante esta sesión en la que intervinieron Edward Morse, Director de Global Commodity Research, Credit Suisse (NY); Olivier Abadie, Director de Downstream Europa IHS CERA; Edgard H. Habib, Economista Jefe de Chevron y Marianne Kah, Economista Jefe de ConocoPhillips.

Sesión Estratégica

El valor de las reservas de petróleo en América Latina

n los últimos años muchos de los mayores descubrimientos en todo el mundo han tenido lugar en América Latina. A pesar de su gran potencial de hidrocarburos la región continúa encontrando numerosas dificultades a la hora de desarrollar sus recursos. Esta sesión presidida por Enrique Sira, Director para América Latina de IHS CERA y en la que participaron Alireza Moshiri, Presidente de E&P África y América Latina de Chevron; Bob Fryklund, Vicepresidente de IHS CERA; Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol y Luis Giusti, Director Ejecutivo de Alange Energy, se enfocó en los cambios necesarios para atraer y

Los cambios necesarios para atraer y garantizar el capital y los recursos tecnológicos que permitan impulsar el desarrollo del sector petrolero latinoamericano fueron temas de debate. En el panel Bob Fryklund, Vicepresident Research IHS CERA; Alireza Mochiri, President África & Latin America E&P Chevron; Luis Giusti, CEO Alange Energy y Enrique Sira, Director IHS-CERA

garantizar el capital y los recursos tecnológicos para la región, el nivel de intervención gubernamental en el futuro y su impacto en la evolución futura de la re-

gión, la creación de valor en las provincias fronterizas como el presal en Brasil y el cambio de poder con la aparición de nuevos productores en la región.

Keynote Dinner

Gas natural barato podría impulsar crisis de suministro Sesión Estratégica

La demanda de petróleo en China

El aplazamiento de grandes proyectos de gas natural debido a los precios más bajos de los productos básicos podría provocar una escasez en el largo plazo, afirmó el Presidente Ejecutivo de ENI, Paolo Scaroni, quien subrayó la participación del gas en el suministro mundial

¿Qué tan rápido crece la demanda de petróleo de China y cuáles son los principales impulsores del crecimiento futuro? A esta pregunta respondieron los panelistas Britta Gross, Global Energy Systems de General Motors; Kefeng Yan, Director IHS CERA; Jörg Wuttke, BASF Company y Jiaxiang Mao, VP de Economía y Desarrollo de Investigación de Sinopec. Se requerirá de mayor suministro de combustible para apoyar el crecimiento del mercado automotriz en el país asiático. La petroquímica también aumentará significativamente la demanda de etileno y otros derivados del petróleo. Wuttke dijo que “China marca el ritmo”. Por su parte Jiaxiang resaltó la contribución de China al mercado global de fabricación con su mano de obra barata y energía, así como el bajo costo de capital.

Paolo Scaroni, Presidente de ENI: “El gran problema hoy es la volatilidad en el mercado del gas natural”

“P

arece que las preocupaciones sobre la seguridad de suministro son una cosa del pasado, sin embargo los bajos precios también han enfriado las inversiones en producción e infraestructura, lo que puede dar lugar a una crisis de suministro una vez que la demanda retorne”, dijo Scaroni. La escasez no será un gran tema en América del Norte, bendecida con los ricos yacimientos de gas no conven-

cional de Estados Unidos, pero Asia y Europa podría verse afectada, acotó Scaroni, quien pidió una nueva estrategia para dotar a Europa de una forma segura, a largo plazo de suministro de gas natural. Es partidario de fusionar los proyectos de gasoductos de South Stream y Nabucco en una arteria unificada. “Queremos reducir las inversiones, los costos operativos y aumentar los ingresos en general”, dijo. Eni es el comprador más grande del gas del oeste de Rusia, además es socio de Gazprom en South Stream que transportará 6 mil millones de pies cúbicos diarios de gas desde Rusia y Asia Central a Europa, pasando por debajo del Mar Negro. El gasoducto de Nabucco, respaldado por la Unión Europea y Estados Unidos, permitirá transportar gas desde el Mar Caspio a Europa Occidental a través de Turquía, Rumania, Bulgaria y Hungría, reduciendo la dependencia de Rusia. ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

Día del Gas

Uno de los principales temas de esta jornada fue la importancia del gas de esquisto y otras fuentes de gas no convencional. La agenda brindó además multiples oportunidades para profundizar en asuntos vitales como el de asociaciones, joint ventures y alianzas

El Leadership Circle Breakfast se centró

en las perspectivas para las relaciones ruso-europeas, mientras que el panel de expertos de IHS CERA enfocó su atención en el gas de China. También fueron examinados temas como el superávit mundial de gas, el futuro del gas natural en América Latina, los recursos hídricos y su significación para la energía, el GNL como mercado de gas más competitivo, los riesgos y oportunidades de inversión en el midstream, el futuro del

gas no convencional, la satisfacción de las necesidades de energía en Medio Oriente, la sostenibilidad, el futuro del transporte automotor y los desafíos y estrategias en el mercado del gas. Un punto especial de la agenda fue la sesión sobre Innovación Energética, que ofreció una oportunidad de dialogar con grandes pioneros como Peter Duncan, Presidente y CEO de MicroSeismic y John R. Grizz Deal, CEO de Hyperion Power Generation.

El almuerzo conferencia tuvo como orador a Helge Lund, Presidente y CEO de Statoil; en tanto la conferencia de cierre contó con David Ignatius, columnista y editor adjunto de The Washington Post y David Gergen, Analista en Asuntos Políticos de CNN, Profesor de la Universidad de Harvard y Asesor Presidencial, quienes abordaron el tema de las Perspectivas estadounidenses en un año de riesgos políticos.

Plenaria mundial del Gas

Al examinar la participación del gas natural en la futura combinación energética, un grupo de líderes de la industria destacó que las perspectivas a largo plazo son positivas

Michael Stoppard, Director de IHS CERA, durante la apertura de la Plenaria Mundial del Gas. En la mesa Phillippe Boisseau, Presidente de Gas y Energía de Total; Rashid Hamad Al Mohannadi, CEO de RasGas; Tom Walters, Presidente Gas y Comercialización de la Energía, ExxonMobil y Jean-Francois Cirelli, Presidente, GDF SUEZ

l Director Administrativo de IHS CERA, Michael Stoppard, sentó las bases para el desarrollo de esta plenaria, subrayando los mayores volúmenes de gas, la empresa mundial de GNL y el desarrollo de gas de esquisto. Aunque las perspectivas de futuro siguen estando enmarcadas por la incertidumbre en los mercados y las políticas, “el valor del gas natural en la sociedad nunca ha sido mayor, dado su potencial verde, pero su valor en relación con el petróleo nunca ha sido más bajo”. Participaron como panelistas Tom Walters, Presidente de ExxonMobil Gas & Power Marketing; Rashid Hamad Al Mohannadi, CEO de RasGas Co.; 18

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Philippe Boisseau, Presidente de Gas y Energía de Total; y Jean-Francois Cirelli, Presidente de GDF SUEZ. Walters señaló que el mayor desarrollo de los recursos de gas natural permitirá satisfacer la creciente demanda de energía de manera respetuosa con el medio ambiente, y podría cumplir un rol clave en la recuperación económica mundial. Sin embargo, dijo, “Para estimular nuevas inversiones al menor costo para la sociedad, necesitamos confianza, abrir mercados y marcos propicios para la inversión”. Cirelli dijo no ver “ningún interés en la construcción de nuevas terminales de

GNL en Norte América. Se refirió a GDF SUEZ como un ejemplo de la estrategia de diversidad y flexibilidad de gas: en primer lugar en los Estados Unidos como empresa de servicios públicos, mercados y de GNL, en Europa como un comprador de gas, distribuidor, operador de almacenamiento y en el mundo como operador de un terminal de GNL. Hizo un llamado a trabajar activamente en mejorar la percepción pública y política de la industria del gas. Según Boisseau el gas no convencional podrían representar entre 5 y 7% de la producción mundial en 2030. “Eso indica la importancia del tema”, dijo. “Hacia 2020 China podría satisfacer el 35% de su demanda interna, a través de importaciones y con la capacidad de la terminal de GNL llegar a 52 MMtm”. Para Boisseau, predecir el futuro es arriegado, hay que asegurarse de tener las herramientas para seguir siendo flexible. Al Mohannadi estuvo de acuerdo en que las perspectivas a largo plazo de la energía y el gas siguen siendo de crecimiento. Hizo hincapié en la contribución esencial de la oferta confiable de gas natural licuado. RasGas en diez años ha aumentado su producción de GNL diez veces y ahora los suministros de 13 países en Asia, Europa y las Américas.

