Mayo 2013 - Petroleum 280 by Revista Petroleum

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M ayo 2013

La Revista Petrolera de América Latina

Re O f iv i s t a cia l

In Situ

» ANH anunció resultados de digitalización de núcleos

Escenario

» 3rd Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition

Análisis

» Estándar socio Mayoambiental 2013 / Petroleum 280

Mayo 2013 / Petroleum 280

Contenido Mayo 2013 Año 29, Nº 280

La Revista Petrolera de América Latina

de Minas y Energía de Colombia, Federico Renjifo Vélez inauguró la exhibición del 22 El3rdMinistro Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition

Portada:

Sistema de bombeo helico-axial optimizado para entornos submarinos desarrollado por FMC Technologies y Sulzer Pumps (Foto: OTCnet.org)

18 El gas natural como un activo competitivo

programable de NI con el 42 Hardware software de LabVIEW FPGA

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IN SITU

8 Cenit: Nueva filial de transporte 16 Geoingeniería es ahora Antea®Group y logística de Ecopetrol Inició operaciones la nueva compañía responsable del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos en Colombia

9 Geospace Technologies inauguró oficinas en Colombia Desde Bogotá la firma cubrirá la demanda de soluciones de adquisición y procesamiento sísmico del mercado Suramericano

10 Presentación de la nueva ENERGETICOS Procesos y Diseños Energeticos, empresa colombiana de ingeniería perteneciente a Wood Group Mustang, presentó detalles de su proceso de transformación

12 SPE Colombia afianza liderazgo La Sociedad hizo un balance de sus actividades en 2012 y las que proyecta para este año

14 ANH anunció resultados de digitalización de núcleos El proyecto de digitalización de núcleos de la Litoteca Nacional Bernardo Taborda fue ejecutado de la mano de la firma Ingrain

15 LUZ inició Cátedra sobre Geodinámica Ambiental

SECCIONES

Tras 23 años generando valor en Colombia, la firma asumió su nueva imagen

ESCENARIO

18 XVI Congreso NATURGAS

Organizado por la Asociación Colombiana de Gas Natural, el evento permitió examinar el avance de las políticas y retos del sector del gas natural en Colombia

22 3rd Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition El evento organizado por CWC Group con el respaldo del MinMinas y la ANH, contó con 70 conferencistas, 500 delegados de 25 países y cerca de 2.000 visitantes

30 AAPG 2013 International Conference and Exhibition Víctor Vega, General Chair del Comité Organizador, compartió detalles del programa de AAPG ICE

32 Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013 La tercera edición de esta jornada regional reunió en Punta del Este a más de 400 ejecutivos del sector

3 CORNISA 4 CUADRANTE

36 IV Automatisa 2013 El evento organizado por ISA Colombia presentó lo más avanzado en tecnología de instrumentación y automatización

GEOPOLÍTICA PETROLERA

38 Los controles en el negocio petrolero Por Edmundo E. Ramírez, Asesor Petroleum

ANÁLISIS

40 El diálogo es útil, antes Oxford Energy Policy Club y ahora estándar socio ambiental Por René G. Ortíz

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

42 Monitoreo y análisis de fracturamiento de bombas en pozos de petróleo Por Robert Stewart, CEO - Lime Instruments

PREVIEW

44 AAPG Annual Convention & Exhibition 2013 45 SPE Artificial Lift Conference Americas

46 GENTE 48 CALENDARIO 50 ÚLTIMA PÁGINA Mayo 2013 / Petroleum 280

U.S.A

Cornisa

Exportador Neto de Hidrocarburos

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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Zulay Socorro, Directora

zsocorro@petroleum.com.ve

Heglenys Perozo, Directora

Jorge Zajia, Editor

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Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor

“Sólo el agua es más barata que el petróleo”

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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José “Chinco” Ferrer (1971)

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María Zajia, Redactora

SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

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

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve COLOMBIA Ivan Urrutia Sarmiento / Country Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Oficina 1204. Bogotá Tel: (57 1) 742 8002 Ext. 122. Cel: +57-313-281 9919 iurrutia@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto, Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR 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

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

os analistas energéticos mundiales han puesto la mira en el crecimiento de la producción doméstica de Estados Unidos de América y ya pronostican que hacia el 2035 –a la vuelta de la esquina, como quien dice-, el gigante del norte dejará de importar petróleo y combustibles líquidos. Los “gurús” del aceite de roca, basan sus proyecciones en la inusitada aparición de las ricas fuentes de hidrocarburos fósiles contenidos en los llamados yacimientos no convencionales, cuyos efectos ya se hacen sentir en un incremento significativo de sus niveles de producción. Esta es, más que mala, una noticia terrible para los países productores que colocan grandes volúmenes de su producción en el fabuloso mercado norteamericano y que en un futuro cercano verán no solamente como se cierran las puertas de su principal cliente, sino que tendrán que competir en los mercados internacionales con los excedentes de crudo y gas natural que lógicamente va a generar la febril actividad de exploración y producción que se vive en los territorios del Tío Sam. Los principales suplidores de petróleo de Estados Unidos, en ese orden de importancia y en cifras frescas del 2012, fueron: Canadá (2.4 MMbpd), Arabia Saudita (1.4 MMbpd), México (972.000 bpd), Venezuela (906.000 bpd), Irak (474.000 bpd) y Nigeria con su Bonny Light -el mejor crudo del mundo- (405.000 bpd). Todos, a excepción de Canadá y en menor grado México, dependen exclusivamente de la renta que proviene de la explotación del “jugo de la tierra”, que dicho sea de paso, la Providencia les ha dado demás y en cantidad. Esta nueva realidad que gira en torno del mayor consumidor de energía del orbe – aunque parece haber sorprendido a todos-, es una situación que se ha estado gestando a lo largo de los años, gracias al desarrollo de las tecnologías para acceder cada vez más a fuentes nuevas de petróleo y gas, como lo son el petróleo y gas de yacimientos o reservorios no convencionales, a la incorporación de Alaska al torrente de producción y a las fuentes de gas y líquidos cuya explotación es factible con la tecnología actual. Ya se tiene la certeza que para el 2020 la producción interna de Estados Unidos será de 10 millones de barriles diarios y que se mantendrá coqueteando con esos niveles hasta mediados de esta centuria. A este hecho se suma la disminución de la demanda de los combustibles líquidos, gracias a los factores tecnológicos, económicos y culturales, entre los que sobresalen la expansión del consumo de gas en el transporte de carga, el mejoramiento de las baterías de los vehículos eléctricos, el mayor rendimiento de millas por galón en los autos y el mejoramiento en la eficiencia de los vehículos de carga liviana. La buena noticia es que el petróleo que Norte América deje de importar irá a otros mercados que hoy están sedientos del preciado combustible y al cual no pueden acceder en abundancia porque no hay o porque en virtud del déficit mundial, sólo lo pueden consumir quienes paguen el alto precio originado precisamente por su escases. Hoy día las fuentes más primitivas de energía la constituyen la leña o carbón vegetal y el carbón, ambos muy abundantes en la naturaleza y la primera es una fuente renovable; aun así el petróleo está en el orden de prioridades para sustituir a las dos anteriores, por lo que el aceite negro que brota generoso de las entrañas de la tierra, todavía tiene mucha historia por delante para garantizar su supremacía como la fuente de energía por excelencia con que cuenta la humanidad, debe recobrar su posición de ser un combustible abundante y barato. Mayo 2013 / Petroleum 280

Cuadrante

eneral Electric acordó comprar Lufkin Industries Inc. por US$3.300 millones para expandir sus operaciones en el sector de petróleo y gas. Fundada en 1902, Lufkin es líder en manufactura y servicios de bombeo artificial. También suple dispositivos para tareas pesadas en yacimientos petroleros y aplicaciones industriales. La ganancia de la empresa aumentó 24% el pasado año, a US$81,9 millones con un incremento de los ingresos de 37% a US$1.280 millones. A comienzos de año Lufkin reportó que esperaba ingresos de entre US$1.400 millones y US$1.450 millones en 2013.

hevron fue autorizada a reanudar su producción de petróleo en el campo Frade en Brasil, suspendida desde Marzo de 2012 tras el derrame de unos 3.000 barriles de crudo en 2011. La decisión anunciada el 15 de Abril por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) establece que “tan pronto la producción sea parcialmente retomada, serán presentados informes quincenales de seguimiento e interpretación de las variaciones de presión de los pozos, de forma de permitir evaluar los riesgos de alteración de las condiciones geomecánicas de las reservas”. Chevron opera en Frade con una producción de 60.000 BPD, y posee 51,7% de ese campo en sociedad con Petrobras, que posee el 30%, y la japonesa Japao Petroleo Frade, con 18,26%.

lariant, empresa de especialidades químicas, firmó un acuerdo con Ecolab para adquirir algunos de sus activos de aguas profundas del Golfo de México, para cumplir con una exigencia del Departamento de Justicia de EEUU para la aprobación de la adquisición de los servicios de químicos de producción de Champion Technologies en las aguas profundas del Golfo de México para expandir sus negocios en aguas profundas y ampliar las operaciones de Oil Services en América del Norte.

l Director General de Pemex, Emilio Lozoya Austin, advirtió que una reforma fiscal no será suficiente para darle mayor viabilidad a Petróleos Mexicanos, e insistió en que será beneficioso para el país explorar la posibilidad de una mayor participación de capital privado en el sector. Durante su participación en el seminario México: oportunidad y crecimiento, organizado por ProMéxico, subrayó la necesidad de cambiar la situación actual de Pemex, donde de cada 100 dólares que genera en ventas se le retiren hasta 70 dólares.

MC Technologies firmó un acuerdo marco de cuatro años con Petrobras para proporcionar servicios submarinos a campos costa afuera de Brasil. El rango incluye servicios técnicos, puesta en marcha de equipos, además de mantenimiento, almacenamiento y logística. FMC Technologies ha apoyado los esfuerzos de desarrollo submarino de Petrobras desde hace más de tres décadas”, dijo Tore Halvorsen, Vice Presidente Senior de Tecnología Submarina, de FMC, quien dijo que el acuerdo apoyará la instalación de nuevos equipos y proporcionará apoyo a la vida de campo para los más de 350 FMC Technologies árboles submarinos y colectores submarinos actualmente en operación con Petrobras en Brasil.”

l Presidente de Perupetro, Luis Ortigas, informó que a partir del 31 de Mayo estarán listas las bases, el cronograma y el modelo de contrato para licitar nueve lotes de exploración de hidrocarburos offshore, ubicados en el mar frente a las costas de La Libertad, Lima, Ica y Arequipa. Adicionalmente se adelanta la consulta previa para otros 27 lotes ubicados en la selva. Ortigas dijo que empresas de España, EE.UU., Reino Unido, China Francia, Corea del Sur, Rusia y Vietnam han mostrado interés por los nueve lotes de exploración offshore. Agregó que las oportunidades para el negocio de hidrocarburos en Perú son muy grandes pues solo se ha explorado el 20% de la potencialidad del país, es decir, solo tres de las 18 cuencas de hidrocarburos con posibilidades de hallar hidrocarburos han sido exploradas.

a estatal argentina YPF adquirió la zona que tenía adjudicada Petrolera Argentina en el yacimiento de Vaca Muerta en Neuquén. El lote de 9.000 acres denominado “Amarga Chica” es un área potencial de shale oil y gas. Petrolera Argentina es una compañía 100% de capital nacional constituida en 2001. Tiene su principal planta en el Parque Industrial Petroquímico de Plaza Huincul, Neuquén, donde dispone de una capacidad de producción de 900 m3, previendo alcanzar en corto plazo los 1.400 m3/día. En 2007 adquirió Maikop y Refinadora Neuquina S.A. y funda Renasa, empresa que busca convertirse en una de las principales productores de nafta del país. Miguel Schvartzbaum, Presidente de Petrolera Argentina, dijo que con esta inyección de capital podrán poner a funcionar a full la refinería y convertirse en “la reserva de nafta del país”.

a petrolera rusa Rosneft y la japonesa Marubeni Corporation suscribieron un memorando de cooperación para realizar proyectos de gas natural licuado (GNL) y la exploración y explotación conjunta de yacimientos de gas y petróleo en Rusia. El acuerdo estipula el uso de buques petroleros, suministro de equipos y tecnología, mercadeo de GNL para los servicios comunales japoneses, así como el mercado de realización de productos petroleros en Japón, lo que conlleva al fortalecimiento de las posiciones de Rosneft en la Región Asia-Pacífico. También se contempla realizar un estudio conjunto sobre la posibilidad de explorar y explotar yacimientos de gas y petróleo.

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In Situ

La nueva filial de transporte y logística de Ecopetrol

Cenit apalancará el crecimiento de la industria petrolera colombiana El 18 de Abril se oficializó el inicio de operaciones de la nueva compañía responsable del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos y refinados de Colombia, filial 100% de Ecopetrol, que en lo adelante operará la red de oleoductos y poliductos del país

l acto celebrado en el Hotel Marriot de Bogotá congregó a personalidades del sector de Hidrocarburos de Colombia, quienes aplaudieron la materialización de esta iniciativa que marca el inicio de un nuevo esquema de negocios de transporte de hidrocarburos. El Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez y el Presidente de Cenit, Camilo Marulanda, presentaron el alcance de las funciones de la compañía, “puesta a disposición del país, para ampliar y fortalecer la red de oleoductos y poliductos frente al reto de la creciente producción de hidrocarburos”. Cenit inicia sus operaciones con 14,2 billones de pesos en activos y al 2013 prevé finalizar con 2,5 billones de Ebitda. Su finalidad es hacer frente a las crecientes necesidades de la industria derivadas del aumento de la producción de hidrocarburos y de las mayores ventas de crudos y refinados, tanto en Colombia como en los mercados internacionales. De igual forma, se busca fortalecer y ampliar la red con altos estándares de seguridad industrial, confiabilidad y contribuir a la preservación del medio ambiente, lo que se traducirá en una significativa disminución del deterioro de las vías por causa del transporte terrestre. Gutiérrez enfatizó que el inicio de operaciones de Cenit constituye “una señal

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Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol y Camilo Marulanda, Presidente de Cenit, abren una válvula simbolizando el inicio de operaciones de la nueva filial de transporte y logística

Urgía un nuevo esquema de transporte para responder oportunamente a las necesidades del mercado, con reglas claras y separando los roles de Ecopetrol para incentivar la inversión de reglas claras al mercado, al separar los roles de Ecopetrol como dueño, planeador, operador y usuario de los sistemas”. Marulanda por su parte indicó que Cenit es la pieza que faltaba en la industria para atender de forma estratégica la creciente producción de hidrocarburos. “Somos el eslabón que necesitaba el sector para solucionar el cuello de botella en la evacuación de crudos”, dijo. Cenit tiene como prioridad generar confianza en el sistema. Los productores de

crudo y refinados, tendrán la oportunidad de centrarse en su actividad y delegar en un tercero, independiente y experto, el transporte. Operará como una compañía independiente, autónoma en la toma de decisiones. Mantendrá un contrato de operación y mantenimiento con Ecopetrol para la administración y operación de la infraestructura de transporte. La compañía cuenta con 10.000 km de oleoductos y poliductos en asociación con sus filiales, lo que representa un transporte de alrededor de 1.300.000 barriles diarios. Cenit ampliará sus capacidades en unos 300.000 bpd al 2015, contemplando inversiones del orden de US$1.500 millones. Uno de los principales objetivos de la empresa es consolidar un modelo de servicio caracterizado por la proactividad y disponibilidad para atender necesidades, y el contacto directo en caso de contingencias. En cuanto a las proyecciones financieras después del primer año de operación, Cenit aspira a contar con ingresos anuales del orden de 6 billones de pesos como resultado del transporte en poliductos, oleoductos y puertos, principalmente.

