Agosto 2011 - Petroleum 259 by Revista Petroleum

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Agost 2011

Co de ng re B P s RE ogo etró o C VI tá, le olo ST No o v y m o A OF 22 - 2 G as bian IC 5 o IA L

La Revista Petrolera de América Latina

Especial

Crudos Pesados Empresarial

Escenario

» 3er Seminario Tecnológico Offshore

» 5th BNamericas Andean Energy Summit

» COSA - 40 años impulsando el desarrollo venezolano Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Agosto 2011 / No 259 / Petroleum

Contenido Agosto2011 Año 27, Nº 259

La Revista Petrolera de América Latina

24 Rápidamente avanzan los proyectos de I&D para responder a los desafìos de la explotación de crudos pesados Portada:

La industria tiene en sus manos el reto de extraer las mayores reservas de crudo no convencional del mundo: las arenas bituminosas y los extrapesados (Foto cortesía Suncor)

En el Museo El Chicó de Bogotá, Pacific Rubiales presentó su Informe de Sostenibilidad

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38 Manuel Fernández, Presidente Ejecutivo de COSA

IN SITU

ESPECIAL

EMPRESARIAL

6 Presentación Informe de Sostenibilidad 2010 Proyecto Centro Rubiales

24 La Industria de Petróleo Pesado

38 COSA - 40 años impulsando el desarrollo venezolano

Pacific Rubiales Energy presentó su informe de Sostenibilidad 2010 y el Proyecto Centro Rubiales, un ambicioso programa que busca un desarrollo con prosperidad y diversidad económica

8 Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos AVPG La Asociación Venezolana de Procesadores de Gas realizó el 16 de Junio un significativo evento, orientado a promover la cultura de seguridad en los procesos

ESCENARIO

14 3er Seminario Tecnológico Offshore

Este encuentro se realizó el 28 de Junio en Maracaibo con la participación de un calificado grupo de expertos en tecnología costafuera

20 5th BNamericas Andean Energy Summit

Reseñamos el desarrollo de este foro celebrado el 13 y 14 de Julio en Bogotá para abordar los desafíos financieros, regulatorios, tecnológicos y operacionales de los operadores de petróleo y gas, energía eléctrica y renovable en Los Andes y América Central

SECCIONES

3 CORNISA

Hoy, cuando petróleo “fácil” pareciera ser parte del pasado, los métodos para la localización y explotación de crudo pesado se han transformado en una oportunidad para los productores de petróleo que encaran el reto de hacer que estos yacimientos sean activos rentables

26 Canadá: pionero y líder en producción 27 América Latina: importante suplidor energético

La empresa de ingeniería y construcción celebra el 12 de Agosto 40 años de exitosa trayectoria, siendo un referente en la ejecución de proyectos a nivel nacional e internacional

EVENTOS

42 I Congreso Suramericano de Petróleo y Gas será un referente para la Industria en la región

Dejar una huella decisiva en los profesionales de la industria de los hidrocarburos en la región, constituye el norte del Comité Organizador del Congreso organizado por SPE Venezuela Occidente

27 Colombia: el futuro está en los crudos pesados 28 Perú: promoción del potencial de crudos pesados 29 Ecuador: producción de pesados compensa caída de campos maduros 30 México: Más de la mitad de las reservas es de crudos pesados 32 La Faja Petrolífera del Orinoco 35 Las arenas bituminosas y el crudo extrapesado 36 Orimulsión

E&P

Pdvsa y ENI avanzan en proyecto de crudo de la FPO

10 Pacific Rubiales se consolida en Colombia 12 Proyecto Lula confirma alta productividad 12

del presal en Brasil

Hallazgo de shale oil en Neuquén

ÚLTIMA PÁGINA

56 Sur, Gas, Chile e Integración

4 CUADRANTE 48 GENTE 50 LIBRARY 52 WAREHOUSE 55 CALENDARIO Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Cornisa

Un futuro pesado

La Revista Petrolera de América Latina

EdicióN Jorge Zajia, Editor

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Zulay Socorro, Directora

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Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

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María Zajia, Redactora

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

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

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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

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

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CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve Caracas Esteban R. Zajia Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Juan González Moreno, Gerente General Calle 73 #10-10, Piso 4, Ofc. 401. Bogotá Tel: (1) 713 429 4549. Cel: (57 315) 744 0790 jgonzalez@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleum.com.ve 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

a frase con la cual titulamos esta nota editorial la acuñó el conocido petrolero venezolano Luis Giusti en un artículo de opinión, publicado en estas mismas páginas hace más de cinco lustros, para llamar la atención sobre la realidad incontrovertible de la dramática declinación de las fuentes de crudos livianos y meJorge Zajia, Editor dianos en Venezuela, mas no las de sus reservas globales las cuales se incrementaban generosamente a expensas de los aceites pesados y extrapesados. Si bien en el devenir de los años se realizaron en esta nación los descubrimientos de los prolíficos yacimientos del Norte de Monagas, como el emblemático campo El Furrial, y los del Sur del Lago de Maracaibo, específicamente en el área de Motatán, los más notables aportes a sus ya cuantiosas reservas recuperables han sido los del campo Faja del Orinoco, donde recientemente se certificó oficialmente un volumen de petróleo recuperable del orden de los 300 mil millones de barriles, lo cual coloca al país petrolero por excelencia de América Latina con las reservas más grandes del mundo. Pero el fenómeno de las macro reservas de crudos no se circunscribe solamente a este país. Los sabuesos que con avidez le siguen la pista a las reservas de hidrocarburos ya otean el horizonte, con rumbo sur oeste, pues sospechan que la Faja del Orinoco podría ser algo así como la “punta del iceberg”, pues existen sobradas razones para pronosticar con certidumbre, que los ambientes sedimentarios de Venezuela son los mismos que los de los Llanos Orientales colombianos, un área geográfica cuatro veces más grande que los Llanos venezolanos en cuyo subsuelo está depositada la inmensa riqueza de la Faja. Los que saben de este negocio, afirman que esa secuencia geológica es la misma que se explota en Ecuador y que se debe acuñar contra la cordillera andina en las selvas amazónicas del Perú, país que no por coincidencia es la cuna del visionario Roberto Leigh, denominado por la AAPG como El Ciudadano de Las Américas, quien conjuntamente con la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP, en 1982 crearon el Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Sub Andinas, seminario técnico y científico donde se han discutido y puesto en evidencia la prospección de esta vasta región que ocupa la mitad de América del Sur. Si bien toda la logística, la infraestructura y hasta la cultura de la humanidad está desarrollada en función del consumo de los aceites livianos y medianos, la escasez relativa de éstos y la abundancia probada de los pesados y extrapesados, hacen factible el aprovechamiento masivo de estos últimos. Lo más simple en la explotación de este tipo de crudos es la exploración y la perforación, pues los yacimientos generalmente son masivos y están a profundidades someras. Las técnicas modernas de producción también simplifican y hacen económicamente factible esta fase. El acceso a las localizaciones en ambientes hostiles hace más difícil y costoso el transporte y almacenamiento de estos crudos. Pero con todo, su principal enemigo es el alto porcentaje de derivados pesados producto de la refinación, principalmente el fuel oil, que es un producto de difícil colocación en los mercados, por la elevada oferta y por la contracción de sus mercados. A favor de estos crudos está la tecnología de punta que ha logrado obtener mayores porcentajes de productos blancos mediante los procesos de refinación de conversión profunda; los ya comunes “mejoradores” de petróleos pesados que convierten un crudo de 8 grados API, en un crudo sintético, limpio y de alta calidad de hasta unos 32 grados API y por último está la Orimulsión desarrollada por Pdvsa Intevep, que compite ventajosamente con el carbón y que inexplicablemente ha sido sacada del mercado. En páginas interiores de esta edición usted podrá leer mucho más sobre la tecnología y el comercio de los crudos pesados y extrapesados.

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Cuadrante

anacol Energy anunció el comienzo de su plan de perforación para la exploración de crudo pesado en los contratos Tamarín y Cedrela, ubicados en la cuenca del Caquetá-Putumayo, Colombia, en los que tiene una participación del 100% y es operador directo. Se prevé perforar dos pozos estratigráficos, uno en cada contrato, en una campaña que arrancó en Julio y a la que le seguirá la perforación de cinco pozos convencionales, el primero en el tercer trimestre de 2011 y el último a finales del primer semestre de 2012. El pozo Tamarín se perforará hasta una profundidad de 3.260 pies y tendrá como objetivo yacimientos de crudo pesado en la formación Mirador en el campo Capella. Cedrela será perforado hasta una profundidad de 2.600 pies.

dvsa se ubicó en el puesto 66 de la lista “Global 500 2010” de la revista Fortune y en la 3ra. posición entre las más influyentes de Latinoamérica. Según la publicación la petrolera venezolana obtuvo ingresos por US$ 88.361 millones y sus ganancias sumaron US$ 4.313 millones anuales, hastaSeptiembre de 2010. A nivel global, el sitial de honor lo ocupó Shell (US$378.152 millones), seguida de Exxon Mobil, British Petroleum y la china Sinopec. La brasileña Petrobras se ubicó en la posición 34 de ranking y la mexiana Pemex en la 49. Por debajo de Pdvsa se ubicaron Statoil, Lukoil,Petronas, Repsol y Ecopetrol.

a Junta Directiva de Schlumberger Limited anunció que su Presidente y Chief Executive Officer, Andrew Gould, se retira como CEO el 1ro de Agosto y continuará como Presidente de la Junta hasta la reunión de la asamblea general de accionistas en Abril de 2012. Paal Kibsgaard, actual Chief Operating Officer, lo sustituirá como CEO. El Director Independiente Tony Isaac será el nuevo Presidente no Ejecutivo a la salida de Gould.

lange Energy cambió de nombre a PetroMagdalena Energy tras la consolidación de sus acciones ordinarias emitidas y en circulación en una base de uno por siete, es decir, cada titular adquirirá una acción a siete veces el precio original. La estrategia busca hacer más atractivos los títulos para los inversionistas institucionales. En otro orden de ideas, la empresa anunció recientemente el arranque de la perforación del pozo exploratorio Petirojo-1, ubicado en el Polígono B del Bloque Cubiro en la Cuenca de Llanos. El CEO de la compañía, Luciano Biondi, dijo sentirse complacido por el inicio del programa de perforación 2011, que apunta a perforar 4 pozos en Cubiro, “un bloque con el que estamos familiarizados, y esperamos que esta perforación exploración agregará producción incremental a nuestro portafolio.

a producción petrolera colombiana sigue sumando importantes hallazgos en el bloque Caño Sur, en el departamento del Meta, donde se concentra la mayor parte de los esfuerzos exploratorios de 2011. Además de los descubrimientos en Mito-1, Mago-1, Draco-1 y Fauno -este último confirmado en Julio- Ecopetrol informó que tiene previsto explorar otros 20 pozos en Caño Sur, donde los resultados obtenidos, juntos a otros bloques del área, reafirman la importancia de los Llanos Orientales en la estrategia de crecimiento de la empresa. Recientemente Ecopetrol firmó con la Agencia Nacional de Hidrocarburos otros dos contratos de exploración y producción para los bloques Samichay A y Samichay B.

acific Rubiales Energy halló indicios de hidrocarburos en las Formaciones Guadalupe y Mirador con la perforación del pozo Torodoi-1X, el primero de dos pozos exploratorios planificados para este año en el Contrato de E&P Arauca, en Los Llanos colombianos. La compañía informó que la evaluación petrofísica mostró resultados positivos, y (al cierre de esta edición) preparaba las pruebas de producción con un pozo entubado con un revestidor de 7” de diámetro hasta profundidad final. Pacific Rubiales destacó el mes pasado entre las diez principales productoras de hidrocarburos en un ranking 100 empresas canadienses, elaborado por la revista Alberta Oil Magazine.

mérica Latina tiene una posición estratégica por sus reservas de petróleo, que suman 18% del crudo en el mundo, dijo el Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía, Olade, Victorio Oxilia Dávalos, durante su intervención en el primer Foro Internacional sobre Petróleo y Gas celebrado el 12 y 13 de Julio en Quito. Oxilia acotó que las reservas petroleras de la región ascienden a 370.000 millones de barriles de crudo, cifra que tiene el potencial de aumentar con las reservas de Venezuela en la Faja y los recientes descubrimientos de Brasil en la cuenca marítima de Santos.

ational Oilwell Varco, NOV, el mayor fabricante de equipos petroleros de Estados Unidos, adquirirá a Ameron International, proveedor de tuberías de fibra de vidrio, para expandirse en el negocio del transporte marino. Se estima que el acuerdo cierre en el cuarto trimestre del año. Ameron manufactura tuberías compuestas por fibra de vidrio para el transporte de petróleo, productos químicos y fluidos corrosivos. La compañía opera en Norteamérica, Sudamérica, Europa y Asia.

HP Billiton anunció que adquirirá a la compañía productora de gas Petrohawk Energy Corp. por US$12.100 millones, asegurando su entrada en tres yacimientos de gas de esquisto en Eagle Ford, Haynesville y en la cuenca de Permian. Los bienes de Petrohawk cubren aproximadamente un millón de acres (404.000 hectáreas) en Texas y Luisiana, con una producción neta de gas aproximada equivalente a 158.000 bpd. “Esta transacción tendrá retornos extremadamente sólidos y un potencial de desarrollo por mucho tiempo”, dijo el jefe de petróleo de BHP, J. Michael Yeager.

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In Situ Pacific Rubiales Energy

Presentación Informe de Sostenibilidad 2010 y Proyecto Centro Rubiales Pacific Rubiales Energy presentó su Informe de Sostenibilidad 2010, contentivo de los resultados de la aplicación de sus políticas sociales y ambientales en las áreas de operación, dando muestra del compromiso con las en el evento, Armando Zamora, Director General ANH; Claudia Lafaurie, Subdirectora Administrativa ANH; comunidades. Asimismo Presentes Cecilia Van Den Bussche; en representación de Pacific Rubiales Ronald Pantin, CEO; Federico Restrepo, VP Asuntos Alejandro Jiménez Ramírez, Gerente de Responsabilidad Social; y Juan González Moreno, Gerente fue presentado el Proyecto Corporativos; General Colombia de Petroleum (Foto: Manuel Prieto García) Centro Rubiales, orientado al desarrollo de una moderna ciudad en el campo Rubiales, principal área de actividad petrolera de la compañía y cuyo objetivo central es proveer altos estándares de calidad de vida y justicia social para la comunidad y los trabajadores

corde con las políticas de responsabilidad social corporativa, Pacific Rubiales Energy, presentó el 13 de Julio, en el Museo del Chicó en Bogotá, su informe de Sostenibilidad 2010 y el Proyecto Centro Rubiales, un ambicioso programa que busca un desarrollo con prosperidad y diversidad económica, dinamizado a través de la industria petrolera, altos estándares de calidad de vida y justicia social, soportado en un atractivo y saludable ambiente natural.

Informe de Sostenibilidad Como parte del Informe, se mostraron los tres pilares de la organización, económico, social y ambiental, los cuales conjugados dan como resultado los ocho compromisos en los cuales la compañía ha invertido. 1. Actuar con coherencia y transparencia. Aquí destaca la adhesión al Pacto Global y ser miembros fundadores del Centro Regional para América Latina y El Caribe. 2. Generar cada vez más valor económico, que ha llevado a Pacific a ser la segunda compañía con mayor portafolio de exploración en Colombia, que abar-

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ca cerca de 7 millones de hectáreas, 40 bloques en exploración en Colombia, 2 en Guatemala y 3 en Perú. Avanzando en nueva tecnología, el Proyecto STAR impacta positivamente sobre los factores de recuperación. Además, el crecimiento estable y sostenible posiciona a Pacific como el tercer exportador de crudo y la segunda compañía más grande de Colombia. 3. Operar en armonía con el medio ambiente. 4. Implementar prácticas para contribuir a la sociedad. 5. Promocionar los Derechos Humanos en la cadena de valor. 6. Hacer de Pacific un gran lugar para trabajar, donde se motiva y propende por retener el talento humano, clave para el desarrollo de la organización. 7. Reforzar la salud y la seguridad de las operaciones. 8. Fortalecer la sostenibilidad en la cadena de valor. Federico Restrepo, Vicepresidente de Asuntos Corporativos, resaltó entre muchos logros de la compañía en materia de responsabilidad social empresarial, haber recuperado 2 km2 y adquirido 1,98

km2 de área para la reserva y protección de la cuenca hidrográfica de Siete Quebradas (Guaduas, Cundinamarca), así como la reforestación de 1,74 km2 con especies que completan 86,248 árboles sembrados. Asimismo haber contribuido con el mejoramiento de la calidad de vida de más de 3.000 personas de la zona rural del municipio de Puerto Gaitán, con modelos de desarrollo de sistemas de producción agrícola tropical sostenible. Se generaron capacitaciones sobre Derechos Humanos, Control Social y Par-

Federico Restrepo, VP Asuntos Corporativos, invitó a todos a involucrarse con el nuevo proyecto de la compañía “Centro Rubiales”

ticipación Ciudadana para 125 líderes comunitarios, 45 líderes indígenas y 90 trabajadores del Campo Rubiales. También se aportaron COL$8.162,126.149 en recursos para la inversión social voluntaria en las comunidades. Alejandro Jiménez Ramírez, Gerente de Responsabilidad Social Corporativa, explicó los retos que trae consigo

el 2011 en materia de RSE, primero alinear la compañía con los estándares internacionales de la industria de hidrocarburos y segundo transferir los mecanismos de sostenibilidad en Colombia y Canadá hacia Guatemala y Perú, nuevas áreas de operación. “Uno de los retos más importantes es poder demostrar que la política de RSE está anclada en la sostenibilidad”, añadió.

Proyecto Centro Rubiales

Alejandro Jiménez Ramírez, Gerente de Responsabilidad Social Corporativa, explicó los ocho compromisos en materia de RSE que enfrenta Pacific Rubiales de cara al 2011

Jorge Rodríguez, Gerente de Centro Rubiales, tuvo a cargo la presentación del Proyecto Centro Rubiales, que se propone ser una ciudad sostenible en América Latina y la primera nacida de una actividad petrolera con unos 60.000 habitantes, comprometidos con el desarrollo de su entorno y la preservación de los recursos naturales. Esta ciudad promoverá el uso y desarrollo de energías alternativas, tendrá el índice de empleabilidad más alto de la región, liderará la producción de biocombustibles y tendrá como complemento de su economía el turismo. El sector educativo, promoverá la forma-

ción académica bilingüe a nivel escolar y universitario para que al menos 70% de sus habitantes tengan un título profesional. Sus espacios urbanos, pretenden ser un reflejo de inclusión, logrando que el talento y el conocimiento se encuentren con las oportunidades. Al cierre del evento, el VP de Asuntos Corporativos dijo que “en Pacific creemos que los sueños se vuelven realidad y esa ha sido siempre nuestra tarea, este es un sueño que está empezando hoy, pero no significa que no lo podamos realizar… Pero todo sueño tiene una génesis, y esa es el bienestar de los miles de trabajadores que hoy están en campo Rubiales, entregando su esfuerzo para que podamos convertirnos en la empresa independiente de petróleos más grande de Colombia. Queremos hacer partícipes a las comunidades que nos rodean de este proyecto, junto con nuestro socio Ecopetrol, desarrollando una completa política de sostenibilidad alrededor de Centro Rubiales, también les extendemos el llamado para que formen parte de este proyecto y nos acompañen a soñar juntos”.