El futuro del gas no convencional

El shale gas se ha convertido en un elemento de cambio real en América del Norte, con fuertes implicaciones globales

La Sesión Estratégica sobre perspectivas y

retos futuros del gas no convencional fue conducida por Pete Stark, Vicepresidente de IHS CERA, y contó con la participación de Jonathan Parry, Director Global de Suministro de Gas de IHS CERA; Bill Scoggins, Presidente de Colorado School of Mines; Sam Langford, VP de Desarrollo Corporativo de Newfield Exploration y Richard Stoneburner, Presidente y CEO de Petrohawk Energy Corporation. Los panelistas coincidieron en que el gas de esquisto es abundante y económico. Su crecimiento en los últimos tres años ha revolucionado la ubicación de los suministros de gas y de las técnicas

de producción en esta región. Langford proporcionó antecedentes sobre Newfield Exploration, una de las compañías que ha impulsado el crecimiento de la producción de gas de esquisto en Estados Unidos. Con un enfoque en el horizonte temporal de cinco años, Newfield considera que la ampliación sostenida del petróleo a razón del precio del gas causado por la caída de los precios serán motores de la futura actividad de shale gas. Scoggins describió cómo la tecnología ha permitido el rápido desarrollo de la industria y el vertiginoso crecimiento en los suministros. La Escuela de Minas de Colorado sigue de cerca el desarrollo

tecnológico de la perforación horizontal. A pesar de una comprensión profunda y creciente del gas de esquisto, los retos para su desarrollo siguen presentes. El manejo de yacimientos, la estimulación y la terminación son áreas de optimización, dijo. Stoneburner sostuvo que sólo unos pocos meses después de completar su primer pozo en Fayetteville, en Febrero de 2007, Petrohawk hizo el cambio estratégico de los productores convencionales a shale gas. Se ha concentrado en cuatro áreas principales: Haynesville en el norte de Louisiana, Bossier que se superpone a Haynesville, Fayetteville en Arkansas y Ford Eagle en el sur de Texas.

Almuerzo Conferencia

Industria del gas natural espera apuntalar acciones frente el cambio climático Pese al optimismo de algunos, la industria del gas natural se enfrenta al hecho de poder encontrar salida a problemas concretos

El Presidente de Statoil, Helge Lund, dijo

que la fuerza que cobró el tema del gas durante todo el desarrollo de la conferencia le llevó a reflexionar sobre cómo los últimos acontecimientos en la escena energética parece estar dando forma a un futuro energético más equilibrado. Sin embargo, llamó la atención acerca del terreno real ganado en el debate sobre cómo reducir la dependencia del petróleo y reducir las emisiones de carbono. “Al tratar con el cambio climático, me sorprendo constantemente por la tendencia a centrarse en las medidas más complejas y costosas”, dijo, enfatizando que si se quiere avanzar en la sustitución de los combustibles fósiles por otras formas de energía, tendrá que iniciarse el debate sobre una base realista, de lo contrario no habrá un progreso significativo”. Un compromiso más fuerte para el gas como la fuente de energía más rápida y fácil para reducir las emisiones globales de gases de efecto invernadero, fue el mensaje de Lund, quien llamó a redoblar esfuerzos para promover las ventajas del gas natural y pasar de las palabras a la

Helge Lund, Presidente de Statoil, señaló que aunque el debate público se ha desvanecido desde Copenhague, el cambio climático es uno de los factores clave que determinarán el futuro de la energía. En su opinión “el petróleo y el gas seguirán dominando la mezcla de energía durante décadas”, porque serán necesarios para abastecer la demanda impulsada por el crecimiento poblacional

acción. Dijo estar convencido de que la presión sobre la industria del petróleo y el gas se acentuará, debido a que se considera una parte del problema y porque tiene la tecnología y los recursos financieros para encontrar soluciones. Lund también abogó por la introducción de normas nacionales en los Estados

Unidos para promover la producción de CO2 eficiente de la energía. Refiriéndose a Statoil, dijo que la empresa optó por un enfoque proactivo para el cambio climático, “no por razones de responsabilidad social, sino porque creemos que será un factor diferenciador clave en la futura 8 competencia”. ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

IHS CERA Insights: El panorama económico y energético global David Hobbs, moderó el panel de expertos conformado por Nariman Behravesh, James Burkhard, Shankari Srinivasan, Lawrence J. Makovich, Gerard McCloskey, Kefeng Yan, Bhushan Bahree, Thane Gustafson, y Enrique Sira

Behravesh se centró en los principa-

les riesgos: potencial de los activos en China, incumplimiento en Europa y los problemas fiscales en los Estados Unidos. Burkhard sugirió que el actual precio del petróleo ($81) está vinculado a las expectativas de la demanda futura ya que está comenzando a desarrollarse una fuerte recuperación económica. La Sra. Srinivasan describió el triple revés al que se enfrentan los mercados mundiales de gas: una economía mundial que acaba de salir de la recesión, un alza continua de la capacidad de GNL, y el boom del shale gas en Norteamérica. Makovich sumó al panorama la proyección de una potencia mundial de 140.000 megavatios por año con una proporción creciente de energías renovables. McCloskey llamó a mantener la mirada en China y Yan destacó el impulso en las ventas de automóviles gracias al

En el panel de expertos de IHS CERA sobre el Panorama global de la energía: David Hobbs, Bhushan Bahree, Nariman Behravesh, James Burkhard, Thane Gustafson, Lawrence J . Makovich, Gerard McCloskey, Enrique Sira, Shankari Srinivasan, y Kefeng Yan

estímulo del gobierno de China. Sobre Medio Oriente, Bahree dijo que el cumplimiento de la OPEP con los recortes de producción está cayendo, pero con poco efecto. Gustafson señaló que después

de la tercera crisis financiera rusa en 30 años, los mantras económicos de la modernización y diversificación son cuestionados. Sira discutió el cambio de matriz energética en América Latina.

El futuro de la energía de Norteamérica

Amplio fue el debate sobre el gas no convencional. Participaron en la sesión Steven Farris, Presidente y CEO de Apache (en el podio); Daniel Yergin, Chariman IHS CERA; Richard Newell, de la Agencia Internacional de la Energía; Chad Deaton, Presidente y CEO Baker Hughes; Greg Ebel, Presidente y CEO de Spectra Energy Corp. y David Hobbs, Jefe de Investigación de IHS CERA

La sesión sobre cómo el shale gas podría

cambiar el panorama energético dió lugar a un profundo debate. Steven Farris, CEO de Apache, enfatizó que el gas natural y el shale gas en particular “será un 20 ABRIL 2010 / No 243 / Petroleum

factor importante en las necesidades de energía en el futuro”. Destacó la evolución de la tecnología y profundizó en los sectores donde el gas podría hacer incursiones significativas: el transporte y la generación

de energía. Richard Newell, de la Agencia Internacional de la Energía, dijo que definitivamente el gas no convencional es un elemento de cambio en la oferta. Llamó la atención sobre las consecuencias de las decisiones políticas en la demanda. Chad Deaton, CEO de Baker Hughes, mencionó que muchas interrogantes siguen rondando la explotación del gas de esquisto. ¿Es confiable? ¿Representa un nuevo paradigma para el mercado energético de Norteamérica? Dijo que la historia ha llevado a muchos a subestimar las reservas, pero “están ahí y pueden ser producidas a precios razonablemente bajos”. Sin embargo, todavía no se sabe si todos los actores trabajarán juntos para lograr ventajas económicas. Greg Ebel, CEO de Spectra Energy puntualizó la necesidad de políticas públicas saneadas y un trato justo para el gas. En el futuro el mundo requerirá muchas fuentes de energía, incluyendo los combustibles fósiles.

