Septiembre 2011 - Petroleum 260

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Septiem 2011

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Co de ng re B P s RE ogo etró o C VI tá, le olo ST No o A v 2 y G mb O 2 i b r e FICI - 25 as ano AL

La Revista Petrolera de América Latina

Escenario

Reporte

» Review sobre operadoras estatales

Preview

Septiembre 2011 / No 260 Petroleum

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InSitu Family ANÁLISIS DE FLUIDOS DE FONDO DE POZO

Datos de fluidos de fondo de pozo.

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Septiembre 2011 / No 260 / Petroleum

Contenido Septiembre 2011 Año 27, Nº 260

La Revista Petrolera de América Latina

Latina centra el desarrollo futuro de su industria en los crudos pesados y extrapesados; 14 América un compromiso ratificado en HOLA 2011

Portada:

La plataforma P-56 de Petrobras inició producción en un pozo en el campo Marlim Sul, en la cuenca de Campos. La unidad fue diseñada para procesar hasta 100 mil bpd de crudo a su capacidad máxima, prevista alcanzar en el primer trimestre de 2012 (Foto cortesía Petrobras)

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La comunidad petrolera se reúne nuevamente tecnologías de perforación direccional 48 en 6 Nuevas Venezuela en el marco de la XXI LAPS fueron presentadas por Weatherford

IN SITU

6 Workshop de altas tecnologías de Weatherford Bajo el lema “Innovando la Perforación Direccional” del 27 al 29 de Julio se realizó en Bogotá este taller centrado en los beneficios de innovadoras herramientas de perforación direccional

32 Antonio Vincentelli, CEO de PetroNova 48 XXI Exposición “Tenemos razones para el Latinoamericana del Petróleo Presentamos en esta edición el segundo optimismo”

14 Heavy Oil Latin America – HOLA 2011

los retos tecnológicos a resolver para apalancar el desarrollo de los crudos pesados en Latinoamérica, así como las oportunidades en este dinámico mercado emergente, fueron profundizados en el marco del evento celebrado del 1 al 3 de Agosto en Bogotá, con el auspicio de Campetrol y Daily Mail Group, y el respaldo de SPE Sección Colombia

30 Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales En el proyecto STAR está el futuro de Colombia La empresa de mayor crecimiento en exploración y producción en el mundo en los últimos cinco años se prepara para dar el siguiente paso en su consolidación

3 CORNISA

avance del programa del Show Petrolero que se realizará del 27 al 29 de Septiembre en el Hotel Maremares de Lecherías, en el oriente venezolano

El Presidente de la joven pero muy activa compañía de E&P enfocada en los recursos de petróleo y gas en Colombia, estuvo entre los asistentes de HOLA 2011

REPORTE

ESCENARIO

SECCIONES

PREVIEW

E&P

38 REVIEW sobre las operadoras 10 Baker Hughes fracturó primer pozo de esquisto no convencional en Argentina estatales de América Latina Un reporte sobre los resultados operacionales y financieros del primer semestre 2011 de cuatro de las principales petroleras estatales de la región: Pdvsa, Petrobras, Pemex y Ecopetrol, así como sus planes de inversión a corto y mediano plazo

EMPRESARIAL 46 Schneider Electric Lanzamiento de Soluciones para el Mercado Venezolano

Con seis unidades de negocios activas en Venezuela, Schneider Electric dispone de un sólido portafolio de productos y soluciones para ayudar a lograr el ahorro de energía hasta en 30% entre sus clientes en diferentes mercados

10

La industria colombiana perforó 63 pozos exploratorios en el primer semestre

12 Chevron y la Nasa se asocian para mejorar 13

perforación en aguas profundas

BP se adjudicó dos bloques en aguas profundas de Trinidad y Tobago

ÚLTIMA PÁGINA

56 ¿Venezuela Camino a Importar GNL? Si Venezuela desea mantener abastecido su mercado interno, más temprano que tarde, tendrá que ir consolidando proyectos de importación de GNL. Por Alvaro Ríos Roca

4 CUADRANTE 50 LIBRARY 52 WAREHOUSE 55 CALENDARIO Septiembre 2011 / No 260 Petroleum

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La Carga

La Revista Petrolera de América Latina

de la Real Policía Montada

EdicióN Jorge Zajia, Editor

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U

Zulay Socorro, Directora

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PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año).

Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos.

El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $ 60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $ 120; Resto del Mundo US $180.

Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.

Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela.

Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988 Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

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Cornisa

sted es viejo, pero bien viejo, si recuerda la serie del Sargento Preston que se transmitía por televisión a mediados de la década de los 50´s, basada en las hazañas del carismático oficial de la celébre Jorge Zajia, Editor Real Policía Montada del Canadá, quien en su hermoso alazán Rex y con su fiel perro King, patrullaba las heladas montañas de Yukón, luchando contra la naturaleza y los criminales.

En esa misma época también irrumpió otro ícono de la pantalla chica: El Llanero Solitario, quien junto a su leal compañero indio Toro, cabalgaba sobre el lomo de Plata, su brioso caballo blanco, persiguiendo bandidos en el lejano oeste americano, disparándoles, nada más y nada menos, que balas de plata.

Con el devenir de los años, al meditar sobre las vueltas que da el mundo y la relación entre los pueblos, se nos da por pensar que el Sargento Preston de la Royal Canadian Mounted Police representaba la bondad y nobleza de su Nación, lo cual contrastamos con el justiciero “kemo sabe”, fiel reflejo de lo que la literatura de Estados Unidos describe como el “americano feo”, quien invariablemente irrumpía en la pantalla con el galope tendido de Plata, una nube de polvo y el grito de “Hi-yo, Silver!”.

Estas reflexiones están motivadas por lo que está sucediendo en la industria petrolera de Colombia y la comparamos con las de Venezuela y Ecuador, por citar sólo dos países donde también somos locales.

En la reciente conferencia y exhibición sobre crudos pesados escenificada en Bogotá, HOLA 2011 (en páginas interiores publicamos un amplio reportaje), fue notoria la presencia de empresas operadoras y de servicios, oficinas gubernamentales e instituciones financieras y de la bolsa de valores de origen canadiense que coparon el escenario, en una clara demostración de que los nacionales del gran país del norte de América se han colocado a la vanguardia de la actividad petrolera en Colombia, adelantándose significativamente a otros países de mayor tradición en materia de petróleo y gas natural y con un potencial económico y financiero, superior por un largo trecho al de la patria del Sargento Preston.

La historia de esta magnífica industria de la energía nos señala que este es un negocio de tigres y que el petróleo hace nacer en los hombres una codicia superior a la de la fiebre del oro; pero al escucharlos y verlos actuar, los canadienses transmiten una calidad humana poco común en el mundo de los negocios. Sus empresas son intrínsecamente respetuosas de las costumbres y tradiciones y rápidamente se entremezclan con las comunidades donde operan. Su apego a las normas legales y a las regulaciones ambientales también es parte de su filosofía empresarial y de vida.

A todas esas virtudes se une el dinero, el cual dispensan generosamente para financiar proyectos petroleros, sin otra condición –obvia, por demás- que la garantía y la seguridad de recuperar lo invertido. El selecto y nutrido auditorio de HOLA 2011 fue un testigo de excepción de la actividad desplegada, por ejemplo, por los representantes de la Bolsa de Toronto, quienes generosamente y sin complicaciones, realizaron su oferta económica y divulgaron los mecanismo expeditos para acceder al financiamiento, que –según lo expresado por el máximo representante de la ANH-, es superior a la cantidad de proyectos que Colombia tiene actualmente en cartera, que dicho sea de paso, es bastante.

Reza el proverbio popular que “quien pega primero, pega dos veces” y en Colombia, la carga de la Real Policía Montada del Canadá, representada por sus empresarios petroleros, sus instituciones públicas y privadas y su mercado bursátil, han sacado una ventaja que les garantiza el lugar de honor en ese país que está destinado por la providencia a convertirse en el corto plazo en uno de los mayores productores del orbe.

A la Patria de Nariño le toca mantener las condiciones atractivas para seguir despertando el interés de los inversionistas y que muchas más empresas quieran y puedan operar en su territorio.

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo Septiembre 2011 / No 260 Petroleum

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Cuadrante

B

aker Hughes estableció un récord en tiempo de vida de un sistema de bombeo electro-sumergible (ESP), en el campo Boscán, al occidente de Venezuela. El sistema ESP inició operaciones en Noviembre de 1999 en un pozo a 8.732 pies (2.661 m) y se mantuvo por más de 4.200 días, superando el promedio de vida útil en este campo de 862 días. “Esta larga vida, ahorró cinco reparaciones mayores”, dijo Marco Carrasquero, Gerente de operaciones de Baker Hughes en Venezuela. “El costo promedio de una reparación de pozos de este campo es de aproximadamente US$323.000. El ahorro para el operador con esta excepcional ejecución es de aproximadamente US$1,5 millones durante 10 años”. Durante los 10 años de vida, el sistema produjo aproximadamente 890 barriles por día de crudo de 10,5 grados API, para un total de 1,5 millones de barriles.

N

ational Oilwell Varco, líder fabricante de equipos petroleros en EE.UU., firmó un contrato valorado en US$1.500 millones para suministrar siete buques de perforación a Estaleiro Atlantico Sul, en Brasil, hasta ahora el mayor pedido individual de la historia de NOV, el cual incluye risers y equipos de control de presión. “Los extraordinarios descubrimientos en aguas profundas de Brasil en los últimos años lo han convertido en uno de los mercados extranjeros más importantes a cual servimos y donde estamos invirtiendo fuertemente para manufacturar más productos y tecnologías para suministrar a nuestros clientes de petróleo y gas en la región”, dijo Pete Miller, Chairman, Presidente y CEO de NOV.

U

n reciente informe de International Maritime Associates (IMA), reportó un fuerte crecimiento de la demanda de sistemas flotantes de producción costa afuera en el mundo. Unas catorce unidades fueron ordenadas en sólo cuatro meses (Marzo a Junio), un ritmo considerado sin precedentes. Actualmente hay 256 sistemas flotantes de producción en servicio o disponible en el mundo, 62% del inventario corresponde a FPSOs; 17% a semisumergibles; 9% a plataformas fijas; 7% a spars de producción, y 5% a embarcaciones de producción y FSRUs. Apenas once de estas unidades están sin uso pero disponibles, reflejando una tasa de utilización del 95,7%. Según el reporte existen 196 proyectos en etapa de licitación, planificación o diseño que potencialmente requieren de una embarcación flotante, siendo Brasil la región más activa con 50 futuros proyectos de este tipo en etapa de planificación, seguida por Sudeste Asiático (37); África Occidental (36), Norte de Europa (22), Golfo de México (17) y Australia (11).

A

pco Oil & Gas International, concluyó la perforación de dos pozos en el permiso de exploración Coirón Amargo en la cuenca de Neuquén, en Argentina, donde participa con el 45%. Ambos pozos, completados y probados en Julio, descubrieron petróleo en la formación Tordillo. El pozo CAN x-4 fue puesto en producción, mientras que el pozo CAS x-1, también probó petróleo de la formación Vaca Muerta, en la zona sur del permiso. Este último permanecerá en pruebas para determinar su capacidad para mantener el flujo de petróleo sin estimulación. Dependiendo de los resultados a corto plazo, Apco decidirá si fracturar la formación Vaca Muerta o poner en producción la formación Tordillo. Junto a sus socios en el área estudian apuntar ambos objetivos con la perforación de reentradas en lo que resta de 2011.

I

ntertek y Baker Hughes anunciaron la expansión del alcance de una alianza global conjunta establecida para proporcionar aditivos químicos y servicios de tratamiento para combustibles y derivados del petróleo, así como de inspección y cargamento, bajo patrones técnicos y operacionales consistentes y confiables para sus clientes. Ambas empresas tienen previsto abrir centros de operaciones en América Latina y Puerto Rico y así ampliar la red de esta alianza que en la actualidad opera en puertos ubicados en los EE.UU., Panamá, las Bahamas, St. Eustatius, Antillas Holandesas, Rotterdam, los Países Bajos y Singapur.

E

n una operación valorada en US$40 millones, Spectrum acordó adquirir la librería de datos marinos multiclientes de CGG Veritas, la cual comprende más de 500.000 Km de data sísmica 2D. Con esta adquisición, Spectrum combinará una biblioteca de datos que excederá el millón de Km de sísmica 2D, y que abarca todas las grandes cuencas sedimentarias del mundo, de gran contribución para la planificación de nuevos proyectos y oportunidades de negocio.

A

ker Solutions anunció el fortalecimiento de su capacidad en el mercado de servicios de control de sólidos y manejo de residuos de perforación con el establecimiento de una nueva entidad, que tendrá como objetivo ofrecer una gama completa de servicios para el mercado mundial de perforación en tierra y mar. Se trata de STEP Oiltools, un joint-venture establecido entre la filial de Aker Solutions, STEP Offshore y la compañía Chris Pianca. La visión de largo alcance para la empresa es brindar un paquete completamente integrado que incluya toda la gama de control de sólidos, manejo de desechos de perforación y servicios de filtración soportada en una organización de servicios de primera clase en todo el mundo.

L

a Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, SVIP, celebró los 53 años de su fundación con un acto celebrado el 23 de Agosto en el Auditorio del Colegio de Ingenieros de Venezuela, en el que además se hizo entrega del Premio Honorífico “Gumersindo Torres” –máxima distinción otorgada por la SVIP- al geólogo Francisco Gutiérrez y al ingeniero Fernando Sánchez, profesionales de alta estima y cuya trayectoria ha dejado una huella destacada en el ejercicio profesional, de grandes aportes al país. El significativo acto, en el que hubo palabras por parte del Presidente de la Sociedad, Lindolfo León, sirvió de marco para la reflexión sobre la situación presente y futura del sector petrolero nacional. Fundada el 1 de Agosto de 1958, la SVIP ha desarrollado una importante labor en pro del fortalecimiento del gremio y del óptimo aprovechamiento de los recursos de hidrocarburos del país, así como el impulso de las actividades técnicas y académicas para encarar los desafíos del sector.

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In Situ Innovando la Perforación Direccional

Workshop de altas tecnologías La compañía especialista en productos y servicios de perforación, evaluación, completación, producción y reparación de pozos, realizó del 27 al 29 de Julio en Bogotá un taller para mostrar a sus clientes los beneficios de las herramientas más modernas que disponen en materia de perforación direccional. Tres sesiones conformaron la agenda, a cargo de especialistas de la compañía, quienes participan activamente en los procesos de investigación del Centro de Tecnología de Weatherford en Houston

Rubén Beltrán, Gerente Regional de Perforación Direccional, dio la bienvenida a los asistentes al workshop, junto a los especialistas de la compañía Luis Arias, Gerente para Colombia de Perforación Direccional; Keith Ross, Gerente y Líder de Geonavegación; Yasser Radoin, Gerente Línea LWD; Mohamed Diab, Líder de ShockWave Sonic; y Jeff Hemsing, Líder de PreassureWave

D

irectivos y expertos en perforación direccional de Weatherford fueron anfitriones del programa desarrollado en el Club El Nogal de Bogotá, con la finalidad de presentar las más novedosas herramientas y servicios a representantes de varias compañías operadoras en Colombia, entre ellas Ecopetrol, Oxy, Equion, Hocol, Pacific Rubiales, Vetra Group, Perenco, Mansarovar y Turkish Petroleum.