Geospace Technologies inauguró oficinas en Colombia Con una programación especial la firma celebró el 20 de Marzo la apertura de su nueva sucursal en Bogotá, desde donde cubrirá la demanda de soluciones de adquisición y procesamiento sísmico del mercado Suramericano

on la finalidad de atender de manera directa los requerimientos de sus clientes en la región, Geospace Technologies abrió oficinas en Bogotá, reafirmando su compromiso de apoyar el crecimiento de las actividades de exploración de petróleo y gas en la región. Para dar a conocer los planes y capacidades de Geospace Technologies Sucursal Sudamericana –GTSS, la firma invitó a un recorrido por sus nuevas instalaciones, localizadas en la Agrupación Industrial La Esperanza, las cuales le permitirán cubrir de una manera más eficiente y oportuna las necesidades de los consumidores en este mercado, mediante venta y alquiler de productos de prospección sísmica, caracterización de yacimientos y actividades de monitoreo, servicios de reparación y soporte técnico a clientes en Colombia y otros países suramericanos, con los mismos estándares de excelencia que distinguen su amplio portafolio de tecnologías y servicios. La sísmica es una de las tecnologías más fiables y de uso común en la búsqueda, desarrollo y producción eficiente de los recursos de hidrocarburos. Con su base principal en Houston, facilidades de manufactura en Canadá y Rusia, y oficinas internacionales en Canadá, China, Rusia, Reino Unido y ahora Colombia, Geospace Technologies lidera el mercado de diseño y manufactura de instrumentos de grabación, sensores de precisión (geófonos, hidrófonos, detectores de vibraciones y sismómetros), cables sísmicos y conectores usados en exploración terrestre y marina. Al frente de la Gerencia General de GTSS fue designado Jaime Vergara, quien cuenta con amplia experiencia en el negocio, especialmente las áreas de servicio al cliente, compras, asuntos corporativos y mejoramiento de procesos. Mayo 2013 / Petroleum 280

In Situ

Presentación de la nueva ENERGETICOS

rocesos y Diseños Energeticos, empresa colombiana de ingeniería perteneciente a Wood Group Mustang, ofreció el pasado 19 de Abril un desayuno en sus instalaciones, para informales a sus clientes, relacionados y amigos sobre el proceso de transformación y los cambios que vive la empresa; además de propiciar un positivo acercamiento para estrechar las relaciones comerciales y personales; donde se trataron temas, tales como la presentación de sus valores corporativos y los detalles de su nueva sede, que cuenta con modernas y funcionales instalaciones. La ocasión fue propicia para rendirle un homenaje de despedida a su Gerente Regional y Presidente Peter King, a la vez de presentar y darle la bienvenida al nuevo Gerente Regional Arturo Díaz. En el acto se proyectó un video donde se mostraron las unidades de negocios de la empresa. Energeticos tiene una trayectoria de 38 años en el desarrollo de proyectos de ingeniería, compras y optimización de procesos para refinerías, plataformas offshore, oleoductos, gasoductos, estaciones de bombeo,

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Gina Lozano, Directora de Proyectos Energéticos; Arnie Salinas, PP&I WS Coordinator (Wood Group Mustang); Sonia Cardona, Directora de Work Sharing; Maribel Burbano, Directora de IT; Arturo Díaz, Director Regional Latinoamérica de Wood Group Mustang y Presidente de ENERGETICOS; Edgar Alba, Gerente General; Juan Pablo Pedraza, Gerente de Ingeniería; Marc Demers (Equión)

inyección de agua, generación y distribución de energía, control, automatización y telecomunicaciones en los sectores de Oil and Gas, Petroquímica, Biocombustibles y Complejos Industriales; ofreciendo soluciones con tecnología de punta en Ingeniería conceptual, básica, FEED y de detalle, planeación y estudios de factibilidad, análisis financiero de proyectos, gerenciamiento de proyectos, asistencia técnica, proyectos EPC

y EPCM, inspección de equipos y materiales, cadena de abastecimiento en compra y comisionado y arranque. Al encuentro asistieron representantes de empresas que hacen vida en el sector petrolero y energético de Colombia, entre quienes se cuentan Equión, Hocol, Wood Group, Wood Group Mustang, Ecopetrol, Emerald, Oleoducto Bicentenario, Talisman y la Revista Petroleum.

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In Situ

SPE Colombia afianza su liderazgo El 1 de Abril tuvo lugar la Reunión Ejecutiva de la Society of Petroleum Engineers Colombia Section, en la que se presentó el balance de actividades 2012 y próximos eventos

El equipo de trabajo y colaboradores de SPE Colombia: Jaime Polanco, Daniel Bolaños, Albeiro López, Brigitte Castañeda, Johan Baracaldo (Representante Legal), Erika Gómez, Juan Pablo Uribe (Tesorero), Jeisson Camilo Díaz, Cesar Patiño (Presidente SPE), Diana Hernández (Representante Legal Suplente), Ricardo Ramírez, Guillermo Hoyos, Manfred Martín, Daniel Ospina, Paola Andrea Castañeda, Martha Ruiz, Leonel Solano, Alexander Jiménez

irectivos, miembros y colaboradores de SPE Colombia estuvieron presentes en la reunión liderada por su Presidente, César Patiño, quien destacó una vez más la relevancia que tiene para

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los profesionales de la industria petrolera el ser parte de una comunidad que les ofrece la oportunidad de ampliar sus conocimientos y experiencias. La Sección cuenta actualmente con

más de 700 miembros, “y el reto es seguir creciendo”, puntualizó Patiño, al tiempo de exhortar a sus colegas a ejercer una participación activa a fin de maximizar la esencia de la Sociedad, que es el crecimiento profesional y técnico del talento en la industria y, con ello, su desarrollo. 2012 fue un año que demandó grandes esfuerzos para llevar a buen termino la organización de importantes eventos, como la Primera Conferencia Offshore de Colombia, realizada del 20 al 23 de Marzo en Isla Múcura; el apoyo brindado para la realización del Congreso Mundial de Petrofísicos SPWLA 2012, del 16 al 20 de Junio en Cartagena; el Heavy Oil Workshop 2012, del 10 al 12 de Octubre en Bucaramanga; la Conferencia de Fracturamiento Hidráulico de la Región Latinoamericana, el 7 y 8 de Noviembre en Medellín, además de las distintas conferencias del programa Distinguished Lecturer. Patiño aprovechó el encuentro para invitar a la SPE Artificial Lift Conference que se realizará en Cartagena el 20 y 21 de Mayo de este año, que permitirá a los asistentes profundizar el debate sobre aspectos relevantes y nuevas tecnologías de levantamiento. Anunció igualmente el Heavy Oil 2014 que tendrá a Bogotá como sede. Finalmente extendió su convocatoria a los miembros activos de SPE Colombia a postularse como candidatos al Comité Directivo y así sumar su esfuerzo, energía y liderazgo al logro de las metas futuras de la Sociedad.

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In Situ

ANH anunció resultados de digitalización de núcleos de la Litoteca Nacional Bernardo Taborda El proyecto ejecutado de la mano de la firma Ingrain permitió analizar 11.300 muestras y la digitalización de 31.000 pies de núcleos correspondientes a 139 pozos

a Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, convocó el pasado 4 de Abril a la comunidad petrolera colombiana para conocer el desarrollo del proyecto “Digitalización y análisis de núcleos existentes en la Litoteca Nacional Bernardo Taborda, como método de preservación y medición no destructiva” que desde 2012 adelanta la entidad junto al laboratorio digital de física de rocas Ingrain. Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH comentó sobre el alcance de este proyecto que permitirá crear una base de datos digital fácilmente accesible a fin de preservar información substancial de los núcleos para uso futuro. “El estudio tiene un valor muy importante y ya nos está brindando datos reales y prácticos para la industria. Pese a que lleva menos de un año de desarrollo, ya contamos con esta herramienta”. La presentación sobre el avance de este trabajo de digitalización estuvo a cargo de la geóloga María Rosa Cerón, quien afirmó que los resultados estarán próximamente disponibles a través de un banco de información petrolera con facilidad para el acceso al público. Cerón ofreció detalles de las cuencas que abarcó el estudio, la integración geológica, así como las diferentes fases de este proyecto. Como resultado final señaló que durante la ejecución del mismo se analizaron 11.300 muestras y se digitalizaron 31.000 pies de núcleos correspondientes a 139 pozos.

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Joel Walls, Director Technical Resources for Unconventional Reservoirs Ingrain; Marcus Ganz, CEO Ingrain; y Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH

Asimismo destacó que la integración de los resultados obtenidos en los análisis junto con la evaluación petrofísica ha permitido visualizar la correspondencia entre los diferentes parámetros de las secuencias analizadas generando intervalos con posible potencial para yacimientos convencionales y no convencionales.

Mapa de pozos digitalizados

Por su parte, Marcus Ganz, CEO de Ingrain, líder en tecnologías de última generación para el análisis de rocas de yacimiento, brindó información acerca del enfoque y crecimiento de la firma alrededor del mundo así como de alianza establecida con la ANH, la cual dijo les

ha permitido proporcionar conocimiento crítico de las cuencas sedimentarias de Colombia con el fin de evaluar mejor el potencial de hidrocarburos. Joel Walls, Director Technical Resources for Unconventional Reservoirs, de Ingrain, compartió algunos de los principales hallazgos del estudio digital integrado de física de rocas en núcleos de las cuencas colombianas, específicamente el Valle Medio del Magdalena, Catatumbo y los Llanos, al combinar tecnologías de última generación y la experiencia extensa de la firma en el análisis de roca yacimiento. Subrayó que con el análisis de los datos se inicia el proceso de comprensión de los plays de recursos no convencionales. El objetivo es mejorar el conocimiento del tope de la formación para efectuar el análisis de tendencia de la misma, y también proceder con el análisis de facies. Como dato interesante comentó que la formación La Luna tiene el mayor potencial de recursos no convencionales de la Cuenca Catatumbo y VMM y que la calidad de las muestras es similar o mejor incluso que muchos plays de esquisto en Norteamérica. En tanto, la formación Gacheta en Los Llanos podría ser prospectiva pero los datos que existen son limitados.

In Situ

Geodinámica Ambiental y Riesgos Naturales LUZ dio inicio a una nueva cátedra libre para promover la conciencia individual y colectiva sobre el riesgo, prevención y mitigación de fenómenos naturales que ponen en peligro la vida humana

l 11 de Abril se llevó a cabo en el edificio rectoral de la Universidad del Zulia, Maracaibo, la instalación de la Cátedra “Geodinámica Ambiental y Riesgos Naturales”. Estudiantes, profesores, autoridades de la casa de estudio e invitados especiales, atendieron la invitación de la Coordinadora de Cátedras Libres, Sheila Ortega, quien explicó la importancia de esta unidad académica, adscrita al Vicerrectorado Académico en la difusión de conocimientos e innovaciones para la formación de ciudadanos conscientes de los peligros de índole natural que permitan afrontar una revisión de los sistemas de gestión de riesgos natural y degradación del medio ambiente en Venezuela. Katy Montiel, Coordinadora de la nueva Cátedra comentó que, entre muchos objetivos, se tiene promover el debate sobre las formas en las que se pueden aminorar los daños ante desastres naturales. Sobre la contribución de LUZ en esta misión, la Vicerrectora Académica, Judith Aular, enfatizó el papel de la institución

de respaldar espacios que tengan el reto complejo de fomentar una auténtica cultura de prevención de riesgos ambientales. Acto seguido, la conferencia sobre la “Sismicidad y fallas activas en Venezuela” permitió a los asistentes apreciar el contexto de la amenaza sísmica en función de los estudios geológicos. La geóloga Luz María Rodríguez Dávila, de la Fundación Venezolana de Investigaciones Sismológicas, sobre la distribución de las fallas generadoras de sismos en Venezuela sobre las cuales –dijo- está asentada la mayor población del país. “Es importante que la gente esté prevenida porque la amenaza siempre está latente y el riesgo está allí”, enfatizó. En el marco se anunció que como primera actividad de la Cátedra está prevista del 6 al 8 de Mayo la Jornada “Riesgos Naturales y Educación” con la presentación de trabajos de investigación en diferentes ejes temáticos vinculados a los objetivos de la Cátedra.

José Andrés Zabala, Director del Instituto de Investigaciones Petroleras de la Universidad del Zulia; Nola Fernández, Exdirectora del Postgrado de Ingeniería Ambiental; Judith Aular, Vicerrectora Académica; y Oscar Fanti, Presidente de la Sociedad Venezolana de Geólogos, Filial Zulia

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In Situ

Geoingeniería es ahora Antea®Group Tras 23 años generando valor en Colombia mediante soluciones en Ingeniería y Medio Ambiente en el sector energético, la firma asumió su nueva imagen como AnteaGroup, cuya presentación oficial se realizó el pasado 17 de Abril

esde su creación en 1989, AnteaGroup es reconocida por sus competencias en el ámbito de ingeniería civil y medio ambiente para el sector energético, contando a nivel global con más de 500 profesionales de diferentes disciplinas, con la experiencia necesaria para afrontar retos técnicos y ofrecer soluciones acordes a los requerimientos de sus clientes. El acto fue presidido por el Director Ejecutivo Global de AnteaGroup, Gerard Sanderink y el Director Internacional de Medio Ambiente, Robert Karls, quienes compartieron datos sobre la filosofía de gestión del grupo, y el por qué de su presencia en Colombia. Con bases establecidas en Holanda, Francia, Bélgica y Estados Unidos, cuenta con un amplio portafolio de servicios en Medio Ambiente, Ingeniería Civil,

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supervisión e interventoría en Seguridad Industrial y HSE, e Ingeniería Ambiental, sumando a su trayectoria más de 2.400 proyectos ejecutados, estudios ambientales para más de 12.000 km de tubos, más 400 licencias ambientales obtenidas, 750 planes de manejo ambiental, 550 plataformas petroleras diseñadas, más de 11.000 km de vías para el sector de hidrocarburos y más de 4.000 km de ductos trazados. Juan Manuel Martínez, CEO Antea Group Colombia; Robert Karls, Director Internacional de Medio Ambiente; Liliana Cruz, Directora de Mercadeo Div. Internacional Colombia; Gerard Sanderink, CEO Global; Marcel Stijnders, Director Legal y Horacio Rincón, Gerente de Proyectos

E&P

64 empresas participarán en Undécima Ronda de bloques en Brasil Las empresas proceden de más de 20 países, principalmente de Brasil seguido por Estados Unidos, Reino Unido, Canadá, Japón, entre otros. De Suramérica también participará Colombia

e las 71 empresas que mostraron interés en participar en la subasta de bloques para exploración prevista a mediados de Mayo, la Agencia Nacional de Petróleo, ANP, de Brasil admitió 64. Las compañías habilitadas como operador de clase A podrán optar a adjudicarse un bloque en aguas profundas, mientras que los de clase B se limitan a aguas someras y los de tipo C, a bloques terrestres. En la subasta la ANP ofrecerá 289 bloques, distribuidos en 11 cuencas sedimentarias que suman 155.800 km². Del total, 166 bloques se encuentran en cuencas marítimas del océano Atlántico (94 en aguas profundas) y los 123 restantes en tierra. Las empresas proceden de más de 20 países, principalmente de Brasil seguido por Estados Unidos, Reino Unido, Canadá, Japón, entre otros. De Suramérica también participará Colombia. Con esta ronda se busca promover el conocimiento de las cuencas, impulsar el desarrollo de la industria petrolera y establecer pequeñas empresas nacionales y extranjeras en el país, continuando con la demanda de bienes y servicios locales y la creación de empleo; manteniendo la aplicación de las normas de contenido nacional, que permitan el fortalecimiento de los proveedores nacionales de bienes y servicios. La asignación definitiva de los contratos de concesión está prevista en Agosto.

Mapa de bloques de la Undécima Ronda

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Escenario

El gas natural como un activo competitivo que contribuye en el desarrollo del país y con un buen manejo ambiental, fue el lema que enmarcó el Congreso que organiza anualmente la Asociación Colombiana de Gas Natural, NATURGAS, para examinar el avance de las políticas, directrices regulatorias, retos y planes del sector del gas natural en Colombia. Reunió a más de 500 participantes, incluyendo conferencista, delegados y expositores del 20 al 22 de Marzo en la costeña ciudad de Cartagena 18

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En la apertura del Congreso, el Presidente de Colombia, Juan Manuel Santos, anunció un conjunto de medidas para impulsar el desarrollo y la competitividad del sector del gas

a jornada reflejó la buena disposición de cada uno de los actores que integran la cadena del gas de fortalecer la competitividad del sector al exponer los desafíos y recomendaciones ante una audiencia que superó los 500 participantes. Tanto empresas productoras como transportadoras y distribuidoras del gas, agremiadas en Naturgas analizaron dicha competitividad conscientes de la oportunidad de este recurso como generador de desarrollo industrial, del transporte público, del negocio petroquímico y del servicio de usuarios residenciales. De acuerdo a las cifras de Naturgas, en el país actualmente el recurso del gas se traduce en la efectiva atención a 6 millones y medio de usuarios residenciales, 3.500 usuarios industriales y cerca de 400.000 vehículos a gas. Pero para que el sector continúe fortaleciéndose requiere profundizar en una serie de temas que fueron abordados a lo largo de la agenda pautada

en los tres días del Congreso, de la voz de representantes de los sectores gubernamentales, gremios, empresas y academia mediante paneles especializados, presentaciones y conferencias. En la instalación el Presidente de Colombia Juan Manuel Santos anunció que el país está muy cerca la meta de un millón de nuevos hogares conectados con gas natural. Mencionó una reciente visita a San Basilio de Palenque, donde se inauguró un gasoducto virtual que beneficia a 660 familias adicionales como parte del plan de expansión del servicio. “Con esta conexión vamos a llegar casi a 960.000 hogares con gas natural en lo que lleva el Gobierno… hogares que tienen acceso a una energía más barata, más limpia”. Para mejorar la competitividad del sector y prever eventuales deficiencias energéticas, informó que el Gobierno autorizará la importación de gas y pro-

Carlos Otero, Alcalde de Cartagena de Indias; Eduardo Pizano de Narváez, Presidente de Naturgas; Federico Rengifo Vélez, Ministro de Minas y Energía; Juan Manuel Santos, Presidente de Colombia; Antonio Celia, Presidente del Consejo Directivo de Naturgas; Juan Carlos Gossain, Gobernador del Departamento de Bolívar; y José Antonio Segebre, Gobernador del Departamento del Atlántico

piciará la instalación de una planta de gas licuado, que se ubicaría en el Caribe colombiano, para recibir tanqueros con gas y garantizar el suministro confiable y de esa manera evitar racionamientos. Santos, pidió expresamente al Ministro de Minas y a los representantes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), que en el primer semestre esté lista la resolución que permite la importación y regasificación del gas natural licuado. Asimismo dio a conocer la decisión de autorizar la liberación de precios del gas producido en Ballena, en La Guajira, de donde se extrae el 55% del gas del país, actualmente regulados, medida que entrará en vigencia en Enero de 2014. Por su parte, el Ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo, anunció la expedición de un proyecto de resolución para consulta del sector por parte de la Creg, que da luz verde a la construcción de la planta de regasificación en el Caribe. La finalidad explicó es garantizar el abastecimiento de la demanda en momentos de alto consumo, como las temporadas secas y fenómenos como el Niño, que llevan a racionamientos en el suministro tanto a usuarios residenciales como industriales. En el pasado, durante épocas de alta demanda, el servicio se tuvo que restringir a los industriales y al parque automotor para privilegiar el consumo residencial. La nueva planta tendría una capacidad de entre 200 y 300 millones de pies cúbicos al día. También mencionó otras medidas en las cuales el ministerio viene trabajando conjuntamente con la Creg para impulsar el desarrollo y la competitividad del sector. Una corresponde a un estudio a soli-

citud de los industriales, que les permita contratos bilaterales entre el productor y el usuario industrial. “Estamos evaluando la posibilidad de tener mecanismos de contratos bilaterales y a su vez subastas”. Otra es permitir que ciertos industriales que no han podido gozar de la exención del 8,2% en la tarifa del gas natural, lo puedan hacer. Antonio Celia, Presidente del Consejo Directivo de Naturgas transmitió varias sugerencias para continuar aprovechando los beneficios del gas natural y dinamizar el sector. Notó la importancia de buscar precios más homogéneos que reflejen las realidades del mercado, para lo cual dijo que en principio se prefieren en lugar de las subastas, las ofertas bilaterales por ser más acordes con las necesidades de los clientes. En materia de transporte, instó a la Creg a la agilización del proceso de aprobación del gasoducto para transportar el gas atrapado en el sur de la Costa Caribe.