Día de la Energía Los dos últimos días de la jornada de CERAWeek se enfocaron en la generación de energía, con un desarrollo que en resumen evidenció el interés por mostrar el “lado verde”

Las actividades de cierre in-

gama de asuntos conexos, a la discusión de Jon Arnold, Director incluyendo el cambiante de Worldwide Power & Utilities Industry cluyeron el esperado discurso panorama de la demanda de Microsoft; Laurent Demortier, VP del Director Ejecutivo de la de energía, las tecnologías Senior de Energy Management de Alstom, Agencia Internacional de la emergentes de generación y Shen Jiang, Director General Adjunto Energía, Nobuo Tanaka, de potencia y la planificación del Departamento de Smart Grid de State quien compartió su visión estratégica en un entorno de Grid Corp. sobre las perspectivas actuales incertidumbre. y de largo plazo de la energía. Las sesiones del día cubrieron los temas En el panel de CEOS de: Almacenamiento de energía; Costos “La demanda de petróleo no de empresas de servicios pú- de la generación de energía después de la se está recuperando en el misblicos eléctricos en Estados recesión: contraste de América del Norte mo ritmo que la economía de Nobuo Tanaka, Director Ejecutivo AIE Unidos, participaron David y Europa; Energía de Texas; Expansión de las naciones en desarrollo”, dijo, agregando que “en comparación con Ratcliffe, Southern Co.; Theodore Infraestructura: desafíos y oportunidades; la recuperación del crecimiento económi- Craver Jr., Edison International; Peter Energía Nuclear; Dirección del mercado co, la demanda de petróleo no regresará”. Darbee, PG&E Corporation y Michael eólico; Redes inteligentes y FinanciaEn su criterio el mundo puede estabilizar Morris, American Electric Power Co. La miento de un sector de energía eléctrica el dióxido de carbono en la atmósfera sin sesión dedicó buena parte de la discusión en transición. Matthew Rogers, Asesor Principal dejar de lograr a largo plazo el crecimiento a las redes inteligentes, los autos eléctricos, del Departamento de Energía de Estados económico por encima del 3%. Pero gran el carbón limpio y la energía eólica, solar parte de ese crecimiento es probable que y nuclear. En general todos estuvieron de Unidos, DOE, fue el invitado de la sesión provenga de la construcción de sistemas acuerdo en que las opciones más limpias sobre Innovación y Estímulo Fiscal, en la de energía sostenible. de generación de combustión son menos que abundó en comentarios sobre la Ley de Recuperación promulgada en Febrero El almuerzo conferencia del primer que perfecta. día estuvo cargo de Andrew Liveris, La jornada de cierre se enfocó en el y que asignó 36,7 mil millones dólares Chairman y CEO de Dow Chemical quien tema de La tecnología de Smart Grid o re- para nuevas investigaciones sobre innovaenfatizó la necesidad de una mayor colabo- des inteligentes, contando con los aportes ciones en energía. ración entre los sectores público y privado para crear normas de eficiencia. Lawrence Summers, Asistente del Presidente Obama en Política Económica y Director del Consejo Nacional de Economía fue el orador invitado en la cena. Además de una defensa de las iniciativas de la Administración de Obama, subrayó la importancia de una política energética amplia que utilice todos los recursos de Estados Unidos, incluyendo las energías renovables, combustibles fósiles y energía nuclear. La sesión sobre Cambio Climático, Ambiente y Tecnología contó con la intervención de Robert LaCount, IHS CERA; Moray Dewhurst, VP de FPL Group; Minoru Shinohara, VP Senior de la División de Tecnología y Desarrollo de Nissan; y Steve Bolze, Presidente y Compartiendo tras concluir la sesión sobre inversiones en Latinoamérica, Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; CEO de Power and Water de General Enrique Sira y Bob Fryklund, Director y VP IHS-CERA, respectivamente; Alireza Moshiri, Presidente, Chevron África & Latin America E&P; Jorge Zajia, Editor Petroleum; Luis Giusti, CEO Alange Energy; y Nelson Navarrete, Electric Co., quienes cubrieron una amplia Vicepresidente E&P Ecopetrol ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

Análisis

Reporte Especial IHS CERA

Fueling North America’s Energy Future

The Unconventional Natural Gas Revolution and the Carbon Agenda Mostrar el impacto positivo del desarrollo del shale gale en el escenario energético de Norteamérica, es uno de los principales objetivos que persigue este reporte especial preparado durante seis meses por la firma de asesoría de IHS, Cambridge Energy Research Associates, CERA, y cuya presentación oficial se realizó durante su evento anual CERAWeek 2010

l informe especial “Fueling North America’s Energy Future”, cuyo enfoque se centra en el impacto del “shale gale” sobre el sistema energético norteamericano, plantea “la expansión del gas natural como recurso que potenciará la transformación del panorama energético de esa región”. El estudio proporciona una completa información para entender el impacto de la revolución del gas no convencional, a la par de proveer un contexto ajustado a las perspectivas de cambio del gas natural en el marco de la discusión sobre las opciones de generación de energía y la reducción de gases de efecto invernadero. Fueling North America’s Energy Future está basado en seis meses de investigación y diálogo directo con los principales actores del sector energético, incluyendo agencias reguladoras de los gobiernos de Estados Unidos y Canadá, consumidores, compañías de petróleo y gas, empresas públicas de gas y electricidad, ONG ‘s ambientales e instituciones financieras para proporcionar el mejor análisis en la materia. El giro que ha tomado el “shale gale” en toda Norteamérica durante los últimos años, ha hecho que los descubrimientos de gas natural se dupliquen, suficiente para satisfacer más de 100 años de consumo a las tasas actuales de demanda. En este sentido “el shale gas tiene el potencial de convertirse en un factor de cambio, aumentando dramáticamente el suministro de gas y abriendo nuevas oportunidades 22

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Presentes durante la presentación del informe de IHS CERA Lawrence Makovich, VP & Senior Advice; Mary Cerelle, IHS CERA; David Hobbs, Head of Research y Daniel Yergin, Chairman

para competir entre las diferentes fuentes de energía”, reza el informe. Reemplazar la generación eléctrica a partir de carbón por gas natural, no logrará que se alcance la meta de reducción de emisiones de efecto invernadero en un 80% para 2050; esto requerirá en primera instancia desarrollar tecnologías que incluyan energía nuclear, renovable y avances en captura y almacenamiento de CO2. Para el Chairman de IHS-CERA, Daniel Yerguin, el shale gale es “la innovación energética más significativa de todo el siglo. Apenas en 2007, se creía que la oferta de gas natural era baja y que los Estados Unidos se convertiría en un país importador, pero el escenario ha cambiado y está a favor de este recurso”. Por su parte, el Jefe de Estrategias Energéticas de IHS CERA, David Hobbs, asegura que “el shale gale ha desplazado al gas natural, de ser un recurso limitado a ser abundante con un amplio rango de implicaciones para el futuro energético de Norteamérica”. Añadió que esta abundancia de gas natural ofrece una mayor flexibilidad para reaccionar ante los desequilibrios del mercado. Por su parte el Vicepresidente y Senior Advisor de IHS CERA, Lawrence Makovich, dijo que la industria de la energía ha tenido un horizonte de planificación de múltiples décadas. Dada la incertidumbre y los severos

cambios de la política climática aunado a la competitividad de los costos, el gas para generación eléctrica se presenta como una posibilidad para que las plantas de generación de energía alarguen su ciclo de vida. Otro aspecto de relevancia tratado es el del agua -tanto su uso para fracturamiento hidráulico, como su desecho y tratamiento- que ha emergido como principal problema ambiental, y que tiene que ver con las tradicionales áreas productoras de petróleo y gas, así como con las áreas densamente pobladas, como las del noreste de Estados Unidos. Si bien la regulación federal adicional se encuentra en debate, el estudio señala que las operaciones de perforación están estrictamente reguladas o manejadas por los estados. El reporte centró sus principales conclusiones en seis aspectos sobre el shale gale: este nuevo recurso de gas natural modificará la perspectiva energética norteamericana; impactará de menor manera al ambiente; con el desarrollo del gas natural se podrá hacer frente a los súbitos incrementos en la demanda; crea oportunidades para un rango de nuevos usos del gas natural; ampliará el rol del gas natural en la generación eléctrica; y permitirá cumplir con la reducción de emisiones de efecto invernadero y secuestro de CO2. Para mayores detalles del reporte visite: www.ihscera.com