Rubén Beltrán, Gerente Regional de Perforación Direccional, dio la bienvenida a los asistentes y en sus palabras destacó el crecimiento experimentado por la firma desde 2011. Muestra de ello, dijo, es “el excelente desempeño que ha tenido el Logging While Drilling (LWD) electromagnético, como una de las herramientas con mejor performance, que ha permitido significativos ahorros de tiempo y altos niveles de confiabilidad”.

Luis Arias, Gerente para Colombia de Perforación Direccional, explicó que este taller realizado por primera vez en Colombia, se celebrará próximamente en Brasil y Venezuela para dar a conocer el portafolio de productos de perforación direccional y LWD, “una de las especialidades técnicas

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que ha llevado a Weathreford a ser la compañía con mayor crecimiento nacional en 10 años”.

Arias acotó que Weatherford se ha caracterizado en los últimos años por ser una empresa que invierte en investigación, “y muestra de ello es nuestro Centro de Investigaciones en Houston, que nos ha permitido desarrollar soluciones que queremos acercar a las necesidades de cada empresa aquí en Colombia”.

Tecnologías Weatherford A continuación presentamos un resumen de las tecnologías presentadas en el taller de perforación direccional.

MotarySteerable™ Directional Control System Chris Maranuk, Gerente de Comercialización de Nuevos productos Esta innovadora tecnología de rotación direccional controlada, hace frente a los costos de los sistemas de rotación direccional disponibles actualmente, mediante una alternativa económica como la velocidad de broca dirigida (TBS, por sus siglas en inglés), que permite controlar la

trayectoria de rotación del pozo en una variada gama de condiciones de perforación.

El sistema provee control direccional en tres dimensiones, al tiempo que mantiene la rotación de la sarta para así reducir el tiempo de perforación, mitigar la pérdida en el hoyo y los riesgos ambientales.

La teoría del TBS, aunque sencilla, le tomó a Weatherford varios años de investigación para finalmente poderla implementar. Esta consiste en una modulación controlada de la velocidad de la broca a través del motor, que permite direccionar el pozo, “la broca disminuye la velocidad cuando está perforando lejos del objetivo y la aumenta cuando se acerca a este”, explicó Maranuk.

Al hablar de la importancia de esta tecnología señaló que permite usar motores convencionales y herramientas MWD con alta confiabilidad para proveer rotación continua y un total control direccional; se puede detener y orientar usando metodología de perforación direccional convencional si es requerido; y además permite incrementar ROP y calidad de hoyo deslizando mucho menos.

En sus conclusiones recalcó el beneficio del método TBS, el cual puede prevenir inconsistencia en la calidad del hoyo, que afecta dramáticamente la carga en la broca y la dirección. Asimismo apuntó que esta tecnología ha arrojado buenos resultados en aplicaciones de control horizontal y vertical.

ShockWave™ Sonic Tool Mohamed Diab, Líder de ShockWave Sonic Esta es una robusta herramienta monopolo, usada en evaluación de formación y optimización de perforación que

provee data sónica confiable y de altísima calidad para aplicaciones en tiempo real como correlación sísmica tiempo-profundidad, determinación de presión de poro y evaluación de porosidad. La data que captura el ShockWave ayuda a definir porosidad y permeabilidad, detecta y tipifica el hidrocarburo, evalúa la estabilidad del MotarySteerable™ Directional Control System

hoyo, interpreta los cambios litológicos, monitorea los efectos del flujo de fluido y capta con precisión las especificaciones de revestidor.

Esta herramienta, que forma parte de la familia de herramientas LWD, nace de la necesidad del mercado, identificada por Weatherford, de una herramienta sónica confiable que minimice los tiempos de procesamiento, “podría decir que con ella podemos entregar los registros finales del campo con un mínimo tiempo de procesamiento, sin necesidad de acudir a un centro de procesamiento in situ”, aseguró el experto.

Su composición básicamente consiste en un transmisor, una sección de atenuación y los receptores, partes que pueden encontrarse en herramientas similares a esta, pero el diseño interno desarrollado por la compañía es diferente al resto de los que se encuentran disponibles en el mercado. Los transmisores son dos apilamientos conectados por un arco, que permite enfocar las ondas acústicas hacia la formación, que lo convierte en la herramienta más poderosa del mercado.

Los receptores son muy sensibles a las ondas axiales que vienen de la formación, y al mismo tiempo se insensibilizan ante las ondas radiales, eliminando la mayor cantidad de ruido posible y maximizando la capacidad auditiva.

El ShockWave se usa durante la perforación para correlaciones de profundidad ShockWave™ Sonic Tool

y tiempo de la sísmica, también permite obtener mapas de sísmica en tiempo real y se pueden realizar mapeos para conocer las inconformidades halladas en la profundidad. Entre sus principales aplicaciones se encuentran la medición de porosidad en la fuente, evaluación de presión de poro en tiempo real y de las mecánicas de roca para perforación, completación y estimulación, y reemplazo de guaya fina.

PressureWave™ Tool Jeff Hemsing, Líder de PreassureWave Este nuevo producto que será introducido al mercado colombiano, es la versión de un probador de formación LWD. Este tipo de herramientas existen desde 1950 y desde entonces han evolucionado, pasando de simplemente recolectar muestras de fluidos, a tomar presiones y finalmente perforación; no obstante esta sigue considerándose una tecnología nueva en la industria.

La importancia de su aplicación radica en la determinación de la presión del yacimiento, factor que indica cuánto petróleo puede extraerse, “entonces si se puede planificar la producción de un pozo, se logrará maximizar su recobro”, explicó Hemsing.

En 2010 Weatherford realizó un estudio entre todos sus clientes a nivel mundial, para consultarles las razones por las que desearían correr una herramienta FTWD (probador de formación durante la perforación, por sus siglas en inglés) y las respuestas fueron: usar el tiempo no productivo, reemplazar el la guaya fina, y la más importante fue poderlo usar bajo difíciles condiciones de hoyo, “ya que las perforaciones sencillas están quedando atrás y las trayectorias hoy son más complejas, existen desviaciones donde la única manera de llegar al punto de presión de la formación es con tecnología de tubería adaptada a esas condiciones” dijo.

Al referirse a los beneficios de correr un FTWD enumeró los siguientes: 1. Ahorro de tiempo de registro: reduce o elimina el tiempo de evaluación de formación con guaya fina. 2. Menor riesgo de costosos trabajos de pesca.

3. Obtención de datos mientras se perfora: no se necesita esperar hasta el final del

pozo para evaluar el yacimiento, y permite trazar nuevas trayectorias si es necesario.

4. Mejor control del pozo: manejo de peso de lodos para minimizar los daños y pérdidas, altos ángulos de pozo y presión de formación en pozos donde históricamente hay un alto riesgo.

Concluyó afirmando que “la comprensión de las presiones de la formación, permite a los operadores cambiar para perforar un pozo de forma segura a total profundidad; cualquier cambio repentino en el BHA puede impactar dramáticamente una operación de perforación”.

PressureWave™ Tool

Geonavegación Keith Ross, Gerente y Líder de Geonavegación Citando a Ed Stockhausen, Chevron Texaco, definió la geonavegación como “el aterrizaje de un avión en una pista nublada, mientras esta se mueve hacia arriba y hacia abajo”. Una definición más técnica sería un proceso de interpretación por la que la gente a través del uso de la tecnología interactiva optimiza la construcción del pozo en un intervalo geológico estratégicamente colocado en tiempo real para el beneficio de la maximización de la producción o la inyección.

Al referirse a los métodos de geonavegación, mencionó que existen tres: • Método 1: se hace un modelamiento, comparación y actualización en comparación con las herramientas convencionales no azimutales.

• Método 2: se hace una determinación del buzamiento, empleando herramientas de imagen azimutal y así determinar dónde está la zona.

• Método 3: utilizando las herramientas de detección remota ultra precisa de mayores niveles, se puede determinar el área límite.

A través de un especializado portafolio de productos, la compañía puede aportar con este proceso de interpretación, benefiSeptiembre 2011 / No 260 Petroleum

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In Situ cios como incrementar el contacto con el yacimiento y por ende elevar la producción; mitiga la amenaza de perforación; optimiza la estrategia de completación al maximizar la propagación de fractura y reducir el número de empaques; sintonía fina del modelo geológico, ya que los formatos podrán ser exportados desde el software de geonavegación e importarlos en el modelo geológicos del cliente; y por último los yacimientos maduros económicamente marginales terminan siendo viables.

Herramientas rotatorias direccionales (RSS), tecnologías actuales de LWD y de medición en la mecha fueron los temas que abordó Radoin en su presentación.

Los motores de fondo convencionales, Frontline™, ya han sido comercializados y usados ampliamente en el mercado colombiano, dando muestras de un alto rendimiento y cuyos diámetros van desde 3 1/8 hasta 9 5/8, “sin embargo como esta es la herramienta más usada para perforar pozos direccionales, Weatherford desarrolló un nuevo motor de fondo que proporciona mayores beneficios, el Hyperline™, que tiene un nuevo elastómero que por

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Representantes de varias compañías operadoras de Colombia asistieron al taller dictado por ejecutivos de Weatherford para dar a conocer los innovadores productos disponibles para este mercado (Foto: Andrés Villegas, Upstream)

sus condiciones es más resistente a las altas temperaturas y a los lodos base aceite” resaltó. Otra importante característica es que produce casi el doble de la potencia de un motor convencional, gracias a su línea de transmisión de alto torque.

El revolucionario RSS, provee precisión en la colocación del pozo y lo deja listo para completación. Esta solución que forma parte del portafolio de construcción compacta HEL, permite a los operadores asegurar hoyos casi perfectos, de mejor calidad y más largos,

“esto se logra porque la herramienta está totalmente concéntrica durante la perforación” dijo.

El sistema HEL™ (registro para ambientes hostiles, por sus siglas en inglés) detallado por Radoin en su presentación, tiene como principal componente el MWD que posee un sistema patentado de telemetría de presión modulada y es capaz de operar a temperaturas de hasta 180˚C, 30.00 psi, permite inyectar 80 libras por barril de material antipérdida al pozo durante la perforación.

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E&P

Baker Hughes fracturó primer pozo de esquisto no convencional en Argentina La operación de fracturamiento de múltiples etapas se realizó empleando más de 12.000 caballos de fuerza hidráulica y más de 7.000 metros cúbicos de fluidos

B

aker Hughes culminó su primer proyecto de estimulación y fracturamiento hidráulico en esquistos de hidrocarburos no convencionales para YPF en la Cuenca Neuquén, Argentina.

La firma, que también prestó servicios de tubería flexible para el proyecto, cuenta actualmente con la mayor capacidad de fracturamiento hidráulico disponible en Argentina y está bien posicionado en activos, gente y tecnología para apoyar la creciente actividad de hidrocarburos no convencionales.

“El interés en plays de este tipo está

empezando a expandirse y hay indicios de que Argentina será un área prometedora para el éxito internacional”, dijo Rod Larson, Presidente de Operaciones en América Latina de Baker Hughes.

Agregó que la firma está emplazando sus operaciones en América Latina para apoyar este nuevo mercado, aprovechando sus capacidades y experiencia en los EE.UU. para ayudar a los operadores en Argentina a desarrollar los recursos no convencionales del país.

Baker Hughes ha estado activo en Argentina desde hace más de 50 años.

La industria colombiana perforó 63 pozos exploratorios en el primer semestre Petrominerales fue la compañía más activa, con 13 pozos.

La tasa de éxito fue del 39%

E

n la primera mitad del año, las compañías petroleras con los mayores niveles de producción de hidrocarburos no tuvieron el mismo protagonismo en materia exploratoria en búsqueda de nuevos yacimientos de crudo.

De acuerdo con un reporte de la firma comisionista Interbolsa, el balance del primer semestre dejó a Petrominerales como el buscador más activo, con 13 pozos exploratorios operados (A-3), de un total de 63 que registró la industria. En el periodo en mención, el estado de los diferentes pozos de este tipo en el país mostró una tasa de éxito de 39%, toda vez que se reportaron 12 como productores y 19 resultaron secos.

Entre tanto, 32 fueron clasificados en pruebas. Petrominerales, que en Agosto debutó en el mercado de acciones colombiano, se ubicó por encima de Ecopetrol,

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que registró 10 pozos exploratorios, y de Pacific Rubiales, que sumó cuatro pozos en los primeros meses del año. Incluso fue más dinámica que firmas similares como Gran Tierra y C&C Energía, que registraron tres y cuatro pozos, respectivamente.

Las cifras revelan sólo una parte de la actividad de las diferentes compañías petroleras, ya que las estadísticas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, no incluyen el número y el estado de los pozos estratigráficos.

El análisis de la comisionista concluyó que la actualización de exploración al corte de Junio no reflejó mayores datos para resaltar, ya que con excepción del pozo Anoncillo H8, perforado por el operador Esmerald Energy y en donde Canacol Energy tiene una participación del 10%, el resultado de los pozos mencionados ya fue informado.

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E&P

Chevron y la Nasa se asocian para mejorar perforación en aguas profundas La alianza se orienta al desarrollo de nuevas tecnologías para mejorar la exploración y producción de hidrocarburos

L

a petrolera estadounidense Chevron y el Jet Propulsion Laboratory (JPL) de la Nasa se aliaron para desarrollar una amplia gama de tecnologías, incluyendo transmisión de energía, procesamiento de señales y accionar eléctrico, para su aplicación en aguas profundas.

“Esta alianza es una oportunidad para acercar las investigaciones de los sectores público y privado y descubrir las reservas de petróleo y gas que se encuentran en yacimientos profundos y de difícil acceso”, dijo John McDonald, Vicepresidente Corporativo de Chevron y Director de Tecnología, quien agregó que “en muchos aspectos, estas investigaciones son cercanas a la exploración del espacio, lo que hace que las misiones de nuestras dos organizaciones sean altamente complementarias”.

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“Nos enorgullece que la reserva de talentos que envía vehículos a Marte, explora nuestro universo y estudia el ambiente terrestre contribuya en el avance de las tecnologías energéticas en la Tierra”, dijo por su parte Charles Elachi, Director del JPL. La tecnología desarrollada por el JPL para misiones interplanetarias también es útil para lograr una mejor comprensión de la geología de la Tierra. Por ejemplo, JPL desarrolló una tecnología que permite la comunicación electrónica a través de millones de kilómetros en el espacio exterior. Esa misma tecnología puede tener aplicación en las operaciones de energía en aguas profundas, que se extienden a miles de metros bajo la superficie del océano y el encuentro pre-

siones y temperaturas extremas.

“Frente al crecimiento continuo de las necesidades energéticas mundiales Chevron sigue desarrollando y aplicando tecnologías altamente innovadoras para liberar los recursos en una forma segura, eficiente y respetuosa con el medio ambiente”, dijo Paul Siegele, presidente de Chevron Energy Technology Co.