Angela Cadenas, Directora de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME

Sobre el gas natural como combustible automotor, refirió que esta excelente opción merece mejor suerte. “Aun hay un potencial estimado de 300.000 automotores por convertir, adicionales a los 400.000 que ya tenemos. Sería muy bueno que las ampliaciones de los sistemas de transporte masivos usaran gas en vez del más contaminante y costoso diesel. Otra sugerencia tuvo que ver con la retoma del plan de gasoductos regionales, que consiste en establecer un pequeño subsidio cruzado en transporte, dándole además al gas natural una prima de preferencia frente a sustitutos, por su mejor conducta ambiental. “Esto equivaldría a aplicar el concepto de tasas retributivas, que son la tendencia moderna en políticas energéticas, con el plan podríamos tener a más miles de colombianos contentos”. Angela Cadenas, Directora de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, compartió el actual plan de abastecimiento de gas natural para el país, con detalles de algunos escenarios en materia de oferta, precios e infraestructura. Sostuvo que en condiciones normales, no se ven en el país problemas de abastecimiento “por el contrario, se ven opciones de exportaciones, aunque con contratos con probabilidades de interrupción”. Mencionó que en la Costa Atlántica podría haber excedentes en el periodo 2013-2017 sino se presenta el fenómeno del Niño, mientras que el interior, habría excedentes entre 2014 y 2017 con una oferta media y alta. Resaltó la importancia de continuar con la estrategia de incorporación de reservas de gas mediante la exploración, así como una reglamentación en torno al shale gas y el CBM. Mayo 2013 / Petroleum 280

Escenario Competitividad del gas y regulación En el panel para analizar la competitividad del sector, Silvia Escobar, Presidenta de Terpel dijo actualmente, el Gas Natural Vehicular (GNV) representa el 8% del mercado de combustibles vehiculares de Colombia. Al presente se han convertido más de 400.000 vehículos a GNV, lo que ubica en el octavo país a nivel mundial y en el tercero en América. Sobre porqué sustituir el diesel, respondió que este “liberaría capacidad de exportación de hidrocarburos, mejoraría el balance de la matriz de combustibles y además reduciría las emisiones de material particulado”. A la Creg recomendó permitirle a los productores negociaciones bilaterales para los proyectos de sustitución de diesel, al Gobierno instó a exigir el uso de GNV para los Sistemas de Transporte (STIP) y a los distribuidores disminuir el Dt en los proyectos de sustitución de diesel por GNV. Sandra Fonseca, Presidente Empresa de Energía de Bogotá, compartió algunas reflexiones para promover la competitividad del gas atendiendo aspectos como la dinámica de la demanda, el servicio de transporte en función del cliente, la optimización de la infraestructura y el esquema de regulación para la remuneración. Enfatizó la necesidad de mejorar los tiempos de regulación, “son casi 10 años

Magin Ortiga Pareja, Gerente de Surtigas; Silvya Escobar, Presidenta de Terpel; Sandra Fonseca, Presidente Empresa de Energía de Bogotá y Ricardo Avila, Director de Portafolio y moderador del panel sobre la Competitividad del Gas

entre metodología y revisión de cargos lo que tiene graves efectos en la competitividad”. Uno de los efectos es que se rezaga el reconocimiento de la inversión lo que significa que “las empresas que decidieron invertir para garantizar la atención de la demanda luego resultaron castigadas”. Aseguró que falta de reconocimiento de la inversión equivale a una tasa de retorno menor que la regulatoria. Como elemento de discusión apuntó una oportuna remuneración que sea concordante con una tasa que refleje el riesgo real para el inversionista. Lo cual requiere una visión innovadora que aplique conceptos de lo que se conoce como smart regulation. Magin Ortiga Pareja, Gerente de Surtigas, centró su presentación en los logros y retos alcanzados en el sector. El año pasado el sector conectó a 460.918 usuarios, lo que incrementó la cobertura del servicio a 6,5 millones de hogares en todo el país. “La propuesta que hicimos al Gobierno es llegar a 7,3 millones de hogares en los próximos dos años”. En ese sentido se requiere que se faciliten hacer los contratos bilaterales y que se nivelen las condiciones del mercado para el gas de La Guajira, que está libre, y el de Cusiana, que está regulado, lo cual genera grandes diferenciales que afectan a las regiones” comentó. El equipo de Petroleum, presente en Naturgas: Mireille Para ventilar los avances en la Socorro, Coordinadora General; Ivan Urrutia, Country Manager Colombia; y Heglenys Perozo, Directora regulación del servicio de gas natu-

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Germán Castro, Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas

ral, Germán Castro, Director Ejecutivo de la Creg. Destacó que la agenda regulatoria del sector avanza para cumplir con compromisos como: un nuevo marco regulatorio para la comercialización de gas; la escogencia de nuevo gestor del mercado de gas que se encargará de administrar todo el sistema de información, y la resolución que defina las reglas del juego para la construcción de plantas de licuefacción de gas que permitirán importar combustible para la generación de energía en momentos críticos. Sobre la lentitud en los procesos, aclaró a la directiva de la Creg que el objetivo de la política pública es promover el eficiente uso de la canasta de energéticos del país pero que las decisiones de los órganos del Gobierno deben procurar un equilibrio entre todos los objetivos para no privilegiar a uno en particular.

Escenario Incremento de las reservas de gas Orlando Cabrales, Viceministro de Energía, ofreció un perspectiva del esfuerzo por intensificar la suscripción de contratos para estimular la actividad exploratoria y producción del país. Durante 2012 se firmaron 54 nuevos contratos, la meta para el año en curso es de 25 y para 2014 se esperan 50 más. En cuanto a la actividad exploratoria, durante 2013 se espera la adquisición de 25.665 Km de sísmica 2D y la perforación de 135 pozos exploratorios. Dijo que de los 50 bloques adjudicados en la Ronda 2012, 13 tienen alta prospectividad de gas y que el incremento en el nivel de reservas de gas de Colombia dependerá principalmente de los no convencionales. La experiencia de las operadoras en busca de nuevos descubrimientos, fue expuesta por Alvaro Vargas, Presidente de Hocol, Jairo Lugo, Vicepresidente de Exploración de Pacific Rubiales y Rafael Guzmán, Vicepresidente de Técnica y Desarrollo de Exploración y Producción de Ecopetrol. Vargas dio detalles de la apuesta exploratoria de gas en el Valle Inferior del Magdalena, una cuenca relativamente inexplorada,

Orlando Cabrales, Viceministro de Energía; Rafael Guzmán, Vicepresidente de Técnica y Desarrollo de Exploración y Producción de Ecopetrol; Alvaro Vargas, Presidente de Hocol; Eduardo Pizano de Narváez, Presidente de Naturgas; y Jairo Lugo, Vicepresidente de Exploración de Pacific Rubiales

geológicamente compleja, con potencial para campos pequeños y medianos y que requiere una alta inversión en riesgo. Pese a esos grandes retos aseguró que la apuesta ha sido exitosa. En este sentido mencionó el éxito de los pozos Bonga y Mamey, con recursos estimados de 300 Bcf de gas. Lugo habló sobre las oportunidades de encontrar nuevas reservas en el país, donde más del 75% de las cuencas están sub-exploradas, lo cual plantea retos en materia de incorporación de nuevas tecnologías, incentivos fiscales adecuados, extensiones a contratos existentes

y otros que tienen que ver con la seguridad en zonas de frontera y las licencias sociales y ambientales. Guzmán divulgó cifras sobre los esfuerzos de Ecopetrol en el segmento del gas natural. De cara el futuro dijo que se visualizan dos posibles fuentes de nuevas reservas: principalmente de no convencionales como el shale (gas/oil) y CMB, y de convencionales como el offshore. “Este potencial aun por explorar y desarrollar de offshore y no convencionales podrían ubicar al país como un jugador importante a nivel internacional”.

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La tercera edición de esta cumbre se desarrolló nuevamente en Cartagena, congregando a destacados expertos internacionales y nacionales en torno a una agenda centrada en las tendencias hidrocarburíferas mundiales, la realidad de la industria petrolera colombiana y las estrategias para garantizar su desarrollo futuro Fotografías: Omar Bravo

iseñado para ofrecer un espacio para examinar los principales desafíos del sector de hidrocarburos en Colombia e identificar nuevas oportunidades de negocios, el evento organizado por CWC Group con el respaldo del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH de Colombia, contó en esta oportunidad con 70 conferencistas,

500 delegados de 25 países y unos 2.000 visitantes en la exhibición en la que participaron 60 reconocidas compañías locales e internacionales, configurando una selecta y completa muestra de productos, tecnologías y soluciones para la industria. El programa de conferencias incluyó la sesión inaugural y nueve paneles de discusión, los cuales cubrieron los tópicos de: La

Energía de Colombia en el Contexto Local y del Hemisferio; El Mercado del Petróleo y Gas en Colombia; Descubrimiento de Recursos No Convencionales; Fomento del Talento Humano; Traslado de Operaciones Costa Afuera; El Mejor Enfoque Para Fusiones y Efectivas; Infraestructura y Logística; Permisos y Licencias Ambientales y Mejores Prácticas de Seguridad.

Sesión inaugural El Ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo Vélez abrió la jornada aportando una visión del Sector de Hidrocarburos de Colombia, su evolución, potencialidades y retos. Le acompañaron el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy y el Embajador Richard H. Jones, Director Ejecutivo Adjunto de la International Energy Agency, en la sesión moderada por Luis Giusti L., Asesor del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales de Washington y Director General del Centro Latinoamericano de Energía. Tras celebrar la realización de la conferencia en Cartagena, el Ministro Renjifo destacó la importancia de discutir cómo

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se perfila el desarrollo futuro del sector de hidrocarburos colombiano, el cual en los últimos cinco años “ha crecido sistemáticamente por encima del crecimiento de la economía del país”. Entre otros aspectos puntualizados, dijo que de cada dos dólares que exporta Colombia uno es del sector de hidrocarburos (las exportaciones sectoriales alcanzaron en 2012 los US$31.642 millones, casi el doble de las reportadas en 2010). Destacó que el sector registró el pasado año un récord histórico en regalías (8.5 billones de pesos) y que bajo el actual Sistema General de Regalías ya se han aprobado 2.150 proyectos, por un valor superior a $7,5 billones.

Renjifo reiteró que en materia de producción esperan cerrar 2013 con un promedio de 1.060.000 barriles; sin embargo, dijo, la prioridad es avanzar hacia mejores escenarios de incorporación de reservas tanto de crudo como de gas. En materia de infraestructura, los esfuerzos deben llevar a terminar rápidamente el Oleoducto Bicentenario (primer tramo), el Coveñas – Cartagena y la salida al Pacífico Colombiano. Y en cuanto al tema del licenciamiento ambiental, afirmó que se ha avanzado en aspectos tales como Diagnóstico Ambiental de Alternativas, la Línea Base, los términos de referencia para no convencionales y la definición de Área de Influencia Directa.

Escenario Javier Gutiérrez aprovechó su intervención para hacer algunos comentarios complementarios sobre el panorama de petróleo y gas en Colombia. Afirmó que 2013 se perfila con renovadas perspectivas, en el que la producción va a continuar creciendo. “Claramente el reto es sostenernos por encima del millón de barriles, de los cuales el aporte directo de Ecopetrol es del orden de 630.000 barriles (60%), lo que nos lleva a destacar el esfuerzo de otras empresas que hacen vida en Colombia, con un aporte conjunto muy significativo. Como en años anteriores, la mayor parte del crecimiento de producción seguirá derivando del incremento de factor de recobro, actualmente del orden de 18%. “Cerca del 90% de nuestros campos siguen estando en recobro primario, pero vemos oportunidades importantes en términos de recobro secundario (EOR e IOR). En tal sentido, se contemplan inversiones por US$4.000 millones, de las cuales un 40% será ejecutado conjuntamente con empresas socias”, indicó. En materia de exploración dijo que la meta apunta a seguir por encima de 135 pozos exploratorios. “El país presenta posibilidades interesantes en no convencionales y el offshore, y el hecho de contar ya con varios actores destacados en muchos otros lugares del mundo es decisivo”, señaló. En cuanto a infraestructura, Gutiérrez destacó el inició de actividades de la filial CENIT, creada para atender las necesidades de transporte y logística de la industria petrolera nacional, derivadas del aumento de la producción de hidrocarburos y mayores ventas de crudos y refinados, separando los roles de Ecopetrol como dueño, planificador, operador y usuario de los sistemas de transporte. La intervención del Embajador Richard Jones se enfocó en los cambios en el panorama energético mundial, redibujándose como resultado del resurgimiento de la producción de petróleo y gas en Estados Unidos, el retraimiento de la energía nuclear en ciertos países, las políticas de eficiencia energética y el incremento de la demanda mundial de energía apuntalado por las economías emergentes, especialmente China, India y Medio Oriente. Sobre las implicaciones para América Latina, dijo que la revolución del petró-

Luis Giusti, Director General del Centro Latinoamericano de Energía; Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Federico Renjifo Vélez, Ministro de Minas y Energía y el Embajador Richard Jones, Director de la International Energy Agency, IEA

leo y gas no convencional en los EE.UU. seguirá siendo un factor importante para el mercado energético de la región, y que el desarrollo de los recursos requerirá un marco reglamentario sólido. Por otro lado, el aumento de la producción de gas ayudará a integrar a América Latina en el mercado mundial del gas, en tanto que la transición a largo plazo hacia una economía baja en carbono requerirá de un compromiso con la estrategia de crecimiento verde, que incluye la reforma de los subsidios a los combustibles fósiles. Finalmente, concluyó, el mayor despliegue de las energías renovables y la eficiencia energética podría mejorar el futuro de la energía en la región. El Viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia, participó también en

Viceministro de Energía, Orlando Cabrales

la apertura para hablar de los retos que el Gobierno se ha trazado en materia de hidrocarburos, destacando como prioridad el impulso a la exploración en el país. Señaló que buena parte de la incorporación de reservas en los próximos años provendrá fundamentalmente de desarrollos costa afuera y no convencionales, “las dos grandes zonas fronteras en las que Colombia tiene que hacer un trabajo mucho mayor”, dijo, agregando que si bien en materia de crudo el país tiene una relativa dependencia de no convencionales hacia futuro, “en el caso de gas es aún mas cierto”. En cuanto a los desafíos puntualizó que Colombia debe continuar dando las señales necesarias en materia regulatoria, e igualmente, mejorar la relación reservasproducción (en gas como en crudos), y seguir trabajando en abrir las nuevas puertas de incorporación de reservas tanto costa afuera como en no convencionales. “Si algo caracteriza este Gobierno es la apertura a escuchar críticas y sugerencias para seguir avanzando. Los indicadores que mostramos hoy en producción y exploración son muy buenos. Nuestras reservas nunca habían sido tan altas en la historia de Colombia (2.259 millones de barriles al 2011); pero no es suficiente. Debemos seguir aumentando estas reservas, para lo cual es importante estimular el esfuerzo de las compañías, que puedan ejecutar sus programas de trabajo sin trabas. Ese es el gran reto. Mejorar para tener los resultados necesarios”. Mayo 2013 / Petroleum 280