Reporte

El Top 5 en proyectos costafuera Los editores de la revista Offshore hicieron la elección anual de los ganadores del Five Star Award - con los cinco mejores proyectos de desarrollo de campos offshore durante 2009. Los proyectos fueron seleccionados tomando en cuenta el mejor uso de la innovación en el método de producción, la aplicación de la tecnología y la solución ante los desafíos, así como la seguridad, la protección del medio ambiente y la ejecución del proyecto. Sin ningún orden en particular, los cinco proyectos de desarrollo de campos offshore el año pasado fueron los siguientes:

La plataforma Thunder Horse es la semisumergible de producción más grande construida en el mundo (Foto: BP)

Thunder Horse, en el Golfo de México

El proyecto Thunder Horse en el Golfo de México fue elegido por su

gran contribución a la tecnología de aguas profundas, y por ser una de las nuevas e importantes fuentes de suministro de energía estadounidense. Tiene el potencial para producir alrededor de 1.000 millones de barriles de petróleo. Desde el inicio de su producción es el activo productor en aguas profundas más grande en el mundo y tiene una vida estimada de 25-30 años. BP opera el campo, con el 75% de la propiedad, junto a su socio ExxonMobil, con el 25%. Desde su entrada en producción, fue el segundo mayor campo productor en los Estados Unidos. Asentada a 6.000 pies (1,829 m) de agua y 150 millas (241 km) mar adentro, la semisumergible de perforación, producción y almacenamiento Thunder Horse es la más grande unidad de producción construida, con un desplazamiento total de 130.000 toneladas (117.934 toneladas métricas ). Su topside cubre un área del tamaño de tres campos de fútbol, y está repleto de equipos y sistemas para el tratamiento y exportación de 250.000 bpd de petróleo, más gas asociado. Su doble torre de perforación puede perforar y mantener hasta 20 pozos submarinos por debajo de la plataforma, que se amplía sobre distancias mayores de 9.000 m (29.527 pies) de profundidad medida. Los pozos adicionales están ligados a la plataforma a través de múltiples submarinos, líneas de flujo y tubos ascendentes. En total, 28 de producción y cinco pozos de inyección de agua están previstos durante la vida del activo. Después de procesar los fluidos del yacimiento a bordo de la plataforma, el petróleo y el gas se exporta a través de tuberías separadas hacia el sistema de transmisión Mardi Gras, operado por BP, y son las tuberías en aguas profundas de mayor capacidad de la industria.

La escala del proyecto y su dificultad técnica han impulsado la innovación de tecnologías para la generación de imágenes y la vigilancia de los yacimientos, equipos de perforación y completación, y equipos de producción en el topside y en el fondo del mar. Gran parte de estas innovaciones no existía cuando el campo fue descubierto en 1999. Uno de los grandes retos de BP fue la ubicación del proyecto en aguas profundas en una región ultra conocida por corrientes de lazo y la amenaza de huracanes, por lo que se tuvo que diseñar una nueva generación de taladros de perforación, como las torres grúa sobre la embarcación Discoverer Enterprise, y la semisumergible para estas condiciones extremas. El proyecto también tuvo que lidiar con temperaturas en los yacimientos de hasta 270 ºF (132 °C), presiones de 18.000 psi (124 MPa), y caudales de flujo de hasta 50.000 bpd de crudo por pozo; ello requirió tubos de diámetro más grande dentro de los pozos como es típico en el Golfo de México. La tubería se extendió a 7 pulgadas (18 cm) de diámetro y fue construida con materiales de alta resistencia. Se estima que requirió el primer despliegue de más de 100 tecnologías diferentes solo para la completación del primer pozo. Una de las innovaciones fue un fluido de empaque utilizado en los pozos para llenar el espacio anular de la tubería de revestimiento.

Tahití, hacia el récord de profundidad de producción

Cuando el desarrollo Tahití comenzó su producción en el segundo tri-

mestre de 2009 fue el campo más profundo en el Golfo de México. El hecho de que la primera fase de este proyecto, a un costo de $ 2.7 mil millones, constara de seis pozos submarinos en dos centros de perforación, incluyendo el pozo productor más profundo en el Golfo a más de

El enorme topside del proyecto Tahití

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...Reporte 26.700 pies (8.138 m) conectado a un sistema flotante de producción spar, dio lugar a su reconocimiento. Chevron es el operador con un interés del 58%. Statoil con 25% y Total con 17% son los otros socios. La producción del campo debe alcanzar los 125.000 bpd de petróleo y 70 millones de pies cúbicos diarios (pcd) de gas a finales de año en los bloques de Green Canyon 596, 597, 640, y 641 - a 4.000 pies (1.219 m) de agua y más de 20.000 pies (6.096 m) por debajo del fondo del mar. La producción proviene por debajo de una gruesa capa de sal de 8.000 a 15.000 pies (2.438 a 4.572 m). Las estimaciones de las reservas recuperables pueden ser tan altas como 500 millones de barriles de crudo equivalentes. Tahití fue descubierto en 2002 y está 4.100 - 4.300 pies (1.250 - 1.311 m) de profundidad de agua. La zona pay está por debajo de una cubierta de sal de 8.000 pies (2.438 m) a 15.000 pies (4.572 m) de espesor. Cuando fue probado en 2004, se registraron récords por la completación más profunda a 27.000 pies (8.230 m) y el empaque de fractura más largo bombeado a 411 pies (125 m). La presión en el fondo del pozo llegó a casi 20.000 psi (138 MPa). La estructura armada spar es de 128 pies (39 m) de diámetro, 555 pies (169 m) de largo y pesa 24.000 toneladas. Se mantiene en su lugar por 13 líneas de anclaje, lo que representó para Chevron el primer uso de cuerdas de poliéster. El topside pesa 21.000 toneladas, y abarca 139.000 pies cuadrados (12.914 m2). Consta de un módulo de producción, un módulo de servicios públicos, y una estructura de soporte. Un oleoducto de 88,5 kilómetros conecta a Tahití con la red Amberjack. Este se inicia en el bloque Green Canyon 641 de 4.200 pies (1.280 m) de agua y se une con la red en el bloque Green Canyon 19. El diámetro del oleoducto fue ampliado de 50-cm a 61-cm para manejar

300.000 bpd y tiene capacidad para descubrimientos adicionales en Walker Ridge y Green Canyon. J. Ray McDermott instaló las líneas de flujo dentro del campo, las conexiones asociadas y las tuberías ascendentes catenarias de acero (SCR). La plataforma de Tahití tendrá un sistema de desoxigenación que tiene por objetivo eliminar el oxígeno del agua de inyección para reducir la corrosión de líneas y para evitar la contaminación de bacterias aerobias de las zonas productoras. El sistema tendrá una capacidad de procesamiento de 100.000 bpd de agua. Como era de esperarse en un proyecto marcador de récord, en Tahití hubo varias “primeras veces”. Requirió el desarrollo de un nuevo módulo de flotabilidad straked, que incorpora tracas de supresión de vibraciones inducidas por vórtices (VIV) para hacer una hélice continua. Esto sostiene los conectores mientras que reduce las posibilidades de causar daños por VIV. Tahití también sirvió para probar los centralizadores de estrecha tolerancia de Centek Industries en el Golfo de México. Centralizadores de una pieza con un bajo coeficiente de fricción fueron lo suficientemente flexibles para comprimirse y superar las restricciones existentes en la tubería de revestimiento, y también expandirse a la medida del hoyo.