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In Situ

Durante la sesión de apertura sobre Sistemas de Gerencia de Seguridad: Ramón Ramos, Gerente de Servicio Técnico de Petrocedeño; José Petrizzo, Líder de Higiene Ocupacional Upstream y Downstream Latinoamérica, y Gerente Corporativo de SHA, Shell; José Rodríguez, Gerente SHA de Bev C.A.; Julio César Ohep, Director de Proyectos de Vepica; Luis Aberto Terrero, Presidente AVPG y Alfredo Urdaneta, Gerente General de Energía y Desarrollo de Negocios, de Mitsubishi Venezolana

I Jornadas de Seguridad de los Procesos de la AVPG La Asociación Venezolana de Procesadores de Gas, AVPG, realizó el 16 de Junio este evento centrado en la seguridad, con el patrocinio de las empresas Total, Shell y Bev C.A.

on la finalidad de promover en las nuevas generaciones de profesionales la cultura de la Seguridad, la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas celebró en el Hotel Maremares en Lechería, Estado Anzoátegui, las Primeras Jornadas sobre Seguridad de los Procesos, evento que reunió a un grupo de expertos para compartir experiencias, tecnologías y lecciones aprendidas acerca de este importante tema. La agenda, conformada por un total de catorce ponencias, permitió abordar en profundidad información relacionada con normas, métodos, legislación y tecnología, aplicables a las plantas de gas, refinerías, industria petroquímica, manejo de sólidos y producción, enfatizando particularmente en tópicos como la Cultura de Seguridad, Gerenciamiento en

Seguridad de los Procesos y del Cambio Organizacional, Aplicación de Técnicas de Análisis de Riesgo, Auditorías, Inspecciones y Regulaciones, Herramientas para la Identificación de Riesgos y Criterios de Riesgo, entre otros. El evento congregó a un grupo de profesionales comprometidos con la Seguridad de los Procesos del sector energético del país, en representación de diversas instituciones y empresas, entre ellas el Ministerio de Energía y Petróleo, Menpet, Cospan Gas, Enagas, Pdvsa, Pdvsa Gas, Intevep, Petroanzoátegui, Petrocedeño, Supermetanol, Metor, Orinoco Iron, Total, Shell, Bev C.A. (antes Baker Energy), Venprecar, Vepica, Mitsubishi, Inelectra, Repsol, e Ypergas, y de la AVPG, liderada por su Presidente, Luis Alberto Terrero, quien en esta oportunidad contó

Profesionales de distintas empresas y instituciones comprometidos con la Seguridad de los Procesos del sector energético del país participaron en el evento

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con el apoyo y colaboración de Julio César Ohep, Alfredo Urdaneta y Nancy América Pérez, Directora Ejecutiva. Tradicionalmente las empresas se esfuerzan en la seguridad del personal pero se brinda muy poca información en relación con la seguridad de los procesos, razón por la cual en muchas ocasiones se opera fuera de los parámetros normales establecidos, sin brindar la atención que requieren los sistemas de contención, mitigación, combate de emergencias y otros, con resultados que pueden llegar a ser catastróficos. El diseño y ejecución de estas Jornadas estuvo a cargo de Raúl Páez, Coordinador de Downstream de Statoil. El programa se desarrolló en cuatro sesiones de trabajo moderadas por Luis Alberto Terrero, Presidente de la Asociación, junto con Julio César Ohep, Director de Proyectos de Vepica y Alfredo Urdaneta, Gerente General de Energía y Desarrollo de Negocios, de Mitsubishi Venezolana, ambos directores de la AVPG. En la sesión de apertura identificada como Sistema de Gerencia de Seguridad, Ramón Ramos, Gerente de Servicio Técnico de Petrocedeño, disertó sobre la “Importancia de los Indicadores de Gestión en la Seguridad de los Procesos”. Seguidamente, José Petrizzo, Líder de Higiene Ocupacional Upstream

y Downstream Latinoamérica, y Gerente Corporativo de Salud, Seguridad y Ambiente (SHA) de Shell, habló sobre la Metodología para la Gestión de Riesgos Nuevos y Emergentes, acompañado por Robinson Carrizo, Gerente de Salud, Seguridad y Ambiente de Petroregional del Lago, quien además presentó la Evolución del Sistema Gerencial de Salud, Seguridad, Ambiente y Desarrollo Social, y la Seguridad en los Procesos: Simplificar para cumplir y hacer de la “meta cero” una realidad. José Rodríguez, Gerente de SHA de Bev C.A., presentó el Sistema de Gestión de Seguridad como soporte para la ejecución de Proyectos de Ingeniería, seguido por José Vanegas, Gerente de SHA Corporativo de Vepica, quien expuso el tema “Seguridad, Higiene y Ambiente en el Diseño. Un elemento desde el concepto a la Realización”. Glenda Gutiérrez, Ingeniero de Proyectos de Riesgos de Inelectra, cerró la sesión de apertura con la presentación “Efectiva toma de decisión cuantitativa basada en la disminución del costo de capital y retorno de Inversión a través de los estudios de Ingeniería de Seguridad”. Pablo Barceló, Planificador y Coordinador de SHA de Ypergas inició la Segunda Sesión denominada “Identificación de Riesgos y Peligros”, en la que continuó Glenda Gutiérrez con “Vaya lo siento!!!y otras lecciones aprendidas en la Ejecución Efectiva de un Hazop como Factor Clave de Éxito para el cumplimiento de la Gestión de Seguridad de los Procesos (GSP), para concluir con Elena Martín, Gerente de HSE de Cardón IV, quien disertó sobre la “Integración de Sistemas de Gestión de Seguridad de HSE en Proyectos Offshore. Documento Puente”. La tercera sesión denominada Expe-

Emma Neher, socia de Littler Mendelson, habló sobre Prevención de Riesgos en el Trabajo y las principales obligaciones a cargo del empleador bajo la LOCYMAT

Complacidos por el exitoso desarrollo de la jornada, los directivos de AVPG Luis Alberto Terrero, Nancy América Pérez y Julio César Ohep

riencias de Plantas Existentes en Materia de Seguridad de los Procesos, se inició con la presentación de Leopoldo Naranjo, Presidente del Instituto de Estudios Avanzados (IDEA), seguido por José Eloy Castro, Consultor Técnico Asociado de ABSG Consulting, quien mostró un “Análisis Cuantitativo de Riesgo. Sistema de Transporte Medular de Gas Natural comprimido en contenedores”. El bloque culminó con la presentación “Prevención de Riesgos en el Trabajo. Principales obligaciones a cargo del empleador bajo la LOCYMAT”, a cargo de Emma Neher, Socia de Littler Mendelson. La sesión de cierre sobre “Riesgos

José Petrizzo, Gerente Corporativo SHA de Shell profundizó en la Metodología para la Gestión de Riesgos Nuevos y Emergentes

Socioambientales y Tecnológicos”, correspondió a Fernando M.Fernández, Socio de Baker & McKenzie, quien disertó sobre la Gestión Integral de Riesgos Socio-Naturales y Tecnológicos, cediendo luego la palabra a Pánfilo Masciangioli, jubilado de Pdvsa Intevep, quien alertó a la audiencia en relación a las “Amenazas Naturales en el área MarinoCostera de Venezuela”. Finalmente Luis Alberto Terrero agradeció al grupo de expertos su aporte al desarrollo de estas Jornadas, que la AVPG prevé realizar nuevamente el próximo 22 de Septiembre en Maracaibo, Estado Zulia. Agosto 2011 / No 259 Petroleum

E&P

Pdvsa y ENI avanzan en proyecto de crudo de la FPO Las empresas suscribieron a mediados de Julio un acuerdo de financiamiento por US$2 mil millones para la construcción de un mejorador de crudo en el bloque Junín 5 de la Faja Petrolífera del Orinoco

on una participación de 40% de capital accionario, la italiana ENI es socia de Pdvsa en las empresas mixtas Petrobicentenario y Petrojunín que operan en el bloque Junín 5 de la Faja del Orinoco. El plan de desarrollo incluye una fase de producción inicial de 75.000 bpd a finales de 2013, y una fase de 240.000 bpd en 2018, además de la construcción de una nueva refinería en la zona costera de Jose. Ambas compañías también discutieron las opciones para anticipar el inicio de la producción temprana a finales de 2012, aprovechando las sinergias con las actuales instalaciones de Pdvsa para el transporte de una producción inicial bruta de 7.000 a 10.000 bpd.

Del total de financiamiento US$1,5 mil millones se destinarán a la construcción del mejorador de crudo para la empresa mixta Petrobicentenario, ubicada en el Complejo Industrial Petroquímico José Antonio Anzoátegui, al norte del estado Anzoátegui, que procesará crudo proveniente de la FPO. Los US$500 millones restantes se invertirán en la construcción de una planta de generación eléctrica en Güiria, estado Sucre, como proyecto social. El Ministro Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, destacó que ENI y Pdvsa mantienen mecanismos de consulta para el desarrollo de proyectos conjuntos para los que se

El Ministro Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez y el Director Ejecutivo de Eni, Paolo Scaroni

requieren inversiones superiores a los US$19 mil millones. En Venezuela, Eni también es co-operadora con una participación del 50%, en Cardón IV, que maneja el bloque costa afuera donde se encuentra el supergigante campo de gas Perla que tiene más de 16 billones de pies cúbicos de gas estimados en el lugar (2,9 millones de barriles equivalentes de petróleo). Cardon IV completó la ingeniería básica de la fase de producción temprana (300 MMpcd) y está negociando un acuerdo de venta de gas con Pdvsa. También tiene una participación en Petrosucre (Pdvsa 74%, Eni 26%), empresa que opera el campo crudo Corocoro.

Pacific Rubiales se consolida en Colombia La petrolera canadiense se alista para explorar un nuevo bloque similar al de campo Rubiales

Facilidades en el campo Rubiales

l CEO de Pacific Rubiales, Ronald Pantin, destacó que la empresa se prepara para un nuevo gran hallazgo de petróleo en los Llanos Orientales, en Colombia. El bloque tendrá el mismo tamaño del exitoso campo Rubiales, el cual aporta el 76% de la producción de la compañía, actualmente de 230.000 barriles diarios. La empresa sometió a la consideración del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) una propuesta para cambiar el tipo de contrato del bloque CPE-6 de la categoría

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de evaluación técnica (TEA) al rango de exploración y producción. Dicho cambio permitirá iniciar nuevas perforaciones para extraer petróleo. El campo CPE-6 está ubicado a 80 kilómetros al suroeste de los campos Rubiales y Quifa, en Puerto Gaitán (Meta) y se extiende sobre una zona de 750.000 hectáreas, en las cuales ya se han perforado seis pozos estratigráficos que han dado resultados positivos en el último año. Pantin se mostró satisfecho con los resultados de la empresa en Colombia, y dijo no ver traba alguna para un crecimiento futuro. Pacific Rubiales aspira a producir 500.000 barriles en 2015. “Hasta hace tres años producíamos 14.000 bpd, hoy estamos en 230.000 y esperamos llegar al medio millón en tres o cuatro años”, acotó.

Permisos ambientales en el bloque Quifa Las licencias otorgadas recientemente por el Ministerio de Ambiente le permiten a la compañía continuar su campaña de perforación de desarrollo en Quifa Suroeste y proceder con la campaña de perforación exploratoria en Quifa Norte. La compañía informó que durante el segundo semestre de 2011, el programa de perforación exploratoria para el área de Quifa Norte incluye la perforación de 3 pozos exploratorios y 13 pozos de avanzada, a ser perforados en los prospectos “Q”, “F”, “P” y “Z”, mientras que en Quifa Suroeste la campaña de perforación de desarrollo incluye un total de 52 pozos (32 verticales y 20 horizontales)..

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E&P

Proyecto Lula confirma productividad del presal en Brasil El pozo 9-RJS-660 es el primero en producir comercialmente en el presal de la Cuenca de Santos

etrobras informó que el pozo 9-RJS660 registró en Mayo el mayor volumen de producción de la compañía, con un promedio de 28.436 bpd. Este resultado confirma el alto potencial de los reservorios del presal brasileño. Considerando la producción de petróleo más gas natural el volumen se sitúa en 36.322 bped. El 9-RJS-660 es el primero de seis pozos de producción a ser interconectados al FPSO “Cidade de Angra dos Reis” y también está conectado a la plataforma

un pozo inyector que desde principios de Abril reinyecta el gas producido por el pozo. Se prevén otros dos pozos inyectores, uno de agua y otro que alternará inyección de agua y gas. Se espera que el FPSO alcance una producción de 100.000 bpd a lo largo de 2012. El consorcio que desarrolla la producción en el bloque BMS-11, donde está ubicado el campo de Lula, lo integran Petrobras ( 65%) que es el operador; BG Group (25%) y Galp Energia (10%).

Nuevos descubrimientos en la Cuenca de Espírito Santo Nuevos hallazgos fueron realizados por Petrobras en el área de Concesión

BM-ES-23, bloque ES-M-525, durante la perforación de los pozos 1-BRSA-939-ESS (1-ESS-199) y 1-BRSA-936D-ESS (1-ESS-200D), conocidos como “Pé de moleque” y “Quindim”. Previamente Petrobras había anunciado otro descubrimiento en la misma concesión, como resultado de la perforación del pozo 1-BRSA-926D-ESS o “Brigadeiro”. Petrobras es la operadora del consorcio para la exploración del bloque BMES-23 (65%), integrado además por las empresas Shell Brasil Petróleo (20%) e Inpex Petróleo Santos (15%). El consorcio dará continuidad a las actividades referentes al Programa Exploratorio o en el área de concesión.

Hallazgo de shale oil en Neuquén YPF anunció a mediados de Julio el descubrimiento de un yacimiento de shale oil en la formación Vaca Muerta, fuera del área Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas natural de Argentina en la cuenca Neuquina

a compañía informó en un comunicado que perforó un pozo donde descubrió petróleo no convencional en el bloque Bajada de Añelo, en la provincia de Neuquén, “que produce más de 250 barriles diarios de crudo y permitirá incorporar entre 10 y 50 millones de barriles equivalentes”. El Vicepresidente Ejecutivo de YPF, Sebastián Eskenazi, enfatizó que es la primera vez que se descubre shale oil fuera de Loma La Lata, “siempre dentro de la cuenca Neuquina”. El hallazgo de petróleo en el pozo vertical Bajada de Añelo x-2 se suma al reciente descubrimiento de YPF en Loma La Lata de más de 150 millones de barriles equivalente en recursos potenciales no convencionales de hidrocarburos.

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“Los resultados obtenidos alientan a continuar con el plan exploratorio previsto para la formación Vaca Muerta en 2011”, indicó la compañía. YPF precisó que las características del pozo consisten en una perforación de 3.000 metros de profundidad en la cual se realizaron 3 fracturas en 150 metros. En Diciembre YPF anunció el hallazgo de gas no convencional en Loma La Lata que alarga de 6 a 16 años el horizonte de reservas de la firma. Los recursos serán explotados en sociedad con la brasileña Vale do Rio Doce.

Shale gas También en Neuquén, Apache Corp. concretó la primera “fractura múltiple” efectuada hasta ahora en América Lati-

Sebastián Eskenazi, VP Ejecutivo de YPF

na, siguiendo procedimientos aplicados con éxito en Norteamérica. En los Molles, la empresa realizó el primer pozo exploratorio de shale gas multifracturado con el objetivo de explorar y extraer shale gas, a una profundidad de 3.600 metros, una longitud total de 4.452 metros y con una trayectoria horizontal de 900 metros. De resultar exitoso permitirá a la Argentina sumar este combustible alternativo a su canasta energética. La operación de fractura que requirió de 186 días de labor fue seguida en tiempo real desde la casa matriz de la petrolera, en Houston, Texas.

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Escenario

En la apertura del Seminario: Oscar Urdaneta, Decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Rafael Urdaneta; Judith Aular, Vicerrectora Académica de LUZ; Alí Vivas, Gerente Técnico de Petrobras Venezuela y Hernán Ugalde, Presidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, Seccional COLM

El 28 de Junio se realizó en Maracaibo la tercera versión del Seminario Tecnológico Offshore que reunió a cerca de 250 participantes, entre estudiantes, técnicos y profesionales de las diferentes disciplinas de la ingeniería y geociencias para conocer las experiencias en nuevas tecnologías en perforación y construcciónn de pozos en aguas profundas del mundo a cargo de talentosos representantes de empresas de talla mundial

or tercera vez este encuentro permitió a un calificado grupo de expertos desglosar un temario condensado y de elevado contenido con la finalidad de poner en relieve los adelantos más resaltantes en el campo de la exploración y producción costafuera. Coordinado por Hernán Ugalde, Presidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, Seccional COLM, el evento tuvo los auspicios del Colegio de Ingenieros del Estado Zulia, la Universidad Rafael Urdaneta y de Petrobras. Cinco presentaciones técnicas a cargo de profesionales con dilata experiencia de Schlumberger, Petrobras y Well Control contribuyeron a la actualización de conocimientos en las áreas específicas de

construcción de pozos en aguas ultraprofundas, cementación costafuera, herramientas MWD, evaluación en tiempo real y control de pozo submarinos. Puertas abiertas a la formación de profesionales A la apertura asistieron representantes de la Academia, de las operadoras y de gremios profesionales, entre ellos, Judith Aular, Vicerrectora Académica de LUZ; Alí Vivas, Gerente Técnico de Petrobras Venezuela; y Oscar Urdaneta, Decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Rafael Urdaneta. “Es la tercera edición realizada con el apoyo de Petrobras y de otras empresas, gracias a las cuales es posible llevar infor-

mación técnica en materia de explotación petrolera y gasífera costafuera, de gran importancia porque nuestro país cuenta con una inmensa plataforma marítima continental con gran prospectividad de encontrar reservas”, dijo Hernán Ugalde en sus palabras de bienvenida. “Este seminario va justo en esa dirección de facilitar esa labor, con unos ponentes de primera línea y reconocimiento internacional, con mucho que aportar”, agregó. Oscar Urdaneta expresó que las puertas de la Universidad Rafael Urdaneta “están abiertas a este tipo de actividades, principalmente eventos técnicos y científicos que de alguna manera van a impulsar el desarrollo del país”. Por su parte, Alí Vivas, de Petrobras,

Oscar Urdaneta, Decano de la Facultad de Ingeniería de la Richard Ramírez, de Petrobras, quien tuvo a cargo la presentación sobre Construcción de Pozo; Alí Vivas, Gerente URU; y Jorge Zajia, Editor de Petroleum, recibieron placa de Técnico de Petrobras Venezuela; Hernán Ugalde, Presidente de la SVIP-COLM; y Francisco Mavárez, quien dirigió la reconocimiento por su apoyo a la realización del evento. Les ponencia sobre Cementación de Pozos acompaña, Ana Isabel Valbuena

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aseguró que la compañía continuará respaldando las actividades de las universidades del país. “Tenemos un compromiso con la educación universitaria, con un postgrado en ingeniería mecánica, programa de apoyo a la educación del cual ya han egresado varios profesionales”, comentó. Recordó la experiencia costafuera de

Petrobras que extrae más del 80% de su producción en campos costafuera “en el famoso presal, tenemos el tercer yacimiento más grande del mundo, con un estimado de 30.000 millones de barriles de petróleo”. La Vicerrectora Académica de LUZ, Judit Aular, destacó el potencial petrolero y gasífero de Venezuela, en cuya

plataforma marítima se desarrollan proyectos que demandan la participación de ingenieros con amplios conocimientos en nuevas tecnologías de explotación costafuera. La calidad de nuestros ingenieros es reconocida mundialmente, debemos pues garantizar el relevo en ingeniería que se necesita para el desarrollo de la industria de los hidrocarburos”.