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Participaron el panel sobre la Energía de Colombia en el Contexto Local y Global, Héctor Manosalva Rojas, VP de E&P de Ecopetrol (podio);Carlos Martínez, Gte. Técnico y de Operaciones Amerisur Resources; José Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales; Chris Spaulding, VP Desarrollo de Negocios de Talisman Energy; Duncan Nightingale, Presidente de GranTierra Colombia y Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger Colombia y Perú

Panel de discusión

La energía de Colombia ubicada dentro de un contexto local y del hemisferio Moderador: Carlos Martínez , Gerente Técnico y de Operaciones Amerisur Resources Ponentes: José Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales; Héctor Manosalva Rojas, Vicepresidente E&P de Ecopetrol; Chris Spaulding, Director, VP Desarrollo de Negocios de Talisman Energy; Duncan Nightingale, Presidente Colombia GranTierra; Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger para Colombia y Perú Esta sesión se enfocó en la evaluación de los logros alcanzados por Colombia en 2012 y las proyecciones para 2013 en el contexto regional y global, además de profundizar en los desarrollos actuales y futuros en América Latina; los efectos del posicionamiento del mercado de gas y la anticipación de los futuros retos para la evolución del mercado de petróleo y gas de Colombia. Arata centró su intervención en el tema de las reservas de Colombia y tras presentar gráficos sobre la evolución y situación actual, afirmó no tener dudas del potencial del país para lograr revertir la tendencia en la relación reserva-producción, actualmente de 6,8 años. Más del 75% de las cuencas están subexploradas, lo cual abre oportunidades para tener descubrimientos

significativos, “pero hay que moverse”, dijo. Entre los puntos prioritarios a resolver mencionó el retraso en la obtención de las licencias. Para poder revertir ese índice de reemplazo de reservas debemos perforar un gran número de pozos, lo que significa mayores inversiones, las cuales no llegarán al país a menos que se garantice a las empresas la suficiente fluidez en la conducción de estos procesos. Manosalva dijo que los esfuerzos realizados en los últimos años han permitido consolidar a Colombia como un jugador en crecimiento en la región. Los análisis de potencial evidencian una materialidad importante aun por descubrir y desarrollar, tanto en hidrocarburos convencionales como no convencionales. Reiteró que los principales retos están en lograr incrementar el índice R/P, incorporar tecnologías para EOR, no convencionales y offshore, sostener los niveles de producción alcanzados, mantener relaciones positivas con las comunidades y un excelente desempeño ambiental, asegurar los equipos técnicos y competencias, la seguridad de las operaciones e infraestructura y garantizar las soluciones de transporte.

Spaulding fue por demás ilustrativo de la revolución que experimenta Estados Unidos en el desarrollo de recursos no convencionales y la industria del petróleo y gas en aguas profundas, “no sólo por la aplicación de nuevas tecnologías, sino también por la disposición a tomar el riesgo”. Nightingale por su parte se refirió al liderazgo de Colombia entre los productores de la región, y dijo que para mantenerlo las autoridades reguladoras deben actuar con un mayor sentido de urgencia en cuanto a términos fiscales e incentivos necesarios para campos pequeños; otorgamiento oportuno de permisos para sísmica, pozos y desarrollo de campos, el acceso a infraestructura y los issues de seguridad que aún persisten en algunas áreas. Finalmente Vargas compartió una visión de la problemática, retos y el futuro de la industria desde la perspectiva de las compañías de servicios que operan en Colombia, en especial la de Schlumberger que está cumpliendo 75 años de presencia en el país y “ha vivido los diferentes ciclos de la operación, producción y reservas mucho antes del descubrimiento de Caño Limón y somos muy optimistas del crecimiento futuro”.

El mercado gasífero en Colombia: impulsando el desarrollo de las operaciones upstream Moderador: Luis Giusti, Asesor del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales de Washington Ponentes: Leopoldo Olavarría, Socio de Norton Rose y Daniel Pechman, Director fundador de Enex Co. Olavarría centró su intervención en las alternativas de monetización de reservas de gas natural, presentando una visión panorámica de la situación en América Latina y

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el Caribe en comparación con el resto del mundo, y las posibilidades de ofrecer incentivos adicionales para proyectos de gas, profundizando también en la política del gas natural en Colombia y la experiencia internacional en materia de regulaciones. Señaló que América Latina está captando nuevamente la atención de la industria, como resultado del hallazgo de 11 campos gigantes (2008 – 2010) y el

gran nivel de adquisiciones y disposiciones. Colombia, Brasil y Perú son los que mayor atención atraen, también Argentina por sus recursos no convencionales y México por una posible apertura. Con relación a lo que debe hacer un país o región para incentivar la perforación exploratoria en gas, dijo que se debe restringir la interferencia gubernamental en precios del gas y evitar distorsiones

Escenario que desestimulan la producción doméstica y favorecen las importaciones a precios más altos. De igual forma, reconocer que las economías de los proyectos de gas son

menos atractivas que las de petróleo y condensados, requiriendo en consecuencia de mayor apoyo. Otras recomendaciones importantes: diseñar un esquema de participación fiscal con balance de la

participación del Estado y de inversionistas; proporcionar un adecuado soporte regulatorio; acceso predecible y oportuno a permisos y licencias; y facilitar adecuada infraestructura.

Descubrimiento de recursos no convencionales en Colombia: oportunidades y retos Moderador: Ricardo Sarmiento, VP Entrega de Activos y Recursos Técnicos de Talisman Energy Ponentes: Edward Tovar, Jefe de No Convencionales de Ecopetrol; Rubén Echeverry, Chairman del Directorio de Oil & Gas Neuquén – Argentina; Alejandro Jotayan, CEO de Integra Oil & Gas; Juan Fernando Martínez Jaramillo, Vicepresidente Técnico de la ANH; Dave Sobernheim, Ingeniero Principal de Producción de Schlumberger Global Unconventional Resources Team; y Diego A. Carvajal, Vicepresidente New Ventures de Canacol Los integrantes de este panel condujeron un intensivo debate sobre los resultados de las rondas de la ANH en 2012 y su significado para el desarrollo de recursos no convencionales en Colombia, adentrándose en la evaluación de los nuevos modelos regula-

Descubrimiento de recursos no convencionales en Colombia: oportunidades y retos Ricardo Sarmiento, VP Entrega de Activos y Recursos Técnicos de Talisman Energy; Rubén Echeverry, Chairman Oil & Gas Neuquén, Argentina; Diego A. Carvajal, VP New Ventures Canacol; Juan Fernando Martínez Jaramillo, Vicepresidente Técnico de la ANH y Dave Sobernheim, Ingeniero Principal de Producción de Schlumberger Global Unconventional Resources Team

torios, los pasos a seguir para erradicar las incertidumbres en torno a los yacimientos de

esquisto y las mejores tecnologías aplicables para el desarrollo de estos recursos en el país.

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Escenario Fomento del talento humano: evaluación y superación de la falta de mano de obra especializada Moderador: Michael Keough, General Manager, Downing Teal Ponentes: Jaime Barriga, CEP de Integral; Juan Arjona, Gerente Corporativo de Tecnología, Segmento Offshore, de Technip; y Fernando Jaramillo, Ex Presidente de BP Colombia Este debate fue de gran interés para los asistentes, al abrir espacio para una mejor comprensión del talento que la industria petrolera colombiana requiere para asumir sus retos presentes y futuros, la creación de oportunidades de trabajo y la colaboración con universidades para alentar y promover activamente el desarrollo de la industria, así como la definición de incentivos para asegurar la retención de los cuadros profesionales requeridos.

Fomento del talento humano: evaluación y superación de la falta de mano de obra especializada Jaime Barriga, CEP de Integral; Juan Arjona, Gerente Corporativo de Tecnología, Segmento Offshore, de Technip; Michael Keough, General Manager Downing Teal y Fernando Jaramillo, Ex Presidente de BP Colombia

Traslado de operaciones a costa afuera: el reto de las aguas profundas Moderador: John R. Dickie, Gerente de Operaciones de Comercio Internacional, Departamento de Desarrollo Económico Nova Scotia Ponentes: Víctor Vega, VP de Exploración y Subsuelo e IT&S de Equión Energía; Almirante Ernesto Durán, Director General Marítimo (DIMAR) y Tim Tirlia, Gerente Internacional de Perforación Exploratoria de Anadarko La sesión permitió evaluar los resultados obtenidos hasta el momento

en plataformas existentes costa afuera, con énfasis en el conocimiento de base para operaciones exitosas; así como la experiencia internacional aplicable al medioambiente colombiano y cómo optimizar la logística para garantizar la mejor rentabilidad sobre la inversión en condiciones difíciles de operaciones. Víctor Vega compartió la experiencia de Equión en operaciones offshore, ilus-

Tim Tirlia, Gte. Internacional de Perforación Exploratoria de Anadarko; John R. Dickie, Gte. de Operaciones de Comercio Internacional, Departamento de Desarrollo Económico Nova Scotia; Víctor Vega, VP de Exploración y Subsuelo e IT&S de Equión Energía y el Contralmirante Ernesto Durán, Director General Marítimo (DIMAR)

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trando la forma de cómo hacer viables los proyectos, en especial el establecimiento de relaciones constructivas con la comunidad. Profundizó en los detalles de la perforación del pozo exploratorio Mapalé 1 (bloque RC5), que concluyó en el segundo semestre de 2012 con un hallazgo de gas seco y actualmente se analizan varias opciones de desarrollo. “Todo el proyecto se desarrolló con personal colombiano alcanzando un récord de HSE. 467.000 h-h sin ningún incidente incapacitante, ni impactos o afectación al medio ambiente, lo cual es un éxito para la industria petrolera colombiana”. También en relación a las enseñanzas que dejó el proyecto destacó el establecimiento de un sistema de manejo unificado de contratistas. La autoridad de DIMAR por su parte, se refirió a las oportunidades y retos de la actividad offshore en Colombia desde el punto de vista de la Armada, como dinamizador de la actividad marítima, en tanto Tim Tirlia se centró en el exitoso desarrollo de proyectos de Anadarko, uno de los mayores operadores independientes en el mundo y el segundo más activo en perforación en aguas profundas. “Estamos preparados para los retos que se presentan tras haber trabajado con éxito en nuevas áreas de frontera en todo el mundo”, dijo.

Escenario Determinando el mejor enfoque hacia fusiones y adquisiciones más efectivas Moderador: David Voght, Director General de IPD Latin America Ponentes: Rolf Schmitz, Director de Energy Finance para América Latina de Scotia Bank; Monica Rovers, Líder de Desarrollo de Negocios de Energía Global, Toronto Stock Exchange (TSX) and TSX Venture Exchange (TSXV). Schmitz resaltó que es probable que el mercado continúe confrontando limitadas oportunidades de adquisición; la certeza de los fondos es crucial y a menudo requiere de enfoques complementarios de financiación; la recuperación de la valoración requerirá descubrimientos significativos y la mejora de la vida de las reservas y que el mercado de deuda de capital constituye una fuente alternativa de financiamiento a largo plazo para ampliar la transacción. Rovers habló de las oportunidades para las compañías del

David Voght, Director General de IPD Latin America; Monica Rovers, Líder de Desarrollo de Negocios Toronto Stock Exchange y Venture Exchange y Rolf Schmitz, Director de Energy Finance para América Latina de Scotia Bank;

sector de petróleo y gas, señalando que Colombia es considerado como el país más accesible de América Latina, que ha

creado más oportunidades para las pequeñas empresas, buenas condiciones fiscales, regulatorias y contractuales.

Infraestructura y logística: Enfrentando el futuro crecimiento y desarrollo ya iniciativas para seguir incrementando esa capacidad de movilización de crudo; OCENSA, que aumentará en 35.000 barriles su capacidad en el corto plazo y obtuvo la licencia para que el momento que se requiera poder incrementar su capacidad hasta Coveñas en 920.000 barriles. En lo que a Pacific Infraestructure respecta, OLECAR (oleoducto conectando el puerto de Coveñas con las instalaciones de Puerto Bahía) presta a obtener licencia ambiental y el terminal en Cartagena para suplir el faltante que se presentará en Coveñas una vez que las nuevas capacidades estén instaladas. Gerez habló sobre la importancia de contar con un punto de exportación en el Pacífico; Muller se adentró en los atributos que hacen atractivo el crudo colombiano para el mundo; Pening profundizó en la importancia de alinear los proyectos privados con las políticas públicas; cerrando Marulanda con el alcance de CENIT, la nueva filial de Ecopetrol dedicada al Juan Ricardo Noero, Presidente de Pacific Infrastructure; John M. Gerez, VP Internacional de Enbridge International; Catransporte y la logística de himilo Marulanda, Presidente CENIT; Jean Phillippe Pening, Director de Infraestructura y Energía Sostenible, Departamento Nacional de Planeación y Mike Muller, Global Crude Trading Leader de Shell drocarburos. Moderador: Juan Ricardo Noero, Presidente de Pacific Infrastructure Ponentes: Mike Muller, Global Crude Trading Leader, Shell; Jean Phillippe Pening Gaviria, Director de Infraestructura y Energía Sostenible, Departamento Nacional de Planeación; John M. Gerez, Vicepresidente Internacional de Enbridge International Inc.; y Camilo Marulanda, Presidente CENIT Un grupo de actores protagónicos en el desarrollo de la infraestructura petrolera en Colombia, presentó buenas

noticias relacionadas con la capacidad instalada para evacuación de crudo, que por primera vez superará la capacidad productiva de los campos gracias a la concreción de la expansión y nuevos proyectos: el Oleoducto de ColombiaODC, que en Marzo aumentó su participación en 240.000 barriles; el oleoducto Bicentenario-OBC, que agregará 120.000 barriles de capacidad a partir del segundo trimestre de 2014 y adelanta

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Escenario Permisos y licencias medioambientales: Enfoques transparentes para minimizar retrasos Moderador: Monica Heincke, Presidenta Biz for Life Ponentes: Nubia Orozco, Subdirectora de Evaluación y Seguimiento Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA); Eduardo Junguito, Director de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía; y José Yunis, Representante en Colombia The Nature Conservancy Esta sesión permitió examinar las maneras de evitar mayores interrupciones en operaciones programadas por medio de un mejor entendimiento de otras opciones disponibles para agilizar el proceso de licencias dentro de las regulaciones medioambientales colombianas. Los expertos evaluaron los pasos a seguir para mejorar el sistema de licencias medioam-

Monica Heincke, Presidenta Biz for Life; Nubia Orozco, Subdirectora de Evaluación y Seguimiento ANLA; Eduardo Junguito, Director de Asuntos Ambientales y Sociales de MinMinas, y José Yunis, The Nature Conservancy

bientales en Colombia, las regulaciones medioambientales para la exploración y perforación de no recursos no conven-

cionales y cómo una colaboración local efectiva puede ayudar con la obtención de licencias.

Definición de las mejores prácticas en materia de seguridad: Manejo del riesgo operacional Moderador: María Claudia Díaz, Consultora de IPD Latin America Ponente: Fabio Lugo Uvamoesch, Gerente

de Seguridad Corporativa, Tecpetrol El propósito de esta sesión fue examinar lecciones aprendidas y lo que

se debe hacer para minimizar riesgos futuros, profundizando en la realización de una evaluación de riesgo efectiva, la evaluación del impacto relativo de niveles de seguridad en operaciones y rentabilidad sobre inversiones (ROI), la maximización de niveles de seguridad a través de colaboraciones exitosas entre el sector público y privado, el entendimiento de los sistemas de apoyo disponibles en cuanto al fortalecimiento de la seguridad y la definición de los pasos que se necesitan hacer para mejorar los niveles de seguridad en Colombia.

Seminarios Técnicos Además del programa de conferencias, los seminarios técnicos brindaron a los delegados la oportunidad de conocer los últimos avances e innovaciones en materia de Exploración offshore y submarina, Sistemas de infraestructura de oleoductos, Mejoramiento y refinación de crudo, Petróleo pesado y yacimientos maduros, Sistemas no convencionales, Gas e Ingeniería de yacimientos, presentados por especialistas de compañías líderes en servicios petroleros a nivel global. Para ampliar detalles sobre las presentaciones visite www.cwccolombia.com

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Exhibición Colombia Oil & Gas Summit

El Ministro de Minas y Energía de Colombia, Federico Renjifo Vélez inauguró la exhibición en la que participaron 60 compañías, con una selecta muestra de productos, tecnologías y soluciones para la industria Los profesionales de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH, muy activos como siempre. En su amplio espacio observamos a: María Rosa Cerón; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico; Víctor Sepúlveda y Luis Carlos Vásquez

En el estand de CLARIANT, líder en especialidades químicas para la industria, captamos a: Nicolas Pucciarelli, Head of Business Line Oil Services Colombia; Maria Alejandra Quintero, Liberate Business Responsible; Carlos Tooge, BU Oil & Mining Services Vice President - Latin America; Adriana Rodriguez, Contract Controlling BL Oil Colombia; y Ricardo Franze, Strategic Marketing Manager Latin American

Integral de Servicios Técnicos, IST, tiene una oferta integral de productos y servicios para petróleo, minas y energía y así como proyectos de infraestructura en general. En su muy visitado estand: Ana María Vesga, Gerente General, LATCO Drilling; Carlos Quintero, Ivanhoe Energy; Jaime Barriga, CEO IST; Santiago Pastor, VCP Senior, Ivanhoe Energy y Presidente de Ivanhoe Energy Ecuador; y Galo Dávalos, Gerente de Exploración Ivanhoe Energy.