BC-10, primer sistema de producción total submarino

La FPSO Espírito Santo recibe la producción del campo B-10

La producción del proyecto que abarca múltiples campos en Parque das

Conchas, también llamado BC-10, se inició el 13 de Julio de 2009 a110 kilómetros sureste de la costa de Brasil. La producción fluye a través de la FPSO Espírito Santo en el campo BC-10 de la cuenca de Campos. Es operado por Shell, junto a sus socios ONGC Campos y Petrobras. Parque das Conchas es un proyecto de dos fases con una producción inicial extraída de tres campos: Abalone, Ostra y Argonauta B-Oeste. La primera fase comprende nueve pozos productores y un pozo inyector de gas. La segunda se concentrará en el campo Argonauta O-Norte. Shell ha implementado una serie de tecnologías innovadoras para enfrentar muchos desafíos en este proyecto, entre ellos la profundidad del agua y la viscosidad del crudo. Las bombas eléctricas de 1.500 caballos de fuerza impulsan el petróleo desde los 1.800 m (5.905 pies) en el fondo del mar hasta la superficie para su procesamiento en la FPSO Espírito Santo. La producción está de 900 a 1.100 metros (2.953 a 3.609 pies) por debajo de la línea de lodo. El FPSO puede manejar 100.000 bpd de petróleo y 50 millones pcd de gas natural, y almacenar casi 1,5 millones de barriles de petróleo para su envío a la costa mediante buques cisternas, lo cual marca un hito importante en el suministro de petróleo desde las aguas profundas de Brasil.

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Parque das Conchas es el primer desarrollo que involucra un campo completo con el uso de separadores de petróleo y gas y sistemas de bombeo submarinos. La profundidad del agua requirió el desarrollo y la reducción del peso de las tuberías ascendentes flotantes de acero, es decir, tubos de acero flexible de varios kilómetros de largo que fijan la FPSO en el lugar. La geología de campo, con sus formaciones dispersas demandó la perforación horizontal extendida para mejorar la producción.Para mantener la circulación del crudo pesado (16-42 ºAPI), la FPSO, con una capacidad de 68 MW, alimenta los sistemas de separación de aguas profundas y de bombeo a alta presión a través de extensos cables eléctricos umbilicales. Para evitar la quema y reducir las emisiones de CO2, el gas natural producido junto al petróleo es separado y bombeado de nuevo al campo Ostra a la espera de un gasoducto. Su FPSO es la unidad amarrada más profunda de la flota de SBM y la primera amarrada a una torre en utilizar tuberías ascendentes catenarias de acero para la transferencia de fluidos. Los tres campos de Parque das Conchas son desarrollados mediante pozos submarinos y colectores múltiples, con cada campo ligado a la FPSO. El desarrollo es el primero en su tipo basado totalmente en separadores de petróleo y gas y bombeo submarinos e incluye la primera aplicación de tubos hidráulicos de acero y umbilicales de alta potencia multi-circuitos. Asimismo la primera aplicación de la tecnología de conectores de acero de onda suave en una torre FPSO. Shell está elaborando una pequeña aplicación, desarrollada originalmente por Petrobras, a fin de separar el flujo de producción de dos fases en el fondo marino; y junto a FMC Technologies diseñó un sistema de árbol vertical mejorado de aguas profundas (EVDT) versátil, con ahorro en costos de instalación y eficiencia operativa, que incluye un sistema de terminación de estrecho calibre y permite completaciones en aguas profundas desde un plataforma de perforación pequeña, que contiene un BOP (blowout preventer).

Tyrihans, referencias en aislamiento y presión

Tyrihans es el proyecto de desarrollo submarino de mayor escala en el

sector noruego. Entró en producción en Julio de 2009. Constituye el primer puente (tie-back) para el complejo de alta presión y temperatura Kristin en el mar noruego, en usar de manera extensa facilidades de inyección y exportación.

Una de las plantilla (templates) del proyecto Tyrihans cuando era bajada hasta el fondo del mar (Foto: Statoil) ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

...Reporte Las características sobresalientes de este proyecto abarcan un método novedoso para la instalación de las estructuras de producción submarinas; nuevas técnicas para el bombeo de agua de mar y la distribución de energía, así como un sistema directo de calentamiento eléctrico para la tubería de producción a larga distancia. Tyrihans, descubierto en la década de los ´80, cuenta con dos estructuras en los bloques 6407/1 y 6406/3, a profundidades de agua de 285 m (935 pies): Tyrihans Sur y Tyrihans Norte. Se estima que los yacimientos contienen volúmenes recuperables de 186 millones de barriles de crudo condensado y 34,8 millones de metros cúbicos de gas. Los dos campos están siendo desarrollados a través de 12 pozos submarinos sobre cinco plantillas (templates) de cuatro ranuras en el fondo marino, con una corriente de exportación del pozo a lo largo de una tubería multifásica de 43-km (26.7-mi) hacia la plataforma semisumergible Kristin. Siete de los pozos a perforar serán multilaterales - un récord para un proyecto operado por Statoil-, a una profundidad bajo la superficie de 3.700 m (12.139 pies). Algunos pozos serán inteligentes, incluyendo el sistema de control e instrumentación en el fondo del pozo, lo que permitirá operar de manera remota las válvulas en el fondo de pozo para elevar la producción de petróleo y disminuir la producción de agua. El sistema también fue diseñado de modo que si un multi-lateral experimenta el surgimiento de gas, se pueda cerrar una ramificación del pozo mientras otra permanece en producción. Además, la presión puede ser regulada, lo que además de optimizar el rendimiento de petróleo y de gas, reduce los costos de intervención. Los pozos estarán integrados en ocho productores de petróleo, un productor de gas, dos inyectores de gas, y un inyector de agua. La semisumergible Transocean Arctic inició su programa de perforación en Abril de 2008. Statoil cambió su concepto original de reducción de la presión a la inyección de agua y gas por presión de soporte. Al combinar este enfoque con las completaciones inteligentes, busca recuperar mayores volúmenes de petróleo y gas. El gas de inyección por levantamiento de gas es suministrado a través de una de línea de flujo de acero al carbono de 43.1 km y 10-in. (25,4 cm). La corriente del pozo Tyrihans se dirige a través de una línea de producción rígida de 43-km y 16/18-in (40.6/45.7-cm), conectada en el fondo marino a través de una tubería ascendente flexible hacia la plataforma Kristin. La tubería de producción multifásica comprende un tubo de carbono, con revestimiento interior de acero inoxidable 316L. Fue aislada, junto a un sistema de calentamiento eléctrico directo, para mantener la temperatura por encima de la temperatura de la formación de hidratos durante la producción normal en el caso de cierre. Pronto Statoil debe comenzar la inyección de agua de mar sin tratamiento, la primera aplicación de ese tipo en el sector noruego. El agua de mar será inyectada diariamente en el agua intermedia “cargada” por una estación de dos bombas submarinas para mantener la presión del yacimientos en Tyrihans Norte y Sur. La tasa de inyección será de alrededor de 88.000 barriles diarios, con una bomba de presión de 206 bar. La inyección de agua también permitirá la estabilización de la zona petrolífera en Tyrihans Sur y retrasar el avance de gas; equilibrar las diferencias de presión entre los dos yacimientos y superar la limitada capacidad de inyección de gas. La producción de Tyrihans se espera llegue a 81.768 barriles diarios de líquidos y 459 millones de pies cúbicos diarios de gas.