Ciclo de conferencias Construcción de pozos en aguas profundas Richard Ramírez, Petrobras Las aguas profundas se clasifican según el nivel de agua que trabajan los equipos de perforación para llegar a los yacimientos. Las someras van de 0 a 300m (0 – 1.000 pies), las profundas van de 300 a 1.500m (1.000- 5.000 pies) y las ultraprofundas son mayor a 1.500m (>5.000 pies). El récord de perforación en aguas profundas de Petrobras fue de 2.777 metros, en el año 2000. En 2003 ChevronTexaco perforó un pozo a 3.051 metros en el Golfo de México. Unidades de perforación Existen cinco equipos de extracción principales cuyo uso dependerá del nivel del agua y de las condiciones del fondo marino. Plataformas Fijas ó Sondas Moduladas (SM): Se arman por módulos y sirven para la perforación y producción de pozos. El nivel de agua para trabajar es menor a 200m. Son muy estables. Son hincadas con pilotes en el fondo marino. Jackup´s ó Sondas Autoelevables: Muy vistos en Venezuela, principalmente en el Lago, son sondas autoelevables muy versátiles pues permiten entrar a pozos donde el fondo marino es medio complicado y no muy consolidado. Pueden trabajar en aguas menores a 130m. Equipados con piernas de apoyo sumergidas hasta alcanzar el fondo del mar. Plataformas Flotantes Semisumergibles: Trabajan a niveles de agua de 80 a 3.000m. Su sistema de posicionamiento puede ser anclado o dinámico. Emplean compensador de movimiento con el objetivo de

evitar el mínimo tiempo improductivo. Tiene cabezal y BOP submarino. Es el equipo más estable para utilizar en aguas profundas y ultraprofundas. Buques de Perforación (Drillship): Manejan niveles de agua de 80 a 3.000m, son menos estables que las semisumergibles, emplean un compensador de movimiento para los trabajos, cabezal submarino y propulsión propia. Necesitan remolcador para moverse de un pozo a otro. Construcción de pozos costafuera Previo a la construcción de pozos se hacen estudios preliminares sobre el fondo marino (sísmica somera) y datos meteo-oceánográficos. En la etapa de planificación de la perforación se hace el Estudio de Viabilidad Técnico-Económica (EVTE) a fin de tener un pre-proyecto para determinar los costos operacionales, los prospectos geológicos y la información necesaria para construir los pozos.

Inicio de Pozos

Al construir el pozo lo primero es definir es el Moon Pool -un área localizada en una nivel abajo del piso de perforación que sirve de preparación de los equipos para el descenso e instalación-, y definir una base guía temporal. El inicio de pozos puede ser de dos formas: con cable guía y sin cable guía, dependiendo de las condiciones del fondo marino. Con cable guía, la base guía temporal se baja con un drill pipe que se asienta en el fondo y luego se retira la herramienta. En el diseño que maneja Petrobras generalmente se perfora una fase de 36, es decir, se baja un BHA con mecha de 26¨ y un ampliador de 36¨. Al tener el hoyo de 36¨ se baja la base guía permanente con un revestidor de 30 que va asentar en la base guía inicial y se reviste el pozo. Luego se baja una BHA para perforar una fase de 26, y posteriormente un revestidor de 20¨. El siguiente paso para continuar perforando el pozo y tener el retorno en superficie del fluido es colocar la BOP y el riser. Las dos primeras operaciones se hacen a mar abierto usando fluidos base agua no contaminantes. En la operación sin cable guía, igual se usa una base guía pequeña colocada en un conductor de 30¨ y se baja un BHA de 26¨ que sobresale unos 25-30 cm del revestidor de 30¨, con el objetivo de que con una sola bajada poder hincar un revestidor de 30¨ y perforar un hoyo de 26¨. Posteriormente se baja un revestidor de 20¨, se retira el BHA y se asienta el revestidor de 20. Luego se baja la BOP y el riser para asegurar el pozo y tener el retorno. Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Escenario Cementación de pozos costafuera Francisco Mavares, Petrobras La cementación de un pozo es un procedimiento que consiste en mezclar cemento, agua, y aditivos con propiedades adecuadas, por medio de equipos especiales de mezclado, para ser bombeada a través del hoyo por medio de la sarta de perforación (el revestidor) hacia el espacio anular formado entre éste y el pozo. Con la cementación pr imaria se busca que no queden zonas sin protección, sin cemento, para no dejar el espacio anular a la presión de poro del yacimiento. Tampoco generar un daño a la formación y garantizar el nivel de productividad del pozo. Teóricamente se debe garantizar un sistema cemental (lechada) en el espacio anular que no invada la formación y que tenga buenas propiedades mecánicas. Entre los diferentes tipos de cemento (Clases A,B,C,D,E,F,G,H) Petrobras utiliza el tipo G Portland, para todas sus fases, porque éste permite colocarle tanto aceleradores como retardadores. Para aquellas zonas por encima de los 200-230°F utiliza cemento más sílica. Para definir el diseño del sistema cementante a utilizar, es necesario apoyarse en pruebas de laboratorio para medir las diferentes variables, incluyendo los aditivos que utiliza. Se mide el tiempo de bombeabilidad, pruebas cuyos resultados permiten determinar la concentración de aditivos ta-

les como aceleradores y retardadores. Este nos indica el tiempo que se tiene para mezclar el agua y cemento en superficie, ser bombeada en el pozo y desplazarla bajo un margen de seguridad. Otra variable es la resistencia compresiva: que es la fuerza de compresión requerida para que la muestra de cemento falle, dividida entre el área seccional recta de la muestra. Para separar el cemento del lodo de perforación se utiliza pre-flujo limpiadores ó pre-flujo espaciadores. Los primeros se bombean en turbulencia de tal forma que recojan e incorporen contaminantes. Los espaciadores se asemejan a tapones de geles que empujan contaminantes adelante y hacia arriba en el espacio anular. El tope de cemento es normalmente colocado de 100 a 300 metros de la base superior del yacimiento. Se bombea un colchón indicador que indica visualmente (mediante ROV) que el cemento está próximo a la cabeza del pozo. El equipo de cementación El equipo de cementación se usa para una bajada del revestidor y para la cementación. Tiene una zapata guía, un cuello flotador, centralizadores, un tapón de goma inferior y superior y una esfera y un Dart. La zapata es un niple en forma esférica en la parte inferior para suavizar el contacto con el hoyo cuando se baja el revestidor y

evita el derrumbe del mismo. El cuello flotador proporciona un asiento para la fijación de tapones inferior y superior. Su función es similar a la de la zapata y se coloca en el extremo superior del tercer o cuarto tubo del revestidor. Los centralizadores, cuya función es la de centralizar el revestidor con la finalidad de mantener cemento uniforme alrededor de la tubería, minimizando la canalización del lodo a través del sistema cementante. La esfera y dart, son dispositivos utilizados durante la operación de bombeo de cemento, para permitir la liberación de los tapones inferior y superior. El tapón inferior limpia la pared del revestidor del fluido del pozo, mientras que el superior limpia el revestidor del sistema cementante para no contaminar el lodo al momento del desplazamiento.

Nuevas tecnologías en herramientas RSS para Control Direccional en pozos costafuera Zouhair Souki, Schlumberger Se presentó la familia de herramientas PowerDrive, de Schlumberger, que incluye PowerDrive X5, Power Drive Vortex, PowerV, y PowerDrive Exceed. Power Drive X5 Esta herramienta direccional de rotación continua (Push the Bit) controla y desvía la trayectoria de un pozo de acuerdo a las necesidades geológicas y operacionales. Consta de tres aletas que actúan en contra de la formación, a una dirección deseada para controlar y/o desviar la trayectoria de un pozo. Ofrece perforación de zapata a zapata, mejor calidad de hoyo, piloto automático que ajusta la trayectoria a lo programado, unidad con sensores (inclinación, azimut, rayos gamma), mediciones cercanas

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a la mecha en tiempo real y capacidad para reaming y back reaming. PowerDrive Xceed Es una herramienta direccional de rotación continua (Point the Bit – Apunta la Mecha) que introduce un offset en la trayectoria de la mecha (Bend Housing), similar al Steering realizado con un motor de fondo. Todo el trabajo se concentra en la mecha. Se compone de una sección de Steering que contiene la transmisión y tiene instalada la mecha; una sección de control de la electrónica que actúa como el cerebro de la herramienta; un módulo de sensores de medición y un módulo de generación de poder del equipo, todo ensamblado en unos 25-27 pies de equipo. El paquete de sensores (acelerómetros y magnetómetros) permiter ubicarse en el

espacio. Mide Rpm del collar, inclinación y azimth. La medición que ofrece es tan confiable como la del MWD y es empleada por la electrónica para establecer el control direccional. La mecha focaliza hacia donde queremos ir exactamente. Tiene varios modos de operación. Modo Manual – se envían comandos para realiza steering hacia una dirección deseada y con una proporción determinada. Hold The Line – diseñado para mantener tangente, al variar la inclinación y el azimuth asegurando un Delta TVD constante. Hold Inclination and Azimuth – asegura la perforación bajo una inclinación y azimuth constante. Modo Vertical – busca y/o mantiene la verticalidad del pozo con inclinaciones menores a 0.5 grados. En un caso de estudio con PowerDrive Xceed para Baripetrol, en una sección de

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Escenario sección de 8 ½, la herramienta cumplió con los requerimientos de geonavegación al contrarrestar efectivamente la tendencia del pozo a la derecha y demostró su gran capacidad de romper tendencias naturales del pozo.

12 ¼, la herramienta fue capaz de proporcionar un DLS de hasta 5.8°/100’ usando un setting de 100% y además de alcanzar altas ROP’s combinados en un preciso control de la trayectoria planificada. En otro caso de estudio para Petroregional del Lago en una

PowerDrive Vortex Usa las mismas tecnologías Push the Bit ó Point the Bit pero con un motor de fondo que brinda mayor potencia (Rpm) y permite que la mecha vaya a mayor revolución abajo. La primera corrida de PowerDrive Vortex en Venezuela fue en el campo Motatán para Pdvsa con beneficios como: mejora de la tasa de penetración en un 20%, reducción de choques/vibraciones y mejor control

direccional, ahorrando tiempo (6 días) y costos. Se ha corrido en otros campos en Barinas, Tomoporo y El Lago. PowerV Ofrece control de verticalidad, sobre todo cuando un pozo vertical comienza construir ángulo. Maximiza la rata de penetración ROP mientras el BHA mantiene su verticalidad. Estableció el récord mundial de corrida mas larga para una herramienta PowerDrive en hoyo de 9-7/8”, correspondiente a 10,377’ en 361 horas bajo mesa rotaria. La sección de 9-7/8” (con PowerDrive 6-3/4”, Pozo LRF-160, Taladro MAERSK-52) se perforó en 5,8 días menos que el estimado de Pdvsa (9 días de ahorro contra tiempo limpio) y con una sola herramienta, logrando ahorros en el orden de los 926 MMBs para la petrolera venezolana.

Evaluación a tiempo real de yacimientos costafuera Luis Castañeda, Schlumberger Entre las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD) de Schlumberger una de las más avanzadas constituye el servicio multi-funcional EcoScope, que brinda una serie de mediciones para facilitar la evaluación de formaciones, la colocación de pozos y la optimización de las operaciones de perforación. Evaluación de formaciones EcoScope integra una serie de sensores de evaluación de formaciones en un solo collarín para transmitir datos LWD convalidados. Es el primer servicio LWD comercial que utiliza un generador de neutrones por pulsos (PNG) y ofrece la opción de obtener mediciones de porosidad y densidad sin las fuentes químicas tradicionales. El PNG produce más neutrones con energías superiores a las de las fuentes químicas tradicionales, lo que se traduce en mediciones más profundas y más precisas. Además, posibilita la obtención de mediciones tales como de los datos de espectroscopía de rayos gamma de captación inducida por neutrones, que proveen la mineralogía, la litología y las propiedades de la matriz; del parámetro sigma de la formación, un indicador de la salinidad, lo que provee una alternativa viable con respecto a la resistividad para la determinación de la saturación de hidrocarburos. Otras mediciones incluyen la resistividad, rayos gamma naturales

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azimutales, densidad azimutal utilizando cesio, factor fotoeléctrico y porosidadneutrón termal. Estas mediciones pueden transmitirse a la superficie en tiempo real utilizando el servicio de telemetría de alta velocidad TeleScope. El diseño integrado de los sensores, la proximidad con respecto a la barrena, y la capacidad de generación de imágenes múltiples convierten a EcoScope en una excelente herramienta para la colocación de pozos. Sus imágenes de densidad azimutal y rayos gamma generadas en tiempo real proveen opciones para la identificación de la trayectoria óptima del pozo .

Anular Durante la Perforación APWD*, que permiten el monitoreo tanto de las operaciones de limpieza del pozo como de las pruebas de pérdida de fluido y las presiones de conexión. EcoView El producto de respuesta EcoView asiste en el análisis del conjunto de datos integrales del servicio EcoScope y computa una interpretación petrofísica de avanzada que requiere solamente la salinidad del agua como dato de entrada del usuario. Utiliza herramientas de visualización bidimensionales y tridimensionales (2D y 3D) para combinar la interpretación petrofísica de avanzada con las imágenes múltiples de la pared del pozo EcoScope.

Optimización de la perforación EcoScope produce neutrones en función de la demanda con un generador de neutrones por pulsos único. Su diseño elimina la necesidad de utilizar fuentes químicas para la generación de neutrones. La gran capacidad de memoria permiten la registración de dos puntos de medición/pie a velocidades de penetración de hasta 450 pies/h. La telemetría de alta velocidad del servicio TeleScope* maximiza el valor en tiempo real de las mediciones. Entre las meKuis Castañeda y Zouhair Souki, de Schlumberger reciben el reconocimiento diciones que ofrece se encuen- por su participación en el 3er Seminario Tecnológico Offshore, de manos de tran las del servicio de Presión Hernán Ugalde, Pte. SVIP-COLM

Método del perforador para el control de pozos en operaciones submarinos Felipe Caldera, Well Control Perforar es romper rocas formaciones en busca de fluidos. Estos fluidos se mueven (permeabilidad) pero también tienen presión (presión de formación) y al perforar no se quiere que éstos ingresen al pozo para evitar una arremetida, una surgencia, brote, ó venida. Para eso se usa otro fluido que ayude a generar una presión hidrostática mayor a la presión de la formación, es decir, se trabaja sobrebalance. Para evitar un reventón se debe pensar siempre en la presión que hay en el fondo del pozo. Las estadísticas muestran que la mayoría de los blowout han sucedido en operaciones de workover por el exceso de confianza. Los cálculos de las presiones hidrostáticas son la fórmula para controlar los pozos. Como no existe un instrumento en el taladro que permita ver la presión hidrostática, es necesario calcularla, mediante registros. El ingeniero es quien gobierna la presión de fondo. Si ésta disminuye va a producir una surgencia, y si aumenta va a provocar una fractura o pérdida de circulación. Para controlar un pozo el objetivo es mantener la

presión de fondo constante. Al circular una surgencia a la superficie utilizando un estrangulador (choke) la manera de controlar la presión de fondo en superficie, va a incidir en que la presión de fondo aumente, disminuya o se mantenga. Al chokear un pozo, la presión de fondo será la suma de la presión hidrostática, más la pérdida de presión de la bomba, más la contrapresión del estrangulador usado. El estrangulador le proporciona una contrapresión al pozo cuando se está circulando para que la presión de fondo de mantenga constante. De manera que hay que manipular correctamente el pozo (el choke). Método del perforador El método del perforador es “a manos libres”, significa que para aplicarlo a un pozo no requiere cálculos pero sí tener cierta información disponible, por ejemplo, saber cuánta presión aguanta el pozo a nivel de la zapata (cuando se está perforando) ó cuánta presión aguanta el pozo a nivel de la zona cañoneada (en caso de workover), y otra es conocer las presiones

Felipe Caldera , de Well Control, también recibió una distinción por su participación como ponente en el Seminario

reducidas de bomba (o de control). Es manos libre porque la surgencia ó arremetida se circula a la superficie con el mismo lodo con el cual se está perforando, no se requiere aumentar el peso de lodo. No requiere tampoco de material densificante para controlar el pozo. Una segunda circulación se hace con el lodo de control y a menudo es más fácil. Con el método de espera y densifique (popularmente método del ingeniero) en una sola circulación se saca la surgencia y se controla el pozo a diferencia del método del perforador con el cual se hacen dos circulaciones.