BP se adjudicó dos bloques en aguas profundas de Trinidad y Tobago El Ministerio de Energía y Asuntos de Energía de Trinidad y Tobago adjudicó dos bloques en aguas profundas del Mar Caribe a la petrolera BP

E

l gobierno de Trinidad y Tobago otorgó los contratos de producción compartida a BP correspondiente a los bloques 23 (a) y TTDAA 14, dando a la compañía el derecho a entablar negociaciones con la entidad para formalizar los términos del mismo.

Recientemente la isla invitó a compañías petroleras a presentar ofertas para 11 bloques en aguas profundas entre los 1.700 y 2.000 metros fuera de la costa este y norte de Trinidad y Tobago, y finalmente recibió ofertas por tres bloques.

El consorcio BHP Billiton / Repsol / Total y Niko Resources (Caribbean) también colocó ofertas para el bloque 23 (a), pero perdió frente a BP. Respecto al bloque 23(b) el gobierno considerará la propuesta del consorcio BHP Billiton / Repsol e iniciará conversaciones con el consorcio con el fin de alcanzar una propuesta aceptable para el bloque.

Los planes de BP para incrementar su cartera de aguas profundas mundial es impulsado con la adjudicación de estos dos bloques en Trinidad y Tobago, pues ambos duplican el área de trabajo en la isla caribeña, que ya representa el 12% de la producción de petróleo y gas global de la compañía. BP tendrán una participación del 100% en ambos bloques.

“BP tiene una larga historia de negocios importantes en Trinidad y Tobago, y estamos dispuestos a participar en la próxima fase de exploración de los recursos del país”, dijo el Presidente Ejecutivo Bob Dudley. “Con estos contratos BP ha ganado acceso a 31 nuevos bloques upstream en todo el mundo desde Julio del año pasado”.

Desde el desastre causado por la Deepwater Horizon el año pasado con el mayor derrame de petróleo en el Golfo de México, BP ha tratado de desarrollar

nuevas oportunidades a través de una cartera global diversificada. Anunció planes para poner en marcha más de 30 proyectos desde entonces hasta finales de

2016, con el objetivo de sumar alrededor de un millón de barriles diarios a su producción, que se situó en 3,6 millones de bpd en el primer trimestre de 2011.

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Escenario

Más de 600 delegados de distintos países se reunieron en Bogotá para discutir los retos tecnológicos que se deben resolver para apalancar el desarrollo de los crudos pesados en Latinoamérica, así como las oportunidades en este dinámico mercado emergente.

La amplia agenda abordó temas relacionados con Exploración, Producción, Refinación, Transporte, Mercados, Tecnología, Responsabilidad Social y Medioambiente

C

on el compromiso por parte de entidades gubernamentales, gremiales y académicas, empresas operadoras y de servicios petroleros, de propiciar el marco y condiciones necesarios para seguir impulsando el desarrollo integral de la industria de crudos pesados en Latinoamérica, concluyó la primera edición del Heavy Oil Latin America Congress - HOLA, organizada por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol) y Daily Mail Group, con el respaldo de SPE Colombian Section, el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH) y el patrocinio de Ecopetrol, Pacific Rubiales Energy y Mansarovar Energy.

El programa realizado en el Auditorio de la Cámara de Comercio de Bogotá,

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constó de 38 conferencias y paneles de discusión, ofreciendo una perspectiva más clara sobre este segmento de la industria, así como de los factores externos que impactan el sector, complementado con la jornada de Conferencias Especializadas y Cursos Técnicos de la SPE, realizada el primer día, a cargo de líderes de proyectos y personal de campo, permitiendo nutrir la discusión a través del examen de avances de proyectos, casos de estudios y experiencias en la aplicación de nuevas técnicas de recuperación mejorada de petróleo.

El exitoso desarrollo del evento permitió cristalizar el objetivo de los organizadores, de propiciar el intercambio de experiencias, lecciones aprendidas, mejores prácticas corporativas y la iden-

tificación de los desafíos futuros en el desarrollo de los crudos pesados, con énfasis en las experiencias de países como Brasil, Canadá, China, Colombia, México, Perú y Venezuela.

Como punto resaltante, HOLA situó este año a Colombia como el eje del desarrollo de los crudos pesados en la región, destacándose además el anuncio de la creación del Comité de Crudos Pesados, conformado por Campetrol, la Asociación Colombiana de Petróleos, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (ACIPET), SPE Colombia y la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP), y el cual estará abocado a promover la búsqueda de estrategias que permitan el desarrollo integral para la región.

Instalación

La ceremonia de instalación del primer Congreso Latinoamericano de Crudos Pesados estuvo encabezada por Margarita Villate, Directora Ejecutiva Campetrol; César Patiño, Presidente SPE-Colombia; Hermes Aguirre, Presidente Campetrol; Carlos Rodado Noriega, Ministro de Minas y Energía; Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol y Chairman del Congreso; Sidharta Sur, CEO Mansarovar Energy; y Wes Scott, Vicepresidente Daily Mail Group

La apertura del evento fue presidida por el Ministro de Minas y Energía, Carlos Rodado Noriega; el Director General de la ANH, Armando Zamora; el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy; el CEO de Pacific Rubiales, Ronald Pantin, el CEO de Mansarovar Energy, Siddharta Sur, el Presidente de Campetrol, Hermes Aguirre, la Directora Ejecutiva de Campetrol, Margarita Villate, el Presidente de Daily Mail Group, Wes Scott y el Presidente de SPE Colombia, César Patiño.

De igual forma estuvieron presentes los presidentes de ACP, Alejandro Martínez y de Acipet, Hernando Barrero, entre otras personalidades del sector.

En sus palabras de bienvenida la Directora Ejecutiva de Campetrol, Margarita Villate, agradeció a los conferencistas internacionales y nacionales su compromiso con los crudos pesados y con el sector de hidrocarburos en Colombia y el de sus respectivos países. “HOLA se ocupará de abrir el debate y conocer la opinión del alto gobierno acerca de los desarrollos que enfrenta el sector de servicios petroleros en Colombia en temas como tecnología, financiamiento, medioambiente”, dijo.

Reconoció el respaldo del Ministerio de Energía y Minas, la ANH, y de los patrocinadores del congreso, así como la presencia de los conferencistas y moderadores de las sesiones, a los participantes y colegas de gremio. De manera especial destacó el trabajo realizado por el Comité Técnico de Crudos Pesados, integrado por Gerardo Villela, Jorge Cárdenas, Jorge Lombana, Ricardo Ramírez, Mauricio Gutiérrez, Mauricio Amorocho, Maged Fam,

Ministro Carlos Rodado

Omar Ruiz, Guillermo Hoyos y Alberto Pretelt, liderados por César Patiño, y Francisco Sotomayor, Subdirector Económico y Sectorial de Campetrol, “cuya gestión, conocimiento y contactos permitió concretar el programa de conferencias”.

Futuro promisorio El Ministro Carlos Rodado, invitado a inaugurar formalmente el evento, señaló que los avances tecnológicos para la extracción de los crudos pesados, las mejoras en el factor de recobro y de los procesos de refinación, auguran un futuro promisorio para los países latinoamericanos que cuenta con importantes reservas de este tipo de hidrocarburos.

Dijo que la cantidad, diversidad y usos energéticos de un país determinan buena parte de su desarrollo económico, social y ambiental. En tal sentido, puntualizó que Colombia es un país rico en fuentes energéticas y convertir ese potencial en realidad, implica retos exigentes, como el de seguir incrementando la producción de los campos de petróleo y gas, para lo cual se ha venido adoptando medidas tanto para optimizar la producción existente

en el corto plazo, como promover nuevos hallazgos en el mediano y largo plazo.

Recordó que la meta es llegar a 1.350.000 barriles por día en Diciembre de 2014.

“La producción promedio del mes de Julio se situó alrededor de 930.000 bpd, que pudiera haber estado por encima de los 945.000 bpd de no haber sido por el diferimiento que se tuvo en el campo Rubiales, a raíz de los lamentables hechos de violencia que perturbaron la producción en la tercera semana del mes y esperamos cerrar el año en una cifra cercana al millón de barriles”.

El Ministro acotó que durante el presente gobierno se espera perforar alrededor de 540 pozos, de los cuales se han explotado más de 75 este año. Se espera cerrar 2011 con más de 130 pozos exploratorios A2 y A3. De igual forma se prevé seguir perforando más de 600 pozos de desarrollo por año, de los cuales un 60% se estima sea en áreas de prospectividad en crudos pesados. “Estos resultados alejan el horizonte de una importación neta de petróleo más allá del 2021, dando el tiempo necesario para que se concreten nuevos hallazgos”, dijo.

Enfatizó que la ANH ha venido desarrollando y perfeccionando un modelo contractual que ha probado ser exitoso y competitivo, al permitir suscribir 391 contratos desde el año 2004, de los cuales 302 han sido contratos de E&P y 89 TEAS. Del total de contratos suscritos 278 están vigentes.

En cuanto a los crudos pesados, señaló que se espera recibir buenas noticias de los contratos asignados en las diferentes rondas realizadas entre 2007 y 2011 Septiembre 2011 / No 260 Petroleum

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Escenario en los Llanos Orientales y la Orinoquía colombiana, en las cuales se entregaron cerca de 12 millones de hectáreas para exploración con una gran prospectividad, que empiezan a mostrar su potencial en los resultados positivos en los pozos perforados en el Bloque Caño Sur, operado por Ecopetrol y en los bloques de crudos pesados de la ronda 2008. “Gracias a esta actividad de exploración y a las evaluaciones técnicas de los campos maduros, así como los descubiertos no desarrollados y campos inactivos, se ha logrado el incremento de las reservas probadas de hidrocarburos, las cuales cerraron en 2.058 millones de barriles a fines de 2010”, puntualizó.

Rol protagónico del sector servicios Por su parte el Presidente de Campetrol, Hermes Aguirre, al dirigirse a la audiencia en la apertura de HOLA se refirió al estudio realizado por Fedesarrollo para Campetrol, que muestra el impacto de la industria de servicios petroleros en la economía colombiana, enfatizando especialmente los convenios que el sector considera fundamentales para el desarrollo de los crudos pesados.

El estudio puntualiza la contribución histórica del sector de servicios petrolero y su dinamismo en los últimos años. Permite ver la contribución tanto en el producto bruto nacional como en el sector energético, con una contribución del 1 y 21% respectivamente, y también un crecimiento sostenido desde el 2004, fecha de la creación de la ANH y todo el desarrollo que ha tenido la industria de los hidrocarburos colombiana.

Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol

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Aguirre resaltó la necesidad de un trabajo mejor orquestado por todos los entes que componen la industria hacia el sector de servicios petroleros, motivo por el cual Campetrol trabajó para que en el plan Nacional de Desarrollo del actual Gobierno se incorporasen los puntos críticos que den vía a la sostenibilidad en el futuro de la industria, particularmente en lo relativo al recurso humano, la innovación, investigación y tecnología en el desarrollo de proveedores. Para potenciar el impacto de la industria de servicios, asegurar que la ejecución del plan de desarrollo cristalice en inversiones y empleo, “es crítico asegurar que los retos de todos los sectores que componen esta dinámica y creciente industria sean atendidos apropiadamente”.

Dijo que el recurso humano y competencias requeridas deben estar disponibles en tiempo y calidad. De igual forma, los retos asociados a los riesgos operativos, que incluye la salud y bienestar de los trabajadores, debe cumplirse con los más altos índices y estándares de HSE a nivel mundial. Los riesgos técnicos deben ser atendidos para lograr el objetivo primordial, que es el hallazgo de crudo y maximizar la producción de los campos.

Reiteró que el sector de servicios petroleros colombiano ha tenido un protagonismo tal, que hoy día es el ejecutor de los grandes logros de las operadoras.

Igualmente se ha trazado un plan de acompañamiento de la industria petrolera en el futuro.“Creemos en Campetrol que se están dando pasos importantes en esta dirección, pero hay una gran tarea que realizar y necesitamos asegurar la participación activa de todos para hacer de esta una industria atractiva para los inversionistas, para el recurso humano y retornar los beneficios a la comunidad que cada día nos ve con mayores expectativas”.

Colombia un modelo Por su parte el Presidente de Ecopetrol y Presidente de HOLA 2011, Javier Gutiérrez, dijo que “el apetito por los crudos pesados y extra pesados ha venido escalando peldaños a la par con el riguroso crecimiento de las principales economías, donde hay ahora una mayor capacidad de conversión, específicamente en China, India y varios países del sureste asiático”.

Javier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol

Agregó que el desafío para los países latinoamericanos productores de crudos pesados es grande. Concretamente en Colombia, la exitosa reforma emprendida en 2003 ha permitido un aumento en la inversión por parte de muchos actores, lo que ha llevado a incrementar la producción de crudo de 530.000 bpd en 2007 a 930.000 bpd a Junio 2011, con un crecimiento de 75%.

En el primer semestre de 2011 la participación de los crudos pesados en la producciòn de Ecopetrol subió a 47.2%.

La Cuenca de los Llanos Orientales y la del Piedemonte, que juntas suman más de 28 millones 500 mil hectáreas, una tercera parte del territorio explorable onshore del país- viven desde hace una década su momento dorado. La industria petrolera ha visto allí un gran potencial comercialmente explotable gracias al factor precio, y también a los descubrimientos, replanteamientos del subsuelo y nuevos desarrollos hechos en plays someros.

Gutiérrez acotó que para los crudos pesados el doble reto es mejorar su propiedades y transportarlos desde los campos hasta los puertos y refinerías locales.

“Temas como el mejoramiento in situ, que permite elevar los grados API de los crudos pesados para poderlos evacuar, así como los sistemas de calentamiento de líneas para propiciar su transporte, serán desarrollos claves que deberá afrontar la industria para aprovechar la explotación de estos hidrocarburos”.

Indicó asimismo que las mayores producciones de crudos pesados de los Llanos Orientales platean grandes retos en la adecuación de la infraestructura de transporte tanto de crudos como de diluyentes, considerando la distancia de esa zona del

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Escenario país con respecto a sus dos costas y el aislamiento debido a la imponente cordillera montañosa de los Andes.

Entre las soluciones se adelanta el proyecto de construcción del Oleoducto Bicentenario, que sumado a los sistemas actuales, como el Oleoducto Central, el Oleoducto de Colombia y el Caño Limón - Coveñas, constituye una solución para la evacuación de crudos pesados y convencionales desde el área de mayor potencial.

En materia de refinación, mencionó los proyectos de ampliación y modernización de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja, que permitirán un mayor aprovechamiento de los crudos pesados colombianos, al pasar de un volumen de 50.000 bpd actuales a 265.000 bpd, incorporando una serie de plantas de alta conversión y mejorando la calidad de los productos blandos.

Además de los retos tecnológicos -dijotienen ponderación aspectos como la especialización de la mano de obra, riesgos

contractuales, impactos ambientales y las relaciones con las comunidades, los cuales deben estar dentro de los puntos prioritarios de la agenda de la industria. “El desarrollo de los crudos pesados no puede ser ajeno a las regiones donde se encuentra el corazón de la actividad, y por eso debe estar articulado con el entorno”.