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Tombua-Landana, un monumento a la innovación en aguas de Angola

bicado a aproximadamente 1.200 pies (366 m) de agua en la parte oriental del bloque 14 costafuera de Angola, el proyecto de desarrollo Tombua Landana de 3,8 mil millones dólares de Chevron, se espera alcance el pico de producción de 100.000 barriles por día (bpd) de crudo en 2011. Las reservas recuperables de los dos campos se estiman en unos 350 millones de barriles (MMbbl). El proyecto de 46 pozos cuenta con una torre apilada compatible (CPT) de 1.554 pies (474 m), una de las estructuras sintéticas más altas del mundo (supera incluso la altura del edificio Empire State de Nueva York, por casi 100 metros), la segunda en Angola, y la cuarta en el mundo. Fue instalada para el soporte de una plataforma de perforación y producción. El proyecto está diseñado para cero descarga de aguas de producción y cero rutina de la quema de gas. Contempla la comercialización del gas asociado en un proyecto de gas natural licuado que está siendo construido en Soyo, Angola. Es operado por Cabinda Gulf Oil Co., una subsidiaria de Chevron Corp., con un interés del 31%. Sus socios incluyen a Sonangol (20%), Eni - Angola Exploration BV (20%), Total E&P Angola (20%) y Galp-Exploração e Produção (9%). El proyecto arrancó la producción y desarrollo del yacimiento Landana Norte en 2006 y continuó en 2007 con la perforación previa de los yacimientos centrales de Tombua y Landana. Incorpora el primer uso de un barco de suministro para una estructura fija en aguas profundas, e incluye la eliminación de sulfatos en el tratamiento del agua de mar. La compañía tiene previsto tratar el agua producida de Tombua Landana y reinyectarla en los yacimientos. Esta es una de las primeras facilidades de nueva generación dentro de Angola en aplicar esta tecnología para mejorar la recuperación y para reducir las descargas al océano. Los yacimientos de Tombua y Landana son de arenas de alta calidad depositadas en una pendiente de aguas profundas en el flanco noroeste del abanico del río Congo. La base de recursos de petróleo identificada en el lugar es de más de 1 Bbbl en poder de una combinación de trampas estructurales y estratigráficas. El proyecto inicial abarca el desarrollo de 11 yacimientos, muchos de los cuales están muy cerca del punto de ebullición, haciendo mantenimiento de la presión vital para maximizar la recuperación. Por lo tanto, no contempla la inyección de agua al inicio de la producción. Tombua y Landana contienen altos niveles de bario en el agua producida, que requieren equipos de tratamiento de agua de mar para eliminar los sulfatos antes de la re-inyección y con ello prevenir la formación de cantidades de sulfato de bario en los pozos y equipos de producción. También utilizará la reinyección del agua producida para apoyar la presión y reducir el volumen de agua de mar para la inyección de los yacimientos. Dos múltiples submarinos - uno como centro de recolección en el fondo marino para la producción y otro como punto de distribución de la inyección de agua en los pozos - se unen a la plataforma de perforación y producción para producir los yacimientos y suministrar el agua de inyección para los pozos que no pueden ser alcanzados desde la plataforma. La torre apilada compatible (CPT) de 1.554 pies (474 m) de Tombua-Landana

Tecnología y Comercio

En la producción de hidrocarburos, las tecnologías de pozos inteligentes permiten que los ingenieros de yacimientos utilicen informaciones tales como curvas de comportamiento del pozo, simulaciones y modelos de yacimientos, todo esto en tiempo real o casi real. Sistemas sofisticados en el fondo del pozo y en superficie pueden ejecutar acciones correctivas automáticamente o alertar al operador acerca de que la operación de intervención está garantizada, todo con el fin de incrementar el suministro de petróleo y gas con mayor eficiencia y a un costo más bajo. A través de este trabajo de investigación ofrecemos una visión sobre los avances más recientes de compañías como Halliburton, Baker Hughes, Weatherford y Schlumberger, que ponen a la disposición lo mejor de sus conocimientos para alcanzar la máxima operatividad de un pozo, aún en condiciones ambientalmente extremas

Tecnologías de Pozos Inteligentes

ograr la eficiencia operativa a través de sistemas de identificación y con control sin necesidad de intervención, aceleramiento de la producción e incremento de la recuperación a bajos costos es el propósito que persigue un pozo inteligente, alcanzable con el correcto empleo de las mejores tecnologías. Con frecuencia, la naturaleza de los yacimientos suele representar un reto para los equipos de desarrollo cuando se trata de hallar una forma efectiva y eficiente de maximizar la recuperación. Los ingenieros tienen la tarea de monitorear permanente y eficientemente las condiciones del hoyo, para ello se valen de sensores y válvulas de control de flujo capaces de brindar toda la información necesaria sin necesidad de intervención física. No obstante, el trabajo no termina allí, pues la data generada a partir del comportamiento del pozo, requiere ser canalizada a través de software especializados que ayuden a los ingenieros a tomar las mejores decisiones en tiempo real.

Baker Hughes: 100 instalaciones exitosas En 2008, Baker Oil Tools, la división de Baker Hughes especializada en completación de pozos y soluciones de intervención, instaló en el Complejo Okume, en aguas de Guinea Ecuatorial, la aplicación número 100 a nivel mundial de su sistema de pozos inteligentes (IWS, por sus siglas en inglés). Esta tecnología provee monitoreo permanente de flujo en el pozo, presión y temperatura, lo que permite al operador optimizar la producción y reducir los elevados costos que representan las intervenciones.

Los componentes claves del IWS incluyen operación remota, válvulas de choque multi-posición para controlar selectivamente dos zonas de producción de crudo y también un sistema de control en superficie totalmente automatizado. La unidad de negocios de la compañía ProductionQuest, reforzó el sistema con un paquete de tres medidores para monitorear ambas zonas y su flujo combinado, de esta forma se mostró la data en tiempo real y se pudieron almacenar copias de seguridad. En la región de Guinea Ecuatorial, un pozo altamente desviado a una profundidad de 500 pies de agua, requirió una completación con control independiente de producción combinada de dos zonas de crudo. La desviación de 70° del pozo, hizo cambiar la mecánica de las válvulas hoyo abajo, operación muy costosa y de alto riesgo. Para manejar estos problemas, Ensamblaje del sistema de pozo inteligente de 93 pies de largo, siendo levantado para bajarlo al fondo del pozo

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...Tecnología y Comercio Baker Oil Tools instaló su sistema de completación inteligente InForce™. Dado el éxito de sus sistemas de completación inteligente, Baker Hughes se adjudicó un contrato para este tipo de servicios durante el último trimestre de 2009, que ejecutará en varios pozos presalinos del campo Tupi, Brasil, en 2010. La inversión asciende a más de 50 millones de dólares.

Halliburton: Transformando los yacimientos Para Halliburton el ámbito de pozos inteligentes representa una gran oportunidad en materia de tecnología de monitoreo permanente, para lo cual ha desarrollado tres productos a través de su división WellDynamics, cuya ingeniería permite efectuar mediciones en tiempo real y entregar data que puede ser usada para evaluar las condiciones del pozo y tomar las mejores decisiones en el manejo del yacimiento.

Mandril de inyección química

• Chemical Injection System A través de este sistema desarrollado en 2009, el operador puede mejorar el aseguramiento de flujo mediante un preciso procedimiento químico que reduce la necesidad de intervenir el pozo, optimiza la producción y reduce los costos, cumpliendo así con los principios de un pozo inteligente. • FloStream™ Venturi Flow Meter Este novedoso medidor de flujo está diseñado específicamente para cumplir con los requerimientos del pozo, con relación a la selección del material y las tasas de flujo esperadas. Está basado en el principio Venturi, concepto que por primera vez demostró el ingeniero italiano Giovanni Battista Venturi en 1797 y que 100 años más tarde puso en práctica. Consiste en dos calibradores permanentes que miden la presión absoluta en la entrada y el cuello 28

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Venturi; este a su vez consta de una entrada cónica conectada a una “garganta” cilíndrica y una sección cónica divergente, que permite la caída de la presión para poderla recuperar. Cuando hay flujo a través del Venturi, hay caída de presión entre la sección de entrada y la garganta. Si se hacen mediciones en la entrada y la garganta, la caída de presión puede ser medida directamente y puede estar relacionada con la tasa de flujo de masa. • ROC™ Permanent Downhole Gauges El Monitor de Alta Confiabilidad de Condiciones Hoyo Abajo (ROC, por sus siglas en inglés) presentado en 2008, ayuda a incrementar la productividad a través de la vida del pozo o del yacimiento, para lo cual provee data confiable y en tiempo real sobre las condiciones en el fondo. Esta capacidad la ofrece gracias a la resonancia de su sensor de cuarzo, que puede ser usando para monitorear zonas simples o múltiples. La división WellDynamics de Halliburton ha instalado más de 1.000 ROC, tanto en sistemas de completación SmartWell® simples como integrados. En materia de completación y producción, la compañía ganó un contrato que espera ser ejecutado en el primer trimestre. En materia de inversión, Halliburton ganó en 2009 un contrato con Total valorado en 122 millones de dólares, a través del cual proveerán perforación y fluidos de completación durante 2010 en el Delta Mahkam, Indonesia.