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Escenario

El panel de discusión sobre la perspectiva de las petroleras y gasíferas Junior e independientes, fue uno de los temas en la agenda que más interés despertó en la audiencia, en él participaron Raúl Ferro, Director BNamericas; Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales Energy; Jack Scott, COO de Petrominerales; y Huimin Ye, COO de Mansarovar Energy

5th BNamericas Andean Energy Summit

Más de 250 participantes acudieron a la quinta edición del Andean Summit Energy, celebrada el 13 y 14 de Julio en Bogotá, para profundizar en el impacto de la producción de petróleo, gas, energía eléctrica y renovable en la región y el panorama futuro para las operadoras y compañías de servicio. Una pequeña pero muy especializada muestra comercial, complementó los dos días de jornada, organizada por BNamericas Events

7 Juan González Moreno/Petroleum

a cumbre energética andina realizada en el Hotel J. W. Marriott de Bogotá, permitió abordar en profundidad temas vinculados al desarrollo de proyectos, oportunidades de inversión y cambios a nivel regulatorio, a través de un programa de conferencias que se complementó con sesiones de networking y una muestra comercial orientada a reforzar las relaciones de negocio. Presentamos un condensado de las conferencias dedicadas a petróleo y gas, las cuales tuvieron la mayor concurrencia motivado al auge que ha tenido este sector en Colombia. Visión general del sector energético en Colombia Andrés Taboada, Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía, hizo una retrospectiva a través de la cual remarcó el papel fundamental que el sector energético ha jugado en el mejoramiento de la calidad de vida de todos los colombianos, posible gracias a la puesta en marcha de políticas y programas de exploración, producción y susti-

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tución de combustibles. Tal es el caso del gas natural, que hoy día llega a 53% de la población, “recurso que ha jugado un destacado papel en el avance social de nuestro país, el cual ha sido un factor de democratización en virtud del progresivo acceso de la población a este combustible” dijo Taboada. Mencionó que la agenda ambiental es un eje transversal del plan de desarrollo, por lo que la exploración y explotación minera imponen desafíos en cuanto al acceso y el manejo de los recursos naturales, lo que demanda una planificación integral sobre la cual ha trabajado el gobierno nacional con los ministerios de ambiente y de vivienda, con enfoque en la prevención, mitigación, creación de programas remediales y el fortalecimiento institucional para la generación de conocimiento. Al referirse a la política de precios dijo que esta ha girado en torno a tres ejes temáticos, como lo son el criterio del costo de oportunidad, la eliminación de los subsidios a los combustibles y la reducción del impacto inflacionario que el precio de los combusti-

bles tiene sobre el precio de la canasta. “Esto ha permitido demostrar que la racionalidad de los consumidores se fundamenta mayormente en términos de eficiencia energética y no en un mercado de precios bajos que estimula el despilfarro”, aseguró. Plan de Expansión en E&P de Ecopetrol Edgar Hernández, Gerencia de Nuevos Negocios Upstream de Ecopetrol, presentó el plan de expansión en exploración y producción cuya meta principal al 2020 es producir 1,3 MMbpd sin accidentes, sin incidentes ambientales, con

Edgar Hernández, Gerencia de Nuevos Negocios Upstream de Ecopetrol

normalidad laboral, en armonía con los grupos de interés y con una rentabilidad del 17% para el grupo empresarial. La inversión, que asciende a US$ 80.000 millones para el período, está orientada en un 80% a la exploración y producción; mientras que las líneas de crecimiento upstream se enfocan también en la exploración, desarrollo de campos actuales y de hidrocarburos no convencionales, todo ello apalancado por una cartera de negocios internacionales a los que Ecopetrol ha puesto gran empeño. En el corto plazo, explicó Hernández, los retos de producción se centran en desarrollar la infraestructura necesaria, continuar incrementando el posicionamiento en las áreas exploratorias de alto potencial y trabajar de la mano con las comunidades en las áreas de exploración; a mediano y largo plazo la estatal petrolera colombiana quiere implementar de manera exitosa proyectos de mejoramiento para recobro secundario y terciario, así como delimitar y desarrollar nuevos descubrimientos. Estado situacional del Proyecto Transporte de Crudos Pesados Marco Silva Barrio, Líder del Proyecto Transporte de Crudos Pesados de Petroperú, hizo una descripción completa sobre el Proyecto del Oleoducto Nor Peruano (ONP) que actualmente opera Petroperú y cuya capacidad de transporte actual (30.000 bpd) es muy inferior a su capacidad total (200.000 bpd). El proyecto comprende la evacuación de crudos proveniente de dos bloques al norte de Perú, hacia la costa en el terminal de Bayóvar para su comercialización, asimismo busca transportar el crudo producido de ocho bloques al sur de Ecuador, lo que generaría rentabilidad económica. En este sentido, Silva mencionó entre los beneficios que representan los proyectos descritos: el incremento de la rentabilidad del negocio de transporte de crudo del ONP, el aumento de la capacidad actual, revertir el déficit en la balanza nacional de hidrocarburos reduciendo las importaciones de crudo, dar valor al crudo descubierto en la selva para su transporte a puerto de embarque, y contribuir con mayores ingresos al Estado peruano

Marco Silva Barrio, Líder del Proyecto Transporte de Crudos Pesados de Petroperú

por impuestos a través de las operaciones prestadas por el oleoducto. Retos para la exploración del offshore de Colombia Clovis Santos, Director E&P Petrobras Colombia, tuvo a cargo esta ponencia que consideró el largo camino que Colombia debe recorrer en la exploración y producción de hidrocarburos en aguas profundas. Siendo Petrobras una de las empresas con mayor experiencia mundial en esta materia, explicó que el offshore colombiano cuenta con suficientes datos para iniciar una campaña intensiva de perforación en la cuenca Caribe, aceptando los riesgos. Asimismo dijo que la demanda de capital debe ser intensiva con tolerancia al alto riesgo, por ello “empresas con músculo financiero y tecnológico deben ser atraídas y retenidas en el país si se quiere cumplir esta misión”. Como requisitos para el desarrollo de una provincia offshore en Colombia, mencionó varios aspectos claves, entre ellos, la presencia de técnicos altamente capacitados y motivados, un portafolio sólido y diversificado, tecnologías apropiadas, logística robusta para apoyar las operaciones y, sobre todo, mucha persistencia.

Clovis Santos, Director E&P Petrobras Colombia

Panel de discusión: Perspectiva de las petroleras y gasíferas Junior e Independientes Muy concurrido estuvo este panel, moderado por Raúl Ferro, Director BNamericas y que tuvo la participación de importantes ejecutivos de compañías operadoras extranjeras en Colombia, quienes brindaron su visión sobre las oportunidades de negocio que han encontrado en el país, gracias a la apertura y la confianza que ha generado el cómodo marco fiscal y el fortalecimiento de la seguridad. Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales Energy, manifestó ver con buenos ojos la posibilidad de crecimiento para empresas operadoras en Colombia, siendo Pacific una muestra de ello. “Hace tres años producíamos 14.000 bpd y hoy ya alcanzamos 230.000 bpd, con pronósticos de llegar a 265.000 a finales de 2011 y a 500.000 bpd en los próximos tres o cuatro años”. No obstante se refirió al tema de transporte como una barrera que ha venido superándose, gracias a la construcción del Oleoducto de Los Llanos cuya capacidad se ha elevado paulatinamente, con previsiones de llegar a los 400.000 bpd. Aseguró que “la clave está en planificar a tiempo para poder resolver” y que la industria se encuentra en un ciclo de commodities, “donde los precios del petróleo son extraordinariamente altos y especialmente los crudos pesados; estamos vendiendo este tipo de hidrocarburo entre uno a cuatro dólares por encima del referencial WTI, entonces no se trata de problemas sino de retos que se pueden superar”. Jack Scott, COO de Petrominerales, por su parte señaló que hoy la compañía produce 40.000 bpd, luego de haber comenzado con 12.000 bpd, lo que representa un enorme crecimiento en un corto plazo, “que en parte se debe al excelente régimen fiscal que devino con la creación de la ANH. Además Colombia es uno de los cinco o seis países en el mundo que registra incremento en la producción petrolera, lo que hace que la industria de servicios se vuelva más dinámica”. Agregó que el éxito como el que ha tenido Pacific en el campo Rubiales, demuestra que el potencial hidrocarburífiero del país es muy grande. “Hemos optado por aplicar aquí tecnologías modernas para campos Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Escenario

El panel sobre perspectiva de las petrolera y gasíferas Junior e Independientes lo conformaron Raúl Ferro, Director BNamericas; Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales Energy; Jack Scott, COO de Petrominerales; y Huimin Ye, COO de Mansarovar Energy

maduros como las que exitosamente han sido probadas en Canadá”. Huimin Ye, COO de Mansarovar Energy, dijo enfáticamente que Mansarovar decidió iniciar operaciones en Colombia, porque la visión de la seguridad que se tenía del país cambió radicalmente para bien, “lo que dio suficientes argumentos para aprovechar las oportunidades de negocio, el potencial y las grandes reservas petroleras disponibles”. El proyecto REFICAR Orlando Cabrales, Presidente de la Refinería de Cartagena, pormenorizó el avance del proyecto de ampliación de este centro refinador cuya ingeniería de detalle ha sido desarrollada en más de 70%, la compra de equipos está casi completa y la construcción lleva un 10% de avance. La finalización de la obra y entrada en operación está prevista para Julio 2013, cuando su capacidad pase de los actuales 80.000 bpd a 165.000 bpd con una dieta de varios tipos de crudos, sin embargo su diseño permite correr crudos muy pesados y con alto contenido de azufre. “El proyecto se está llevando a cabo bajo los términos de la ética, ese es nuestro principal valor, el segundo es la seguridad industrial, la seguridad hacia el trabajador, el activo más importante de la refinería, y por último el diseño amigable con el ambiente. Por otro lado, estamos convencidos del deber que tenemos de participar en la responsabilidad social empresarial, que cumplimos principalmente con las comunidades a través de entrenamiento y educación”. A la fecha se han invertido en

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planes sociales más del 12.600 millones de pesos, la mayoría destinados a un centro de entrenamiento y capacitación de personal para los oficios requeridos en el proyecto y en general en la industria. Panel de discusión: Perspectivas del sector petrolero y gasífero colombiano Alberto Cisneros-Lavaller, CEO de GBC, fue el moderador del panel cuyo objetivo fue examinar el panorama a mediano plazo para la industria del petróleo y gas en Colombia, la cual hace un quinquenio pronosticaba que el país se convertiría en un importador neto, visión que se ha revertido de manera dramática. “Esta reversión incremental, se debe fundamentalmente al petróleo pesado y extrapesado proveniente de Los Llanos, sin embargo el país no deja de enfrentar desafíos como los cuello de botella en transporte y fundamentalmente el de refinación” señaló. Greg Vernon, COO Alange Energy, coincidió con lo dicho por otros panelistas con relación al tema de la infraestructura de transporte y sus capacidades en términos de sumar producción, “pero también hemos visto éxito en otras áreas de la industria, como por ejemplo los permisos ambientales, entre otros factores necesarios que promueven el progreso”. Rafael Rozo, Gerente General de Canacol Energy, aseguró que Colombia es un mar de oportunidades para la industria en este momento, “no sólo por los cambios en la política petrolera, sino por los precios del petróleo”. En una reseña

sobre el pasado, presente y futuro de la industria petrolera local, dijo que si bien la producción con respecto a los años 90 se ha incrementado, no ha habido hallazgos significativos, con excepción del campo Rubiales, por ello la continuidad de una producción de 1,3 millones de bpd se ve comprometida en el largo plazo si no hay incorporación masiva de reservas. Otro factor preponderante es el “government take”, que hace una década estuvo por el orden del 60% y que “producto de los cambios contractuales, hoy ronda el 73% y si se incluyen todos los campos de la producción nacional llega al 80%, entonces ¿qué va a pasar?, se tendrá que elevar el nivel de inversión para poder alcanzar las metas”, dijo. Julián Moreno, Gerente División de Impuestos de Deloitte Colombia, resaltó las mejoras en tema tributario, “estos beneficios se están empezando a marchitar desde 2010, pues si bien el impuesto de renta no ha aumentado (33%), con la deducción especial la industria tuvo una tasa efectiva del 23%, por otro lado las compañías exportadoras ahora están castigadas con una retención en la fuente y adicionalmente se presenta la eliminación de la importación temporal en el ámbito arancelario; es por ello que el gobierno tiene que ser consistente si quiere mover la locomotora de los hidrocarburos y no puede cambiar las reglas del juego, además debe entender que la factura que hace de rentas no se circunscribe a las regalías ni al impuesto de renta” explicó. El gran debate: ¿Debería la región Andina importar GNL? Álvaro Ríos Roca, Coordinador Gerencia de Gas de EP Petroecuador, moderó este debate en el que sus panelistas coincidieron absolutamente en que la región Andina puede manejar la importación y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) con comodidad, sobre todo porque representa una alternativa económicamente rentable. Luis Giusti, Director General de la Corporación Centro Latinoamericano de Energía, explicó que no hay duda de que el gas es el combustible del futuro, sin embargo la limitante siempre es la conectividad, sobre todo sabiendo que las prin-

Luis Giusti, Director General de la CCLE (en el podio), ofreció su visión sobre las oportunidades que generaría para la región andina poner en práctica la importación y exportación de GNL. Le acompañaron: Álvaro Ríos Roca, Coordinador Gerencia de Gas de EP Petroecuador; Eduardo Lima, VP Desarrollo de Proyectos de Pacific Rubiales; Beatriz Herrera Jaime, Asesora Unidad de Planeación Minero Energética; Álvaro Caravia, Coordinador Gestión Empresarial de EP Petroecuador; y Luis Eduardo Duque, Jefe de Gabinete ANP

cipales reservas de gas convencional están en Qatar, Irán y Rusia, casos para los cuales sería muy costoso pensar en gasoducto, por ello nace el concepto de GNL, “una alternativa que además es muy segura y amigable con el ambiente”. Beatriz Herrera Jaime, Asesora Unidad de Planeación Minero Energética, mencionó que el gas natural juega un papel preponderante en la estructura de consumo del país, por ello “si la exploración no rinde los frutos esperados requeriremos importarlo y creemos que el GNL es una buena opción si esto llegara a ocurrir, e incluso si encontráramos gas también sería una opción viable porque la tecnología lo permite y

es un energético sumamente limpio”. Álvaro Caravia, Coordinador Gestión Empresarial de EP Petroecuador, hizo referencia al caso particular de Ecuador que llama particularmente la atención y que debe ser solucionado, pues el Estado paga subsidios a los combustibles líquidos por el orden de US$2.000 millones anuales, los cuales fácilmente podrían ser destinados a campañas exploratorias para hallar más recursos. Eduardo Lima, VP Desarrollo de Proyectos de Pacific Rubiales, habló sobre el proyecto de exportación de GNL de pequeña escala que está desarrollando la compañía para Centroamérica y el Caribe, dado que el gas que se produce en

el campo La Creciente no puede ser evacuado con facilidad, “por lo que se estudia su exportación por vía marítima como la mejor alternativa, no sólo por la facilidad de su transporte, sino porque se ha identificado una carencia de 400 MMpcd que pudieran ser vendidos a prospectivos clientes que están quemando líquidos en plantas eléctricas”. Luis Eduardo Duque, Jefe de Gabinete ANP, ve el GNL como una alternativa para que los países de la región puedan crecer juntos. Por otro lado mencionó que desde hace dos años la industria de gas natural cambió radicalmente, primero por el auge del gas no convencional y segundo por la sobrecapacidad del GNL.

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Especial

La Industria del Petróleo Pesado La tendencia mundial respecto a los crudos pesados es un desarrollo cada vez más acelerado y de un crecimiento sostenido. Y no sólo en países como Venezuela, Canadá y Estados Unidos, que cuentan con una industria de crudos pesados madura, sino también en otros que comienzan a emerger en este sector y que buscan las maneras de explotar eficientemente sus recursos

l petróleo pesado está recibiendo cada vez más atención motivado, entre otras razones, al alto precio del crudo; las preocupaciones sobre seguridad de suministro; la previsión de una decreciente producción de crudo convencional vs. una demanda global a punto de sobrepasar la oferta, todo lo cual ha llevado a afirmar que la industria petrolera ha vuelto su mirada hacia los crudos pesados y extrapesados. No obstante, con ello surgen igualmente muchas más interrogantes sobre cómo encarar los desafíos de la extracción de estos crudos y acelerar el desarrollo de los métodos y técnicas necesarias o el perfeccionamiento de la tecnología ya conocida. Una gran parte de los recursos de petróleo que el mundo podrá utilizar en el futuro se clasifica como no convencional, dentro de lo cual se incluyen las arenas petrolíferas o arenas asfálticas (oil sands o tar sands), los petróleos extrapesados,

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los esquistos bituminosos (oil shales) y los combustibles sintéticos derivados de la conversión gas a líquidos (gas-toliquids o GTL) y de carbón a líquidos (coal-toliquids o CTL). Considerando el gran tamaño de las reservas disponibles para la explotación no es temerario entonces asegurar que el futuro del negocio descansa en los crudos pesados, aunado a otros factores como la rentabilidad mejorada; los avances técnicos; el bajo riesgo geológico; la baja inversión de capital requerida en proyectos de recuperación primaria no térmica; así como el correcto manejo de los asuntos medioambientales asociados con la eliminación de arena y las emisiones de gases invernadero. A nivel global, distintos proyectos relacionados con el aprovechamiento de estos crudos pesados se encuentran en ejecución. Por definición el crudo pesado es el que tiene una gravedad API comprendida

en el rango 10-22.3°API, propiedad que le impide la normal fluidez debido a su alta viscosidad; la cual puede fluctuar en el rango de 50cP a 10 000 cP. Los extrapesados tienen una gravedad menor a 10°API. Están presentes en diferentes cuencas petroleras del mundo y suelen hallarse en depósitos no muy profundos. Son deficientes en hidrógeno y poseen un alto contenido en carbón, azufre y metales pesados. En muchos casos, las formaciones en los que están almacenados (arenas, carbonatos) tienen excelentes propiedades como rocas reservorio: altas porosidades (en ocasiones de hasta 40-45%, carbonatos) y permeabilidades, y grandes espesores de roca porosa-permeable. Lo que los convierte en no convencionales es su alta viscosidad y el asociado proceso adicional, de alta inversión (upgrading) para volverlos adecuados para su producción y tratamiento en una refinería normal. De acuerdo a cifras manejadas por

la Energy Information Administration, EIA, del total de reservas de petróleo a nivel global, 30% corresponde a crudos convencionales (>25°API); 15% a crudos pesados (<25°API); 25% a crudos extrapesados (<10° API) y 30% son arenas bituminosas (<8°API), lo que revela que los recursos de petróleo no convencional representan la mayor fuente de reservas de crudos en el mundo, con estimaciones de 6 - 7 trillones de barriles de petróleo equivalente. Existen por tanto grandes recursos de petróleo pesado, extrapesado y bitumen en muchos países, siendo Canadá, Venezuela y los Estados Unidos los principales productores. Desafíos tecnológicos Las razones por las que estos crudos no se explotaban anteriormente, se deben principalmente a sus características y al hecho de que mejores tipos de crudos se obtenían sin mayores inconvenientes y en abundancia. Hoy, que las condiciones son otras y el petróleo “fácil” pareciera ser parte del pasado, los métodos para la localización y explotación de crudo pesado se han transformado en una oportunidad para los productores de petróleo. Tecnología innovadoras de perforación, terminación y estimulación están marcando pauta en el reto de hacer que los yacimientos de petróleo pesado sean activos rentables. La minería a cielo abierto, y el procedimiento in situ han sido hasta ahora los métodos principalmente utilizados para perforar la arena, extraer el bitumen y convertirlo en crudo sintético. Para la Agencia Internacional de la Energía, la producción petrolífera no convencional podría alcanzar los 37 millones de barriles por día en 2030, equivalente al 39% de la demanda global. Pero se requiere un eficiente desarrollo de estos crudos. La realidad muestra que en materia de innovación tecnológica los recursos están siendo dirigidos hacia crudos pesados y que las investigaciones se están moviendo con mayor rapidez, buscando responder a los desafíos que plantea la explotación y procesamiento de los pesados, que sabemos presenta un alto nivel de complejidad en todo el ciclo. En esa búsqueda seguirá siendo clave el grado de integración de la industria con los fabricantes de equipos y suplidores de servicios, centros de I & D y del sector académico. Para poder explotar estos yacimientos en cantidad suficiente se requieren métodos de recuperación mejorada de crudo, los cuales comprenden algún tipo de técnicas de recuperación térmica. Las tasas de recuperación dependen de la viscosidad original del crudo en el yacimiento, su temperatura natural y la presión in-situ (se puede esperar una tasa de recuperación sin mejora entre el 1,5 al 10% y después de inyectar vapor, entre 50 y 60% del crudo original in situ. Los retos tecnológicos son diversos, pero entre los más decisivos se cuentan el desarrollo de software, el aumento del factor de recobro, mejora de los planes de explotación, incrementar la vida operativa de los pozos, la recuperación de pesados y extrapesados, esquemas de conversión eficiente, reducir la alta viscosidad y densidad de los crudos y esquemas de transporte. Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Especial

Tecnologías de Recuperación Mejorada más utilizadas

Fuente: Pdvsa Intevep

CANADÁ: pionero y líder en crudos pesados Canadá ha sido y es determinante en el desarrollo de los crudos pesados. Datos publicados recientemente refieren una estimación de reservas probadas de 178.000 millones de barriles -las terceras mayores del mundo, luego de Arabia Saudí y Venezuela- todas en arenas bituminosas de la zona de Alberta. El primer intento de explotación de las reservas canadienses data de 1930, con el proyecto Abasand Oil, de muy baja productividad, pero fue en los 60 cuando comenzó la explotación a gran escala, con el proyecto Great Canadian Oil Sands, de la empresa Suncor Energy, que en 1967 comenzó a producir 45.000 bpd. En los 70 se crea Syncrude Canadá con la participación de varias multinacionales del petróleo y responsable del proyecto más grande hasta ahora, con una producción de más de 350.000 bpd. Actualmente las arenas bituminosas son explotadas por más de seis plantas, y dos más están en construcción.