ANTEK S.A. es el mayor laboratorio de servicios analíticos para la industria, las compañías de servicios y las entidades del gobierno en Colombia y países andinos; en ambiente, higiene industrial analítica, geoquímica del petróleo, petroquímica, biocombustibles. En su estand: Jose Alberto Rodriguez Poveda, Director de Sistemas y Comunicaciones; Henry Eduardo Castro Nuñez, Gerente General; Jaime Enrique Niño, Business Development; Catalina Muñoz, Directora Administrativa y Financiera; y Olga Isabel Soto, CEO

Orica es el mayor proveedor de explosivos comerciales y sistemas de limpieza para minería e infraestructura. En su muy bien atendido estand observamos a Ricardo Ramírez y Gerardo Villela, Schlumberger; Daniela Pineda, INDUMIL; Diego Carvajal,Canacol Energy; Sofía Díaz, SLB; Juan Camilo Miranda, Orica; Manuel Arévalo, INDUMIL, Liliana Amaya y Astrid Hernández, Orica

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Escenario

AAPG 2013 International Conference and Exhibition Para conocer del avance en la planificación del magno evento de la American Association of Petroleum Geologists, a celebrarse del 8 al 13 de Septiembre en Cartagena, Colombia, conversamos con el General Chair del Comité Organizador, Víctor Vega, quien entusiasta extendió su invitación a sus colegas en la industria petrolera regional y mundial a participar en la importante jornada

n programa técnico sólido y de calidad, con énfasis en temas claves y de interés global, ha sido estructurado para satisfacer las expectativas de los delegados a la conferencia y exhibición internacional de la AAPG, cuya agenda se desarrollará bajo el lema “Energía para la integración y la prosperidad”. Para Víctor Vega (VP de Exploración, Equión Energía) y para todo el equipo organizador, lo más significativo del trabajo realizado en esta oportunidad fue haber logrado una verdadera integración regional, más allá de las fronteras locales o del contexto latinoamericano. “En la organización de AAPG 2013 ICE hemos contado con el aporte de un numeroso grupo de personas, el decisivo respaldo de las Asociaciones de Geólogos del Petróleo más activas en la región, como son la de Argentina, Brasil, México, Perú y Trinidad, al igual que un fuerte apoyo de la región de Canadá, Europa y EE.UU, todos involucrados activamente para obtener los mejores resultados”, dijo.

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Víctor Vega, General Chair del Comité Organizador de AAPG 2013 ICE, aportó detalles del evento a la Directora de Petroleum, Zulay Socorro. Observa Jorge Calvache, Co-Chair del Programa Técnico

La convocatoria para la presentación de papers fue altamente exitosa, recibiéndose un total de 565 resúmenes de 40 países, de los cuales cerca del 50% fueron seleccionados por el Comité Técnico, entre presentaciones orales y de póster. “El número exacto va a depender de las confirmaciones de los autores”.

Avances de la agenda Sobre los seis temas principales de la conferencia, Vega destacó que fueron definidos por su impacto en las áreas petroleras más importantes a nivel global: Cuencas y Sistemas Petroleros en América Latina, coordinado por Carlos Macellari (Repsol) y Tomás Villamil (C&C Energy); Recursos no Convencionales, coordinado por Jaap Veldkamp (Shell) y Angel F. Cret (ExxonMobil); Desafíos en Crudos Pesados, Jairo Lugo (Pacific Rubiales) y Enrique Velásquez (Ecopetrol); Campos Maduros, Malcom Allan (Aera Energy) y Héctor San Martin (Petroleum and Minerals Enterprise); Exploración y Producción en Aguas Profundas, Silvia Couto Dos Anjos (Petrobras), Paul Weimer (University of

Colorado) y Claudia Ruiz-Graham (BP) y Geología Ambiental, coordinado por Sergio Sarmiento (Beicip) y Michael Young (Beg, Universiy of Texas at Austin). Además de los Cursos Cortos, Field Trips y Sesiones Técnicas, se incluyeron varias Sesiones Especiales, una sobre Historia de la Geología del Petróleo, coordinada por Hans Krause (Consultor Independiente) y Daniel Truempy (Gran Tierra Argentina) y unas charlas para compartir anécdotas y episodios interesantes en el acontecer geológico petrolero, importantes por su contenido histórico. Por otra parte, teniendo en cuenta el papel clave de los entes reguladores, sobre todo para el desarrollo de proyectos en aguas profundas y no convencionales, se programó un taller con representantes de los principales entes de la región para examinar el progreso actual, retos y aprendizajes. “Hemos invitado a figuras como Michael Ming, Secretario de Energía del Estado de Oklahoma, poseedor de una destacada trayectoria en el sector profesional, miembro emérito y ex Presidente del Comité de Inversiones de Petróleo de

Escenario la Universidad de Stanford, activamente involucrado en programas de energía; Germán Arce, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia; Magda Chambriard, Directora General de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil; Alma América Porres, en representación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de México; Guillermo Coco, Ministro de Energía, Ambiente y Servicios Públicos de Neuquén y Kevin C. Ramnarine, Ministro de Energía de Trinidad y Tobago. También está prevista una Sesión Plenaria con representantes de alto nivel de distintas empresas regionales nacionales de petróleo y otra Sesión Especial sobre las tendencias globales de compañías petroleras internacionales como ExxonMobil, Shell, Talisman y Statoil. “Todas estas actividades le ofrecerán a los delegados la oportunidad de ver el negocio de forma integral y no solamente lo técnico, en línea además con el lema principal de la reunión”, apuntó Vega, quien agregó que espera contar con una

participación de más de 3.000 personas provenientes de Europa, Norteamérica y Suramérica. “Estamos esperando una alta presencia de Canadá por todas las inversiones que las compañías tienen en Colombia”, dijo. Para los estudiantes y jóvenes profesionales tendremos una sesión sobre el arte de la entrevista y desarrollo de carrera, en la que tendrán la oportunidad de intercambiar ideas con personas que voluntariamente estarán compartiendo su experiencia.

Repunte de AAPG en la región La idea de celebrar la edición 2013 de AAPG ICE en Colombia, surgió en 2008 durante una reunión de AAPG Latin America, “tras lo cual fue elevada a la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) y entidades como la ANH y Ecopetrol, la propuesta de presentar la candidatura, como un hecho importante para nuestra industria. Desde el principio se tuvo la visión de un evento que sirviese para la integración regional, y es el trabajo que

se ha venido haciendo desde AAPG Latin America, cuyo liderazgo ejercen actualmente Miguel Ramírez, como Presidente; Pedro Alarcón (Perú), Vicepresidente y Jorge Calvache, Secretario. Ha habido un repunte de la actividad y la presencia de AAPG en la región. Estamos realizando los Geoscience Technology Workshop, que son reuniones de más de 100 personas para examinar temas técnicos, como el celebrado en México con la participación activa de Pemex, centrado en la actividad offshore, las reuniones en Argentina y en Colombia, sobre el tema de no convencionales, La más recientes han sido las de Brasil y Perú. Para final de año tenemos previsto una sesión en Trinidad. Además tenemos 12 capítulos estudiantiles activos, con los cuales promovemos una competencia anual, que básicamente tiene el objetivo de seleccionar al mejor equipo que represente a la región a nivel mundial. El pasado año la representación la tuvo el capítulo de la Universidad Simón Bolívar (USB) de Venezuela, que quedó entre los 10 finalistas a nivel mundial.

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Escenario XXX

La tercera edición de la Conferencia Regional de Petróleo y Gas 2013 de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y El Caribe –ARPEL–, reunió en el Hotel Conrad Punta del Este del 9 al 11 de Abril, a más de 400 altos ejecutivos y expertos de países de la región con el objetivo de analizar el desarrollo del sector energético continental

atinoamérica continúa enviando señales para atraer inversiones en exploración y producción en diferentes horizontes, desde las aguas profundas, pasando por los crudos pesados y extrapesados, y ahora con más fervor, en hidrocarburos no convencionales, de allí que las oportunidades para explotar este último recurso hayan trascendido como tema ineludible durante ARPEL 2013. Bajo esta óptica el primer día se desarrolló LATINVE&P, un foro de negocios y exposición que estuvo enfocado en promover oportunidades de Inversión en E&P en el cual países como Argentina, Brasil, Bolivia, Colombia, Perú, Trinidad & Tobago y Uruguay confirmaron que el continente se encuentra en una agresiva fase de búsqueda de nuevas reservas, de allí que las rondas de licitaciones de bloques exploratorios hayan cobrado impulso no sólo en proyectos en tierra, sino también en aguas profundas. Brasil, país que está licitando 289 bloques exploratorios despertó el interés de

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71 empresas de 21 países y planea realizar otras tres nuevas rondas exploratorias tanto en tierra firme como en alta mar. “Existen oportunidades exploratorias para pequeñas, medianas y grandes compañías”, sostuvo durante su exposición Helder Queiroz Pinto, Director de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, ANP. Los esfuerzos por encontrar más reservas en aguas profundas también incluyen a Uruguay, que pese a no contar con una tradición exploratoria ha encarado un plan de búsqueda con la participación de

compañías como BP, BG Group, Total y Tullow, entre otras. Héctor de Santa Ana, Director E&P de ANCAP, consideró que estas acciones ahora permiten a Uruguay estar en el mapa exploratorio del continente con “un volumen de trabajo que no tiene precedentes en el país”. No obstante, el mayor foco de atención en la región hoy lo representan los hidrocarburos no convencionales, considerados por ejecutivos y expertos como “el futuro de la industria petrolera”. “En estos momentos Latinoamérica se encuentra en la curva de

Durante el Foro de las Agencias de Hidrocarburos: Helder Queiroz Pinto Júnior, Director ANP; Joao de Lucca, Presidente IBP (Brasil); Héctor de Santa Ana, Director E&P, Ancap; Oscar Claros, Director de Negociación y Gestión de Contratos YPFB (Bolivia)

aprendizaje de los hidrocarburos no convencionales. Una vez que sea superada, no cabe duda que este será el futuro del sector”, afirmó Carlos Portela, Vicepresidente de Operaciones de Pluspetrol, compañía que desarrolla inversiones en recursos no convencionales en la formación geológica argentina de Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina. Similar criterio compartió Paulo Cezar Aquino, Gerente Ejecutivo para América Latina del Área Internacional de Petrobras, quien consideró que el desarrollo de los no convencionales puede significar un importante impulso al desarrollo de los países del Cono Sur, así como una manera viable de reponer las reservas energéticas de la región.

El reto de avanzar de la mano de los hidrocarburos En la apertura de la Conferencia, el Ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Roberto Kreimerman, aseguró que Latinoamérica tiene el reto de avanzar aprovechando los hidrocarburos, para dotar energía de forma económica, soberana y sustentable a los países. “Este momento de cambio estructural en el sector energético tiene el desafío por sí mismo, de crear, en cada uno de los

El Ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Roberto Kreimerman, acompañado por el Presidente de Ancap, Raúl Sendic y el Presidente del Directorio de ARPEL, Óscar Villadiego y Carlos Portela, Vicepresidente de Operaciones de Pluspetrol

Se analizaron tópicos como la seguridad energética, escenarios económicos y energéticos, geopolítica y su impacto en la región, pobreza energética, hasta temas del upstream, downstream y de gestión de la sostenibilidad incluidos en sesiones estratégicas simultáneas y en talleres interactivos

países, la energía para todos, la energía para el desarrollo productivo, la energía para la inclusión social”, afirmó. En tanto, el Presidente de la estatal petrolera uruguaya, ANCAP, Raúl Sendic, aseguró que Latinoamérica, en estos momentos, se posiciona muy bien en el mundo. “Es importante que este continente no salga a buscar recursos afuera”, comentó. También notó la importancia de asegurar el desarrollo de la industria petrolera para generar una cadena virtuosa de valor. El Presidente del Directorio de ARPEL, Óscar Villadiego, señaló que si bien la región está llena de oportunidades demanda la incorporación de nuevas tecnologías que permitan explotar de manera

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Escenario

El Presidente del Directorio de ARPEL, Óscar Villadiego, acompañado por el Presidente de Ancap, Raúl Sendic y el Ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Roberto Kreimerman

adecuada y dinámica los recursos, de la mano con mejores prácticas operativas y de responsabilidad social.

La pobreza energética Reducir la pobreza energética en un contexto de riqueza hidrocarburífera fue una de las conclusiones que tuvo la conferencia, y que deben encarar las empresas públicas y privadas para los próximos años. Para Hugo Altomonte, Director de la División de Recursos Naturales e Infraestructura de la Cepal, a pesar del

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incremento per cápita y la disminución del desempleo (6,7%), la desigualdad en la región se incrementó, ocupando el primer lugar con estas características en el mundo. Destacó la recomendación de la ONU, en torno a que los Estados deben satisfacer las necesidades básicas de sus habitantes, siendo una de ella el acceso a la energía. “El reto para América Latina es universalizar los servicios con precios razonables en energía”, dijo Altomonte quien mencionó las distorsiones que algunos subsidios ocasionan, el impulso de políticas de

inversión en infraestructura y la búsqueda de equidad en tarifas. “Inclusión social y equidad es el nombre del juego”, dijo por su parte Diana Chávez, Directora del Centro Regional para América Latina del Pacto Mundial de las Naciones Unidas, quien aclaró que el término ‘pobreza energética’ expresa la capacidad de conseguir la cantidad mínima de servicios de energía, situación en la cual está inmerso el 30% de la población mundial que no tiene acceso a la misma. Ramiro Fernández, responsable de Cambio Climático y Energía América Latina de la Fundación Avina, agregó que 10 millones de personas en Latinoamérica no tienen acceso a energía. Revertir la situación requiere la voluntad política de los gobiernos, el financiamiento, el involucramiento del sector privado, así como el conocimiento y la innovación tecnológica. Arpel anunció que una nueva cita para esta Conferencia tendrá lugar como siempre en Punta del Este en 2015, cuando la Asociación celebrará los 50 años de la organización que aglutina a las empresas petroleras públicas y privadas de América Latina y el Caribe.

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Evento

La cuarta versión del evento organizado por la Asociación Colombiana de Profesionales de Instrumentación y Automatización Industrial – ISA Colombia, se desarrolló en el Centro Internacional de Negocios y Exposiciones de Bogotá, Corferias, con lo más avanzado en tecnología de instrumentación y en automatización e inteligencia de planta

mpresarios, industriales nacionales e internacionales y expertos en procesos de automatización, interesados en conocer y aplicar tecnología de vanguardia industrial, se dieron cita en la muestra tecnológica de instrumentación y automatización más importante de la región Andina, Centro América y del Caribe, que este año resaltó el intercambio de opciones tecnológicas. En 3.000 metros cuadrados de exhibición unas 70 firmas especializadas, fabricantes y proveedores de tecnologías y servicios del sector presentaron sus innovaciones en soluciones en ingeniería, equipos, sistemas de instrumentación y medición, control industrial, automatización de procesos e inteligencia de planta, ratificando a Automatisa como el primer y más importante evento de la industria colombiana en su categoría.

La agenda académica De igual forma, con el objetivo de propiciar la actualización e intercambio de experiencias, entre los profesionales de la especialidad, en el marco de este evento se desarrolló el IV Congreso Nacional de Automatización, cuyo programa se enfocó en el debate en tópicos como el mantenimiento predictivo en equipos de infraestructura de automatización, cómo ahorrar costos mediante el uso de instrumenta-

ción inteligente, buena automatización – buen desempeño, entre otros temas de interés, a cargo de expertos de empresas como Siemens, Corporación CIMA/ICP/Ecopetrol, SyZ Colombia y Pacific Rubiales Energy. Las conferencias magistrales estuvieron a cargo de Hernando Castro, director de banca intermediaria del Banco de Comercio Exterior de Colombia (Bancoldex) y Javier Díaz, Presidente de Analdex con el tema del Impacto del Tratados de Libre Comercio (TLC) en la Automatización. Castro presentó los planes de financiamiento para capitalizar, implementar y desarrollar proyectos por parte de micros, pequeñas y medianas empresas. Indicó que la entidad desembolsará cerca de US$556 millones, en una iniciativa que busca apoyar a los empresarios “porque los países que tengan mayores niveles de mecanización, automatización y modernización van a ser más competitivos en sus precios finales”. Díaz por su parte explicó cómo los TLC deben ir aliados con el concepto de automatización y modernización, con el fin de que el sector industrial esté preparado para competir hacia otros nichos de mercado. Paul John Ley Monar, especialista en Control de Procesos de Siemens desarrolló el tema “Sistemas instrumentados de seguridad en la

Las empresas expositoras impartieron charlas sobre nuevos productos y servicios, como la firma Instrumentos y Controles, orientada al desarrollo de soluciones integrales de automatización

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industria de petróleo y gas”; Jaime Rodríguez Celis, de Pacific Rubiales, el de “Metodología de Cuantificación de beneficios de automatización de pozos de crudo pesado”; César Arias Cijanes, de Corporación CIMA tuvo a cargo la presentación “Structural Health Monitoring”; Luis Alejandro Sánchez, de Colsein, se refirió al Mantenimiento Predictivo de Equipos de Infraestructura de Automatización. También hubo presentaciones de representantes de las Universidades Distrital, de la Salle y del Cauca.