Weatherford: Los sistemas de pozos inteligentes son confiables Los controladores de flujo hidráulicos que ofrece Weatherford pueden combinar sistemas de monitoreo de yacimiento, para lograr un sólido y confiable sistema de pozo inteligente. A la fecha, ha instalado exitosamente más de 2.600 sensores en aproximadamente 1.500 pozos. Los sistemas de monitoreo óptico permanente, proveen mayor confiabilidad al cliente y estabilidad durante la vida del pozo y del campo, desde las primeras fases de desarrollo, pasando por la producción plena y hasta su madurez. Enfocados en mejorar los niveles de declinación de la producción, la compañía lanzó al mercado recientemente dos medidores que representan un

Sistema de medición Red Eye® de Weatherford

Alfa VS/R, primer medidor de flujo trifásico no nuclear

gran aporte al monitoreo en tiempo real, principio de un pozo inteligente. El Sistema de Medición Multifásico Red Eye (REMMS, por sus siglas en inglés), reemplaza los convencionales separadores de prueba de dos y tres fases para proveer mayor capacidad y eficiencia en espacio y peso. Este sistema reduce el tiempo de las pruebas de pozo y entrega excelente data del desempeño del pozo. El Alfa VS/R es el primer medidor de flujo trifásico no nuclear para gas húmedo, cuya ingeniería permite efectuar precisas mediciones en tiempo real de tasas de gas, condensado y agua en el cabezal del pozo. Su compacto diseño no intrusivo, sólo requiere configuración básica en el campo y no requiere recalibraciones. Además está dotado con parámetros de fluidos para conversiones de volumen estándares. En combinación con las tecnologías de Weatherford, Venturi y RedEye®, puede ser aplicado para alocación de producción, optimización de producción de gas y condensado, monitorear la invasión de agua y optimizar la inyección de hidratos e inhibidores de corrosión.

Schlumberger: confiabilidad de la tecnología de monitoreo y control El artículo “Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado de pozos”, publicado en 2008 por la revista Oilfield Review de Schlumberger, señala que la confiabilidad de la tecnología de monitoreo y control de pozos en forma remota ha mejorado progresivamente para convertirse en una poderosa herramienta de manejo de yacimientos. Casos exitosos en el Golfo de México, Mar del Norte, Medio Oriente y África dan cuenta de cómo las tecnologías de pozos inteligentes incrementan las tasas de recuperación y aceleran la producción de hidrocarburos al reducir la producción de agua, a tal punto que las estimaciones según lo señalado en el artículo, indican que el número de este tipo de instalaciones aumentaría cinco veces entre 2008 y 2013. El corazón de la tecnología de pozos inteligentes se encuentra en las válvulas de fondo de pozo, que son accionadas desde la superficie y regulan el flujo proveniente de zonas individuales, y por otro lado los sensores de temperatura y presión de fondo, instalados en forma permanente. Las nuevas tecnologías de monitoreo incluyen mucho más que datos de presión y temperatura, se han incluido medidores de flujo multifásico, sensores sísmicos y electrodos instalados en el fondo del pozo permanentemente, para generar imágenes de las formaciones a cierta distancia de la pared del pozo. Todos estos sensores están conectados a centros de control que facilitan la emisión de respuestas casi instantáneas a las condiciones cambiantes del pozo. El software DECIDE! desarrollado por Schlumberger juega un importante papel en el manejo automatizado de flujo de trabajo, así como en el análisis avanzado de datos. Su tecnología permite a los operadores mejorar contínuamente el desempeño del campo a través de la automatización de sus rutinas, y brinda conocimiento integral del activo para tomar las mejores decisiones. El personal de operación enfrenta a diario problemas que van desde fallas con los equipos, hasta la acelerada declinación de la producción, no sólo en uno sino en múltiples pozos a la vez, lo que

Los ingenieros estaban ansiosos por monitorear y controlar seis pozos submarinos complejos conectados a una plataforma de aguas profundas tipo spar en el Campo Medusa del Golfo de México. Las cantidades significativas de diferentes datos de alta frecuencia habrían hecho imposible esos procesos sin un sistema automatizado de vigilancia de yacimientos (ARS, por sus siglas en inglés). Utilizando el módulo DECIDE! de Schlumberger dentro del software de simulación de yacimientos ECLIPSE, como columna vertebral del sistema ARS, se creó un distribuidor de datos para conectar las diversas bases de datos mediante enlaces almacenados independientes del incremento de tiempo

se traduce en una gran cantidad de data que analizar y poco tiempo para tomar la mejor decisión. Por ello el software DECIDE! es capaz de canalizar de forma

automatizada todo el flujo de trabajo y mantener al ingeniero alerta en tiempo real durante los problemas de producción y sus causas.

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Caterpillar: Motores ACERT®

aterpillar anunció la introducción de sus nuevos motores ACERT® en sus versiones C7, C9 y C32, los cuales representan la próxima generación en tecnología de control de emisiones y aplicaciones en ambientes peligrosos. Los motores están diseñados para operar en ambientes altamente peligrosos, que usualmente se hallan en las operaciones costafuera y son requeridos especialmente en aplicaciones donde la ignición de un motor puede ocasionar una explosión dada la acumulación de químicos o gases en el ambiente. Caterpillar ya tiene a la disposición todas las versiones de estos motores, a través de su red de distribuidores a nivel mundial. Las opciones de sistemas de enfriamiento Separate Circuit, SCAC y REMAC para las versiones de motores C7 y C9 también están disponibles, incrementando así la

flexibilidad y la facilidad de instalación de cada uno de ellos. El motor viene con un software que reduce automáticamente su potencia para mantener la temperatura de superficie por debajo de 45°C, que es el límite establecido por las normas de seguridad ATEX T3. Pueden ser configurados bajo las siguientes especificaciones: - C7 ACERT: 205, 230, 275 bhp a 2200 rpm. - C9 ACERT: 340 bhp a 2200 rpm - C32 ACERT: 800, 860, 920, 1100 bhp a 2100 rpm No obstante también pueden ser puestos en funcionamiento en operaciones en tierra, para lo cual cumplen con los requerimientos sobre emisiones EPA Tier3, EU Stage IIIA, IMO y EPA Marine Tier 2. Información: www.catoilandgas.cat.com

GF90 Flare Gas Flow Meter

El nuevo medidor de flujo desarrollado por Fluid Components International ha sido diseñado para ser usado por ingenieros en plataformas de producción de petróleo y gas como la solución más efectiva y económica para medir el flujo de gases residuales combustibles en operaciones con sistemas de quema de gas. El GF90 soluciona el problema que representan las peligrosas mediciones, gases explosivos y tóxicos que usualmente fluyen a niveles que varían ampliamente.