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En los últimos años la industria de Sobre la marcha nuevos desafíos crudos pesados canadiense ha conseguido han ido encontrando respuesta, espedesarrollar tecnologías que le colocan en cialmente en lo concerniente al impacto una posición ventajosa. De hecho, gracias ambiental. Canadá ha desarrollado méa esa capacidad logró posicionarse en el todos para explotar reservas de petróleo primer lugar como suplidor de crudo de pesado a grandes profundidades y ha Estados Unidos, al cual provee cerca de mejorado la eficiencia de otros métodos 1.900.000 bpd. de extracción. El yacimiento de Athabasca es la gran reserva de arenas de petróleo del mundo, apropiada para la minería a cielo abierto a gran escala, si bien la mayor parte puede producirse usando la tecnología in situ. Una de las innovaciones más contundentes, de comienzos de los 80, fue la técnica de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), un proceso de recuperación desarrollado para hacer frente a las características de los yacimientos de los crudos Canadá cuenta con la tercera reserva mundial de petróleo por detrás de Arabia Saudí y Venezuela pesados canadienses.

América Latina: importante suplidor energético En América Latina, el potencial de reservas de Venezuela y Brasil y, en menor medida México y Bolivia, junto a Colombia, Argentina, Perú y Ecuador, la sitúan como un importante suplidor energético a largo plazo. Ejecutivos de la industria y expertos analistas consideran que la región está frente a una oportunidad de oro. En Sudamérica se ubica la Franja de Crudo Pesado (Heavy Oil Belt) que cruza Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú, destacándose los yacimientos de crudos pesados de la Faja del Orinoco en Ve-

nezuela y los Llanos Orientales Colombianos, así como el campo petrolífero de Pungarayacu, la mayor acumulación de petróleo pesado en Ecuador. Venezuela, desde luego, ostenta la primacía. La mayor parte del petróleo que hay en este país es pesado y extrapesado, y se encuentra principalmente en la Faja Petrolífera del Orinoco, FPO, con un POES de 1.360 MMMBls. El objetivo del Proyeto es lograr cuantificar y oficializar al menos 17% de este POES como reservas probadas. Con muchos años de antecedentes,

Cluster de cabezal de pozo de la empresa mixta Petrocedeño en la Faja del Orinoco

estudios y logros la FPO ejemplariza muy bien la conceptualización de un modelo de explotación y mejoramiento de crudos pesados (ver detalles en pág.32).

Colombia: el nacimiento de un líder en crudos pesados El crudo pesado es el que mayor participación tiene en la producción del país, con un 54%. Existen un total de 101 campos productores de crudo pesado localizados en 13 departamentos, siendo el Meta el de mayor producción, del orden de 332.000 bped (73%), con 25 campos productores, de los cuales los más importantes son Rubiales, operado por Pacific Rubiales, Castilla y Castilla Norte, operados por Ecopetrol.

El plan de la petrolera estatal colombiana apunta a convertirse en una empresa líder en el procesamiento de crudos pesados y extrapesados. De la meta de producción de 1.300.000 bpd en 2015 se estima que más de la mitad corresponderá a crudos pesados y extrapesados, lo que reafirma el rol determinante que estos crudos tienen en el marco estratégico de Ecopetrol. De hecho, la proyección de la compañía es que entre 50% a 60% de su pro-

ducción a 2020 sea de crudos pesados, lo que implica un aumento en la producción soportado tanto por el descubrimiento de nuevos campos como por el manejo de nuevas tecnologías para el procesamiento de crudos pesados y extrapesados. La visión que la empresa tiene de este desarrollo implica intensificar la inversión en bloques exploratorios, directamente o mediante alianzas estratégicas, el desarrollo de tecnologías para mejorar el recobro

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Especial y ampliar las facilidades de procesamiento, adecuar la capacidad de sistemas de transporte, definir la localización estratégica de plantas de mejoramiento y su tecnología. En línea con esta premisa, el mayor porcentaje de la inversión prevista en 2011 en producción –US$ US$3.848 millones- se centra en los proyectos de los Llanos Orientales, específicamente para el desarrollo de crudos pesados en campos como Castilla, Chichimene y Rubiales, que además son pilares estratégicos para alcanzar la meta del millón de barriles. En estos campos Ecopetrol ha veni-

do desarrollando una agresiva campaña de perforación, particularmente en Castilla y Chichimene, que en el mes de Mayo registró una producción récord de 154.000 bpd, como resultado de los proyectos de perforación y ampliación emprendidos desde el momento en que Ecopetrol tomó la administración directa de estos campos.

Colombia apunta a convertirse en líder en crudos pesados. Actualmente existen más de cien campos productores localizados en 13 departamentos, siendo el Meta el de mayor producción. Los campos Castilla-Chichimene (foto) reportaron un récord histórico en Junio

Perú: crudos pesados para alcanzar la independencia energética Siguiendo la tendencia global, los crudos pesados están asegurando su rol en el futuro de la industria petrolera y de la refinación en Perú, que en años recientes ha dado un especial énfasis a la promoción de su potencial de crudos pesados y cuenta en la actualidad con proyectos en etapa de exploración y desarrollo en el Lote 67 en la cuenca de Marañón (selva peruana), operado por Perenco y el Lote 39, de Repsol. Además, se encuentra en producción el Lote 1AB, operado por Pluspetrol. Las mayores reservas de crudo conocidas se ubican en el noreste del país, en las áreas que forman parte de la cuenca del Río Marañón, en una zona de difícil acceso como la Selva Amazónica al noreste de Perú. las reservas más significativas ascienden aproximadamente a 100 MMBbls de petróleo pesado con calidad promedio de 13.5 °API. Actualmente, el crudo que abastece a las principales refinerías del país proviene de esta

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zona, de los lotes 1-AB y 8; y se transporta a través del Oleoducto Norperuano hacia el terminal de Bayóvar para su posterior comercialización. EL Lote 67 En Diciembre de 1995 la empresa Perenco adquirió el 100% de la participación del contrato de licencia del Lote 67, en el cual se han realizado tres descubrimientos: los campos de Paiche, Dorado y Piraña. Adicionalmente, numerosos prospectos exploratorios han sido identificados. En Diciembre de 2006 se realizó la declaración como descubrimiento comercial del Lote 67 de crudo de 14.6°API. El Plan de Desarrollo aprobado por Perupetro en Julio de 2007, estimaba que las primeras producciones de crudo se darían en Enero de 2011. Estos descubrimientos demostraron un gran potencial de reservas de crudo pesado, las cuales, en su momento, no resultaron económicamente viables. Sin embargo, hoy día los pronósticos de producción son optimistas, estimándose alcanzar un nivel de 100.000 bpd. En Abril de 2009, el desarrollo del Lote 67 fue declarado proyecto de de interés nacional. El Ministerio de Energía y Minas aprobó el Estudio de Impacto Ambiental para la construcción de siete plataformas y perforación de 14 pozos delineatorios. Este proceso corresponde a la etapa de exploración, cuyo objetivo principal es determinar las propiedades petrográficas de los yacimientos de interés de los campos

Paiche, Dorado y Piraña y sus volúmenes de reserva. Datos recientemente publicados refiere que el estimado de reserva del Lote 67 es de 350 millones de barriles de crudo pesado. Perenco planea invertir cerca de US$2.000 millones en los trabajos de exploración y explotación con la expectativa de iniciar producción de crudo pesado en el año 2013. Explotación del Lote 39 En Julio de 1999 se aprobó el Contrato de Licencia de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Lote 39, celebrado entre Perupetro y el Consorcio conformado por las empresas Repsol Exploración Perú, Burlington Resources y Reliance Exploration & Production. El bloque ha sido materia de prospección hidrocarburífera por parte de diferentes empresas petroleras desde 1971, y actualmente se encuentra en su sexto período de fase de exploración. En el primer trimestre de este año, se culminó una campaña de sísmica 2D y se espera perforar un pozo exploratorio en la estructura Arabela para 2012. En cuanto al Lote 1AB de Pluspetrol, localizado en el noreste de la Selva Peruana, empezó su explotación en 1971 y el primer descubrimiento fue en 1972. El campo fue declarado comercial en 1974. Junto al Lote 8 provee la mayor producción de petróleo de Perú y tras más de 35 años de operación requiere la aplicación de tecnologías para optimizar la recuperación de crudo.

Ecuador: producción de pesados compensa caída de campos maduros La producción de los campos maduros de Petroecuador -Auca, Sacha, Shushufindi y Lago Agrio- se ha ido reduciendo, pero esta caída ha sido compensada con la producción creciente de crudos pesados en la Amazonía. Se estima que los aumentos futuros de producción provendrán del desarrollo del bloque Ishpingo-AtapocochaTiputini (ITT), con reservas probadas calculadas en 850 millones de barriles y un potencial de reservas recuperables de hasta 1.300 millones de barriles, de un crudo más pesado que el Napo. Se estima una producción de 190.000 bpd. Motivado a la gran producción de crudos pesados en el Oriente Ecuatoriano, otro gran desafío es la modernización de las refinerías para transformar el crudo pesado en fracciones livianas para la elaboración de combustibles que satisfagan las regulaciones ambientales. Además del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), el país cuenta con el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP).

Proyecto Campo Pungarayacu Descubierto y delineado parcialmente hace unas tres décadas, el campo de crudos pesados Pungarayacu es una de las mayores acumulaciones hidrocarburos de Ecuador. Con una extensión de 113.520 hectáreas está ubicado en la provincia oriental de Napo, en la Amazonía ecuatoriana. Tiene un POES estimado 4.5 a 7 billones de barriles (Petroecuador/ ARCO); 4.3 a 12.1 billones de barriles (Gaffney, Cline & Associates 2009). El rango del crudo varía entre 4 y 12°API. El campo se encuentra dentro del bloque 20, asignado a la canadiense Ivanhoe Energy mediante un Contrato por 30 años para la exploración, desarrollo y producción, asumiendo a su riesgo el total de la inversión, del orden de US$5.000 millones. La primera fase del proyecto contempla una producción de 30.000 bpd; la segunda de 60.000 bpd y en la tercera de 90.000 bpd, con la expectativa de llegar a 120.000 bpd.

OCP Ecuador

Heavy to Light Ivanhoe Energy utilizará la tecnología de su propiedad y patentada HTL -Heavy to Light- un proceso de mejoramiento parcial, que convierte crudo pesado en crudo liviano, transportable y de mayor valor. Para Ivanhoe esta tecnología es única en el mundo con estas capacidades, es amigable con el medio ambiente debido a la utilización de plantas modulares. Gracias a la reducción de viscosidad durante el proceso, el crudo puede ser fácilmente transportado a través de los oleoductos existentes en el país.

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Especial México: Más de la mitad de las reservas de petróleo es de crudos pesados

El complejo de crudos pesados Ku-Maloob-Zaap, de la Región Marina Noreste de Pemex, alcanzó en 2010 una producción de 850.000 bpd, para consolidarse como el principal activo productor de hidrocarburos en México, con una contribución de 33% del total nacional

El séptimo mayor productor de petróleo del mundo, está tratando de apuntalar su producción luego de perder cerca de una cuarta parte de su capacidad entre 2004 y 2009, por el rápido envejecimiento de sus campos y la falta de inversiones en exploración. Desde la expropiación petrolera la explotación de yacimientos gigantes como Poza Rica en el estado de Veracruz, Samaria y Jujo-Tecominoacán en Tabasco, Abkatún-Pol-Chuc, Cantarell y ahora Ku-Maloob-Zaap en la Sonda de Campeche, ha sido el soporte de la producción de crudo mexicana. Hoy, el país se enfrenta no sólo a una caída de reservas sino también de producción, lo que da cuenta del grado del reto que enfrenta la petrolera estatal Pemex, en su esfuerzo de asegurar la sustentabilidad futura de la industria petrolera. Haciendo frente a los anuncios fatalistas, el Director General de Pemex, Juan José Suárez Coppel, ha señalado que 2011 marca una nueva etapa de crecimiento en exploración y producción en México, que dependerá de la inversión y el desarrollo de crudo, así como la eficiencia en el trabajo de la industria en su conjunto. Se anunció además que por primera vez desde 2004 la producción registrará este año una tasa de crecimiento positiva. En estos momentos la producción de crudo es de 2.56 millones de barrriles por

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día, y de no presentarse ninguna contingencia esperan llegar finales de 2011 a los 2.6 MMbd, como resultado de la estabilización de la producción en Cantarell y del aumento de producción en el resto de los activos, destacándose especialmente el aporte del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap (KMZ), el mayor complejo de crudo pesado del país. En Abril la empresa anunció una producción récord 825.417 barriles en este complejo localizado frente a las costas de Tabasco y Campeche, el cual ha mantenido una tendencia ascendente en su producción, permitiendo contrarrestar en parte la declinación de Cantarell. KMZ Cuenta en la actualidad con 28 plataformas marinas, de las cuales dos son plataformas de enlace, cinco habitacionales, 16 de perforación, cuatro de producción y una de telecomunicaciones. Pronóstico de la SENER También a comienzos de año la Secretaría de Energía, Sener, elevó su pronóstico de producción para este activo, previéndose que siga aumentando en los próximos tres años debido al desarrollo de algunos yacimientos. De acuerdo al análisis presentado, la producción deberá alcanzar su máximo nivel de 927.000 bpd en 2013 para comenzar a declinar hacia 2014. Previamente se había estimado que KMZ podría alcanzar su récord de unos 850.000 bpd, pero sin incluir el arranque de los campos Ayatsil o Pit como parte del proyecto. Los pronósticos recortan drásticamente el estimado de producción del proyecto de Chicontepec a 377.000 bpd para 2025. Actualmente la producción de Chicontepec es de 45.000 bpd. También en Abril la empresa dio a conocer que espera elevar la producción en yacimientos de crudo pesado y extrapesado en el sur del país, concretamente en la Sonda de Campeche, mediante la implementación de sistemas BES en más de 100 pozos.

Desde hace más de 15 años estos sistemas se utiliza en yacimientos de la Región Marina Noreste para extraer petróleo de 27 API, y desde hace más de cinco años en pozos productores de crudo de 13 API. La empresa espera consolidar un esquema de contratación que garantice el diseño, operación y mantenimiento del sistema para llevar hasta la superficie los hidrocarburos localizados en el fondo del pozo, y asegurar la producción de los yacimientos Ek, Balam, Takin, Maloob y Zaap, e igualmente en el campo Ayatsil, generador de petróleo extrapesado en la Región Marina Noreste. El proyecto tiene un plazo estimado de ejecución de cinco años, será contratado mediante un proceso de licitación pública internacional, previa etapa de precalificación y otra de evaluación técnico-económica para la asignación de dos contratos integrales y de evaluación de desempeño. Hidrotratamiento de crudos pesados México es poseedor de yacimientos de petróleo de los más pesados o viscosos que existen en el mundo, razón por la cual el Instituto Mexicano del Petróleo, IMP, enfoca parte de sus esfuerzos a la búsqueda de las soluciones requeridas por Pemex para la explotación, transporte y procesamiento de esos crudos. Dentro de las iniciativas adelantas, está el hidrotratamiento de crudos pesados, una tecnología desarrollada por el IMP para aplicarse a la producción del campo Ku-Maloob-Zaap. Esta tecnología, cuyo desarrollo fue dado a conocer en 2009, permite llevar los crudos pesados a ligeros (de 13°API a 24°API). Lo que hace es quitarle todos los elementos metálicos, eliminar al máximo el azufre, incrementar su contenido de destilados y disminuir su viscosidad y corrosividad. Como parte del proyecto, el IMP propuso a Pemex construir un complejo para la producción de crudo mejorado con capacidad de 15.000 hasta 125.000 barriles diarios. Se planteó además la posibilidad de su aplicación en otros países.