Colombia lidera procesos de automatización en América Latina Colombia, el segundo país de Suramérica con mayor inversión extranjera después de Brasil, se ha convertido en líder regional en la aplicación de procesos de automatización industrial. Carlos Hugo Pedreros, Director Ejecutivo de ISA Colombia, dijo que “la industria nacional ha invertido en modernización, lo que significa que se está automatizando para competir de manera eficaz en los mercados internacionales”. Prueba de que la industria colombiana está a la vanguardia en Latinoamérica es que “el producto interno bruto sobrepasó al de Argentina”, convirtiendo a la nación andina en la segunda economía de Suramérica tras Brasil, explicó Pedreros. El Presidente de la Asociación Nacional de Comercio Exterior (Analdex), Javier Díaz, sostuvo por su parte que el 70% de las compras que se realizan actualmente en el país está en el rubro de maquinaria y equipos, lo que quiere decir que los empresarios entienden la importancia de destinar recursos en los procesos de transformación”. Yesid Alberto Yermanos Aldana, Vicepresidente de ISA Colombia, sostuvo que el sector petrolero colombiano es hoy el más fuerte en inversión tecnológica y que la demanda está enfocada en la seguridad de las personas y los equipos y en facilitar a los operarios una labor confiable.

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Geopolítica Petrolera

Los controles en el negocio petrolero Por mucho tiempo las naciones desarrolladas mantuvieron el control del negocio, a través de las grandes operadoras multinacionales, pero a estas se han sumado las empresas estatales

7 Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum/Fotografía: Mirna Chacín

l petróleo fue identificado como un recurso estratégico desde finales del siglo diecinueve, cuando el almirantazgo de la nación más poderosa del mundo como era Inglaterra, con la flota más poderosa del mundo, decidió construir buques que consumieran combustibles derivados del petróleo, en lugar del carbón, en momentos que dicho país tenía mucho carbón y ninguna gota de petróleo. A partir de allí las naciones más desarrolladas o en proceso de serlo y por tanto las mayores consumidoras/importadoras de hidrocarburos, han procurado tener el control mundial de los yacimientos y del transporte de su producción, incluyendo oleoductos, gasoductos, tanqueros y los estrechos marítimos por donde circulan los tanqueros, así como también la seguridad del suministro. Los controles de este Gran Juego, se mantuvieron entre Inglaterra y Estados Unidos, a través de grandes empresas operadoras multinacionales, con integración vertical en los principales dominios de la industria petrolera: como son la Producción, Refinación y Distribución, las cuales fueron evolucionando y fusionándose, hasta quedar solo cuatro: Exxon Mobil, Chevron, British Petroleum (BP) y la anglo holandesa Shell. A estas se le han sumado empresas paraestatales, producto de nacionalizaciones y estatizaciones, para el control del negocio, efectuadas por diversos países, entre las que resaltan Saudi Aramco de Arabia Saudita, JSC Gazprom de Rusia, la iraní NIOC, la brasileña Petrobras, Petronas de Malasia, la mexicana Pemex, la venezolana Pdvsa, la colombiana Ecopetrol, la ecuatoriana Petroecuador, la noruega Statoil, las francesas Total Fina y Elf Aquitaine, la italiana ENI, entre otras, así como también compañías privadas como la española Repsol o la estatal china CNPC, representando la entrada al negocio petrolero mundial del país más poblado del planeta, en camino de constituirse en el mayor consumidor de hidrocarburos en el mediano plazo.

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Es válido mencionar también, que estas empresas operadoras han contado siempre con el apoyo operativo, de investigación y desarrollo de las principales compañías de servicio petrolero como Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes y Weatherford. Saudi Aramco, por ejemplo, anunció la reciente contratación con las dos primeras de esta lista de los estudios de factibilidad y primeras pruebas para la explotación de sus grandes reservas de hidrocarburos no convencionales (gas y petróleo de lutitas). La realidad es que la dependencia de los países hacia los hidrocarburos, por ser la gran fuente de energía imprescindible en la generación de modernidad, prosperidad, riqueza y bienestar para los pueblos, es de tal magnitud, que una dificultad de aprovisionamiento (costo, disminución de la producción), ha servido para justificar conflictos entre las naciones. Guerras que rompan el aprovisionamiento de petróleo han forzado la implicación de potencias extranjeras, que en otras circunstancias habrían estado en una posición neutral. Esto ha sido con incidencia preponderante en las áreas geográficas de los países del Golfo Pérsico (Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos), donde se concentran las dos terceras partes de las reservas de petróleo del mundo, así

como gran parte del gas natural. Varios países de estas regiones, como Kuwait, Afganistán, San Tomé y Príncipe, acogen tropas estadounidenses o firmaron acuerdos de cooperación, con derecho a fiscalización sobre áreas circundantes de interés petrolero como El Cáucaso, entre el mar Negro y el mar Caspio (en Europa del Este y Asia Occidental) que incluye uno de los yacimientos petrolíferos más prolíficos del mundo como son los de Bakú, en Azerbaiyán y oleoductos de Asia Central hacia Europa, en donde destaca el oleoducto Azerbaiyán - Turquía, construido por la British Petroleum, cerca de los yacimientos de Nigeria, Libia y Angola y del Golfo de Guinea, el cual es cruzado por los petroleros que van del Golfo Pérsico a EE.UU. China, ahora el segundo gran consumidor de petróleo del mundo, ha puesto intereses vitales en las regiones productoras: construyó un oleoducto que cruza su territorio (desde Xinjiang, en el lejano oeste de China) hasta Turkmenistán (a través de Kazajstán y Uzbekistán); en asociación estratégica con Rusia está construyendo uno China-Rusia, y ha invertido fuertes sumas en los nuevos yacimientos de Asia Central, Irán y África. Invierte también en América Latina y sobre todo en Venezuela, donde no solo interviene en la explotación de campos

Geopolítica Petrolera petrolíferos, sino que le ha prestado 30.000 millones de dólares al gobierno venezolano, a cambio de la seguridad de suministro de 600.000 barriles diarios de crudo. Por las razones mencionadas, el control de los estrechos marítimos, por donde circulan los tanqueros petroleros, han sido parte fundamental en la geopolítica del negocio de los hidrocarburos. En el Estrecho de Ormuz, un angosto brazo de mar entre el Golfo de Omán, el Golfo Pérsico e Irán, por donde se estima que circulan 15 millones de barriles diarios de petróleo, que atienden el 20% del consumo de EE.UU., el 43% de Europa Occidental y el 68% de Japón y fue guarida de piratas en el pasado, los Estados Unidos de Norteamérica, mantienen desde hace muchos años, una flota armada de protección, por ser una zona de permanente tensión, donde incluso los islotes que bordean el estrecho son objeto de conflictos de integridad territorial. El Canal de Suez, una vía artificial de navegación, de Egipto, que une al mar Mediterráneo con el mar Rojo, entre África y Asia a través del istmo de Suez, el cual permite acortar la ruta del comercio marítimo entre Europa y el Sur de Asia, pues evita tener que rodear el continente africano, fue inicialmente propiedad de Francia e Inglaterra, los cuales se opusieron ferozmente a la nacionalización que le hizo el gobierno egipcio en 1956, con invasión incluida, en compañía de Israel. El Canal de Suez, fue también un elemento importante en la Guerra de los siete días, en 1967 entre Egipto e Israel y permanece en actividad interrumpida desde 1975, bajo control egipcio. De la misma manera, como los suministros del Occidente del mundo, dependen del Canal de Suez, los de América lo son del Canal de Panamá, una vía de navegación corta y relativamente económica, entre el mar Caribe y el Océano Pacifico, que influye decisivamente en los patrones del comercio mundial. Permaneció alquilado a los Estados Unidos hasta 1999, cuando le fue transferida la soberanía del Canal a la nación panameña. Está siendo ampliado, en una mega construcción, de 5.000 millones de dólares desde el año 2007, que se estima terminar en el 2014, año centenario del mismo. Alrededor de 20 millones de barriles de petróleo

por día, son transportados a través del estrecho de Malaca, en Malasia, un largo estrecho de mar del sudeste de Asia, localizado entre la costa occidental de la península malaya y la Isla Indonesia de Sumatra para suplir crudo del golfo Pérsico a los principales mercados petroleros asiáticos como son China, Japón y Corea del Sur. La piratería y ataques a buques petroleros en la zona alcanzaron niveles tan altos, que desde el año 2004, se dispone de un intensivo y conjunto patrullaje, de las Armadas de Indonesia, Malasia y Singapur y motivó al gobierno chino, en el 2006, a procurar un convenio con Tailandia para hacer pasar su petróleo por vía terrestre y evitar el paso por este estrecho.

La dependencia de los países hacia los hidrocarburos (...) es de tal magnitud, que una dificultad de aprovisionamiento ha servido para justificar conflictos entre las naciones Como explicamos en nuestro artículo “El gas natural, un nuevo orden económico internacional” (Marzo 2013 Petroleum 278) el tutelaje mundial en la industria del gas natural es liderado por Rusia, como el mayor productor y exportador de gas natural global. Las grandes reservas se encuentran igualmente en el Medio Oriente, Europa, Asia y África y por tanto la mayor exportación y consumo de gas licuado proviene de estas regiones, encabezando el consumo Japón y Corea. El negocio de los hidrocarburos, a nivel mundial, en los últimos años, ha tenido como variante significativa el ingreso de China como un voraz consumidor e inversionista; el aumento de la producción estadounidense en 900.000 barriles diarios, desde el 2011, mayormente de yacimientos no convencionales (gas y petróleo de lutitas), combinando la perforación horizontal y la fracturación hidráulica en los yacimientos con mayores reservas, ubicados en Texas y en Dakota del Norte, que le ha permitido disminuir sus volúmenes de importación y reducir los precios

del gas; la expropiación a Repsol por parte del gobierno argentino del yacimiento Vaca Muerta, considerado un gran reservorio de gas de lutitas; la disposición de Venezuela de aumentar sus exportaciones a la China e India, en detrimento de los envíos a EE.UU., para pago de deudas monetarias y estrategia de diversificación de mercados, según ha dicho el gobierno venezolano. Cabe también resaltar las ventas por parte de Venezuela, de la participación en dos oleoductos que cruzan el territorio de los Estados Unidos de América, que permiten el transporte de crudo a muy bajo costo; también en EE.UU., de dos productoras de asfalto que procesaban crudo pesado venezolano y de la participación del 41% en una refinería en la cual se perdió el derecho de colocar 110.000 barriles diarios de crudo pesado venezolano y será reemplazado por petróleo canadiense; la participación en cuatro refinerías alemanas y un terminal de almacenamiento de crudo en las islas Bahamas. Por otra parte, es digno de mencionar el anuncio de Schlumberger de reducir operaciones en Venezuela, a causa de la gigantesca cantidad de dinero que le adeuda Pdvsa. En contra posición, Venezuela hizo una inversión cercana a los 100 millones de dólares en la Refinería cubana de Cienfuegos, para procesar crudo liviano venezolano, a pesar de no contar con grandes reservas de crudo de este tipo y sí de pesado y extrapesado. Le pedimos al estimado lector que derive sus propias conclusiones, después que adicionalmente lea que el gobierno venezolano acaba de aumentar su participación accionaria en una empresa propietaria de una red de estaciones de servicio en Argentina, en la cual Pdvsa ha perdido 100 millones de dólares desde el año 2006, que en la Memoria y Cuenta 2012 de la estatal se indica que despachó -a precios preferenciales- 369.000 barriles de crudo y derivados al Caribe, 72.000 a Suramérica y 25.000 a Centroamérica, a pesar que importa una cantidad considerable de combustibles, cuya cifra oficial se desconoce, pero no menor de 40.000 barriles diarios, para satisfacer un mercado interno fuertemente subsidiado y afectado por el contrabando hacia los países vecinos, por diferencia abismal de precios de los combustibles con estos países. Tiene una deuda estimada en 90 millardos de dólares, incluida la venta de petróleo a futuro con China. Mayo 2013 / Petroleum 280

Análisis

El diálogo es útil, antes Oxford Energy Policy Club y ahora el estándar socio ambiental Conocer la información e intercambiarla por vía oral y/o escrita, es la forma de comunicación más directa y transparente que ayuda en la toma de decisiones para perfeccionar el conocimiento, la prudencia y el compromiso de mejorar las relaciones humanas Rene G. Ortiz, Ex – Secretario General de la OPEP

7 En un momento histórico, era el compromiso con la seguridad petrolera para el mundo. La “Seguridad de suministro de petróleo” para el mundo consumidor, dio a luz el famoso Oxford Energy Policy Club, en Saint Anthony’ s College, en la Oxford University. Ahora, en otro momento histórico, es el desafío futuro de la industria petrolera, con el compromiso social y ambiental, voluntario, certificado, auditado de “BEST PRACTICES”, allí, en el mismísimo campo petrolero, y nace el estándar EO100™

“L

a última gota que derramó el vaso”, fue la guerra árabe-israelí de Octubre de 1973. Se había interrumpido el diálogo entre países productores de petróleo de oriente-medio y las compañías abastecedoras de combustibles del mundo del consumo. Ello generó, para la industria del petróleo, el desafío más importante de esa época, la seguridad de suministros de crudo al mundo consumidor. Docenas de apelativos fueron utilizados para describir el miedo de los años 1970’s en relación con el libre flujo y tránsito de suministros de petróleo desde los campos petroleros del medio-oriente hasta los grandes centro de refinación de crudo, como Rotterdam en Europa. “Energy Independence”, fue uno de los apelativos de guerra utilizados por algunos políticos de los EEUU, por ciertos voceros del mismo gobierno y también por ciertos ejecutivos de las grandes compañías petroleras. Muchos intelectuales académicos universitarios acusaban a OPEP como “productores petroleros codiciosos” que se aprovecharon de las incertidumbres del mercado petrolero internacional para “acrecentar la participación gubernamental por barril”. Hay muchos más patronímicos y algunos eran bastante irritantes. Así, se puso en acción El “Oxford Energy Policy Club” – un foro académico independiente – para desarrollar un espacio de diálogo, políticamente aislado, donde los “stakeholders” - productores y consumidores de petróleo - po-

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Por Rene G. Ortiz*

drían tener un lugar de encuentro y conversar “off-the-record” temas de interés coyuntural y de futuro. Era el momento de conocerse e informarse entre ministros de petróleo y energía, ejecutivos de empresas, políticos y profesores del mundo académico. Con pragmatismo y una dosis de buena fe, el diálogo, era buscado entre todos, para lograr el compromiso de la industria petrolera de garantizar una mejor seguridad de suministro de petróleo a los mercados. En otro contexto histórico, el EO 100™ es el único estándar socio-ambiental voluntario para la industria petrolera futura. El mismo, está conceptual y pragmáticamente ideado y desarrollado con los “stakeholders”, las partes interesadas. El estándar EO 100™ ha sido desarrollado con los mismos representantes, asentados, directamente en la vecindad de la operación del pozo y/o del campo petrolero. Es el reto más pulcro de la industria petrolera futura para mostrar al mundo el compromiso de sus operaciones con “BEST PRACTICES” pero, certificadas y auditadas como la garantía de una producción de petróleo y gas natural, responsable. Con esta brevísima descripción, para la industria petrolera, se revelan dos momentos históricos claves, distintos y en dos épocas diferentes. Aquel de los últimos años de la década de los 1970’s para asegurar un mejor suministro de la producción de petróleo a los mercados internacionales; y, el momento histórico actual – de estos primeros años de este tercer milenio – para asegurar las mejores prácticas, voluntarias, estandarizadas, certificadas y auditadas de producción de petróleo y gas natural responsable, para unos mercados internacionales cada vez más exigentes, cada vez más ambientalistas y cada vez más empresarial y socialmente responsables. Pero, a la final, mercados con una característica muy particular, donde se premia a las compañías petroleras con “sello EO”. El Oxford Energy Policy Club, todavía una organización de una “emblemática membrecía” de £10 (libras esterlinas) por sesión, creo que se ha transformado y evolucionado. Al comienzo era aquella plataforma para con-

versaciones informales. Una especie de “get together” de conocidos para libremente intercambiar opiniones, criterios y puntos de vista, muchas veces tropezados. A veces, algunas sesiones se beneficiaron de las presentaciones y comentarios de prestigiosos académicos universitarios como Daniel Yergin, ahora un muy laureado escritor ganador del famoso Premio Pulitzer, con el libro “The Prize”. Cabe recordar de esos tiempos, los puntos de vista de Daniel con su libro “Energy Future”, fruto, probablemente, de su primer trabajo e investigación – interpretando estadísticas, números, hechos y modelos - como académico universitario, allá por los años 1980’s. Yo creo verdaderamente, ahora como un Exsecretario General de la OPEP, que el Oxford Energy Policy Club funcionó bien como el espacio que faltaba para iniciar el diálogo. Actuó, como el catalizador, como el nivel habitual para descubrir el punto medio sosegado de compromiso, para las decisiones de política petrolera en aquel contexto del mundo económico. En mi modesta forma de entender los grandes desafíos, ambos v.g., el Oxford Energy Policy Club como el estándar socio-ambiental EO 100™, tienen al petróleo como la materia prima del compromiso de la industria petrolera. El uno, para garantizar el abastecimiento en aquel momento histórico; y, el otro, para garantizar las buenas prácticas, certificadas y auditadas socio-ambientales, en el actual momento histórico, en las vidas de los seres que habitamos el planeta Tierra. En este contexto, creo que es muy apropiado notar que el instrumento de cambio fue el diálogo y es ahora, también. En efecto, si cambió la manera de pensar de los “stakeholders” de esa década de los años 1970’s para pensar en la “moderación del mercado” como un tema de interés común; creo que el tema socio-ambiental estandarizado debería cambiar la manera de pensar de los “stakeholders” de la industria petrolera, de ahora y del futuro. Pienso que, ahora más que nunca, importa la sociedad. Esa, que ya no está dispuesta a aceptar el “error humano” como el típico subterfugio para explicar un derrame