Los gases residuales son difíciles de medir debido a su amplio margen de fluctuación causado por procesos variables de producción y refinación. Con su sensor térmico altamente sensitivo, el GF90 Flow Meter también puede medir con precisión gases de diferentes composiciones, los cuales son altamente peligrosos y contaminantes. Su poderoso elemento sensor de masa y microprocesador de múltiple calibración interno, permite medir con exactitud flujos tan bajos como 0.25SFPS. Un equipo así puede medir los gases de desecho en sistemas

de quema de gas, asegurando que esos subproductos sean eliminados de forma segura y con el menor impacto ambiental posible. La eliminación de la quema de gases protege a las personas, equipos y permite cumplir con las regulaciones de calidad del aire. Su diseño en acero inoxidable, lo protege de la corrosión y la abrasión, pudiéndose instalar en los ambientes más difíciles. Se encuentra disponible para servicio en una amplia gama de aplicaciones y opera a temperaturas que van de -100 a 850 grados centígrados y presiones de hasta 1000 psig. La Offshore Technology Conference, OTC, a realizarse del 3 al 6 de Mayo en Houston, servirá de escenario perfecto para la presentación de este novedoso producto que Fluid Components International introduce al mercado. Conozca más en su estand #7705 de la OTC.2010. Fluid Components International desarrolla soluciones en materia de sensores, medición y control de flujo y niveles de aire, gases o líquidos. Información: www.fluidcomponents.com

ABRIL 2010 / No 243 / Petroleum

Calendario

2010

ABRIL

MAYO

06 - 08 – Rocky Mountain Unconventional Resources Conference & Exhibition - Denver, USA - www.rmurconference.com/

03 - 06 – OTC 2010 - Houston, USA - www.otcnet.org/2010/

25 - 29 – SPWLA 2010 Spring Topical Conference Austin, USA www.spwla.org

Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

11 - 12 – XIX Annual Latin American Energy Conference - The La 06 - 07 – AADE Fluids Technical Conference and Exhibition - Houston, Jolla Conferece La Jolla, CA, USA - www.iamericas.org/ USA - www.aade.org/ 12 - 14 – VI Congreso Internacional Minería, Petróleo Energía 11 - 13 – 25th Annual Global Power Markets Conference - Las Vegas, Cartagena, Colombia - www.petroleum.com.ve/congresomineria.jpg USA - www.platts.com/ 16 - 18 – Southwest Section AAPG Annual Convention 11 - 14 – AAPG Annual Convention & Exhibition - New Orleans, Dallas, USA - www.dgs.org/en/cev/17/ USA - www.aapg.org/neworleans/ 17 - 18 – Developing Unconventional Oil Conference & Exhibition 12 - 14 – SPE International Conference on Health, Safety & - Denver, USA - www.hartduo.com/ Environment - Río de Janeiro, Brasil - www.spe.org/events/hse/ 18 - 20 – Congreso de Producción del Bicentenario - Salta, Argentina 12 - 16 – Foro de Crudos Pesados Maturín - Venezuela www.iapg.org.ar/ www.camarapetrolera.org/ 18 - 20 – SIS Global Forum 2010 - Londres, Reino Unido 13 - 14 – 2010 ISA Calgary - Calgary, Canadá - www.isacalgary.com/ www.slb.com/ 13 - 15 – Oil and Gas Outlook Brasil 2010 Río de Janeiro, Brasil 24 - 26 – XIX Convención Internacional y VIII Exhibición Industrial - www.terrapinn.com/ del Gas - Caracas, Venezuela - www.venezuelagas.net 15 - 16 – 3rd Annual Oil & Gas Pipeline Maintenance & Reliability 24 - 28 – INTERCORR 2010 - Fortaleza, Brasil - www.abraco.org.br/ Barcelona, España - www.jacobfleming.com/ 31 - 2/6 – Río Gas Summit 2010 - Río de Janeiro, Brasil 22 - 23 – 4th Annual Rockies Gas & Oil - Westminster, CO, USA www.thecwcgroup.com/ www.platts.com/

ABRIL 2010 / No 243/ Petroleum

Última Página

Petrobras intensifica campaña exploratoria en la Cuenca de Sergipe-Alagoas La cuenca de Sergipe-Alagoas produce en diferentes yacimientos desde hace casi 50 años. Pese al gran número de pozos perforados en la porción terrestre e incluso en el área de aguas bajas, la sección de aguas profundas permanece básicamente inexplorada

etrobras invertirá US$850 millones en aguas profundas y campos terrestres de Sergipe. Además de cumplir con los compromisos asumidos en los contratos con la ANP, la campaña de 2010 tiene como objetivo investigar diferentes blancos geológicos y en diferentes porciones de la cuenca, en los que los geólogos y geofísicos han identificado buenas oportunidades de perforación. Los resultados obtenidos, además de la perspectiva de incorporación de volúmenes importantes de crudo y gas en la cartera de Petrobras, también contribuirán para ampliar el conocimiento geológico y reducir incertidumbres para eventuales participaciones en las futuras subastas de la ANP. En aguas profundas, están programadas las perforaciones de ocho pozos: dos en el campo de Piranema y seis ubicados

ANUNCIANTES ABRIL 2010 / No 243 / Petroleum

AME.............................................9 Area.................................................31 Halliburton..............................CP Impact Sol utions G roup...............7 I n e l e c t ra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Inpark Drilling Fluids....................CPI Magnum Oil T ools..........................2 NOMADS................................24 Petron....................................25 Schlumberger..........................PI SPE.................................................11 Sugaca.....................................29 Wabash P ower..........................30

ABRIL 2010 / No 243 / Petroleum

en diferentes áreas de los bloques exploratorios que se denominan BMinformó a la Agencia Nacional del Petróleo, ANP, el hallazgo de una SEAL-4, BM-SEAL-10 Petrobras nueva acumulación de petróleo ligero en yacimientos en la cuenca de Sergipe, y BM-SEAL-11, todos tras la finalización de la perforación del pozo exploratorio 3-PRM-12-SES, en el área de Piranema, en la sección postsal operados por Petrobras. En aguas bajas y en los campos terrestres a 3 km al sur del campo de Piranema. están programadas actividades como la Se trata de un proyecto que, en caso de inyección de agua y revitalización del que se efectúe algún descubrimiento, campo de Carmópolis (US$ 700 millones), podrá, luego de que se realice el Plan las ampliaciones de inyección de agua y de Evaluación, ser vinculado al campo y revitalización de los campos Siririzinho su producción podrá ser transferida a la (US$ 260 millones), Riachuelo (US$ 200 FPSO Sevan Piranema, informó Petrobras. millones), en nuevas áreas en el campo La plataforma se desplazará para la de Piranema (US$ 280 millones), y la perforación de un pozo en el bloque BMinyección de agua y revitalización de los SEAL-4, un proyecto que investigará campos de Camorim y Dourado (US$ 1 yacimientos potenciales existentes en el mil millones), ambos en aguas bajas. Los área. Posteriormente la NS-09 regresará proyectos de aguas bajas dependen de la al sur del campo de Piranema para la perforación de otros dos pozos, el Real y emisión de la licencia ambiental. La perforación del pozo 3-PRM- el Crasto. El cronograma indica que las 12 comenzó a principios de este año. operaciones de la NS-09 finalizarán en Los estudios de geología y geofísica Diciembre próximo. identificaron una acumulación potencial Ocean Courage que se ubica al norte del campo que, en También están programadas en 2010 caso de éxito, podrá ser puesta rápidamente en producción mediante la FPSO Sevan las perforaciones de dos pozos con la Ocean Piranema. Tras finalizar la perforación se Courage: uno en el bloque BM-SEAL-11, iniciará la evaluación de los resultados 60% Petrobras y 40% IBV, y otro en el para estimar su potencial. Resultados bloque BM-SEAL-4, 75% Petrobras y preliminares confirman la existencia de 25% ONGC. Esta campaña se iniciará buenos y espesos yacimientos. A mediados en Mayo de 2010, con la perforación de Noviembre de 2010, la SS-54 regresará del pozo 1-SES-158, en el bloque BMa Sergipe para perforar el segundo pozo, SEAL-11. Se trata del proyecto de mejor potencial exploratorio que los geólogos y el 7-PRM-13. Para 2010 están programada la geofísicos que trabajan en el área hayan perforación de cuatro pozos con la NS-09: identificado. Seguidamente el equipo tres en el bloque BM-SEAL-10, 100% se desplazará para la perforación del Petrobras, y uno en el bloque BM-SEAL- pozo 1-SES-156, en el bloque BM4, 75% Petrobras, 25% ONGC. Esta SEAL-4. Las operaciones de la Ocean campaña se iniciará este mes con la Courage finalizarán a mediados de perforación del pozo 1-SES-157, ubicado Agosto de 2010.