Tres aspectos claves El Presidente de SPE Sección Colombia, César Patiño, cerró la sesión inaugural, enfatizando que la región de las Américas es la mayor fuente de petróleo pesado del mundo. Este recurso, dijo, seguirá siendo un componente principal en la actual y futura combinación de fuentes de energía tanto a nivel regional como mundial.

Destacó que el desarrollo de tecnologías y estrategias para facilitar la extracción de los recursos será fundamental; soluciones adecuadas a los desafíos en la explotación de los recursos de crudos pesados será

un componente sensible por conocer, y lograr llevar los recursos al mercado un reto por construir. Todo esto conlleva a garantizar tres aspectos claves, como son el acceso a los mercados, a la tecnología y a los recursos de capital financiero y capital humano.

Patiño señaló que próxima a la celebración de sus 50 años, en Junio de 2012, SPE Sección Colombia continuará trabajando apegada a su misión y objetivos. “Durante 2011 y 2012 el lema será transparencia. Traeremos el aporte que desde 2007 ha generado SPE International siguiendo los lineamientos que sobre evaluación de reservas se han dado junto a organizaciones afines. Transparencia que debemos mantener en nuestra región de altas fracciones de hidrocarburos, transparencia que da la posibilidad de generar conocimiento y tecnología, que exige compromiso social y ambiental, que incluye trabajar con otras entidades y que permite cooperar y colaborar”.

La Conferencia El propósito primordial del Primer Congreso de Petróleo Pesado de América Latina, fue examinar toda la cadena de valor desde la perspectiva de hacer crecer la industria en la región y al mismo tiempo ofrecer un balance de las necesidades ambientales, sociales y económicas, para lo cual se estructuró un programa con un total de siete sesiones Sesión I: Exploración en América Latina Moderador: Maged Fam, Jefe Petrofísico Halliburton Colombia Conferencistas: Clovis Francisco Santos, Director de E&P Petrobras; Enrique Velásquez, VP de Exploración Ecopetrol; Edgar Rangel, Comisión Nacional de Hidrocarburos de México Las reservas de petróleo pesado de América Latina son globales en escala y continuarán creciendo. En esta sesión inaugural, los panelistas presentaron sus puntos de vistas acerca de los retos en exploración en la región, las oportunidades para que la tecnología logre dar grandes avances y cómo se compara el retorno a la inversión Santos se centró en la exploración de crudos pesados desde la experiencia de Petrobras, principalmente en el offshore.

A la pregunta de si vale la pena el esfuerzo, dijo que la respuesta está en los proyectos de producción que Petrobras

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Los panelistas de la sesión de Exploración, Clovis Santos, Director de E&P Petrobras; Enrique Velásquez, VP de Exploración Ecopetrol y Edgar Rangel, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México

tiene para los próximos años, dentro de los cuales hay varios dirigidos a poner en producción las grandes reservas de crudos pesados de Brasil. Sobre las estrategias para evitar desastres como el del Golfo de México, señaló que todas las tecnologías aplicadas en las operaciones de Petrobras cumplen con los mejores estándares y prácticas a nivel mundial para tener los mejores resultados.

Velásquez mencionó que para poder extender la faja de crudos pesados a Colombia falta todavía despejar algunas incertidumbres y saber cuál es el potencial generado realmente en el país. “Lo que Ecopetrol está haciendo en materia de búsqueda de crudos pesados es lo que cualquier compañía seria hace, en cualquier lugar del mundo, y eso es, usar las herramientas tecnológicas de explora-

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Escenario ción, inversión sísmica 3D, petrofísica de alta resolución, y algo supremamente importante, volver a lo básico, que es lo que frecuentemente los geólogos repetimos, y que sencillamente significa estudiar el ambiente del yacimiento”.

Por su parte Rangel se centró más en el proceso del dictamen técnico de los proyectos en México desde la CNH y las

condiciones adicionales para los proyectos en aguas profundas. Refiriéndose al potencial de crudos pesados de México, dijo que es un volumen importante, sobre todo si se considera lo que ya se ha producido, lo que falta por producir. “Realmente cuando se piensa a futuro, la recuperación mejorada todavía está en etapas incipientes. Hay volúmenes importantes

pero la diferencia de precios entre una tecnología u otra es amplia y claramente el volumen futuro tendrá que venir de crudos pesados”, acotó. En función de los retos en materia de exploración, las técnicas ya están en el mercado, pero se requiere personal, y en el caso de Pemex hay todavía un rezago en cuanto a las capacidades de ejecución.

Sesión II: Producción en América Latina Moderador: José Luis Bashbush, Director Schlumberger México Conferencistas: Jitender Prasad Waghray, Chief Technology Officer de Mansarrovar Energy; Luis Andrés Rojas, VP Producción Pacific Rubiales Energy; Juan Carlos Alba, VP E&P Services Ziff Energy; Dave Wagner, Heavy Oil Manager Chevron ETC En esta sesión, los conferencistas compartieron sus conocimientos e ideas sobre los mayores retos técnicos y las tecnologías más favorables.

Rojas se centró en la importancia de la producción de pesados en el mundo y en Colombia, las vicisitudes sorteadas desde los métodos más sencillos a los más complejos de hoy, los métodos de levantamiento y la

José Luis Bashbush, Director Schlumberger México

Los principales desafíos en producción de crudos pesados fueron abordados por Jitender Prasad Waghray, CTO de Mansarrovar; Juan Carlos Alba, VP Services de Ziff Energy; Luis A. Rojas, VP Producción de Pacific Rubiales y Dave Wagner, Heavy Oil Manager Chevron ETC

tecnología de Pacific Rubiales, el proyecto STAR. “Hemos apostado a una tecnología de combustión in situ, que se basa en aprovechar la energía que tiene el yacimiento y aplicar métodos de control de los frentes de fuego que pueda causar, esperando cambiar la relación de movilidad entre el agua y el crudo pesado, y poder recuperar 60% de ese crudo que ahora se está quedando en el yacimiento (cerca del 80%)”.

Afirmó que este es el futuro de Colombia, “nuestra tecnología esta siendo probada y esperamos que muchos sigan el ejemplo”. Colombia posee una base de recursos de crudos pesados que necesita desarrollar a plenitud, existen tecnologías que se pueden aplicar y no conformarnos con un 10% de recobro, pues la perforación horizontal con un buen control de sedimentos puede ser una solución a corto plazo y nuestra tecnología STAR es la gran oportunidad que tiene el país para

incrementar las reservas tres veces”.

Alba compartió la experiencia ganada en los últimos 12 años en Latinoamérica. Producir crudos pesados presenta retos importantes, especialmente desde el punto de vista tecnológico, personal y la aplicación de herramientas, dentro de las cuales el Costo Operativo es un nicho que Ziff Energy ha manejado durante 30 años. Actualmente es un ejercicio que se practica en 36 países. “El conocimiento de costos a nivel campo es determinante.

Reconocemos que los crudos pesados son un negocio de retos, especialmente desde el punto de vista económico, es muy importante el monitoreo y control de los costos. Enfatizó que el rol de los crudos pesados en América Latina va a aumentar y una herramienta que debe tener en cuenta el operador es compararse a sí mismo y compararse externamente para poder optimizar sus operaciones.

esta sesión, cuatro expertos consideraron las soluciones para algunos de los mayores retos técnicos y los proyectos con mayores posibilidades de salir adelante.

Quintero señaló que en el desarrollo de los crudos pesados se debe viabilizar la cadena, incluyendo las actividades de E&P, refinación, petroquímica y comercialización internacional. En los campos de

producción se debe optimizar la infraestructura actual para transportar la mayor cantidad de crudo con oportunidad y bajo costo. Por otra parte, hay que desarrollar nuevos proyectos que entren en operación con la oportunidad que requiere el desarrollo de los campos de producción.

Para maximizar el margen de las refinerías es vital garantizar entregas per-

Sesión III: Transporte Moderador: Barry Lappin, President Canadian Hevy Oil Association Conferencistas: Juan Carlos Quintero, Programa Evacuación de Crudos, Ecopetrol; John M. Gerez, VP International Enbridge Internacional; Oscar Trujillo, Gerente General Ocensa En algunas regiones los retos que presentan los oleoductos son enormes. En

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Durante el desarrollo de la sesión sobre soluciones de transporte, Oscar Trujillo, Gerente General Ocensa, Juan Carlos Quintero, del Programa de Evacuación de Crudos de Ecopetrol y John M. Gerez, VP Enbridge Internacional, en compañía de Maged Fam, Chief Petrophysicist Halliburton

fectas, en la calidad, cantidad y oportunidades que se requiere. Y en el tema de la comercialización, se debe garantizar la capacidad de transporte hacia los puertos de exportación, asegurar los procesos de mezclado para obtener crudos objetivos de mercado, en la calidad y cantidad necesarias para lograr la satisfacción de los clientes internacionales. El tercer punto es garantizar la capacidad de carga de hasta 2 millones de barriles, para entrar en mercados del lejano Oriente. De igual forma se debe garantizar puertos de alta calificación internacional y por último, asegurar entregas perfectas para los clientes. Para cristalizar todo esto se estructuró el programa de Evacuación de Crudos,

cuyo objetivo es desarrollar proyectos que aporten al crecimiento de la industria del país. Liderado por Ecopetrol, el programa integra el esfuerzo de muchas compañías y también de empresas del área de transporte, como las que conforma el Grupo Empresarial Ecopetrol, Ocensa, Oleoducto de Colombia, Oleoducto de los Llanos y el Bicentenario. Con seguridad con los nuevos proyectos se sumarán muchas otras.

Quintero recalcó que además de viabilizar el transporte, hay que seguir desarrollando tecnologías para maximizar el valor de los crudos. Para buscar crudos objetivos de mercado se tienen dos líneas de investigación: la primera es un

módulo de aseguramiento de calidad de crudos y la segunda, el upgrading como una tecnología para la producción de crudos sintéticos.

Gerez habló de la experiencia de Enbridge como empresa líder de transporte de crudo y gas, centrándose especialmente en el transporte de crudos pesados, así como en los retos y oportunidades. La empresa cuenta con más de 80.000 km de tuberías, es propietaria del sistema de transporte de crudos más grande del mundo en Norteamérica, y también de sistemas de distribución de gas, al igual que proyectos de energía verde. “En Alberta estamos terminando unos proyectos de ampliación de nuestro sistema para atender el crecimiento de crudos pesados.

El sistema de Enbridge empieza en Alberta para transportarlo hacia EE.UU”.

Desde hace unos 25 años el problema y los retos de transporte de crudo pesado han venido siendo estudiados. Todo ha sido considerado y hay soluciones específicas para cada situación. Una muy reciente, es la construcción dos nuevo oleoductos, uno de 450.000 bpd de capacidad para la exportación de crudo bituminoso diluido,

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y otro para importación de diluentes de 180.000m bpd (1.000 km para el transporte de diluentes desde EE.UU. hasta Alberta).

Sobre los retos técnicos, Gerez recordó que lo más importante en los oleoductos es la viscosidad, por lo cual se busca reducirla.

También puntualizó que el entorno para la construcción de nuevos sistemas de transporte en todo el mundo está cambiando. El entorno social, ambiental y el marco regulatorio es mucho más complicado. “Para desarrollar nuevos proyectos debemos entender los intereses de los ac-

tores y líderes y debemos utilizar las mejores prácticas de consultas y garantizar que contamos con el mejor proyecto, que cumple no sólo con nuestro interés sino también con el bienestar colectivo”.

Trujillo por su parte describió lo que es Ocensa y mostró los escenarios para el transporte de crudos. Este oleoducto es actualmente el componente más importante de la infraestructura de transporte de crudos en Colombia, con una longitud de 830 km entre Cusiana y Coveñas, y diámetros entre 30´´ y 36´´ y una capacidad a la fecha de

560.000 bpd en el segmento 2 y aproximadamente 360.000 bpd por el segmento 3.

“Estamos operando desde 1995 y como la mayoría de los oleoductos en el mundo, trabajamos como un centro de costos. Tenemos unos sponsor que son los productores de crudo que están en Colombia.

Hasta hace unos dos años la mayoría de los oleoductos del país estaban subutilizados, con el incremento de producción y el auge de sacar crudos del piedemonte llanero, fue necesario acelerar distintas acciones.

Sesión IV Refinación y Mejoramiento Moderador: César Bejarano, Gerencia de Desarrollo Ref. / Pet, Ecopetrol Conferencistas: Craig Fairbridge, Manager Fuels / Emision, Canment Energy Natural; Gustavo Correa, KVC Advance; Luis Javier Hoyos, Instituto Colombiano del Petróleo Se espera que la capacidad de Mejoramiento y Refinación se incremente significativamente en algunas regiones.

La sesión se centró en el mejor lugar para hacer el mejoramiento y los aspectos regulatorios que habrá que considerar.

Para Fairbridge parte de la investigación trata de estandarizar los procedimientos y protocolos de evaluación para determinar cómo las compañías pueden reducir las emisiones y cumplir con los estándares. El estándar de bajo carbono no es el mejor lugar para comenzar, pero si es un punto de partida para vender nuestro crudo pesado al mercado estadounidense. La pregunta es, ¿conoce usted la intensidad de carbono de las plantas en las que trabaja?.

Correa por su parte indicó que ya es tiempo de soltar las amarras al proyecto de las mejoradoras en Colombia. “Hemos visto que si se puede hacer dinero procesando crudos pesados, conocemos los desafíos de procesar estos crudos y tenemos un gran entendimiento de las propiedades de los crudos pesados en Colombia y en el resto de Latinoamérica. Tenemos suficientes datos para diseñar la expansión de nuestras refinerías y los futuros mejoradores. La tecnología y los datos ya están, y lo mas importante sabemos cuándo, cómo y dónde deben construirse los mejoradores.

Lo que estamos viendo en los mercados emergentes es una autosuficiencia energética, exportación de productos refinados y una suficiencia de mano de obra local, de modo que Colombia tiene todos los ingredientes para seguir adelante con estos proyectos. En cuanto a Latinoamérica vemos una clara aceleración de las dinámicas del mercado de hidrocarburos, por consiguiente para acomodar la demanda de la población que trae un aumento del 20 % para el 2025, vemos que esta aceleración requerirá un aumento significativo de la capacidad de refinación”.

Gustavo Correa de KVC Advance; Luis Javier Hoyos del ICP y Craig Fairbridge, de Canment Energy Natural examinaron junto a César Bejarano, de Ecopetrol, la capacidad de mejoramiento y refinación de crudos pesados

Sesión V: Mercado e Inversión Moderador: Ramón Espinasa, Senior Oil & Gas Specialist, Energy Division, Inter American Development Bank Conferencistas: Armando Zamora, Director General Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, Colombia, Marcelo Paiva de Castilho, Deputy Superintendente, Agencia Nacional de Petróleo, ANP, Brasil, Jackie Forrest, Director of Global Oil, IHS-CERA, Cindy Gray, Head Business Development Global, Toronto Stock Exchange/TSX Venture Exchange Acoplar las necesidades financieras de las compañías de servicio y las operadoras

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con los entes de inversión, es una prioridad que debe ser atendida y que permitiría apalancar los proyectos de producción de crudos pesados, que hoy alcanza 52% de la producción total del país, lo que quiere decir, que Colombia ha ganado una amplia experiencia en la materia.