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Especial

Empresas Mixtas en la FPO

La Faja Petrolífera del Orinoco La petrolera nacional Petróleos de Venezuela S.A., Pdvsa, estima que la Faja contiene 235.000 millones de barriles de crudo pesado, que, de ser verificado, sería la mayor reserva petrolera del mundo. Y esto, además, adicional a las grandes reservas probadas de crudo convencional de Venezuela que representan alrededor de 80.000 millones de barriles.

ituada al este de Venezuela y al norte del Río Orinoco, la Faja Petrolífera del Orinoco compite con la arenas petrolíferas canadienses como la mayor acumulación conocida de bitumen en el mundo. La Faja está localizada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. Básicamente sigue la línea del río, que se extiende 600 kilómetros de este a oeste y 70 Km de norte a al sur. La superficie total de la Faja se extiende unos 55.314 Km2.“La Faja es un gran prisma de sedimentos terciarios que se acuñan contra el escudo Guayanés, un inmenso entrampamiento de crudo de peso específico extrapesado y de bitumen natural que migraron del centro de la cuenca al norte y se acumularon y se preservaron en un 80% en las arenas de la Formación Oficina, por cambios de permeabilidad en

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las arenas, por sorpresivas barreras en la sedimentación original o por haber llegado al borde del canal del delta” refiere el geólogo venezolano, Aníbal Martínez en su libro La Faja del Orinoco. La Faja está dividida en cuatro principales áreas de exploración y producción - Boyacá, inicialmente llamada Machete, Junín (anteriormente Zuata), Ayacucho (Hamaca) y Carabobo (Cerro Negro). El área de exploración actual abarca alrededor de 11.600 Km2. Venezuela ha preferido referirse a este crudo no-convencional como crudo extrapesado, aunque la distinción entre los recursos y las arenas bituminosas es un algo académica (ver página 35). De hecho, la zona del Orinoco se llamaba originalmente Faja Bituminosa del Orinoco. Lo importante para el país es que el crudo extra-

pesado de este gran reservorio representa alrededor del 90% de las reservas mundiales conocidas de petróleo extrapesado. Pdvsa, en asociación con empresas internacionales convierten este crudo extrapesado en liviano, y en combustibles comercializables. Un crudo sintético, con un promedio de viscosidad de 25°API, se obtiene a través de facilidades de mejoramiento especiales que lo producen para ser procesado en refinerías tradicionales.

Los pesados del Occidente De acuerdo a A. Martínez, la existencia de hidrocarbruos en Venezuela se presenta con dos extraordinarias circunstancias: la primera, es la ocurrencia del Campo Costanero Bolívar, una de las mayores acumulaciones de crudo descubiertas en el mundo, y la que más ha pro-

ducido en la cuenca de Maracaibo, en el extremo occidental del país, y la otra, la presencia de la Faja al otro extremo. “Las dos concentraciones fabulosas, que abarcan en su ámbito geográfico la Venezuela del petróleo, son así presente y futuro de una Venezuela nueva y diferente”. El Campo Costanero Bolívar constituye una de las áreas con más acumulaciones de crudos pesados en el mundo, ubicado en la zona este del Lago de Maracaibo, que varía entre 11ºAPI y 14ºAPI, además de sus crudos livianos de entre 20ºAPI y 35ºAPI. Los descubrimientos de hidrocarburos pesados en el occidente se inició en los campos Mene Grande en 1914, Lagunillas en 1926, Tía Juana en 1928 y Bachaquero en 1930. En menor proporción, en la costa este, específicamente en el campo Urdaneta Pesado existen otros reservorios de crudos. Precisamente esta zona, en Mene Grande, a finales de los 50 se realizó por primera vez la inyección alternada de vapor, gracias a una iniciativa de la compañía Shell que impulsó los proyectos de

recuperación secundaria en la zona. En 1978, en el área de Tía Juana, Maraven puso en marcha el proyecto de inyección continua de vapor más grande para la fecha, conocido como proyecto M-6. Según un informe del Ministerio de Energía y Petróleo en 2010, las cuencas de Zulia y Falcón poseen un POES de crudos pesados de más de 150.000 millones de barriles.

Exploración en La Faja Los trabajos de exploración en la Faja Petrolífera del Orinoco comenzaron en 1920. Los resultados iniciales fueron decepcionantes, el petróleo descubierto era demasiado pesado para su comercialización, considerando la tecnología disponible y las condiciones económicas de ese tiempo. Las actividades se reanudaron en la década de 1930s con la perforación de 45 pozos, aunque estos fueron abandonados muy pronto. En 1956 se hizo un tercer intento de explotación, poniendo en producción unos 20.000 b/d de crudo pesado, y posteriormente el área fue renombrada como Faja Petrolífera del Orinoco.

A finales de 1960s y principios de 1970s, el entonces Ministerio de Minas e Hidrocarburos puso en marcha un programa intensivo de exploración que implicó la perforación de más de 100 pozos. A raíz de la nacionalización de la industria petrolera venezolana en 1976, el nuevo Ministerio de Energía y Minas entregó la responsabilidad del desarrollo del crudo extrapesado a Pdvsa, que posteriormente dividió la Faja en las cuatro áreas que existen en la actualidad. De 1979 a 1983, la compañía perforó más de 660 pozos exploratorios en la Faja. El volumen de crudo en la Faja fue estimado inicialmente en 1.18 billones de barriles, de los cuales 267.000 millones se considera recuperables. A partir de 1993, cuatro mejoradores de crudo extrapesado fueron construidos para ayudar a facilitar el transporte y procesamiento del crudo.

Crudo mejorado Petrozuata fue autorizada por el Congreso Nacional en Septiembre de 1993, con 49,9% de la sociedad en manos de Pdvsa y el 50,1% de Conoco. Su mejora-

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Especial

Un trabajador de Petrocedeño en la Unidad de Crudo Pesado en San Diego de Cabrutica, bloque Junín de la FPO

dor inició operaciones en 2001 con capacidad de convertir 120.000 bpd de crudo extrapesado del área de Zuata en 104.000 barriles de crudo sintético de 20°API. Posteriormente, Sincor fue autorizada para construir otro mejorador, 38% propiedad de Pdvsa junto a TotalFinaElf (47%) y Statoil (15%). La planta inició operaciones en 2002 y a total capacidad puede procesar 160.000 bpd de crudo extrapesado del área Machete, para transformarlos en 144.000 barriles de crudo mejorado (32°API). Cuatro años más tarde, en Mayo de 1997 fue autorizado el proyecto Ameriven, con 30% de Pdvsa, Philips 40% y Texaco el 30%. El mejorador entró en operación en 2004, con capacidad para convertir 210.000 bpd de crudo extrapesado del área Hamaca en 190.000 barriles de crudo sintético de 25°API. En Junio del mismo año, fue aprobada la asociación Cerro Negro, con 41,67% para Pdvsa e igual porcentaje para ExxonMobil, junto a la alemana Veba Oil, con 16,67%. La capacidad de la planta es de 120.000 bpd de petróleo extrapesado extraídos del área Cerro Negro, para transformarlos en 105.000 barriles de crudo sintético de 17°API. Las inversiones en petróleo dentro del plan de negocios 2006-2012 del go-

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bierno venezolano estarían cerca de los 60 billones de dólares, con el objetivo de aumentar la capacidad de producción de crudo del país de 3,3 millones de bpd a 5,4 millones en 2012. La Faja Petrolífera del Orinoco es una de las fuentes principales de este plan de incremento y se anunció que estaría produciendo alrededor de 1,2 millones de bpd en 2012, una quinta parte de la producción total del país según este plan. Pero actualmente, las cifras de Pdvsa indican que la Faja produce cerca de 500.000 bpd de crudo entre 8° y 9°API.

Control y rentabilidad El gobierno venezolano se ha dedicado a renegociar los contratos con la participación de las empresas petroleras, con lo cual busca ganar un mayor porcentaje de control y de ingresos para el Estado. Las negociaciones le han dado control mayoritario en los cuatro proyectos de extrapesados en el Orinoco, que en conjunto fueron valorados en más de US$30.000 millones. El objetivo trazado es asegurar el desarrollo progresivo de las vastas reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. Pdvsa continúa explorando en el Faja, junto a inversionistas internacionales. Las cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín,

Ayacucho y Carabobo, en el marco del proyecto, fueron divididas en 29 bloques para su desarrollo con la cooperación de numerosas firmas petroleras. Las asociaciones autorizadas en años anteriores pasaron a ser empresas mixtas con participación mayoritaria de Pdvsa. Sincor pasó a ser Petrocedeño (Pdvsa – Statoil – Total), Ameriven es ahora Petropiar, Cerro Negro quedó como Petromonagas y Petrozuata pasó a ser el Distrito Cabrutica (operada con esfuerzo propio de Pdvsa). Algunas empresas están en proceso de constitución y otras áreas en asignación. El gobierno, en virtud de la implementación del Proyecto Magna Reserva, se embarcó en un estudio geológico para cuantificar y certificar las reservas de petróleo de la Faja. Según Ramírez, se espera incrementar las reservas certificadas oficialmente de más de 235.000 millones a 310.000 millones de barriles. En esta dirección el proyecto está progresando y unos 7.000 millones de barriles de reservas de petróleo están siendo certificadas en nueve bloques de exploración en la Faja, con otros 21.000 millones in situ en el bloque Ayacucho 6. Para Venezuela, los altos precios del petróleo que se traducen en mayores oportunidades de inversión y de recursos financieros adicionales disponibles, junto con las mejoras y avances en la tecnología y la infraestructura en la región del Orinoco, el desarrollo de la Faja Petrolífera se visualiza con mayor rentabilidad y atractivo. Algunas de las perforaciones exploratorias han encontrado depósitos de bitumen que se extienden a más del doble de profundidad como había sido estimado. Estas estimaciones iniciales ponen la capa de arena que contiene el crudo a unos 80 pies (24m), y en algunos casos en cerca de los 220 pies (64m) de espesor. En la década de 1980´s, Pdvsa, a través de su filial de investigación y tecnología, Intevep, desarrolló un método de emulsión del crudo extrapesado con agua para permitir que fluyera en las tuberías. Luego descubrió que esta emulsión, cuando se mezcla de una manera determinada, en realidad puede ser utilizada como combustible en plantas eléctricas, lo que marcó el nacimiento de la marca del combustible Orimulsión (ver pág. 36).

Las arenas bituminosas y el crudo extrapesado La diferencia está en la temperatura Acerquémonos a una definición de los depósitos de petróleo extrapesado y de arenas bituminosas y veamos cómo se extrae petróleo de ellos

as arenas bituminosas consisten en una combinación de arena y arcilla con bitumen, un petróleo pesado, negro y viscoso que debe ser tratado para convertirlo en un crudo sintético mejorado, para poder ser utilizado por las refinerías para producir gasolina y diésel. D e l petróleo extrapesado, la diferencia radica en el hecho de que este recurso es líquido, mientras que el bitumen natural que se encuentra en las arenas bituminosas no lo es. El crudo extrapesado tiene una gravedad API menor a 10° y una viscosidad menor a los 10.000 cP, mientras que el bitumen tiene una gravedad menor a 8° y más de 10.000 cP de viscosidad en sitio. Lo que clasifica a las arenas canadienses como bitumen es su elevada viscosidad. En realidad no existen diferencias químicas entre los dos, pero en lo que a técnicas de producción y costos se refiere, las arenas bituminosas son mucho más costosas de producir que el crudo extrapesado, ya que tienen que ser extraídas y tratadas con gran cantidades de calor y agua. Irónicamente, el 90% de todo el crudo extrapesado estimado del mundo se encuentra en un sólo depósito –la Faja del Orinoco-, mientras que alrededor del 80% del bitumen natural mundial se encuentra en las arenas de Athabasca, en la provincia canadiense de Alberta. La diferencia entre los dos lugares es el clima. La temperatura media en los yacimientos en la Faja Petrolífera del Orino-

co es de alrededor de 53°C, mientras que en las arenas de Athabasca es de apenas 11°C. Este contraste de temperatura del suelo afecta el estado físico del bitumen y de allí su clasificación.

Más pesado que el agua La Faja Petrolífera del Orinoco contiene esencialmente petróleo crudo de menos de 10°API, en otras palabras, más pesado que el agua. Aunque este tipo de crudo esté líquido a las condiciones del yacimiento; sobre el suelo y en condiciones de temperatura y atmosféricas normales, no fluirá. Esta es la razón del problema de transporte de los crudos extrapesados. Y tradicionalmente se han utilizado dos procesos para superar esta dificultad. El primero es calentar el crudo para mejorar su estado líquido y ser transferido por tuberías, y, el segundo, mezclarlo con un diluente para crear la misma condición. Sin embargo, surgió la necesidad de encontrar una solución más adecuada al problema del transporte. Finalmente la opción más viables es construir varias facilidades de mejoramientos en sitio. La ventaja de esta solución es que el crudo extrapesado puede, con la ayuda del diluente, ser transportado a distancias cortas mediante ductos a las plantas de mejoramiento. En las arenas petrolíferas de Canadá, el proceso es más complicado. El bitumen se encuentra prácticamente sólido en la roca del yacimiento. Se extrae de la arena, se mezcla con agua caliente y luego se le quita el petróleo. Las arenas bituminosas en Canadá por lo general se encuentran a gran profundidad y tienen que ser minadas. Extraer el bitumen requiere enormes cantidades de agua y abundancia de energía,

asimismo suficiente espacio para colocar la arena de residuos, lo que requiere una recuperación extensa del sitio. Para producir un solo barril de petróleo requiere excavar, mover y procesar dos toneladas de arena. Aproximadamente el 75% del bitumen puede ser recuperado de la arena. La arena una vez sacada de las canteras es transportada a un centro de procesamiento mediante enormes camiones caterpillar con capacidad para transportar 400 toneladas de material a la vez. La carga se vierte en las trituradoras que muelen el material para depurar los granos cubiertos de petróleo. La arena bituminosa es transferida vía transportador a un ciclo-alimentador donde se mezcla con agua caliente para producir una pasta aguada, la cual fluye a la facilidad de

extracción, donde grandes centrifugadoras separan el bitumen rico en petróleo. El bitumen entonces fluye a unidades coquizadoras donde se calienta para remover las impurezas como el azufre y el nitrógeno, dejando el petróleo crudo utilizable. De acuerdo con expertos de la industria, el petróleo extrapesado del Orinoco es económicamente más viable de extraer que las arenas bituminosas de Athabasca, arenas que producen el triple del dióxido de carbono que se emite desde un pozo de petróleo convencional. Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Especial Entre las innovaciones logradas por el brazo tecnológico de Petróleos de Venezuela, Pdvsa Intevep, la Orimulsión abrió un importante capítulo. Por sus atributos probados a escala comercial, este combustible no convencional resultado de la combinación de bitumen, agua y una mezcla de surfactantes, ganó amplia aceptación como alternativa económicamente atractiva para la generación eléctrica

n el libro El Pozo Ilustrado (Caracas, Febrero de 1998), el maestro Efraín E. Barberii (†) menciona que el desarrollo del producto Orimulsión® -en la década de los ochenta- tuvo su origen en la tecnología IMUSION®, aplicada en la producción, transporte, tratamiento y uso de los bitúmenes de la Faja Petrolífera del Orinoco. Las actividades de investigación realizadas por Intevep, Lagoven y Corcoven dieron lugar al desarrollo de este combustible, resultado de la combinación de 70% bitumen natural y 30% agua más aditivos para estabilizar la emulsión. El producto era procesado en las instalaciones de la empresa Bitúmenes del Orinoco (Bitor) en Morichal, estado Monagas. Tal como refieren los registros de la época, por sus características y calidad llegó a posicionarse como una alternativa energética apetecida en el mundo entero, una opción ambiental y económica para que las plantas eléctricas puedan operar eficientemente. A comienzos de la década de los 80 Intevep emprende una investigación enfocada en la búsqueda de nuevas técnicas para el transporte y manejo de los bitúmenes de la Faja. Tras varios años de estudios y con la colaboración de universidades del país e institutos de investigación extranjeros, se logró formular un producto que cumplía con las expectativas planteadas.

Características Por su naturaleza la Orimulsión es un combustible único en el mundo, compuesto de una base acuosa que suspende

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Orimulsión

un hidrocarburo que no es un subproducto de refinación, además se maneja y se quema como un combustible pesado, sin embargo, consiste de pequeñas gotas de bitumen suspendidas en agua. Por sus propiedades puede ser manejado de manera similar a un combustible líquido. La razón de la buena combustibilidad de la Orimulsión (99,99%) es debido al tamaño de las gotas del hidrocarburo y a la presencia del agua, la cual actúa como un agente de encendido efectivo. La composición del producto es: Carbono, 62,35%; Azufre, 2,85%; Hidrogeno, 10,7%; Nitrógeno, 0,5%; Cenizas, 0,1%. Además cuenta con los metales Vanadio, 320ppm; Níquel, 75ppm; Magnesio, 7ppm y Sodio, 12ppm. Después del gas es el combustible más limpio, es bajo en emisiones de CO2, contiene un valor calorífico comparable al carbón fósil, es más económico, menos contaminante y al igual que el carbón genera 1 Kw/h de electricidad, con lo cual compite ventajosamente.

Formulación de la Orimulsión En el comienzo del proceso de producción, la emulsión primaria es formada bien a la cabeza del pozo o en el fondo del mismo, dependiendo del grado de viscosidad y la temperatura del bitumen. La emulsión primaria era bombeada a la estación de flujo de los bloques de producción J-20 y 0-16, para su desgasificación. Allí, la emulsión era conducida a través de un calentador para facilitar la separación del gas del bitumen y para mejorar la estabilidad de la emulsión.

Luego era llevada a través de un separador de gas, donde el gas es removido y posteriormente neutralizado para la producción de energía. La emulsión primaria menos el gas, es transportada a la estación de proceso, donde pasa por una etapa de “rompimiento”, que consiste en eliminar el agua salada, ligada químicamente al bitumen. El agua salada es separada del crudo mediante unos separadores electroestáticos o desaladores previo calentamiento. Concluido el proceso de rompimiento al bitumen le queda menos del 1% de agua. Al salir de los recipientes este producto es un bitumen limpio (Orinoco), apto para la manufactura de Orimulsión, cuya mezcla se realiza con agua dulce y agentes emulsificantes (surfactante).

Almacenamiento y manejo El terminal de almacenamiento -ubicado en José, estado Anzoátegui- abarcaba unas 70 hectáreas. Las instalaciones albergan 8 tanques de 250.000 barriles cada uno; para un total de 2.000.000 barriles. Contaba con un sistema de bombeo compuesto por 15 bombas, que permiten cargar 4.200 barriles por hora a cada tanquero. Trancurridos algunos años de haber iniciado el suministro comercial de Orimulsión la experiencia con los clientes en Canadá, Japón, El Reino Unido, demostraron que el producto se mantenía estable por largor períodos de tiempo. Se confirma que las propiedades geológicas y la estabilidad de la Orimulsión no se afectan cuando se bombea a través

de bombas de tornillos o centrífugas de baja velocidad, también se pudo confirmar que la estabilidad del producto no es afectada cuando pasa a través de las restricciones de un sistema de manejo, tales como válvulas codos “T” y reducciones o expansiones en las tuberías del sistema. Es posible usar instalaciones convencionales para manejar Orimulsión, teniendo en cuenta las siguientes variables: • La temperatura, la cual se debe evitar cercana a los puntos de ebullición y de congelación del agua, por razones obvias. • Esfuerzo cortante, ya que elevadas tasas de corte disminuyen el tamaño de las gotas de bitumen, incrementando su área superficial. • Caída de presión, se deben evitar abruptas caídas de presión para prevenir una disminución en el tamaño de gotas y desestabilización de la Orimulsión. • Contaminación, usualmente ocurre cuando la Orimulsión es almacenada en tanques que contenían previamente petróleo pesado o agua, por ello los tanques o líneas de tubería deben ser drenados y purgados antes de su utilización con el mencionado combustible.