Análisis

petrolero, la explosión de plataforma petrolera marina, el desplome de un avión o cualquier otro desastre con secuelas socio-ambientales. Es así que en nuestros días, el Oxford Energy Policy Club subsiste y se ha establecido con el Oxford Energy Seminar, para seguir reuniendo a productores y consumidores de petróleo y gas natural, innovadores tecnológicos, desarrolladores de energías alternativas y últimamente expertos en cambio climático, explorando salidas honorables a la cuestión energética mundial. Dan Yergin, el profesor, investigador y analista universal, había empinado un imperio del conocimiento, la Cambridge Energy Research Associates, mejor conocida como la CERA; y, que es también un emporio del diálogo, la Ceraweek, que se repite anualmente en Houston, Texas. En este punto, recuerdo en la primera conferencia anual de 1983, una inimaginable y masiva participación de delegados – en el hotel Four Seasons de Houston – a mi persona, Rene G. Ortiz, como “keynote speaker”, me pareció oportuno “romper el hielo” de la Conferencia diciendo que: para un inusual formato de asientos, en “V”, conmigo en el vértice, “platicaría para un lado del auditorio

y luego respondería preguntas del otro lado de los asistentes”. Así, comenzó mi asociación con CERA, hasta el momento. Para que se posicione el concepto y estrategia del estándar socio-ambiental EO 100™, el gran desafío de la industria petrolera está en la cuenca amazónica, una de las zonas más frágiles del planeta Tierra. La geología ha descubierto un gran potencial de petróleo y gas natural en la parte alta de la cuenca del río Amazonas de Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia; y, en la parte baja de la cuenca en Brasil. Desarrollos petroleros ya han sido beneficiosos para los países ribereños antes indicados. Sin embargo, el “despertar público” de importantes “stakeholders”, como las comunidades indígenas asentadas en esas tierras, vecinos de sitios, plataformas y operaciones petroleras, está acompañado de reclamos legítimos. Dado el hecho que existe – en algunos casos - una “huella irreversible” del pasado petrolero, las comunidades piensan que la única opción para futuras operaciones petroleras en tierras de la cuenca amazónica – como ellos lo dicen – es que la industria se abrace al compromiso

voluntario de adoptar el estándar EO 100™ y que las compañías están listas a certificar, a un nivel de detalle de pozo y/o campo de petróleo y gas, sus operaciones. Algunas compañías petroleras han repasado el estándar EO 100™y les gusta. Algunos operadores están en el periodo de análisis del estándar, varias compañías ya han comprometido algunas de sus operaciones y otras compañías no están todavía muy claras si otros estándares con los que ellas están comprometidas son suficientes o no. De lo que no hay duda es que el diálogo – que ha sido materia de este breve encuentro con los lectores de PETROLEUM - y la participación de las comunidades indígenas amazónicas, como principales “stakeholders”, es el instrumento casi perfecto para una operación petrolera que sea mejor para el ambiente, en paz y en armonía. *Rene G. Ortiz, OPEC former Secretary General, Ecuador’s Oil & Mines Minister; currently, An adviser to the Board of Director of Equitable Origin LLC, President of the National Entrepreneurial Association of Quito, ANDE, a board member of the Council of Chambers and Trade Associations of Ecuador, CCAP; and, a re-elected board member of the Institute of the Americas in La Jolla, California.

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Tecnología y Comercio

Monitoreo y análisis de fracturamiento de bombas en pozos de petróleo con LabVIEW y la plataforma RIO de NI 7 Robert Stewart, CEO - Lime Instruments, LLC El Reto: Desarrollar una solución para el creciente mercado de fracturación hidráulica que pueda trabajar con una variedad de equipo existente y sistemas de legado, soportar ambientes hostiles, ser distribuido a lo largo de grandes áreas geográficas, ofrecer un alto grado de confiabilidad y un precio competitivo.

La Solución: Crear una arquitectura técnica que soporte una variedad de interfaces para diferentes marcas de equipo y que opere de forma fiable en entornos difíciles con personal con poca capacitación, usando el FPGA en hardware de NI.

Perfil del Cliente Lime Instruments es una compañía de rápido crecimiento y un profundo conocimiento en la industria de servicios para pozos. Desarrolla soluciones de instrumentación y control para una variedad de aplicaciones de energía. Ofrece sistemas de hardware y software para los fabricantes y proveedores de servicios en exploración y producción en la industria del petróleo y gas. Un área en la que se especializa es el desarrollo de sistemas de control para aplicaciones de fracturación hidráulica.

Oportunidad de Negocio El mercado de fracturación hidráulica se está expandiendo rápidamente a medida que aumenta la exploración de recursos energéticos de formaciones de esquisto muy por debajo de la superficie terrestre. Por lo tanto, los proveedores de servicios para pozos necesitan controlar una multitud de equipos para mezcla y bombeo para desarrollar los pozos. Ellos requieren una solución escalable y confiable a un costo competitivo, que puede soportar condiciones adversas y tener soporte en todo el mundo. Las soluciones existentes se desempeñan erráticamente en condiciones ambientales como clima extremo y vibraciones intensas. Las fallas de equipo provocan periodos de inactividad en los pozos que resultan extremadamente costosos. Lime Instruments sabía que las compañías de servicios para pozos estarían dispuestos a invertir en una solución que maximice el tiempo de actividad. Dos clases de proveedores de servicios para pozos ofrecen fracturación hidráulica. La primera clase está formada por grandes empresas conocidas como the majors, que cuentan con equipo construido de acuerdo a sus especificaciones y diseños, además de crear sistemas de control personalizado para este equipo. La segunda clase son nuevos proveedores que construyen sus flotas mediante la compra de equipo a OEMs (fabricantes de equipo original) que tambié́n ofrecen sus propios sistemas de control. Ambas

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Para garantizar la seguridad en un ambiente lleno de presiones y equipo peligroso, Lime Instruments tomó ventaja de la velocidad del FPGA en el hardware programable de NI con el software de LabVIEW FPGA

“Tenemos una arquitectura reutilizable para todo nuestro sistema y la columna vertebral de nuestro sistema es NI LabVIEW, que nos permite programar nuevas aplicaciones para los clientes a un ritmo mucho más rápido que nuestros competidores.” - Robert Stewart, CEO, Lime Instruments, LLC clases de empresas tienen que invertir en un grupo personalizado de especialistas electrónicos, ingenieros y técnicos para diseñar, construir, mantener y dar soporte a estos sistemas de control. Las nuevas empresas de servicios para pozos necesitan sistemas para superar a las grandes empresas principales y requieren un sistema de control común sin importar el OEM a quien le compren. Por lo tanto, se reconoció la necesidad de un sistema de control universal usando hardware modular y software libre.

Solución Para capturar rápidamente el crecimiento continuo de la demanda en el mercado, Lime Instruments quiso crear el prototipo y ofrecer un sistema desde cero. El sistema debía ser personalizado según las necesidades del cliente. También se quiso proteger la

Tecnología y Comercio inversión contra cambios a futuro mediante la creación de un sistema modular que funcione con una variedad de arquitecturas de diferentes tipos de equipos y que ofreciera un sistema de interfaces de usuario (UIs) personalizado para minimizar la necesidad de proporcionar entrenamiento altamente técnico a los proveedores. Para lograr estos objetivos, desarrolló su gama de sistemas de control y monitoreo utilizando el hardware programable de NI con el software NI LabVIEW FPGA. El sistema no obliga a los proveedores de servicios para pozos a trabajar con un controlador y bomba específicos, lo que les da la libertad de comprar bombas de cualquier companía es el precio, disponibilidad o servicio. Esto elimina el cuello de botella al que se enfrentan los clientes en soluciones cerradas. Lime Instruments utilizó el software de diseño de sistemas NI LabVIEW para desarrollar la interfaz de usuario. Por lo que se puede personalizar para mostrar los datos a los expertos de dominio de una manera más intuitiva y atractiva gráficamente de lo que están acostumbrados a ver en otros sistemas tradicionales. Esto reduce la necesidad de entrenar de nuevo a los usuarios o contratar consultores expertos. El sistema también muestra los datos actuales en tiempo real y los protege contra manipulación manual de datos. Para garantizar la confiabilidad del sistema en entornos petroleros, el mismo equipo que desarrolló el software principal del sistema también construyó un ambiente de verificación de calidad riguroso para simular situaciones en el campo. En cinco años y con más de 1.000 implementaciones, los clientes han experimentado una tasa de fracaso de menos del 1%. Para garantizar la seguridad en un ambiente lleno de presiones y equipo peligroso, tomó ventaja de la velocidad del FPGA en el hardware programable de NI con el software de LabVIEW FPGA. Lime Instruments reconoció la disposición de los clientes en abandonar a los principales proveedores en favor de un proveedor más ágil que pudiera ofrecer soluciones que reducen costos a través de un enfoque de disponibilidad comercial (COTS) que proporcione un servicio de primera clase, alto contacto y apoyo. Para cubrir las necesidades de los clientes de un sistema que puede ser fácil y rápidamente cambiado, construyó una solución flexible que utiliza técnicas eficientes de desarrollo para adaptar la arquitectura en respuesta a peticiones de los clientes. También ofrece soporte 24/7, diagnóstico remoto, actualizaciones remotas a la PC cliente y hardware RIO, además de un amplio entrenamiento para el cliente. Lime Instruments eligió a NI, una compañía que supera los mil millones de dólares en ingresos anuales, ya que ofrece una plataforma abierta de desarrollo embebido líder en la industria, con la cual pueden innovar los expertos independientes.

Beneficios de negocio Para lograr la participación de mercado en una industria de rápido crecimiento dominado por las grandes empresas, Lime Instruments tomó ventaja de plataformas establecidas y desarrolló́ un sistema que puede ser instalado en cualquier pieza del equipo de fracturación; sin importar quien lo construyó, o, si es viejo o nuevo, incluyendo bombas de los diez fabricantes más importantes. Si bien la demanda de potencia hidráulica en América del

Norte creció rápidamente, la cantidad de sistemas de potencia controlada de Lime creció cuatro veces más. Esto se tradujo en una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) de la cuota del mercado de 265% en el transcurso de tres años. Los clientes que utilizan el sistema de control de alta confiabilidad han experimentado una tase de fracaso de menos de 1% con el controlador en más de 1.000 sistemas instalados en ambientes extremadamente difíciles durante los últimos cinco años. Uno de los clientes C & J Energy Services, Inc., determinó que con su viejo sistema que utiliza tarjetas propietarias, experimentó una tasa de fracaso del 18% anual. Esto era muy costoso debido a que la empresa tuvo que mantener capacidad excedente para reparar los sistemas que fallaban. Con el nuevo sistema modular de Lime, la tasa de fallas de los componentes en el sistema se redujo a menos de 2%, lo que resulta en una mejora del 900% en la calidad para C & J Energy Services, Inc. Se amplió la habilidad de entregar rápidamente sistemas de control personalizados para satisfacer la demanda en aumento de los clientes sin escalar sus costos de ingeniería en la misma proporción. Con las herramientas adecuadas, el equipo de ingeniería fue capaz de ser extremadamente ágil para cumplir con la creciente demanda de los clientes con menos recursos, mientras se mantenía la calidad. Durante un período de tres años, que dio lugar a una tasa de crecimiento anual compuesto de Lime Instruments aumenta en un 265% su ingresos del 112%, el cuota de mercado utilizando una estrategia ganadora y mediante el despliegue de su costo de mano de obra conocimiento especializado a través de plataforma abierta de sistemas embede ingeniería tuvo una la bidos de NI CAGR de alrededor del 15%. Utilizando el enfoque graphical system design de NI, Lime creó una ventaja competitiva sostenible al ser más productivo y ofrecer un sistema de control más flexible y de mayor calidad que los competidores no pueden igualar.

Futuro En el futuro, Lime se centrará en la diversificación de su negocio en mercados ajenos a petróleo y gas, incluyendo smart grid y la energía renovable, aprovechando su inversión en la plataforma NI. La arquitectura genérica de software desarrollada y la productividad de ingeniería que se logró utilizando la plataforma de graphical system design es algo que su equipo tiene previsto utilizar en nuevos mercados geográficos como Europa y Asia. “NI LabVIEW y la Plataforma CompactRIO nos permitieron usar un desarrollador para programar los dispositivos en tiempo real y FPGA, así como la interfaz de usuario. Si hubiéramos utilizado programación en C o basada en texto, se hubieran requerido tres o cuatro ingenieros para el mismo trabajo”. Cory Glass, Vice Presidente de Operaciones, Lime Instruments Mayo 2013 / Petroleum 280

Preview

El evento anual de la American Association of Petroleum Geologists reunirá del 19 al 22 de Mayo, en Pittsburgh, a profesionales de las geosciencias y líderes de la industria, quienes atenderán a un programa técnico de alcance internacional

a Convención de la AAPG -ACE por sus siglas en inglés- es un evento de clase mundial que en los últimos años ha atraído un promedio de 7.000 asistentes de 78 países. Este año tendrá su sede en el David L. Lawrence Convention Center, situado en el centro cultural y de negocios de Pittsburgh, teniendo como organización anfitriona a la AAPG Eastern Section, la Society for Sedimentary Geology (SEPM) y el soporte de la Pittsburgh Association of Petroleum Geologists y Pittsburgh Geological Society. El programa técnico cubrirá una amplitud de temas de interés para geólogos, geofísicos, académicos, ingenieros y profesionales de E&P, como Recursos no Convencionales, Nuevas Fronteras Convencionales, Activos de Petróleo y Gas Convencional, Siliciclásticos, Carbonatos y Evaporitas, Energía y Medio Ambiente, Análisis de Sistemas de Petróleo, Geología Estructural y Tectónica, Geofísica y Sismología, Tecnología E&P e Investigación, entre otros tópicos que serán analizados en más de 900 presentaciones en las sesiones orales y de póster, e igualmente en los distintos foros. En el área de exhibición más de 200 compañías mostrarán las últimas tecnologías y servicios disponibles para evaluación de yacimientos, modelado geológico, estudios de cuencas, software estudios geológicos y consultoría, e interpretación geofísica. Adicionalmente, el AAPG Global y el International Pavillion serán un canal para explorar las oportunidades de inversión a nivel mundial.