Espinasa mencionó en su introducción que Brasil, Colombia y Perú son los países que destacan en términos de inversión y producción en América Latina, al contar con marcos regulatorios propicios, lo que le ha dado al sector de hidrocarburos

de estos países “acceso a financiamiento, tecnología y capacidad de ingeniería”. Destacó que el acceso a las tierras no lo es todo, pues la contratación para el desarrollo de las reservas, sobre todo de crudos pesados, es cuantiosa y los períodos de recobro de inversión son largos, está sometida a riesgos geológicos, financieros. “La confianza y credibilidad en las instituciones, estatales y financieras, para que se materialice la inversión es fundamental”, dijo.

Zamora destacó el aporte de expertos petroleros venezolanos en el desarrollo de

los crudos pesados en Colombia, al ayudar a confirmar que el ambiente geológico de la región noreste de las cuencas de Los Llanos Orientales, son parte del mismo ambiente de las cuencas de Venezuela, “de esta forma se realizaron nuevos estudios (2006) que evidenciaron mucha acumulación de crudo en la zona, lo que demostró la necesidad de realizar estudios más profundos y plantear un esquema de promoción para las zonas de crudo pesado”.

El estudio más reciente sobre el potencial de Colombia arrojó en un escenario medio 124 mil millones de barriles de crudo pesado in situ, que podrían ascender a 222 mil millones. En términos de producción la proyección es que a 2014 el país esté produciendo 1 millón de barriles diarios “y si los resultados de las cuencas de crudo pesado se concretan en los próximos años, en 2020 estaríamos produciendo cerca de 2 millones de barriles diarios”, puntualizó Zamora. Para que esas proyecciones se vuelvan realidad, se requiere el flujo de inversión necesario para soportar tanto la exploración como el desarrollo de infraestructura; no obs-

Las necesidades financieras para apalancar los proyectos de E&P de crudos pesados fueron profundizadas por Marcelo Paiva de Castilho, de la ANP Brasil; Jackie Forrest, de IHS-CERA; Armando Zamora, Director General de la ANH; Cindy Gray, de Toronto Stock Exchange/TSX Venture Exchange y Ramón Espinasa, de Inter American Development Bank

tante, dado el número de pozos a futuro y la sísmica a desarrollar, la dinámica de exploración deja ver una tendencia sostenida de crecimiento.

Paiva en una somera descripción, apuntó que el país produce 2,1 millones de barriles diarios, la mayoría de crudo pesado, y 66,7 millones de pies cúbicos diarios de gas, conservando la proyección de ser uno de los principales proveedores de hidrocarburo para la región durante la próxima década. Al referirse al plan de rondas de licitación que tiene en puerta Brasil de 174 bloques en tierra y costafuera, men-

cionó que en ellos se estiman inversiones por el orden de 121 millones de dólares, y se enfocarán principalmente en la margen ecuatorial brasileña y campos maduros.

Calificó esta ronda como un importante instrumento para conservar el desarrollo de los recursos de petróleo y gas.

Forrest realizó una descripción general del panorama de crudos pesados en la región, con base a su experiencia en el análisis del mercado canadiense, uno de los líderes en crudos pesados, para luego pasar a examinar los factores que determinan el crecimiento y el panora-

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Escenario ma de producción de este hidrocarburo.

Aseguró que Estados Unidos “es el mercado” ya que absorbe la mayor parte de la producción mundial de crudo pesado, aún por encima de China, y es América Latina la región que juega un papel estelar al acumular más del 40% de las reservas de crudo pesado y no convencionales. Dijo que el desarrollo de estos recursos, siempre irá de la mano con los costos y el precio de venta, factores que impactan directamente la inversión; y por otro lado el dowstream, dado que muchas refinerías han cambiado su configuración para recibir crudo pesado. Defendió la

comercialización del hidrocarburo versus construir mejoradores, siendo esta última opción la más costosa.

Gray como representante del sector financiero canadiense, dio una visión de cómo la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) ha ayudado a crecer económicamente a muchas compañías petroleras latinoamericanas, a través de la incursión en el mercado de capitales, corroborado por el hecho de tener listadas más compañías del sector que cualquier otra bolsa de valores en el mundo, más del 35% de las petrolera públicas tranzan aquí, “y todo ello se debe a que los inversionistas real-

mente entienden el valor de los recursos y tienen un gran apetito por las oportunidades de alto riesgo que suelen verse en el negocio de petróleo y gas”. Lo más importante, dijo, es el gran conocimiento que tienen y contar con los mejores especialistas dedicados a esta industria.

Entre los principales beneficios de participar en la bolsa de valores mencionó: tener acceso a capital para crecer, usar acciones como moneda para concretar adquisiciones, proveer liquidez a los accionistas, incrementar la viabilidad y el prestigio corporativo, y crear mecanismos de incentivos para empleados.

Sesión VI: Medio Ambiente y Responsabilidad Social Corporativa Moderador: José López, Gerente Relaciones Comunitarias y RSC Petroamazonas Conferencistas: Guido Abad/Fabricio Mino, Gerente SSA Petroamazonas EP; Nubia Quintana, Gerente Relaciones con la Comunidad Petrobras Colombia; Marian Marino, Manager Oil Conversion, Shell Canada; Patricia Lagos, Social &Environmental Business Unity Manager Colombia, Repsol Las presentaciones temáticas de HOLA mostraron los esfuerzos de la industria para aprovechar las oportunidades y desafíos en el desarrollo de los crudos pesados, al igual que las condicionantes y mejores prácticas que conduzcan a proyectos viables en regiones viables. Esta sesión se enfocó en los temas sociales que necesitan atención a nivel regional, la experiencia de distintas empresas en el manejo de la RSC y los cambios regulatorios.

Abad compartió las experiencias que Petroamazonas EP está llevando a cabo en Ecuador, básicamente en la zona del Amazonas, altamente protegida.

“Operamos atendiendo a una filosofía de gestión que hace de las operaciones y procesos lugares seguros y confiables para trabajar, de forma sustentable y amigable con el ecosistema. Somos conscientes del riesgo de las operaciones y qué debemos hacer para evitarlos, por lo cual hemos diseñado ambientalmente nuestros proyectos, desde la ingeniería básica y conceptual a fin de trazar estrategias desde el inicio. Con ello hemos demostrado que es posible operar en áreas protegidas con un daño mínimo a las especies”, señaló.

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El tema ambiental y social fue abordado en HOLA por Fabricio Mino, Petroamazonas EP; Nubia Quintana, Petrobras Colombia; Patricia Lagos, Repsol; Marian Marino, Shell Canada; Guido Petroamazonas EP, en la sesión moderada por José López, Gerente de RSC de Petroamazonas

Quintana profundizó igualmente en las prácticas que desde el punto de vista social y ambiental han contribuido al posicionamiento exitoso de Petrobras en Brasil y los distintos países donde opera, incluyendo Colombia. “Tenemos clara la visión de actuar de forma segura, con responsabilidad social y ambiental. En términos de desarrollo social buscamos un crecimiento compartido, que la comunidad participe en la formulación del plan, y que sea un aliado, contando también con el resto de las operadoras presentes en el área donde nosotros estamos, todo lo cual permite ejecutar proyectos de mayor envergadura”.

Marino profundizó en detalles del desempeño social y ambiental de Shell, específicamente en el área de las arenas bituminosas de Canadá, el cual se mide en función de cinco áreas clave: dióxido de carbono, agua, tierra, residuos comunidades y el compromiso. y el control que se ejerce en cuanto al uso intensivo de tierra y agua, la captura y manejo del CO2

proveniente del mejorador, y la orientación de las investigaciones y proyectos en este ámbito. En lo que respecta al uso de agua, el objetivo es llegar a eliminar por completo el uso de agua fresca y en lo relativo a tierras lograr recuperar por completo el área a su estado original.

Lagos presentó los avances del programa de la Asociación Internacional de Petróleo y Gas Para Asuntos Ambientales y Sociales, IPIECA, las cual enfoca actualmente su trabajo en temas como la biodiversidad, cambio climático, salud, preparación frente a contingencias, responsabilidad social y agua, entre otros.

Seguidamente se centró en la experiencia de Repsol en la aplicación de estándares internacionales y mejores prácticas en temas socio ambientales, y la adaptación del modelo empresarial a estas problemáticas. “Tenemos siempre en cuenta el contexto social en el que operamos, desarrollando normativas internas que pueden ser aplicados a nivel global”, dijo.

Sesión VII: Tecnología y Colaboración Moderador: Marcelo Laprea Bigott, Reservoir Eng Director of Curriculum Texas AM Conferencistas: Edinson Jose Milani, Gerente General de P/D Petrobras Cenpes; Néstor Fernando Saavedra, Director ICP, Ecopetrol; Jacob Thomas, Director of Research, Completion and Production Division Halliburton; Jeff Spath, VP Industry Affairs Schlumberger; Ross Chow, Separation Manager Petroleum Division, Alberta Innovates and Technology Futures En esta sesión los expertos compartieron su visión sobre las oportunidades de colaboración para el desarrollo de crudos pesados en el contexto actual y futuro, estableciendo el patrón de desempeño en el futuro cercano.

Milani mostró el manejo que hace Petrobras de sus desafíos tecnológicos y sus logros en el área de crudos pesados en Brasil.

Explicó como el desarrollo del presal ha representado grandes desafíos en cada una del área del conocimiento y qué está haciendo la compañía para resolverlos a través de un programa tecnológico con objetivos definidos. El presal domina el portafolio actual, lo cual es comprensible dada la importancia y magnitud de este desafío.

El Centro de Investigación y Desarrollo de Petrobras, Cenpes, es el centro de caracterización de todos los desafíos tecnológicos de la compañía. Su planta física de oficinas y laboratorios, de los años 70, se hizo insuficiente para atender la cantidad de personas y equipamiento necesarios para enfrentar los retos actuales, de su infraestructura, con un total de 300.000m2 de área de investigación en la CiudadUniversitaria de Río de Janeiro.

“Estamos haciendo un enorme trabajo

de aproximacióncon las universidades del país” , explicó Milani. Motivado a los grandes descubrimientos de crudo pesado realizados en la Cuenca de Santos, llegó el momento en que el gran reto fue cómo producirlos, lo que propició en 2002 el Programa Tecnológico de Crudos Pesado. Las áreas principales de este programa fueron evaluación de reservorios, formación, tecnología de pozos horizontales, levantamiento artificial, procesamiento primario, integración. Fue un logro muy importante para Petrobras. “Llegamos a desarrollar la tecnología para producir crudos pesados, ahora el enfoque de la empresa está en el presal, lo cual es un desafío mayor”. También subrayó la creación de la red de crudos pesados con universidades brasileñas.

Saavedra abordó en su presentación los retos técnicos en Colombia, talento humano y colaboración.

Tras enfatizar que la industria se está renovando y profundizar en los retos que plantea el desarrollo de crudos pesados en Colombia en el ámbito de exploración y producción, dijo que la industria y la academia deben mirar en la misma dirección, como se está experimentando en Brasil, y más ahora cuando va a haber una inyección de recursos para la investigación que se requiere en el país. Debemos trabajar colaborativamente con las universidades, trabajar en equipo para encontrar las soluciones propicias para atacar cada uno de los desafíos de una industria que seguirá siendo protagónica por lo que resta del siglo. Tenemos una industria en proceso de reinvención, lo que refuerza la necesidad de comunicación con la academia.

La sesión de Tecnología y Colaboración contó con la participación de Ross Chow, de Alberta Innovates and Technology Futures; Jacob Thomas, Director of Research, Completion and Production Division Halliburton Jeff Spath, Vice President Industry Affairs Schlumberger; Néstor Fernando Saavedra, Director ICP; Edinson Jose Milani, Gerente General de P/D Petrobras Cenpes y Marcelo Laprea Bigott, Reservoir Eng Director of Curriculum Texas AM

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Escenario Sesión final La agenda académica de HOLA 2011 finalizó con la octava sesión de conclusiones, moderada por el Director de la ANH, Armando Zamora y con la participación de Enrique Velásquez, VP de E&P de Ecopetrol; Siddhartha Sur, CEO de Mansarovar Energy; Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales y Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol.

Zamora reiteró que Colombia está entrando en una nueva era de su industria petrolera. Tradicionalmente esta industria ha sido vista como una que maneja mucho dinero pero genera poco empleo, y ahora estamos frente a una industria de alta tecnología, de generación de empleo de alto nivel, de desarrollo tecnológico, de altas inversiones, de cuidado y conciencia ambiental, de buen desenvolvimiento con las comunidades.

“Creemos que la primera frontera es la del desarrollo de crudos pesados, por eso celebramos que se haya realizado este congreso, cuyo nombre y logo son por demás inspiradores. Dado el buen nivel de tecnología que hay en el mercado, el papel del administrador se limita a generar transparencia y también a facilitar el relacionamiento con las instituciones del estado que se encargan de eso. Y esa va a ser nuestra contribución para el desarrollo de la industria”.

Velásquez por su parte dijo que frente al panorama actual de la producción en Colombia, con mayores volúmenes de pesados, la conclusión es que hay que usar las herramientas apropiadas con el fin de optimizar la exploración. Se hizo alusión a mejorar temas de adquisición sísmica, procesamiento, registro de pozos, petrofísica, lo que en cierta forma impulsa a volver a la geología básica.

En todas las áreas, ya sea producción, transporte y refinación, es claro que el desarrollo de crudos pesados está ligado a alta tecnología.Por otra parte, estuvo de acuerdo en que urge acelerar la formación de personal vía convenios con las universidades. “Creo que ese par de elementos va a ser definitivo para Colombia si queremos progresar en encontrar más reservas y producir mejor.

El CEO de Mansarovar Energy,

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Complacidos por el desarrollo de la primera edición de HOLA, Enrique Velásquez, VP de E&P de Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales; Siddhartha Sur, CEO de Mansarovar Energy; Hermes Aguirre, Presidente de Campetrol y Armando Zamora, Director General de la ANH

Siddhartha Sur, dijo sentirse complacido por la importante participación que tiene la empresa en el segmento de crudo pesado en Colombia, desempeñando junto a Ecopetrol un importante rol, teniendo en producción los yacimientos de hidrocarburos descubiertos, optimizando el recobro de los campos actualmente en producción, y siendo también reconocidos como un aliado estratégico mediante una operación eficiente, rentable y con control total en todos los procesos.

Mansarovar explora, explota y transporta crudo pesado recuperado mediante inyección cíclica de vapor los campos de Asociación Nare y Campo Velázquez.

Destacó la importancia de seguir operando bajo estándares de clase mundial, enfatizando el uso de nueva tecnología, la inversión de nueva infraestructura y optimizar la inversión y costos de producción.

Pantin señaló que Colombia está entrando en el exclusivo club de los países que producen uno o más millones de barriles, lo cual es resultado de un cambio fundamental en las políticas de gobierno.