Comercialización La explotación de bitúmen, así como la producción y manejo de Orimulsión y la construcción de las instalaciones físicas necesarias, estuvo a cargo de las extintas filiales operadoras Corpoven y Lagoven, como un servicio prestado a Bitor, la cual realizó directamente la comercialización en América, Europa y Asia a través de sus filiales Bitor Europe Limited, Bitor America Corp. y Bitor Limited. La comercialización estuvo orientada al desarrollo y penetración de nuevos mercados. Más allá de la venta del combustible, la visión de Bitor era ser una empresa de servicios que ofrecía soporte técnico a sus clientes para resolver problemas. Antes de entrar en un país se desarrollaba una estrategia comunicacional para explicar a comunidades, autoridades locales, prensa y grupos ambientales, las bondades de la Orimulsión frente a otros combustibles. Bitor efectuaba su comercialización solo bajo de contratos a largo plazo, con garantías de suministro y estabilidad de precio, al atar cualquier fluctuación futura a los movimientos de precio del carbón,

los cuales en términos históricos son sumamente estables, por lo que el producto no era colocado en el mercado spot, sino que los esfuerzos se dirigían a consolidar y mantener un mercado premium. Tomando en cuenta la cantidad exportada y los ingresos, el precio promedio de exportación por cada tonelada métrica de Orimulsión, era del orden de US$32. Los costos de flete también se manejan de acuerdo a cada contrato: algunos clientes asumían el costo y la Orimulsión se colocaba en el puerto a precio competitivo, a otros se les incluía el precio del transporte.

No más orimulsión En Agosto de 2003, la disolución de la empresa Bitor puso fin a la comercialización de la Orimulsión. La decisión se basó en un estudio del Ministerio de Energía y Petróleo que determinó que las reservas existentes en el área asignada a Bitor eran de crudos extra-pesados y en consecuencia, las reclasificó de esa manera, eliminándose toda referencia a los bitúmenes en la subsecuente reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

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Empresarial

COSA 40 años impulsando el desarrollo venezolano La firma celebra el 12 de Agosto cuatro décadas de exitosa trayectoria, siendo un referente en la ejecución de proyectos a nivel nacional e internacional. Su actual Presidente Ejecutivo, Manuel Fernández Gallardo, afirma categórico que el futuro para la empresa es de grandes oportunidades

undada en 1971 con la visión de liderar el mercado de ingeniería y construcción de proyectos, la empresa Consultores Occidentales S.A., COSA, sembró desde sus inicios las bases de una actuación reconocida en el mercado de prestación de servicios en las áreas de ingeniería, procura, construcción, mantenimiento y operación de instalaciones industriales y de infraestructura, para entes públicos y privados, dentro y fuera del país. Muchos son los logros y aportes acumulados desde entonces, dentro de los cuales cabe resaltar su contribución en la búsqueda de soluciones para respaldar el desarrollo del sector industrial y productivo del país, principalmente del sector petrolero, petroquímico, eléctrico y de manufactura, “que en esencia es nuestra razón como empresa y lo que hemos venido haciendo en estos 40 años”, acota el Presidente de la firma, Manuel Fernández, quien además enfatiza el importante rol ejercido en la formación de profesionales altamente competentes y experimentados. “COSA ha sido un gran escuela”, afirma complacido. “Por aquí han pasado grandes profesionales de la ingeniería, algunos de los cuales nos siguen acompañando y otros han formado sus propias consultoras. Pero nos enorgullece que profesionales que se iniciaron en la empresa actualmente están dando su aporte en compañías de primer orden en Estados Unidos, Europa o Japón”. Hace seis años la empresa dio un giro

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importante, cuando los socios fundadores decidieron dar paso a nuevas generaciones y el Grupo Fernández adquirió la empresa. La decisión de entrar al negocio estuvo soportada en el arraigo de la firma. “Realmente COSA es una familia. No importa que los accionistas hoy no sean los mismos, porque lo fundamental es el capital humano, su permanencia, y es lo que más valoramos y tratamos de preservar como principio”, sostiene Fernández. Actualmente la empresa experimenta un nuevo ciclo de crecimiento, con una posición más nacional y muchos proyectos coordinados a través de sus oficinas en Maracaibo, Caracas, Puerto Ordaz y también en Colombia. Una larga lista de proyectos han sido ejecutados en las áreas de Ingeniería, Procura y Gerencia de Construcción; Supervisión de Obras; Construcción en Tierra y Costa Afuera; Mantenimiento y Operación de Instalaciones; Servicios Especializados; Gerencia Integral de Proyectos y Procura. Entre los más recientes, la Ingeniería Básica del Puente Cacique Nigale, la Ingeniería Básica y parte de Detalle del Nuevo Puerto de Maracaibo -que se construirá hacia la boca del lago-, la participación en el proyecto de construcción de la Planta Ciclo Combinado Termozulia II de Enelven, la Inspección de la

“Nuestro capital más importante es un personal formado, orientado hacia la excelencia y orgulloso de pertenecer a la organización”, afirma Manuel Fernández, Presidente Ejecutivo de COSA

Construcción de la Represa Tocoma sobre el río Caroní, y el apoyo para el desarrollo en el Plan Piloto de Energía Eólica en la Guajira, de Enelven. Futuro de oportunidades Durante estas cuatro décadas COSA ha sido un brazo de apoyo importante en el desarrollo petrolero venezolano. En esta momento brinda soporte a Pdvsa en la ampliación de la refinería de Puerto La Cruz. “Una iniciativa muy importante porque se trata de un proyecto totalmente novedoso en el que se está aplicando tecnología venezolana en algunos procesos, tecnología Intevep. Es un proyecto multianual que está apenas iniciándose y que comprende la ampliación de la capacidad de refinación y también la ampliación de sus productos. Otro proyecto tiene que ver con la expansión de la refinería El Palito, que debe iniciarse próximamente. En Crudos Pesados, estamos vinculados a varios proyectos de ingeniería para los mejoradores. En Colombia hemos traba-

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Empresarial jado para Ecopetrol básicamente, haciendo ingeniería e interventorías, y permanentemente estamos cotizando para las empresas operadoras que hacen vida en ese país, así como para las empresas creadas para el transporte de crudos”. En cuanto al futuro Fernández se muestra totalmente optimista. “Pensamos que se avecina una demanda de trabajo importante en la región, en Venezuela y Colombia. Particularmente en el país hay proyectos significativos, como los de refinación y los proyectos de la Faja, igualmente viene una inversión importante en generación eléctrica, con tres plantas nuevas de ciclo combinado para el Zulia. Vienen muchos proyectos”. Los retos Al interior de la organización hay retos de suma importancia. El primero tiene que ver con seguir incorporando profesionales con las competencias y herramientas adaptadas a estos tiempos, lo cual va amarrado con el segundo reto, que es la adecuación tecnológica. “Ha habido un avance impresionante en el desarrollo de ingeniería y no podemos quedarnos rezagados. Por ello estamos haciendo grandes esfuerzos, trabajando con las plataformas más novedosas en el país. En muchos de estos proyectos trabajamos de la mano con empresas transnacionales, lo que exige tener plataformas comunes para poder manejarse a distancia, en cualquiera de nuestras oficinas en Venezuela y otra, por ejemplo, en Norteamérica, Europa o donde sea que esté la empresa que lidere el proyecto. Nos toca adaptarnos para que no haya una brecha tecnológica. De estos proyectos saldrán experiencias y

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competencias nuevas. De hecho, se están formando empresas y profesionales con capacidades para atender el mercado fuera del país, como ya se esta haciendo en México, Colombia y Ecuador”. Celebración aniversaria Como parte del programa aniversario se contempló la realización de una Jornada Técnica el 5 de Agosto, con la participación de expertos en Generación Hidroeléctrica, Represas, Yacimientos, Eficiencia en el uso de Tecnología y el Futuro de la Ingeniería. “Dado el perfil de COSA como empresa de ingeniería y proyectos, pensamos que ese era el mayor aporte que podíamos hacer en estos 40 años a la comunidad”. De igual forma se contempló la tra-

fue la primera compañía de consultoría fundada en el Occidente venezolano. Sus servicios incluyen desde el estudio de factibilidad hasta la gerencia integral y financiamiento, cubriendo la ingeniería conceptual, básica y de detalles, construcción, procura, puesta en marcha, mantenimiento y operación. Su experiencia le permite abarcar sectores de las industrias petroleras y petroquímicas, de manufactura, compañías eléctricas, organismos públicos e industria privada

“Actualmente estamos en un ciclo de crecimiento, con muchos proyectos y contamos con un personal de alta experiencia”

dicional entrega de botones por años de servicios al personal. “Orgullosamente contamos todavía en nuestras filas con gente fundadora y personal con muchos años de permanencia. El promedio del personal está por encima de 20 años, un recurso humano leal, consecuente y altamente comprometido con la compañía, lo cual nos da una gran fortaleza”. Manuel Fernández Gallardo es Ingeniero Civil egresado de la Universidad Rafael Urdaneta en 1989, con Maestría en Gerencia de La Universidad Cornell. Su actuación profesional ha estado siempre relacionada con el sector de Construcción y Consultoría. Como miembro de una familia de tradición empresarial centenaria, se reconoce con la misma vocación y orgullosamente arraigada en Venezuela. “Siempre hemos realizado inversiones aquí y lo vamos a seguir haciendo, porque este es un país de magníficas oportunidades. Un país petrolero por excelencia con una alta competitividad y un desarrollo impresionante, con todos los recursos energéticos y la ventaja de que son de fácil extracción y colocación, cosa que no ocurre en otros países que deben lidiar con dificultades tecnológicas ya superadas por nosotros”.

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Eventos Orlando Pérez, Presidente SPE Venezuela Occidente

“I Congreso Suramericano de Petróleo y Gas será un referente para la Industria en la región” Dejar una huella decisiva en los profesionales de la industria de los hidrocarburos en la región, a través de la consideración de aspectos de interés vital, constituye el norte del Comité Organizador del Congreso organizado por SPE Venezuela Occidente, el cual con un alto compromiso y entusiasmo trabaja para ver cristalizadas las metas

“

Queremos responder al cien por ciento con las expectativas de los participantes en el evento”, afirmaron Orlando Pérez y Laura Mora, Presidente y Coordinadora de Asuntos Públicos y Publicidad respectivamente de la Seccional Venezuela Occidente de la Society of Petroleum Engineers –SPE Western Venezuela Section- , quienes compartieron detalles sobre lo que será el desarrollo del I CSPG a celebrarse del 18 al 21 de Octubre próximo en el Hotel Venetur Del Lago, en Maracaibo. Para lograrlo el Comité Organizador trabajando aceleradamente, haciendo todos los esfuerzos necesarios “para cumplir el cometido de brindar a los participantes la oportunidad de conocer las innovaciones tecnológicas para el mercado energético suramericano, compartir información y estrechar lazos de hermandad”, acotó Pérez, quien reiteró la invitación a socios de la SPE y profesionales del sector en Venezuela y el mundo a acompañar activamente esta iniciativa, diseñada para dar cabida a un total de 700 participantes. La primera edición del evento encierra un gran desafío, no sólo por la particularidad de tener que sentar las bases de una actividad que busca tener permanencia en el tiempo y consolidarse como un referente en su ramo, sino también por el compromiso que supone estructurar un programa que cubra los temas de interés específico para la industria en la región, a través de papeles técnicos, plenarias y conferencias de alto nivel, lo cual constituye una labor ardua y minuciosa.

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Pérez y Mora destacaron especialmente el apoyo fundamental que la iniciativa ha tenido en los niveles directivos de las petrolera estatales Pdvsa, Ecopetrol y YPFB, entre otras, al igual que el respaldo de distintas operadoras socias en las empresas mixtas y compañías de servicios, cuyo patrocinio hizo posible “la materialización de este importante evento que es ya una realidad”. Espíritu suramericano La idea de organizar el I CSPG surgió de una inquietud compartida por profesionales de SPE del continente, originalmente pozr colegas de Venezuela y Colombia de realizar un encuentro técnico. Dicha posibilidad fue elevada al nivel directivo de Pdvsa y Ecopetrol con total aceptación. Al respecto Pérez señaló: “Debemos reconocer el apoyo que desde el inicio tuvimos del Vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, Eulogio Del Pino y del Vicepresidente de E&P de Ecopetrol, Héctor Manosalva, y posteriormente, mientras avanzamos en el trabajo, el respaldo ganado por parte directivos de otras empresas, como el Director de YPFB Orlando Vaca, en Bolivia; el Gerente de Tecnología de Explotación de Pemex E&P, en México, Rodolfo Camacho; del colega José Gregorio Tovar, Gerente de Proyectos de PDVSA Ecuador; y en el ámbito de SPE Internacional, el apoyo de quien hasta hace dos meses fungió como Director Regional SPE para Suramérica y El Caribe, Rubén Calgary, de Petrobras; al igual que el nuevo Direc-

“Queremos estrechar lazos con nuestros colegas suramericanos y seguir proyectando la potencialidad de Venezuela como actor petrolero”, afirmó Orlando Pérez, Presidente de SPE Venezuela Occidente

tor del área, Néstor Saavedra, Director del Instituto Colombiano del Petróleo. Por otra parte, a través de nuestros colegas de las empresas mixtas y de servicios seguimos activando nuestra red de contactos en Argentina, Perú, Ecuador. El objetivo es lograr que el mayor número de profesionales de estos países participen en el evento. De igual manera estamos recibiendo solicitudes de Canadá, Estados Unidos y hasta países asiáticos. Un programa de alto nivel El desarrollo del I CSPG comprende distintas actividades que en conjunto persiguen ofrecer una completa visión de los recursos de hidrocarburos en Venezuela y Suramérica, mostrar la oferta de bienes y servicios disponibles y el resultado de la adopción de nuevas tecnologías (www.spe. org.ve/congreso). El programa comprende 15 sesiones técnicas, 4 plenarias, una feria comercial, un Encuentro Técnico de Profesionales de E&P, un Encuentro Técnico Estudiantil y varios cursos precongreso, entre otras actividades. Entre otras personalidades, el evento contará con la presencia Presidente de SPE International 2012, Ganesh C. Thakur de Chevron Energy Technology Company (ETC). “Estamos confirmando la participación de altos ejecutivos

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Laura Mora, Coordinadora de Asuntos Públicos y Publicidad de SPE Venezuela Occidente y su Presidente Orlando Perez, presentaron el avance en la organización del I CSPG

de la industria de nivel nacional e internacional, con la finalidad de ofrecer diferentes perspectivas y puntos de vistas acerca de los aspectos y retos que tocan de manera específica a la industria de los hidrocarburos en la región. Ese propósito nos permitió igualmente conceptuar un Programa Técnico enfocado en tópicos de interés en las áreas de Crudos Pesados, Campos Maduros, Tecnologías no Convencionales, Yacimientos Naturalmente Fracturados, Carbonáticos y Manejo de Agua, a través de un total de 15 sesiones técnicas”. Respecto al número de trabajos, Pérez destacó que la meta establecida para el evento, de 168 papers fue superada. Explicó que la fecha establecida original-

mente para la recepción de resúmenes (8 de Julio) fue postergada por dos semanas, para atender solicitudes de presentaciones internacionales y poder hacer una selección de mayor equilibrio. También se contará con un área de exposición. “Se trata de una muestra pequeña en cuanto espacio expositivo pero que cubre el objetivo que nos trazamos, que fue retribuir a las empresas patrocinantes con el diseño de un espacio propicio para compartir información. Debemos tener presente que el I Congreso Suramericano de Petróleo y Gas no es un show petrolero, sino más bien un evento donde los participantes vendrán para fortalecer competencias técnicas”, acotó Laura Mora.

El liderazgo en SPE El Presidente de SPE Venezuela Occidente asume con identificación plena su participación en la Sociedad, convencido de los beneficios que derivan de formar parte de la asociación más grande de ingenieros de petróleos en el mundo. Es egresado de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad del Zulia en 1997. Ese mismo año inició su carrera en la extinta Lagoven, filial de Pdvsa. En la Escuela se motivó a trabajar con el capítulo estudiantil de la SPE, del cual fue Presidente por cuatro periodos. Como parte de su trayectoria en la industria, trabajó en el Departamento de Recuperación Mejorada (Lagoven), de donde pasó al Programa Integral de Adiestramiento (PIA IV), específicamente en el área de Perforación y luego en el área de Yacimiento y en Estudios Integrados. Ha pasado por distintas áreas operacionales, incluyendo Tía Juana, Lagunillas y ya en la nueva Pdvsa se incorpora al Distrito Maracaibo, en la Unidad de Explotación Lagomar, donde tuvo la oportunidad de seguir desarrollándose como Ingeniero de Yacimientos. Posteriormente se integró a la Gerencia de Tecnología, de donde pasa a Estudios de Yacimientos, y luego a la Gerencia del Proyecto Franquera-Tomoporo-La Ceiba, “un proyecto bandera que Pdvsa Occidente tiene en estos momentos”. Actualmente integra el equipo de la Gerencia de Estudios Integrados, específicamente en la Gerencia de Planificación de Gestión. Pérez ha compartido ese marco de actuación profesional con su rol en SPE Occidente, donde igualmente le ha correspondido ser Presidente durante cuatro periodos. “Ha sido un reto realmente, porque como es bien sabido SPE tiene como misión promover el desarrollo de conocimientos tecnológicos relacionados con la exploración, desarrollo y producción optima de recursos de petróleo y gas, así como oportunidades para el desarrollo y actualización de competencias técnicas. Ese es el norte que tenemos, brindando el apoyo tanto a la corporación Pdvsa como a las diferentes empresas operadoras y de servicios que hacen vida en el país, con lo cual es un honor que los colegas de la seccional ratifiquen su confianza en nuestra gestión, si bien somos conscientes que hay que ir cediendo espacio para que otros compañeros comiencen a liderar este grupo”.

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Gente

Baker Hughes

ENAP

Adam Anderson fue nombrado Vicepresidente de Relaciones con Inversionsitas. Desde Houston reportará a Peter A. Ragauss, Vicepresidente Senior y Chief Financial Officer. Anderson reemplaza a Gary R. Flaharty, quien asumirá un cargo senior en la organización de la cadena de suministro de Baker Hughes. Anteriormente ocupó varias posiciones gerenciales en mercadeo y operaciones de Baker Hughes en tierra (EE.UU.) el Golfo de México, Oriente Medio y el Product Development Center de la compañía. Anderson comenzó su carrera con PES / WellDynamics y ocupó una variedad puestos de ingeniería y ventas. Obtuvo una licenciatura en Ingeniería de Petróleo de la Escuela de Minas de Colorado y un MBA de la Escuela de Negocios Fuqua de la Universidad de Duke.