Foros y Sesiones Especiales Dentro del programa de actividades destacadas el domingo 19 de Mayo se realizará el foro organizado por el Comité de Historia de Geología del Petróleo, con la participación de Rasoul Sorkhabi, del Energy & Geoscience Institute y University of Utah; Pete Rose,

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fundador de Rose & Associates; John Fontana y David Seneshen, Directivos de Vista GeoScience; y Stephen Testa, Executive Director, State Mining and Geology Board. El lunes 20 se cumplirá la séptima presentación del Discovery Thinking Forum (AAPG/DPA), con cinco oradores invitados, todos pioneros en los principales plays de nuevos recursos en EE.UU. y Norteamérica, quienes compartirán sus conocimientos y experiencias personales: William Zagorski, VP Exploration, Range Resources; John Roesink y Jason Anderson, Senior Research Geologists, Bill Barrett Corp.; Robert Spitzer, VP Exploration, Apache Canada; Marshall Deacon, Senior Petrophysical Advisor y Robert Lieber, Geologic Advisor, Noble Energy Inc. y Shane Matson, Senior Geologist, Spyglass Exploration. Ese mismo día el ciclo de conferencias Michel T. Halbouty -auspiciado por la Fundación AAPG- tendrá como orador a Jeff Ventura, Presidente y CEO de Range Resources, para profundizar el tema del descubrimiento y comercialización de Marcellus Shale, el más grande yacimiento de producción de gas en los EE.UU. Para el martes 21 están previstos el SEPM Research Symposium, centrado este año en los Sistemas Deposicionales y Sedimentología de Reservorios de Shale y Tight-Sand; el Energy Policy Forum (AAPG/DPA/GEO-DC), en el que Howard Gruenspecht, del Energy Information Administration; Christopher Smith, del U.S. Department of Energy; Lloyd B. Sanford, VP Gas, Travel Center of America; y James R. Cooper, VP Petrochemicals, American Fuel & Petrochemical Manufacturers, explorará algunas áreas potenciales de crecimiento de la demanda de gas natural; finalizando con la Sesión Especial “Huracán Sandy y los desarrollos vulnerables en la línea costera”, en la que los expertos Cheryl J. Hapke, United

States Geological Survey; Jesse McNinch, U.S. Army Corps of Engineers Field Research Facility y Art Trembanis, Coastal Sediments Hydrodynamics and Engineering Laboratory, se enfocarán en los resultados de investigaciones recientes que pueden ayudar a los tomadores de decisiones a crear políticas que protejan la salud económica, ambiental y ecológica en las zonas costeras más vulnerables a los impactos de tormentas extremas.

Almuerzos conferencias James Palm, CEO de Gulfport Energy, abre el ciclo de almuerzos de ACE el lunes 20 de Mayo, compartiendo la estrategia y planes de negocio de esta compañía, cuyas competencias en el campo de la geología y la geofísica le han permitido tomar ventaja en los más conocidos plays de Norteamérica. La empresa centra mayormente su actividad de E&P en áreas como el sur de Luisiana y la cuenca Permian, también en las arenas petrolíferas de Canadá y el esquisto de Utica al este de Ohio. Patrick Leach, CEO de Decision Strategies, será el orador del almuerzo del martes 21 auspiciado por la Division of Professional Affairs (DPA) y la Association for Women Geoscientists (AWG). Reconocido experto en gestión de riesgos, Leach compartirá sus recomendaciones sobre cómo tomar buenas decisiones cuando todo lo que sabemos que está mal. William Harbert, profesor de Geofísica de University of Pittsburgh será el ponente del almuerzo de la Division of Environmental Geosciences (DEG), el miércoles 22, donde hablará sobre monitoreo microsísmico e imagen del subsuelo como herramienta clave para evaluar el éxito del fracturamiento hidráulico en yacimientos de shale gas. www.aapg.org/pittsburgh2013/

Preview minado: Progressing Cavity Pumping (PCP) and Rod Pumping Lift Solutions, dictado por Rajan Chokshi de Weatherford.

Participantes

a Society of Petroleum Engineers, SPE, con el lema de “Levantamiento Artificial: ¿ Hacia dónde vamos desde dónde estamos? (Atificial Lift: Where Do We Go From Here,?), ha seleccionado a La Heroica Cartagena de Indias para realizar esta útil conferencia y exhibición, que pretende ser una vitrina donde se mostrarán las nuevas tecnologías que combinan todos los aspectos de los sistemas de levantamiento artificial de petróleo, brindándole a los asistente la oportunidad de refrescar sus conocimientos sobre los componentes de fondo, equipos de superficie, controles y automatización, y mucho más sobre este tema que contribuye a monetizar con éxito el esfuerzo de producir petróleo eficientemente.

Tópicos El programa de presentaciones técnicas ha sido cuidadosamente diseñado para que cada una de las sesiones, presentaciones y discusiones iterativas permitan profundizar en cada área de este fascinante negocio, para

lo cual se incluyen temas tales como: Tecnologías innovadoras y emergentes, prácticas de terminación de pozos, monitoreo y optimización, mejores prácticas y lecciones aprendidas, métodos alternativos, operación y mantenimiento, levantamiento artificial costafuera, aplicaciones agresivas, metodologías del diseño, filosofía operacional, problemas y soluciones, campos maduros, efectos sobre los costos de optimización, automatización y pozos inteligentes, fluidos viscosos, manejo del gas y la arena, varillas de succión, levantamiento por gas, bombas de cavidad progresiva, bombas electro sumergibles, bombeo hidráulico, diseño de pozos y criterios de selección de equipos, análisis del costo del ciclo de vida, estudios de yacimientos, estudios de casos reales y construcción, entre otros mucho tópicos que abarcan esta especialidad de la ingeniería de petróleos. El programa se desarrollará entre el martes 21 y el miércoles 22 de Mayo. El lunes 20 está previsto un curso corto deno-

Esta conferencia técnica y exhibición comercial está especialmente dirigida a: ingenieros de petróleos y de terminación, ingenieros y técnicos de producción, gerentes e ingenieros de estimulación, gerentes de gestión de activos, gerentes e ingenieros de yacimientos, universitarios, académicos, investigadores y científicos, y, en general, a toda la comunidad petrolera responsable de obtener el máximo rendimiento posible de sus activos de petróleo y gas.

Exhibición La conferencia se complementa con una muestra comercial con unos 40 stand ocupados por las empresas de mayor prestigio en la especialidad. Al cierre de esta edición habían asegurado su participación: IHS, Halliburton, Schlumberger, NOV, Serinpet, PCM, Baker Hughes, Weatherford, PetroTiger, Acelerate Production Services, Premium Artificial Lift Systems, Caltec, Zeitecs y Petroleum. La sede de esta conferencia y exhibición internacional será el amplio y confortable Centro de Convenciones de Cartagena “Julio César Turbay Ayala. www.spe.org/events/laal/2013/

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Gente

Exxon Mobil Corporation

ilton E. Chaves fue trasladado de Houston a Washington D.C. para actuar como Asesor en Asuntos Federales y Gubernamentales de Exxon Mobil Corporation. Recientemente estuvo a cargo de la Gerencia de Asuntos Públicos y Gubernamentales para Latinoamérica de ExxonMobil Exploration Company. Ocupó posiciones gerenciales corporativas en Asuntos Públicos tanto en los Estados Unidos como en Venezuela y ha tenido asignaciones temporales en Angola y Guinea Ecuatorial.  Chaves fue Asesor Comercial Senior del Servicio de Comercio Exterior de los Estados Unidos en Caracas. Tiene una licenciatura en Administración de Empresas de Lycoming College, Williamsport, Pennsylvania y una maestría en Gerencia de la Universidad Central de Venezuela.

AIPN

Elisabeth Eljuri

lisabeth Eljuri asumió la Presidencia mundial de la Asociación de Negociadores Internacionales de Petróleo (AIPN, en inglés), con base en Houston, Texas. Ella reemplaza a William Lafferrandre, Business Development Manager, SE Asia de ConocoPhillips. Esta venezolana es Líder de Práctica Global en Latinoamérica de Norton Rose y Jefe del Departamento de Petróleo y Gas en Caracas. Desde 2005 ha sido Directora y más adelante Vicepresidente de AIPN en Houston y en Abril de 2012 fue designada Presidente-electa de la asociación a nivel mundial. Es considerada abogada líder en Latinoamérica en el área de recursos naturales y energía y ha publicado exhaustivamente sobre este tema. Es una de las instructoras del Curso de Contratos Upstream organizado conjuntamente por AIPN y la Fundación Rocky Mountain de Derecho Mineral (RMMLF), impartido en Houston cada año. A lo largo de 20 años de práctica, ha asesorado a compañías productoras de petróleo y gas y compañías de servicios petroleros en transacciones complejas en Latinoamérica, así como en arbitrajes internacionales.

INOVA

uevos cambios en la estructura ejecutiva de Inova incluyen el ascenso de Keith Witt a Director Financiero y Vicepresidente Senior de Operaciones y Administración, con lo cual mantiene sus responsabilidades anteriores de supervisar las finanzas y la administración de las ventas de IT de la empresa, además de su nuevo papel como Director Financiero. Tiene una licenciatura en Contabilidad y Economía de la Universidad de Southampton en el Reino Unido y cualificaciones como profesionales ACMA. Por su parte, Carey Mogdan fue promovido a COO y Vicepresidente Senior de Manufactura Global y Servicio al Cliente de Inova. Anteriormente, Mogdan se desempeñó como Vicepresidente de Producción para América del Norte de Inova. Antes de unirse a la empresa, fue Vicepresidente de Tarpon Energy Services. Posee una licenciatura en Ciencias de la Universidad de Alberta y tiene designaciones del Canadian Institute of Management, Project Management Institute y American Society for Quality.

Cenit

Camilo Marulanda López

Keith Witt

amilo Marulanda López fue designado como Presidente de Cenit, la nueva empresa de Transporte y Logística de Hidrocarburos de Colombia, para la construcción, mantenimiento y operación de los oleoductos y poliductos del país. Marulanda es economista egresado de la Universidad de los Andes (2001) con especialización en Mercados (2004) y un EMBA Executive (2011) de la misma casa de estudios. Posee amplia experiencia en el diseño y ejecución de planes estratégicos, fortalezas en estructuración y evaluación de proyectos de inversión, valoración de empresas, y negociación de contratos. Se ha desempeñado como Analista de Banca de Inversión y Gerente en Procter & Gamble Colombia. En 2003 ingresó a Ecopetrol ocupando distintas posiciones como Jefe del Departamento de Mercadeo, Gerente de Comercialización y Vicepresidente de Suministro y Mercadeo. A partir de 2009 asumió como Vicepresidente de Estrategia y Crecimiento. Lideró el proceso de separación de las actividades de midstream en el grupo empresarial.

CNPC

hina National Petroleum Corporation, CNPC, designó a su Exgerente General Zhou Jiping como Presidente de la mayor petrolera china. Jiping será la máxima autoridad de CNPC luego que Jiang Jiemin renunciara al cargo para dirigir la Comisión de Supervisión y Administración de Activos Estatales de China. Según el Subdirector del Departamento de Organización del Comité Central del Partido Comunista de China (PCCh), Wang Ercheng, el nombramiento de Zhou al frente de CNPC se espera beneficie el desarrollo y la apertura de la industria petrolera china. Zhou tiene 40 años de experiencia en la industria petrolera, y permanecerá como Presidente de PetroChina Limited, propiedad de CNPC.

Milton E. Chaves

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Zhou Jiping

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Calendario 2013 MAYO 15 - 17 - 9° Congreso Internacional de Minería y Petróleo - Cartagena, Colombia - www.cinmipetrol.com/ 15 - 16 - 5th Carbon Capture & Storage Summit - Róterdam, Holanda www.wplgroup.com/aci/conferences/eu-ecc5.asp 16 - IADC Drilling Onshore Conference & Exhibition - Houston, USA www.iadc.org/event/iadc-drilling-onshore-conference-exhibition-3/ 19 - 22 - AAPG Annual Convention & Exhibition Pittsburgh, USA www.aapg.org/pittsburgh2013/ 21 - 22 - SPE Artificial Lift Conference - Americas Cartagena, Colombia www.spe.org/events/laal/2013/ 21 - 24 - 2013 SEAM Workshop Geoscience Advancements with SEAM Data San Antonio, USA - www.gshtx.org/en/cev/993/ 22 - 23 - All-Energy 2013, Aberdeen, Reino Unido - www.all-energy.co.uk/ 28 - 30 - Latin American Perforating Symposium Bogotá, Colombia www.perforators.org

JUNIO 03 - 07 - ASME Turbo Expo - San Antonio, USA www.asmeconferences.org/TE2013//

05 - 07- SPE European Formation Damage Conference & ExhibitionNoordwijk, Países Bajos - www.spe.org/events/efdc/2013/ 05 - 08 - Congreso Mexicano del Petróleo - Cancún, México www.congresomexicanodelpetroleo2013.com.mx/es 05 - 06 - 7th Andean Energy Summit - Cartagena, Colombia www.bnamericasevents.com/node/807 05 - 07- 5th Unconventional Hydrocarbons Summit 2013 - Beijing, China - www.cdmc.org.cn/2013/uhs/ 10 - 11 - Energy Investment Forum: A Case of Renewables versus Natural Resources - San Francisco, CA, USA - http://www.opalevents. org/p/83/energy-investment-forum 10 - 13 - 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013 - Londres, Inglaterra - http://www.spe.org/events/euro/2013/ 11 - 13 - SPE Heavy Oil Conference - Canada - Calgary, Canadá www.spe.org/events/hocc/2013/ 11 - 14 - Brasil Offshore 2013 - Macaé, Brasil www.brasiloffshore.com/ 12 - 13 - European Biodiesel 2013 - Lisboa, Portugal - www.wplgroup. com/aci/conferences/eu-eaf6.asp 22 - 26 - SPWLA 54th Annual Symposium - New Orleans, USA www.spwla.org/homepage/2013-SPWLA-54th-Annual-Symposium

Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos

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Déficit crónico de producción de gas en Bolivia Bolivia no es Canadá y requiere de un nuevo modelo petrolero que vaya de la mano de una nueva Ley de Hidrocarburos

n adagio de la jerga petrolera dice: “País que no mantiene exploración está condenado a cortar exportaciones o a terminar importando”. Este denominado circuito virtuoso exploratorio, al margen de la geología, está compuesto por mercados/inversión/precios/condiciones y es mucho más contundente en el gas natural. Canadá por varias décadas ha desarrollado su potencial de gas para su creciente mercado interno, exportaciones y para petroquímica y es un ejemplo a seguir para este circuito. Este circuito exploratorio ha sido frecuentemente cortado en nuestra nostálgica América Latina. Actualmente, Argentina importa ingentes cantidades de gas, pese a su enorme potencial convencional onshore y offshore y más recientemente no convencional. Más patético es lo de Venezuela, que pese a sus dantescas reservas de gas asociadas y no asociadas, está importando el energético de Colombia y terminará importando GNL. Bolivia, al haber cortado este virtuoso

ANUNCIANTES MAYO 2013 / No 280/ Petroleum

Acipet...........................................................................49 Analdex.......................................................................47 ANH...............................................................................4 Antek............................................................................7 Cepcolsa......................................................................21 ClampOn....................................................................28 Halliburton...............................................................52 Inova...........................................................................11 IHS.................................................................................13 John Lawrie................................................................9 LHR Americas............................................................35 National Instruments...............................................10 Panthers Machinery...............................................17 PCM..............................................................................25 Petroguía...................................................................45 Petroleum..........…………….....……………..31 Radisson Royal Bogotá...........................................37 Schlumberger...........................................................2 Serinpet.....................................................................51 Servitrans....................................................................34 SPE International..........................................33 y 48 Sugaca.........................................................................12 Superior Drillpipe....................................................15 VAM Drilling……………………...………….16 Welltec.........................................................................41

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Álvaro Ríos Roca*

circuito, entrará en un déficit crónico de producción de gas a partir del 2015. Es decir, no podrá atender simultáneamente los contratos de exportación a Brasil, Argentina y su demanda interna. Desde hace una década la exploración es tremendamente incipiente para la creciente demanda. La demanda en 2015 será cercana a los 63 millones de metros cúbicos día (Mmmcd) y la producción de reservas con desarrollo a 60 Mmmcd. Con recursos contingentes y prospectivos (léase Incahuasi y otros), la producción será de 61 Mmmcd. El mejor de los escenarios arroja un déficit de 2 Mmmcd y el peor 3 Mmmcd en 2015. Al 2020 la demanda estará cerca a 77 Mmmcd y la producción con desarrollo en 39 Mmmcd, y con recursos prospectivos y contingentes cercana a 54 Mmmcd. El déficit en el peor escenario estará próximo a los 38 Mmmcd y en el mejor a 23 Mmmcd. En Bolivia el potencial en la faja Subandina puede llegar a los 50 ó 60 trillones de pies cúbicos (TPC). Por lo tanto, la geología no es el problema. Asumamos que Bolivia es Canadá y existen condiciones

de seguridad jurídica, recursos humanos, financieros y tecnológicos para un desarrollo exploratorio intenso tendente a paliar el crónico déficit. Se necesitaría de 3 a 5 años para llegar a declaratorias de comercialidad y de 7 a 10 años para iniciar nueva producción. Pero Bolivia no es Canadá y requiere un nuevo modelo petrolero: una nueva Ley de Hidrocarburos que reglamente la CPE, nuevos incentivos, un nuevo modelo de contrato, un nuevo marco regulatorio, renovación del contrato con Brasil y hasta una nueva YPFB con la cual asociarse. Si esto se hace eficientemente el déficit de gas podría revertirse recién a partir del año 2021 ó 2022, cuando el mismo sea de 27 Mmmcd o 47 Mmmcd. Mientras, en los próximos 5 a 10 años observaremos una declinante producción, con probable incumplimiento de contratos (penalidades de por medio) o recortes en la demanda interna. Moraleja: No hay que romper el virtuoso circuito exploratorio. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

Mayo 2013 / Petroleum 280