“Hace apenas cuatro años compramos la empresa, que era Meta Petroleum, producía 14.000 bpd y hoy estamos produciendo 235.000 bpd, un crecimiento como pocos se han dado, principalmente en crudos pesados. Hoy Colombia produce más o menos 50% de livianos y 50% de pesados, pero en un futuro cercano será 75% pesados, 25% livianos. En las reservas podemos decir lo mismo. Cuando

hablamos del crecimiento de las reservas en Colombia, principalmente ha sido de pesados, al igual que los grandes descubrimientos exploratorios, como el campo de Quifa, que hace un año se estaba explorando y hoy día produce 36.000 barriles, previéndose para fin de año alcanzar los 66.000 barriles.

La oportunidad de los crudos pesados está dada. Tenemos petróleo en sitio muy abundante y hoy solo hemos estado rasguñando recobro, en niveles para la mayoría de las empresas entre 15 y 20%, lo que quiere decir que estamos dejando entre 85 y 80 % de crudo. Existen tecnologías que se pueden aprovechar, y en ese sentido Pacific Rubiales está por arrancar el proyecto STAR, de combustión in situ, con el cual aspiramos llegar a un 50% ”.

En la parte social los retos son grandes. “El gobierno ocupa su espacio y las empresas están para apoyar de modo que las comunidades donde operamos tengan un estándar de vida mucho mejor. Que las regalías se usen verdaderamente en el desarrollo social. Igualmente en la parte ambiental, hoy día las empresas son más cuidadosas y tienen unos estándares más altos en la recuperación especialmente de crudos pesados Se requiere aligerar el proceso de otorgamiento de las licencias, aunque debemos reconocer que ha mejorado un poco, pero el desarrollo del país no lo podemos parar”.

En el cierre oficial del evento el Presidente de Campetrol, Hermes Aguirre

agradeció al Comité Organizador y al grupo de apoyo logístico su extenso trabajo “que permitió superar las expectativas”, así como su excelente labor en pro de la industria petrolera colombiana.

Al anunciar la creación del Comité de Crudos Pesados, que tiene por misión propiciar el espacio de participación colaboración y mantener la profundidad en la búsqueda de estrategias para el desarrollo de este recurso, dijo que la planeación estratégica entre operadoras y compañías de servicios permitirá asegurar la implementación de mejores prácticas en el sector de hidrocarburos y la revisión de las condiciones contractuales que aseguren operaciones que mitiguen el riesgo e impacto en las comunidades, entre otros.

De igual forma, durante el desarrollo del congreso se formularon planteamientos que con el acuerdo mayoritario quedaron establecidos como compromisos de trabajo en el Documento Tècnico de la primera edición de HOLA: En exploración, se enfatizó la importancia de mejorar la calidad de la información que se requiere para caracterizar las cuencas colombianas de crudos pesados. En este orden de ideas, Campetrol promoverá con la ACGGP la programación de campañas que permitan un mejor entendimiento de la tecnología de sísmica 3D y los estudios de petrofísica avanzada en el mercado nacional. Por otra parte, se promoverá con la ANH la generación de un mapa regional geológico para caracterizar las Cuencas de Crudos Pesados y ver el alcance de la secuencia geológica en Ecuador, Perú, Venezuela.

En producción, se propiciará la creación de un Banco de Proyectos Piloto en el área de Crudos Pesados, que permitan entender en mejor forma los esfuerzos que se están haciendo en el país. En transporte de crudos pesados, se buscarà promover a nivel de Gobierno y entidades competentes la aplicación de incentivos fiscales, operativos tecnológicos para estimulen el transporte eficiente y sostenible a través de ductos.

En refinación, hay un reto que se debe superar para reducir el efecto de la importación de diluyentes, que es un factor que está impactando los costos de la industria de crudos pesados.

Por ello, el tratamiento que las operadoras puedan programar directamente a sus facilidades debe ir alineado con las demanda de los consumidores en las diferentes partes del mundo.

En mercados e inversiones, la figura de Entes reguladores es el modelo a seguir porque abre el sector a la tecnología, financiamiento y capacidad de ingenería.

En materia Ambiental, la industria debe promover una variable armónica con el desarrollo de los crudos pesados. La industria debe ser respetuosa con los ecosistemas, de tal manera que los proyectos y desarrollos sean sostenibles y responsables con la variable socio-ambiental.

En Tecnologia y colaboración, el desarrollo tecnológico va en paralelo con el desarrollo del recurso humano. Se debe motivar las sinergias de esfuerzos entre las universidades, Centros de Investigación, compañías operadoras y de bienes y servicios petroleros o agencias gubernamentales de I+D, con el fin de desarrollar y apropiar tecnologías para el progreso de los Crudos Pesados como generación de riqueza.

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Escenario En la Exhibición Un total de 47 empresas participaron como expositoras en la Muestra Técnico Comercial de HOLA 2011, que permitió a los delegados entrar en contacto con las principales firmas que hacen vida en Colombia y el mundo, con sus tecnologías, productos y servicios específicos para la extracción, producción, refinación y transporte de crudo pesado, así como entidades gremiales y empresas de servicios logísticos en general.

Fotos cortesía Campetrol (Abel Toledo, Fotógrafo) y Petroleum

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Sofía Díaz, Schlumberger; Víctor Estraño, Statoil, Ramón Espinasa, Inter American Development Bank, Juan Szabo, PetroNova y Gerardo Villela, Schlumberger

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Ana Eloisa Zúñiga, Gerente de Comunicaciones Pacific Rubiales; Armando Zamora, Director General ANH; Ramón Espinasa, Inter American Development Bank; Ronald Pantin, CEO Pacific Rubiales; Lumay Viloria, Schkumberger; y Ricardo Gómez, Gerente Colombia, Perú y Ecuador Schlumberger

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Javier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol y Chariman de HOLA 2011, en compañía de los directivos de Campetrol, Margarita Villate, Directora Ejecutiva y Hermes Aguirre, Presidente

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Ejecutivos de Baker Huges: Malcom Lansley, James M. Smith, Tommy Thompson y Mauricio Moreno

El equipo de la SPE Colombia: (arriba) Cesar Patiño Suárez, Chairman; Sergio Pinilla, Membership Chairman; Paolo Bocanegra, Publicity Chairman; (debajo) Xiomara Herrera, Program Chairman; Martha Ruiz, Treasurer; Diana Hernández, Continuing Education Chairman; y Leidy Villamor, Assistant

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Compartiendo durante el brindis del primer día de HOLA, Enrique Velásquez, VP de Exploración Ecopetrol; Constanza Villalobos; Hermes Aguirre, Presidente Campetrol; y Nelson Navarrete, ex VP de Exploración y Producción de Ecopetrol

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En el estand de Pacific Rubiales: Antonio Jiménez, VP Ejecutivo Pacific Stratus Energy; Germán Ospina, Gerente de Planeación; Diana Ruiz Rozo, Ingeniera de Yacimientos y Jorge Ramírez, Meta Petroleum

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De Mansarovar Energy: Daniel Higuera; Luisa Ospina; Sidharta Sur, CEO; Jitender Waghray, CTO; Melanie Niño; Viviana Ortiz; y Miguel Jaimes Enrique Velásquez, Carlos Ávila y Alfredo Gómez, de Ecopetrol; Claudia Pérez, Gerente de Landmark Colombia y Pedro Martinez, Pemarsa

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Del equipo de PetroNova: Mario González, Gerente de Geología, Jesús Romero, Gerente de Perforación, Jorge Zajia, Editor de Petroleum y Rafael Peñalver, Gerente de Geofísica

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Frente al estand de Transmerquim: Juan Andrés Clavijo, Jefe de Ventas Zona Centro; Gina Llanos, guía; Gabriel Pérez, Gerente Oil & Gas LA; Javier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol y Diyanira Castillo,Jefe de Ventas Barrancabermeja

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Le Ngoc Son y Dang Anh Tuan, Subdirector de Producción y VP de E&P de Petrovietnam; Andrés Felipe Calderón, Relaciones con el Inversionista ANH; Armando Zamora, Director General ANH; Tran Thanh Huan, Embajador de Vietnam en Colombia; Do Van Dao, Representante en Jefe de PetroVietnam en las Américas; y Nguyen Van Khuong, Subdirector de Exploración

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Frente al estand de Halliburton, Laura González, Dayhan Ramírez, José Luis Mogollón, Armando Casadiego, Paula Mejía, Hermes Aguirre, Colombia Country Manager y Presidente de Campetrol, Alvaro Rocha y Ronald Oribio, Halliburton Venezuela

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Jim Anderson y George Fort de Pancanaven Global; Erwin Caraballo y Mónica Robin de Petrotex ; Ricardo Soto de Petroleum y Paula Arnold, Wes Scott y Bruce Carew de dmg Events

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Luis Fernando Trigos y David Echeverri, Directores Comerciales de Zona Franca de Bogotá y Sandra Miguel, Asesora Comercial, dieron a conocer los nuevos proyectos adelantados por la empresa

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Baker Hughes patrocinó uno de los hoyos del torneo de golf de HOLA, allí observamos a Juan Fernando Ardila, P1 Energy; Julio Albán, Gerente de Mercadeo Baker Hughes; y Jorge Trujillo, Equion

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Escenario Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales

En el proyecto STAR está el futuro de Colombia La empresa de mayor crecimiento en exploración y producción se prepara para dar el siguiente paso en su consolidación, con el arranque de su proyecto STAR en Quifa, en la cuenca de los Llanos Orientales, con el cual se erigirá también en artífice en el aumento del factor recobro en los campos de crudo del país

A

provechando la presencia del Presidente y CEO de Pacific Rubiales en HOLA 2011, le abordamos para profundizar un poco más en algunos de los planteamientos por él formulados en este escenario, en el que hizo un llamado a asumir el desafío de incorporar lo más rápidamente posible las tecnologías para acelerar el desarrollo de los crudos pesados, especialmente en Colombia, donde la oportunidad de estos crudos está dada. “Tenemos petróleo en sitio muy abundante y apenas hemos estado rasguñando, con un recobro que en la mayoría de los casos está entre el 15 y 20% ”, enfatizó.

Es directo y categórico cuando afirma que no hay que seguir dando vueltas,

pues las tecnologías existen y lo que hay que hacer es aprovecharlas. “El temor o la timidez deben quedar atrás”, sostiene.

Se habló durante la conferencia del Proyecto STAR (Synchronized Thermal Additional Recovery) y del impacto esperado. ¿En qué fase se encuentra?

- Este es un proyecto basado en combustión in situ, con el cual vemos la posibilidad real de llegar a un 50% de recobro, sobre lo que hay mucha experiencia, por ejemplo en Venezuela, Canadá y Estados Unidos, entre otros países. Y lo que estamos planteando es que cambiando la tecnología para aumentar el recobro, podemos duplicar las reservas del Colombia. Basándonos únicamente en cálculos

Ronald Pantin

hechos en nuestros campos Rubiales, con un POES estimado en 4.250 millones de barriles y Quifa, en el orden de 3.000 – 3.500 millones de barriles, estamos hablando de cerca de 8.000 millones de barriles, con lo cual con un recobro de 50% tendríamos cerca de 4.000 millones de barriles de reserva, lo que duplica las reservas actuales del país, del orden de 2.200 millones...nada más en esos dos campos.

La tecnología STAR fue adaptada y patentada exclusivamente para las condiciones de los yacimientos en Colombia.

Ha sido probada exitosamente en laboratorio y antes de pasar a su implementación comercial debe ser probada en campo, si bien ya se reconoce como una de las mejores opciones para aumentar el factor de recobro en los yacimientos de crudos pesados colombianos.

Pantin explicó que el proyecto está próximo arrancar en Quifa (para el momento de la entrevista se daba como fecha finales de Agosto), donde con la tecnología utilizada hasta ahora se tenía un potencial de extracción de 16%, que se estima elevar hasta un 50%.

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¿Qué desafíos plantea este proyecto?

- Esto es algo que no es tan complicado. Las condiciones son perfectas para este tipo de procesos, básicamente porque en Rubiales y en Quifa tenemos un acuífero que es muy fuerte, que es lo que da la energía para empujar el petróleo hacia la superficie, pero te encuentras con crudo pesado, que en lugar de ser empujado hacia arriba como si fuera crudo liviano, lo que hace es que el agua se canaliza a través del petróleo, de esta forma cuando se calienta el crudo la viscosidad se convierte como si fuera de crudo liviano entonces el agua si puede empujar el petróleo y por eso es que se obtienen esos grandes recobros. Como ya mencioné esto es algo extensamente probado en el mundo. Lógicamente en campos con alta permeabilidad y acuíferos muy fuertes su aplicación es perfecta.

Un tema enfatizado en HOLA fue la necesidad de un ambiente colaborativo. ¿Existe por parte de Pacific Rubiales la apertura necesaria para que su tecnología STAR pueda ser aplicada en otros campos y áreas de Colombia?

- Totalmente. Siempre hemos dicho

que no estamos solos en esto. Ecopetrol es nuestro socio, y ese crecimiento grande y vertiginoso que hemos experimentando como empresa, ha sido posible gracias a esta alianza, que está agregando muchísimo valor. Sería imposible pensar en tener unos resultados excelentes como los que estamos obteniendo si no es mediante esta colaboración.

Resultados notables Sobre el desempeño de Pacific Rubiales, Pantin destacó que la compañía mantiene su tendencia de crecimiento y éxitos en producción y exploración. “Somos una empresa enfocada en el logro de las meta”, dijo.

El segundo trimestre del año fue notable. Con una producción neta promedio, luego de regalías, de 88.092 bped, la compañía aumentó su participación en producción operada en un 60% en comparación con el mismo período del año anterior, principalmente mediante un aumento en la producción en los campos Rubiales, Quifa y La Creciente.

En exploración, se continúo la campaña

de perforación exploratoria en el Bloque Rubiales-Piriri, Quifa, CPE-6, Abanico y Dindal-Rio Seco para un total de 13 pozos perforados durante el periodo y un índice de éxitos exploratorios del 92%. La producción bruta actual es de aproximadamente 235.000 bped, incluyendo gas natural y yacimientos de petróleo liviano y mediano, con participación en 40 bloques en Colombia, 2 bloques en Guatemala y 3 bloques en Perú.

En otro orden de ideas, al ser consultado sobre el estímulo para el sector de hidrocarburos en Colombia, Pantin reconoció la importancia de la continuidad de las políticas. “Creo que todas las iniciativas adelantadas en los últimos años en materia de seguridad democrática, el estímulo a la inversión, el impulso al sector de hidrocarburos, la creación de la ANH que ha hecho un trabajo extraordinario, es lo que le dio el gran cambio a Colombia.

Usted hizo un llamado a no perder esos logros…

- Definitivamente no se puede perder. Pero eso tenemos que cuidarlo los colombianos.

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Escenario Antonio Vincentelli, CEO de PetroNova

“Tenemos razones para el optimismo” El Presidente de la joven pero muy activa compañía de E&P, estuvo entre los asistentes de HOLA 2011. Allí nos habló del exitoso curso de las actividades de la empresa, del clima de negocios en Colombia y de las ventajas del mercado bursátil Antonio Vincentelli

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finales de 2010 PetroNova se sumó a la lista de petroleras con activos en Colombia inscritas en la Bolsa de Toronto, aprovechando las bondades que el mercado de capitales ofrece también a las denominadas empresas juniors que conforman un nuevo segmento de competencia dentro de la industria petrolera.