A partir del 1 de Agosto Ricardo Cruzat Ochagavía asumió como nuevo Gerente General de la Empresa Nacional del Petróleo de Chile, Enap, en reemplazo de Rodrigo Azócar quien se desempeñó en el cargo desde el 2 de Enero de 2009, cuando asumió el reto de emprender la reestructuración en la empresa. Cruzat es ingeniero comercial con mención en Economía de la Universidad de Chile y, además cursó el Programa de Alta Dirección de Empresas de la Universidad de los Andes (PADE). Entre los años 2008 y 2011 Cruzat se desempeñó como Gerente General de Transnet.

ANH Bolivia Gary Andrés Medrano se posesionó como Director Ejecutivo Interino de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en reemplazo de Guido Waldir Aguilar, quien renunció al cargo. La designación fue realizada mediante Resolución Suprema dictada el 5 de Julio por el Presidente en Ejercicio del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera. Medrano es ingeniero commercial. Fue jefe de la Distrital Comercial de YPFB en los departamentos de Cochabamba, Pando, Beni y Santa Cruz, además de Gerente Nacional de Comercialización y Asesor Comercial de YPFB. La ANH es la entidad responsable de regular, controlar, fiscalizar y supervisar todas las actividades de la cadena de hidrocarburos dentro del territorio nacional, por empresas públicas nacionalizadas y privadas, en beneficio del pueblo boliviano.

GE Oil & Gas

Dan Heintzelman, actualmente CEO de GE Energy Services, fue nombrado CEO de GE Oil & Gas, en reemplazo de Claudi Santiago, quien desempeñó el cargo durante 12 años y se retira de la compañía en Diciembre. “Claudi Santiago lideró GE Oil & Gas durante un período en que se convirtió en líder mundial en la industria”, dijo el Presidente y CEO de GE, Jeff Immelt. “Dan Heintzelman es exactamente el líder adecuado y el más experimentado”.

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Library

La nueva Petrobras Magazine

sumiendo los cambios y desafíos del mundo contemporáneo, la tercera mayor empresa de energía le dio un giro a su publicación Petrobras Magazine, que a partir de la edición No.60 se transforma en un

proyecto gráfico y editorial, con nuevas secciones y nuevos contenidos y, lo más importante, no termina en sus páginas impresas, sino que además puede ser disfrutada a través de Internet en el portal de Petrobras (www.petrobras.com/magazine) o en la versión iPad , con lo cual, de una forma interconectada, integrada e interactiva la nueva Petrobras Magazine está para ser descargada, leída, escuchada, disfrutada y compartida. El proyecto privilegia la diversidad de opiniones, ofrece textos e imágenes de primera y, de forma complementaria, videos, audios, infográficos y otros conte-

nidos en su página de Internet. Desde el iPad la revista puede leerse como una aplicación gratuita, que se descarga en la página de Apple Store. La revista trimestral también puede consultarse en la web y en su versión impresa. El lanzamiento oficial de la aplicación se realizó en la Feria Literaria Internacional de Paraty en Río de Janeiro, celebrada entre el 6 y 10 del Julio. Siempre atenta a las innovaciones tecnológicas y a las necesidades de comunicación de sus públicos, Petrobras impulsó este proyecto, que espera se convierta también en un referente.

La Geopolítica de la Energía

a demanda de energía está aumentando rápidamente debido al crecimiento de los países en desarrollo y es cubierta en gran parte por combustibles fósiles como el petróleo, gas natural y carbón, y también por la energía hidráulica y nuclear.

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El uso de estas formas de energía ahora han dado lugar a la controversia. Un año después de la fuga incontrolable de petróleo desde el pozo de Macondo en el Golfo de México, las consecuencias del accidente aún se debaten. El desarrollo de gas de

esquisto que representa la mitad de la producción de gas natural en los Estados Unidos, cumple con una fuerte oposición en varios países europeos. Más grave aún, el accidente de Fukushima ha puesto en tela de juicio el futuro desarrollo de la energía nuclear, especialmente en Europa y en los EE.UU.. También hay muchas críticas respecto al uso del carbón, que abastece la mayor parte de las necesidades energéticas de China y de una serie de países en desarrollo, debido a sus emisiones de CO2 y otros contaminantes. Incluso la biomasa tradicional, cuyo uso lleva a la deforestación y las enfermedades respiratorias, y el desarrollo de la energía hidráulica son objeto de debate. Todos estos asuntos están en juego en el sector energético y este libro intentan dar respuestas claras y bien documentadas a las preguntas que se están planteando. El libro de 312 páginas fue escrito por Jean-Pierre Favennec de IFP Energies Nouvelles y se divide en dos partes. La primera expone las principales características del sector energético y la segunda ofrece un análisis de la energía global región por región y detalla los aspectos geopolíticos. Mayor información: www.editiontechnip.com

Warehouse

Blue Tarpon™ Baker Hughes lanzó su nueva embarcación que incorpora el estado-del-arte en estimulación y fracturamiento

e unos 300 pies, Blue Tarpon™ es uno de los buques de estimulación más grandes del mundo y el séptimo en la flota de Baker Hughes, diseñado para ofrecer tratamientos de estimulación con altas tasas de volumen y velocidad en las operaciones más exigentes en alta mar. Posee una de las mayores capacidades de apuntalante y transporte de fluidos en el mundo y tiene la certificación clase ABS†. Puede realizar terminaciones complejas y en múltiples zonas sin tener que regresar a puerto para su reabastecimiento. “Blue Tarpon proporciona a los operadores redundancia en todos los elementos clave de la planta de estimulación”, dijo Derek Mathieson, Presidente de Productos y Tecnología de Baker Hughes. “Se instalaron sistemas mejora-

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dos de seguridad, así como capacidades redundantes de mezcla y bombeo para reducir los riesgos asociados a la ejecución de terminaciones de alto volumen y alta presión en múltiples zonas. La embarcación también fue diseñada con un enfoque en la confiabilidad y la eficiencia, permitiendo a los operadores reducir al mínimo los retrasos y los gastos operativos asociados a los costosos ambientes marinos”, señaló. Con una tasa máxima de bombeo de 80 barriles por minuto, una capacidad de apuntalante de 2,1 millones de libras, y el alojamiento para un máximo de 44

personas, el Blue Tarpon puede realizar operaciones durante todo el día en plays en aguas profundas. Sus 10 unidades de bombeo de alta presión ubicadas en una estructura completamente cerrada para proteger el equipo del medio ambiente pueden en conjunto ofrecer hasta 24.000 caballos de fuerza hidráulica y bombear hasta 32.000 libras de apuntalante por minuto. También cuenta con un sistema de posicionamiento dinámico DP-2 con dos hélices de proa y de popa específicamente diseñado para operar de manera segura en el mayor tiempo posible y en condiciones marinas.

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Warehouse

Welltec aseguró contrato de Petrobras Welltec Brasil fue seleccionado por Petrobras como suplidor de una amplia cartera de servicios de intervención, mediante un contrato por valor de US$15 millones y una duración de cuatro años

elltec diseña y manufactura una avanzada tecnología para pozos en tierra y costafuera, la cual proporciona certidumbre en las operaciones en los entornos más extremos, en aguas profundas, submarinas, de alcance extendido, pozos de crudos pesados y de gas no convencional. A la vez promueve las iniciativas de los clientes orientadas a reducir los riesgos ambientales, consumo de combustibles y emisiones de carbono. Jørgen Hallundbæk, Director Ejecuti-

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vo de Welltec, destacó que la firma trabajará diligentemente con Petrobras en el desarrollo de este acuerdo. La danesa Welltec® provee soluciones de intervención y traspaso de pozos de petróleo y gas a nivel mundial, y aspira a consolidarse en el mercado latinoamericano. Su confiable tecnología se maneja con línea eléctrica y tubería flexible en pozos verticales, horizontales y desviados, cambiando la manera en que los operadores-

planean y administran sus yacimientos. La compañía ofrece servicios primordialmente operando robots de control remoto, para atender desafíos en los pozos onshore y offshore, en las fases de perforación y evaluación, completación y producción. Su portafolio comprende servicios para un amplio espectro de pozos, incluyendo pozos de tecnología vanguardista y pozos ubicados en condiciones operativas extremas. www.welltec.com

Calendario 2011

realiza Feria Laboral para Ecopetrol

atin American Human Resources, LHR, ganó nuevamente un contrato con Ecopetrol para realizar 4 ferias laborales en Colombia, que se celebrarán en Neiva, Bucaramanga, Medellín y Bogotá, con las cuales buscan captar 600 profesionales de la industria, que serán contratados por la estatal petrolera colombiana. Estas ferias laborales buscan evaluar a los profesionales interesados en trabajar en Ecopetrol, ajustados a los requerimientos curriculares de las vacantes disponibles en áreas como Exploración, Producción, Transporte, Refinación, investigación y desarrollo entre otras. LHR, con más de 10 años de experiencia, provee servicio de consultoría y recurso humano del más alto nivel para la industria petrolera, gasífera y petroquímica a nivel mundial. Con la celebración de esta feria laboral, la más grande de Colombia, LHR repite una vez más la estrategia masiva de reclutamiento especializada, después de su exitosa campaña latinoamericana con la operadora Saudi Aramco, con la cual gana una mayor experiencia en la materia y se posiciona como un jugador experto en manejo de recurso humano en Colombia.

XIV Congreso Latinoamericano de Geología - XIII Congreso Colombiano de Geología

a Sociedad Colombiana de Geología, el Instituto Colombiano de Geología y Minería – INGEOMINAS, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo – ACGGP, la Universidad EAFIT, la Universidad Nacional de Colombia y la Cámara Colombiana de Minería, invitan a toda la comunidad geológica de América Latina, a este dos eventos que se realizarán de manera simultánea en Medellín, Colombia, del 29 de Agosto al 2 de Septiembre. “Con más de 800 trabajos recibidos, la mayoría remitidos por colegas extranjeros, no nos queda duda de que el XIV Congreso Latinoamericano de Geología – XIII Congreso Colombiano de Geología es un hecho, porque el conocimiento geocientífico está muy activo en Latinoamérica y en el mundo”, expresó Henry Villegas Vega, Presidente Sociedad Colombiana de Geología. Será un escenario adecuado para la presentación y discusión de los últimos resultados, sobre el conocimiento de la geología de Latinoamérica y Colombia, mediante foros sobre las temáticas más actuales del ejercicio de las geociencias, al igual que reuniones de trabajo de geocientíficos a nivel latinoamericano y local. Incluirá simposios, cursos pre-congreso y visitas guiadas a interesantes secciones geológicas del país. También charlas magistrales y la presentación de trabajos orales y de poster. Mayor información: www.14clg.com

AGOSTO 15 - 18 - 12th International Congress of the Brazilian Geophysical Society Río de Janeiro, Brasil - sys2.sbgf.org.br/congresso 17 - 19 - Summer NAPE Expo 2011 - Houston, USA - www.napeexpo.com/ summer-nape 24 - 25 - 4to. Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2011 - Santa Cruz, Bolivia - 2011.boliviagasenergia.com 25 - 26 - IADC Well Control Conference of the Americas & Exhibition - San Antonio, USA - www.iadc.org/conferences/WC_Americas_2011 29 - 02/Sep - XIII Congreso Colombiano de Geología - XIV Congreso Latinoamericano de Geología - Medellín, Colombia - www.14clg.com 29 - 31, 2011 - SPE Workshop - History Matching: Field Experiences and Lessons Learned Workshop - Cartagena, Colombia - www.spe.org/ events/11acr2 30 - 02/Sep - Jornadas de Producción, Tratamiento y Transporte de Gas “El Desafío del Gas No Convencional” - Neuquén, Argentina - www.iapg.org.ar/ congresos/2011/jornadas

SEPTIEMBRE 07 - 09 - Andes Investment Summit - Cartagena, Colombia - www. terrapinn.com/2011/andes-investment-summit 18 - 23 - SEG International Exhibition and 81st Annual Meeting - San Antonio, USA - www.seg.org/events/annual-meeting/sanantonio2011 20 - 22 - Rio Pipeline 2011 - Río de Janeiro, Brasil - www.ibp.org.br 21 - 23 - XII Ecuador Oil & Power 2011 Expo & Conference - Quito, Ecuador - www.hjbecdachferias.com 27 - 29 - XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo -LAPS 2011Puerto La Cruz, Venezuela - grupobgdeventos.com

OCTUBRE 04 - 06 - Offshore Technology Conference Brasil - OTCB - Río de Janeiro, Brasil - www.otcbrasil.org 10 - 13 - Argentina Oil & Gas Expo 2011 - Buenos Aires, Argentina www.aog.com.ar 18 - 21 - I Congreso Suramericano de Petróleo y Gas 2011 - Maracaibo, Venezuela - www.spe.org.ve/congreso 23 - 26 - AAPG International Conference & Exhibition - Milán, Italia - www. aapg.org/milan2011 25 - From Crude Oil to Biofuels - Río de Janeiro, Brasil - www.biofuelsrio.com 25 - 27 - Louisiana Gulf Coast Oil Exposition - LAGCOE - Lafayette, USA www.lagcoe.com 25 - 27 - 4th Latin American Oil & Gas 2011 - Miami, USA - www. cwclatamoilandgas.com 30 - 02/Nov - SPE Annual Technical Conference & Exhibition - ATCE 2011 Denver, USA - www.spe.org/atce/2011 Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve Agosto 2011 / No 259 Petroleum

Última Página

Sur, Gas, Chile e Integración 7 Álvaro Ríos Roca*

Dicen que soñar no cuesta nada. Por eso es que seguiremos haciéndolo, pero con algo de pragmatismo, realismo y tendientes en algo a bajar las desconfianzas regionales. Lo hacemos sobre las efectivas declaraciones del Presidente Electo de Perú, Ollanta Humala, en su reciente visita a Chile

l potencial gasífero de la Faja Plegada del Subdandino (FPS) en Suramérica es inmenso. Importantes estructuras geológicas han sido ya descubiertas y eplotadas en Argentina, Bolivia y Perú. Yacimientos como Loma la Lata en Argentina, Margarita/Huacaya en Bolivia y Camisea en Perú, son nombres emblemáticos de importantes descubrimientos que dan fe del potencial en la FPS. Lo anterior, sin considerar los enormes recursos de gas no convencional, que por sus características, condiciones y mayores costos de exploración y explotación merecen otro análisis. Los tres países por lo tanto deberían tener grandes posibilidades de continuar descubriendo reservas y tomar mercados de exportación, tanto regionales como internacionales,

ANUNCIANTES

AGOSTO 2011 / No 259 / Petroleum AME............................................53 ANH..........................................2 Area.............................................59 Bolivia Gas & Energy 2011...................43 ClampOn.................................27 Expertiam.....................................31 F E P C O. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 7 Fugro Jason.......................................33 H a l l i b u r t o n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C . P. Hocol...........................................13 I Congreso Suraméricano de Petróleo y Gas...49 Innovatech Strategic Solutions..................29 Inelectra............................................5 Latin Oil & Gas.........................................45 LHR......................................................39 Mitcham.......................................19 NASColombia........................................7 Pacific Rubiales Energy........................23 Pe t r o g u í a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1 S c h l u m b e r g e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. I . S e i s m i c Eq u i p m e nt S o l u t i o n s. . . . . . . . . 2 5 SPE ATCE 2011........................................11 Sugaca..............................................50 Tejas Tubular.......................................9 Tr a d e q u i p. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 2 Upstream......................................37 XII Ecuador Oil & Power 2011................51 XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas....46, 47 Wa b a s h Po w e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 8

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obviamente abasteciendo paralelamente sus respectivos mercados internos. Existen dos condiciones fundamentales para que las reservas y producción se incrementen o se mantengan: 1) Mercados abiertos y 2) Precios que permitan reponer reservas. País que no toma esta receta, fácilmente se tornara en importador de gas, por más enorme potencial geológico que tenga. No cabe la menor duda que Chile es el mejor mercado para el gas regional para cualquiera de estos tres países por varias razones: 1) porque es deficitario e importa casi toda su energía; 2) porque está cerca (netback) y puede pagar los mejores precios competitivos con alternativas energéticas y esto genera mejores precios en boca de pozo; 3) porque evitaría que se siga generando más energía en Chile con el sucio carbón o el muy caro GNL importado de otras regiones del planeta; 4) porque finalmente es integración, que parecería ser el discurso “cursi” de casi todos los latinoamericanos y principalmente de nuestros políticos. Todos sabemos lo acontecido con la Argentina y los recortes de suministro de gas a Chile y lo de Bolivia con la cancelación del proyecto de exportación de gas GNL y los problemas geopolíticos entre los dos países, pero no nos referiremos a esto. Vamos a felicitar y apoyar las palabras del reciente Presidente Electo de Perú, el Sr. Ollanta Humala, que ha manifestado que está abierto a exportar gas a Chile. Eso es hablar con visión de desarrollo, de buenos negocios y de integración para los dos países y la región. Apoyamos sus palabras porque de esta manera podemos empezar a romper ciertos tabúes. El Sr. Humala y muy probablemente sus asesores energéticos, entienden muy bien que además de los beneficios ya anotados, si se exporta gas o electricidad al vecino país, se viabiliza tremendamente la llegada del gas al sur de Perú (léase beneficios de la integración). Esta demanda para Chile se sumaría a la demanda interna y a la de los proyectos petroquímicos y haría que la tarifa de transporte (para el largo y costoso gasoducto) se reduzca notablemente, haciendo competitivo el gas en el sur de Perú. Además, entienden que mientras más demanda se ancle en el sur, más se estimulará la exploración y se incrementarán las reservas, en el circuito virtuoso ya anotado del gas natural. Si

no pregúntenles a los canadienses y su exitosa relación con USA. La consolidación futura de un complejo industrial petroquímico integrado de clase mundial en la costa sur de Perú, que incluye petroquímica del etano para producir polietilenos, metanol, urea, GTL, nitrato de amonio y otros derivados, así como electricidad y exportación de gas, generará desarrollo, impuestos y empleos para una zona que es fundamentalmente lo que pide y necesita. Más y mejores empleos e ingresos económicos. Bolivia, mientras, deber mirar este proceso como una zona estratégica para complementar con su gran potencialidad de gas y líquidos asociados. Bolivia puede muy bien reactivar e incentivar un nuevo ciclo exploratorio de la mano de mercados para el gas, líquidos asociados y proyectos con valor agregado en la zona de Ilo y de influencia de los ductos, complementando inversiones que tendrían algo de costos marginales y mirando los mercados de Asia. La marginalidad ciertamente basada en lo que Perú ya parece haber definido como algo cierto, wwwwque es hacer efectivo un gran desarrollo energético e industrial en el sur y principalmente cerca a Ilo. Muy bien han hecho los presidentes Evo Morales y Alan García hace unos meses en dejar de lado sus continuas asperezas y en reactivar algo que estaba dormido y que con mucho acierto lo iniciaron los ex presidentes Jaime Paz y Alberto Fujimori en Ilo. Ahora se suma con certeras y efectivas declaraciones el presidente Humala. Algunos visos de racionabilidad económica y de integración por fin en la región. *Actual Socio Director de Gas Energy y DI International

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