Fundada en 2009, la compañía tiene su sede en Calgary, Canadá, con una oficina regional en Bogotá. Actualmente tiene intereses en cinco bloques exploratorios en Colombia, dos de ellos en la cuenca Caguán – Putumayo (Tinigua y el Bloque PUT-2) en los cuales actúa como operador, y los otros tres en la cuenca Llanos (CPO-6, CPO-7 y CPO-13).

Estos activos cubren en conjunto más de 1,8 millones de hectáreas de alto potencial.

Lo que es muy interesante –puntualiza de entrada Antonio Vincentelli- es como un grupo de personas con conocimiento y experiencia se reunió para conformar una empresa, que encontró en Colombia excelentes condiciones. Aquí el marco legal y de negocios es propicio para las inversiones en petróleo y gas, las leyes dan estabilidad y confianza al inversionista, aunado al incremento de hallazgos petroleros y a otros esfuerzos que se han hecho para que la iniciativa privada se establezca y avance en el desarrollo de prospectos de E&P. Quizás los descubrimientos no sean gigantes, pero son igualmente rentables”.

Un paso fundamental en la concreción de las metas, fue listar a la compañía en la Bolsa de Valores de Toronto. Realmente comenta Vincentelli – se trata de un proceso que le brinda a las empresas solidez financiera. Es interesante cómo las empresas pueden recurrir al mercado de capitales y no únicamente al préstamo, que prácticamente hoy día no existe, en tanto el mercado de capitales se abre y se vierte sobre proyectos muy

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bien definidos en países con oportunidades atractivas, lo cual fue nuestro caso.

Converge también en esta experiencias el talento y alta experiencia del equipo involucrado...

-Ciertamente, tenemos un equipo con grandes fortalezas, pero sin duda un pilar importante en nuestros logros ha sido el mercado de capital, el cual permite acceder a recursos importantes para desarrollar los proyectos. Durante 2010 y lo que va de 2011 nosotros hicimos una gran cantidad de sísmica 2D y 3D. En algunos bloques ya terminamos y en próximos meses debemos estar haciendo unos 13 pozos, para los cuales ya conseguimos los recursos y la suma de estas cosas comienza a tener resultados exitosos. En este congreso (HOLA) hemos visto varios casos, e indiscutiblemente el país es el primer beneficiado, no sólo con la creación de fuentes de empleo sino también con los programas de beneficio a la comunidades, sobre lo cual debemos acotar que acá en Colombia se está haciendo de una forma responsable.

Notables progresos Retrotrayéndonos al momento que acordaron participar en Colombia, ¿qué llevó a Petronova a optar por esos bloques en particular?

- Por la experiencia que traíamos, decidimos ser cautelosos. Queríamos ir a áreas en las cuales se conoce la existencia de hidrocarburos. Lo otro es que no queríamos ir a lugares remotos, de modo que nos enfocamos en campos que contaban ya con cierta información lo cual le permitió a nuestros técnicos examinar cuáles si y cuáles no. Eso fue lo que permitió que esos bloques fueran muy bien recibidos por la comunidad de inversionistas.

Hoy la situación es mucho más favorable. La sísmica que hemos hecho ratifica nuestras expectativas. Tenemos razones para ser optimistas. Realmente en lo que va de año hemos tenido significativo progresos, campañas

exploratorias con resultados exitosos. ¿Cuáles serían los próximos pasos en el plan de la empresa?

-Entre los compromisos y actividades más relevantes para lo que resta de 2011 y 2012, estamos por comenzar una campaña de sísmica 3D en un bloque al norte de Putumayo, que tiene un prospecto muy interesante, un prospecto grande de 180 millones de barriles de recursos prospectivos, que queremos certificar con esa sísmica 3D. Esperamos estar perforando a comienzos de 2012. De igual forma, iniciamos un programa de sísmica 3D en el bloque de Tinigua, contemplando la perforación del primer pozo exploratorio para comienzos de 2012 y un segundo pozo en ese mismo año. Adicionalmente, para el tercer trimestre de este año está previsto iniciar la perforación de tres pozos en el bloque CPO-6 y otros tres en el bloque CPO-07, así como disparar la sísmica 2D restante en el bloque CPO-13.

Responsabilidad social Cada vez más se afianza la obligatoriedad de una labor exploratoria y de producción responsable ambiental y socialmente ¿Cuál es la concepción que Petronova maneja al respecto?

-Además de cumplir con la normativa colombiana, hemos conformado un grupo de profesionales en esta área y la filosofía es hacer las cosas bien desde el inicio, aunque ello implique ir más allá de lineamientos contractuales. El proceso con las comunidades, sobre todo las comunidades indígenas está muy bien regulado, lo cual es muy bueno y en PetroNova asumimos este esfuerzo como la forma en la que debemos operar., integrando todos los aspectos que tienen que ver la gestión en seguridad, ambiente y participación comunitaria. Queremos tener una presencia de largo plazo en Colombia, y eso será posible en la medida en que fortalezcamos nuestra integración como empresa.

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Reporte

REVIEW sobre las operadoras estatales de América Latina Un reporte sobre los resultados operacionales y financieros del primer semestre 2011 de cuatro de las principales petroleras estatales de la región: Pdvsa, Petrobras, Pemex y Ecopetrol, así como sus planes de inversión a corto y mediano plazo en un esfuerzo sostenido por liderar la industria de los hidrocaburos y abastecer la demanda global futura

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mérica Latina y El Caribe posee un quinto de las reservas mundiales, un 20% de los casi 1,7 billones de barriles de petróleo extraíbles a nivel global con la tecnología actual.

En la región, la batuta la lleva Venezuela que este año logró certificar unos 297.000 millones de barriles (con su Faja del Orinoco), y concentra 85% de las reservas de crudo de la región. Le siguen Brasil, México, Ecuador, Argentina, Colombia , Perú y los demás países. De los éxitos exploratorios confirmados en el mundo durante 2009, los descubrimientos en los prolíficos subsuelos de esta región representaron un 40%.

El reto para estos países de asumir el rol como actores principales en el mundo energético, es inminente en el objetivo de garantizar en el largo plazo el suministro de combustibles que mueve al mundo. Y en este papel protagónico cumplen un papel apremiante sus operadoras estatales y semiestatales, las cuales al cierre del primer semestre de 2011 reportaron crecimiento en casi todas sus cifras.

América Latina y el Caribe produjo en 2009 unos 9,6 millones de barriles diarios de petróleo, de los cuales se exportaron 3,3 millones. Venezuela, Brasil y México juntos suman cerca de 80% de la producción, seguido por el conjunto conformado por Colombia, Argentina y Ecuador, con 17%, mientras que el resto de los países aportan el restante 3% del total. Si los planes de incremento que tienen en marcha logran sus objetivos la región estará produciendo cerca de 12 millones bpd en 2015. Veamos la gestión de cuatro de las principales operadores estatales de la región y cómo se preparan de cara al suministro de crudo en el futuro cercano.

Venezuela A finales de Julio, Pdvsa hizo público el balance correspondiente a la gestión duran-

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te 2010 cuando obtuvo ganancias por 3.202 millones de dólares, cifra 28% inferior a la de 2009, pese a que los ingresos aumentaron a US$94.929 millones gracias a la recuperación de los precios del petróleo.

El año pasado registró activos por US$151.765 millones y un patrimonio de US$75.314 millones. Mientras que el aporte fiscal y social subió a US$20.549 millones, lo que explica que su ganancia neta sea menor pese al aumento de los precios del barril.

Al 31 de Diciembre de 2010 las cuentas por pagar a proveedores fueron de US$10.902 millones, un aumento de 55% respecto a las deudas pendiente con proveedores al cierre de 2009, de US$7.016 millones.

La deuda financiera total de la empresa fue de 24.950 millones de dólares. Sobre las acreencias con los proveedores, el Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, explicó que pese al elevado monto, la situación “ha mejorado”.

En 2010 la producción descendió 1,2%, al pasar de 3,01 millones de barriles diarios en 2009 a 2,97 millones de barriles diarios en 2010. Mientras que el costo de producción cayó a 5,5 dólares por barril desde los 6,33 dólares, indicael reporte de resultados.La capacidad potencial de producción se mantuvo prácticamente invariable al pasar de 3,52 en 2009 a 3,51 millones de barriles diarios en 2010.

Al respecto, Ramírez dijo que planean incrementar 15% la capacidad de producción cada tres años.

Por su parte, las exportaciones retrocedieron 10%, pues las ventas de petróleo

crudo y productos derivados durante 2010 promediaron 2,41 millones de bpd, unos 267.000 bpd menos que el promedio de 2009, de 2,68 millones de bpd. Según la estatal la caída se debió “principalmente a la leve disminución en la producción y al incremento del consumo de combustibles del mercado interno”. También alegó el retroceso de las exportaciones por la menor disponibilidad de hidrocarburos debido factores como “situaciones operaciones y climáticas”. Las ventas externas constaron de 1,91 millones de bpd de crudo y 504.000 bpd de productos refinados.

Mayor producción en la Faja El proyecto “Magna Reserva” en marcha desde Junio de 2005 para la certificación del crudo que yace en la Franja Petrolífera del Orinoco (FPO), permitió que las reservas históricamente probadas en esa zona crecieran 34 veces. Los planes de expansión de Pdvsa se apoyan en esta enormes reservas, que para desarrollar requieren la perforación de unos 10.570 pozos, la construcción de dos refinerías, de una nueva terminal marítima y la adecuación de otra, así como la operación de cinco mejoradores.

En este objetivo Venezuela ha invitado a

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Reporte todos los países de América Latina y del Caribe, así como a empresas transnacionales a participar, y actualmente tiene como socias a la estadounidense Chevron, la española Repsol, la italiana Eni y la rusa Rosneft, entre otras. El plan para 2015 –según el reporte de Pdvsa– apunta a producir 4,5 millones de barriles de petróleo, siempre y cuando esta meta no perjudique su estructura de extracción y los precios a nivel mundial; y estará refinando 3,6 millones de barriles.

Pdvsa destinará una inversión de US$147.000 millones para aumentar su producción. La expansión se sustentará en los recursos de la Faja “donde se espera que la producción llegue en los próximos años a los 3 millones de bpd de petróleo”. De este total, 2,2 millones serán producidos por las empresas mixtas conformadas entre Pdvsa y numerosas compañías extranjeras, mientras que los 800.000 barriles restantes serán extraídos con esfuerzo propio.

Cambio geopolítico Venezuela impulsó un cambio de modelo geopolítico basado en nuevos socios,

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nuevos mercados y el fortalecimiento de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que lo ha llevado también a invertir en la exploración, explotación, refinación y transporte petrolero en América del Sur. Recientemente conformó la empresa venezolana-argentina Fluvialba para el transporte fluvial, marítimo y terrestre de hidrocarburos, utilizando el eje fluvial Paraguay-Paraná, conformado por Argentina, Uruguay, Paraguay, Brasil y Bolivia.

Al mismo tiempo emprendió un proceso de desinversión en refinerías en Europa, como las de Gelsenkirchen y Karlsruhe, en Alemania, vendida a la rusa Rosneft.

Además de la explotación de crudo en asociación con Petroecuador y de gas con la estatal boliviana, y exploración en Argentina y Uruguay, el plan contempla también la construcción de dos refinerías en la región: la Refinería del Pacífico “Eloy Alfaro”, en Manabí, Ecuador, que procesará 300.000 barriles diarios, y la Refinería Abreu e Lima, en Pernambuco, Brasil, de 230.000 barriles diarios, cuyo aporte de inversión se ha demorado en concretar.

Brasil El segundo país petrolero del continente ha impulsado su actividad gracias a la exploración de aguas profundas del Atlántico.

A Junio 2011, la producción de Petrobras totalizó 2,64 millones de barriles de petróleo equivalente por día (bped). Exclusivamente en Brasil, llegó a 2,40 millones de bped, un incremento de 4% frente a los 2,31 bped producidos en Junio de 2010. La producción de gas natural en el país fue de 57,31 millones de metros cúbicos por día, un aumento del 6,9% en comparación con igual mes de 2010. La producción exclusiva de petróleo de los campos nacionales, registró un aumento del 3,5% en comparación con Junio de 2010.

La producción internacional, proveniente de los campos en países donde Petrobras actúa, alcanzó los 234.142 bped, con un descenso de 5,6% en comparación a Junio de 2010. En el extranjero, la producción exclusiva de petróleo en Junio alcanzó 133.071 barriles por día, y la de gas natural fue de 17,17 millones de metros cúbicos.

zación de crudo Petrobras planea destinar 31% de las inversiones totales, es decir, US$70.600 millones. La estrategia tiene como objetivo ampliar la capacidad de refinación para satisfacer la totalidad de la demanda esperada en el mercado nacional de derivados. 50,1% del monto será destinado a la expansión del parque de refinación. En el segmento de gas y energía un 6%, equivalente a 13.200 millones.

El plan incluye por primera vez un programa de desinversiones valorado en 13.600 millones de dólares con el objetivo de lograr “una mayor eficiencia en la gestión de los activos de la compañía y rentabilidad”. Asi mismo espera duplicar sus reservas pro.

Plan de negocios En la reciente presentación del plan de negocios 2011 - 2015 de Petrobras, su Presidente José Sergio Gabrielli de Azevedo, contextualizó Brasil como un mercado emergente en la economía mundial y resaltó la creciente demanda interna de derivados de petróleo. Asimismo destacó la política de contenido nacional y las inversiones en investigación y desarrollo de Brasil que han motivado que empresas internacionales se instalen en el país para actuar en el sector de petróleo y gas.

La empresa prevé en el plan de negocios una inversión total de US$224.700 millones, 700 millones más que el plan anterior que finalizaba en 2014. La mayor concentración de inversiones, US$127.500 millones (57%) se destinará al segmento de exploración y producción. Dentro de esa partida, el 45% corresponderán a los recursos del presal, las reservas de crudo localizadas en el Atlántico a gran profundidad que pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales. Petrobras calcula que la participación del presal en su producción nacional pasará del 2% en 2011 a 40,5% en 2020.

“La participación del presal en la curva de producción de la compañía sera posible gracias a las mayores inversiones en estos activos y, principalmente, a la elevada eficiencia ya comprobada en las pruebas de larga duración (TLD) y en el proyecto piloto de Lula. El primer pozo a producir en escala comercial en el presal del campo de Lula es considerado como el más productivo de la compañía”, comentó Gabrielli.

En refinación, transporte y comerciali-

México México ha visto declinar sus reservas probadas en los últimos 15 años y ha perdido cerca de una cuarta parte de su capacidad de producción petrolera debido al envejecimiento de sus yacimientos, como el veterano Cantarell, y a la falta de inversión en exploración. La voces de analistas coinciden que para revertir los números rápidamente será necesario convocar al capital privado en el sector de la exploración y producción.

A Junio de 2011, la producción de crudo de la estatal petrolera Pemex promedió 2,54 millones de bpd, cifra superior en 1.000 a lo registrado en Junio de 2010, a pesar de haber reportado un diferimiento de la producción debido a trabajos de mantenimiento y a condiciones climatológicas adversas. 54% correspondió al tipo pesado, 33% a liviano y el resto a petróleo superliviano. Del volumen total producido, 75% provino de las regiones marinas del Golfo de México, 21% de la sur y el resto de la región norte.

En material de gas natural, Pemex extrajo de sus campos un volumen promedio de 6. 812 MMpcd, incluyendo nitrógeno, 66% correspondió a gas asociado al crudo y, el resto a no asociado.

Durante el semestre, su balanza comercial de petróleo crudo, petrolíferos, petroquímicos y gas natural registró un saldo positivo, con un superávit de 12.462 millones de dólares, monto 38% superior respecto al saldo reportado en igual lapso de 2010.

El valor de las exportaciones de dichos productos entre Enero- Junio ascendió a 27.680 millones de dólares, mientras que

el costo de las importaciones se ubicó en 15.219 millones de dólares. Asimismo captó ingresos por el comercio exterior de hidrocarburos y sus derivados, superiores en US$8.751 millones respecto al monto facturado en igual periodo de 2010, es decir, 46% de incremento.

A través de su brazo comercial, PMI Comercio Internacional, colocó entre sus clientes de América, Europa y Lejano Oriente, un volumen promedio de un 1,35 millones de bpd de petróleo crudo, de los que 77% correspondió a crudo Maya y el resto a Istmo y Olmeca, por un valor total de US$24.347 millones..

Tras al meta de aumentar producción y reservas El Director General de Pemex, Juan José Suárez Coppel, ha dicho que el aumento en la producción vendría de la ayuda de las empresas privadas, además de la inversión propia. En este sentido destaca la primera ronda licitatoria lanzada en Marzo de este año bajo el esquema de Contratos Integrales para Exploración y Producción, en tres áreas correspondientes a campos maduros de la Región Sur: Carrizo, Santuario y Magallanes. De 27 empresas entre operadoras y de servicios que manifestaron interés, precalificaron 18 empresas. Para el cierre de esta edición (15 de Agosto) se aguardaba por el anuncio de los ganadores de la licitación.

Las tres áreas forman parte de la Región Sur de exploración de Pemex y cubren un área de 312 Km2, con una reserva total “3P” (probadas, probables y posibles) de 207 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una producción actual de crudo de 14.000 barriles por día (bpd).

La operación de estos contratos consiste en que si el contratista (empresa privada nacional o extranjera) logra una mayor pro-

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ducción o menores costos, recibe un pago en efectivo preestablecido por barril extraído, o una proporción preestablecida por la utilidad adicional a consecuencia de la reducción de costos.

Este mismo año, Pemex espera promover una segunda licitación de campos maduros en el norte. También el Presidente mexicano Felipe Calderón ha dicho tener planes de enviar al Congreso una iniciativa de reforma con la que pretende convertir a Pemex en una empresa similar a la brasileña Petrobras o la noruega Statoil.

El país mantiene una meta de producción de 2,6 millones de barriles por día (bpd) para este año y de 2.7 millones para el 2012.

Además, si logra revertir la tendencia a la baja podría recuperar los niveles de producción de unos 3 millones de bpd entre 2016 y 2017. El principal yacimiento, Cantarell, -que financió la mayor parte de los ingresos públicos desde la década de los 70- reportó en 2010 una caída de 18.5%, al alcanzar una producción de 558.000 bpd, desde los 685.000 de un año antes. Por su parte, KuMaloob-Zaap, el yacimiento que desde el primer trimestre de 2009 sustituyó a Cantarell como principal activo productor del país, también presentó una tendencia negativa al cierre de 2010, pese a reportar un 3,8% más que en 2009. Luego del primer trimestre de 2010, cuando alcanzó su producción máxima, presentó una tendencia a la baja.

En cuanto a incorporación de reservas probadas, el volumen total ascendió a 1,188 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, permitiendo que la tasa de restitución llegara a 85,8%. Los nuevos descubrimientos realizados por la paraestatal en los primeros seis meses del año, han sido en la

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zona de Burgos, Litoral de Tabasco y Veracruz, donde se encontraron pozos de crudo liviano con un potencial acumulado de hasta 4.000 bpd y gas natural por 33.4 millones de pies cúbicos. Entre otros principales descubrimientos se menciona el complejo AyatsilTekel-Pit-Kayab “el mayor descubrimiento de crudo pesado de los últimos años”, aseguró Pemex. Igualmente aludió al complejo Tsimin-Xux “que representa el mayor descubrimiento de gas no asociado”.

A fin de incrementar las reservas, la Comisión Nacional de Hidrocarburos anunció recientemente los dictámenes de siete proyectos de exploración y producción, Agua Fría Coapechaca (uno de los pertenecientes al yacimiento de Chicontepec), Poza Rica, Golfo de México Sur (en una primera etapa), Campeche Oriente, Reforma terciario, IR Simojuvel y Macuspana. Dos de estos planes ya se encuentran en etapa de explotación, cuatro en exploración y el último es integral.

El país mantiene como una de sus estrategias para producir crudo, ir hacia aguas profundas del Golfo de México, donde las autoridades han estimado que habría cerca de 30.000 millones de barriles de crudo, equivalentes a 50% de los recursos prospectivos. Este año Pemex puso en operación la plataforma Bicentenario, con la que busca hallar nuevos yacimientos. Otro proyecto es el Paleocanal de Chicontepec que representa el 39% de la reserva total de hidrocarburos de México. Se trata de una cuenca que Pemex busca desarrollar a largo plazo para producir entre 550.000 y 700.000 bpd hacia 2017, lo que requerirá del desarrollo y administración de tecnologías especializadas que incrementen significativamente la productividad por pozo y permitan reducir los costos al mínimo.

Colombia La Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, registró un crecimiento de 74,8 % en sus utilidades netas en el primer semestre de 2011 respecto del mismo periodo del año anterior. Los ingresos a Junio de este año alcanzaron los US$3.874 millones, frente a los US$2.219 millones en el mismo lapso de 2010.

“En el primer semestre de 2011 registramos resultados financieros y operativos históricamente altos. Realizamos las inversiones necesarias para mantener altas tasas de crecimiento en la producción, continuar ex-

pandiendo la infraestructura de transporte, avanzar en la consolidación de nuestro grupo empresarial y trabajar en los proyectos de modernización de nuestras refinerías”, señaló su Presidente, Javier Gutiérrez.

Las inversiones fueron de US$3.260 millones en los primeros meses del año, monto del cual se destinó 44% (US$1.530 millones) al segmento de producción, 16% a compañías subordinadas, 13% a adquisiciones, 10% a transporte, 7% a nuevos negocios, 5% a exploración y 4% a refinación y petroquímica.

La producción de crudo del Grupo Empresarial Ecopetrol se ubicó en 707,3 miles de barriles de petróleo equivalentes por día (bped), superior en un 19,9 % en comparación con la cifra reportada en el mismo lapso de 2010. La producción directa bruta de Ecopetrol representó 92,5% de la producción del grupo, Hocol el 4,4%, Equión el 1,8%, Savia el 1,0% y Ecopetrol América el 0,3%.

La producción de las filiales en su conjunto en el primer semestre de 2011presentó un incremento de 37,6% comparada con la del mismo periodo de 2010. La producción de crudos pesados representó el 47,2% de la producción de crudo En este tipo de hidrocarburo los activos más relevantes de la operación directa de Ecopetrol fueron Castilla y Chichimene, los cuales alcanzaron una producción semestral promedio de 110.700 bped y 24.500 bped, respectivamente. En la operación asociada, los activos de mayor participación fueron Rubiales y Quifa (en asocio con Pacific Rubiales) que aportaron 105.400 bped de producción bruta para Ecopetrol y Nare (en asocio con Mansarovar) que aportó 15.000 bped a la producción de la compañía.

En el primer semestre se perforó un total de 527 pozos de desarrollo, de los cuales 31% (162) correspondió a la operación directa de Ecopetrol y 69% (365) en operación asociada. En general, la actividad se incrementó 71,7% respecto a la reportada en el mismo periodo de 2010, cuando se perforaron 307 pozos.

Otro dato relevante en el primer semestre es el volumen exportado, que subió al 36% con la venta de 339.000 bped respecto a igual periodo del año pasado, cuando se entregaron 463.700 bped. También resalta un incremento significativo de las exportaciones de gas debido al fin de las restriccio-

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Reporte

nes que daban prioridad al abastecimiento del mercado nacional durante el Fenómeno de El Niño (que trae sequías) en 2010.

Las ventas totales de Ecopetrol alcanzaron los US$14.907 millones en el primer semestre de 2011 en comparación con US$10.128 millones obtenidos entre Enero y Junio de 2010, lo que representó un aumento de 46,7%.

Aumenta la exploración Durante el primer semestre de 2011, Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, suscribieron en total 10 nuevos contratos de E&P, que incluyó los bloques Samichay A y Samichay B. En el

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país se perforaron 9 pozos exploratorios, 4 estratigráficos y un pozo de delimitación y se evidenció presencia de hidrocarburos en dos pozos exploratorios (Mito-1 y Nunda-1) y en uno de los estratigráficos (Jaspe-3).

El pozo Tinkhana 1 perforado en 2010 fue reportado con presencia de hidrocarburos en Febrero de 2011. Mientras que el pozo Fauno-1 ubicado en el bloque Caño Sur (Departamento del Meta) en etapa de evaluación, fue reportado con presencia de hidrocarburos el 5 de Julio.

En el exterior la empresa perforó en el primer semestre de 201w1, 3 pozos exploratorios A3 en la costa peruana por parte de Savia Perú, en dos de ellos se encontró presencia de hidrocarburos (Santa Teresa y Santa Catalina) y uno fue declarado seco (Lobitos).

Las reservas probadas netas de hidrocarburos propiedad de Ecopetrol , al cierre de 2010 fueron de 1.714 millones de bped, con un incremento de 11,4% frente a los 1.538 millones de barriles registrados en 2009. Este aumento fue producto de revisiones y extensiones en campos existentes como Rubiales, Casabe, Cusiana, Chuchupa, Pauto, Cupiagua y los descubrimientos

de Quifa Suroeste y Casabe Sur. De las reservas probadas, Ecopetrol representa el 95,0%, Hocol el 3,0% y la participación de Ecopetrol en Savia (Perú) el 2,0%.

En 2010, la relación entre reservas y producción, asumiendo que los niveles de producción permanecen constantes, fue de 9,1 años. El 72,0% de las reservas probadas corresponde a crudo y el 28,0% restante a producción de gas natural.

Un millón se queda corto El gobierno colombiano tiene como meta hacia el 2014 producir 1,15 millones de bped, objetivo que la ANH estima se quedará corto. Se prevé que en los próximos 10 años la inversión bruta en el sector petrolero sume 100.000 millones de dólares, lo que supondrá un avance exponencial de esa industria, a juicio de Armando Zamora, Director de la Agencia.

Ecopetrol invertirá 50.000 millones de dólares hasta 2017, mientras que una cantidad similar, en términos brutos, vendrá de empresas extranjeras, que al repatriar beneficios harán que el volumen neto de inversión sea menor.Y es que la expansión del sector ayudará a dejar atrás el récord de 927.000 bpd bombeados en Marzo de 2011. “El millón de barriles de crudo al día lo logramos en los próximos 12 meses y luego el próximo hito, de 1,5 millones de barriles, que se puede lograr en los próximos 5 años”, aseguró Zamora.

En este objetivo continúa siendo el mayor desafío construir la infraestructura para el transporte de crudo, y dejar de hacerlo por carretera. Entre tanto, se analiza la posibilidad de canalizar el crudo mediante el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) de Ecuador, al sur del país.

También el desafío de procesar el crudo mayormente de crudos pesados fue asumido con la reciente aprobación de recursos por US$3.500 millones para la expansión de las instalaciones de la refinería más grande del país, Barrancabermeja, proyecto que le permitirá a Colombia elevar de 76% a 95% el factor de conversión, y obtener productos más valiosos, como gasolina y diesel, así como procesar estos crudos pesados. Barrancabermeja abastece cerca del 80% de los combustibles que se consumen localmente y cuenta con una capacidad de procesamiento de 250.000 bpd.

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Empresarial La gestión de la energía es un reto para el mundo

Schneider presentó en Venezuela soluciones para lograr la Eficiencia Energética Schneider Electric, especialista global en administración de energía, presentó el 26 de Julio en Caracas su estrategia para ayudar a las empresas en el reto de reducir en 30% el consumo eléctrico

“E

l uso eficiente de la energía significa producir más con menos. ¿Pero cómo lograrlo? A través de la implementación de estrategias inteligentes de administración, medición y mejor aprovechamiento de los insumos energéticos, pilares que se han convertido en la guía de trabajo para Schneider Electric, que ha desarrollado una serie de soluciones adaptables con el fin de bajar costos de operación sin sacrificar el crecimiento de la compañía y que se puede convertir en modelo de desarrollo para otras empresas”, afirmó Javier Rodríguez Salazar, Presidente de Schneider Electric Venezuela, durante el lanzamiento del portafolio de soluciones disponibles para el mercado nacional.

Schneider Electric, es una corporación de origen francés especialista mundial en gestión de la energía, que participa en 73% de las etapas que conducen al consumo energético de los usuarios finales, a través de productos y soluciones específicas que permiten gestionar el uso eficiente de la electricidad en lo atinente al control y automatización industrial, distribución eléctrica de media y media tensión, petróleo y gas, edificaciones, además de sus aplicaciones para Centros de Datos. Con seis unidades de negocios ac-

tivas que facilitan soluciones innovadoras al mercado venezolano.

Enfoques para el desarrollo de una estrategia de Eficiencia Energética Rodríguez Salazar destacó que una parte fundamental en un proyecto de uso eficiente de la energía es la asesoría, para lo cual el respaldo de expertos permite que la empresa reciba orientación no sólo en ahorro de energía, sino también en los procesos propios de su negocio. Este es el trabajo desarrollado por la firma que trabaja sus procesos bajo la adopción de cuatro pasos para la obtención de óptimos resultados de Eficiencia Energética (EE): medición, análisis, control, monitoreo y mejoramiento.

En la actualidad, el portafolio de actividades de Schneider Electric le permite a cualquier organización – industrial, de servicios, gestión pública o privadaafrontar el reto de la EE en áreas como Distribución eléctrica de media y baja tensión; Control y automatización industrial; Control y sistema de instalación; Control y monitoreo de energía; Servicios de alimentación y enfriamiento críticos y Automatización y seguridad de edificios.

Los representantes de Schneider durante el lanzamiento del portafolio de soluciones para el mercado venezolano: Héctor Rojas, Director de Equipos, Proyectos y Servicios; José Orive, Gerente de Marketing; Yamileth Fajardo, VP Industria; y Javier Rodríguez Presidente de Schneider Electric Venezuela

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Javier Rodríguez Presidente de Schneider Electric Venezuela

El Presidente de Schneider Electric consideró que en materia energética, el reto es cada vez mayor. “Hoy en día, existen 6.7 billones de personas en el mundo de las cuales 1.6 no tienen acceso a la electricidad, la misma que les pudiera dar oportunidad de progreso. A este panorama se suma que las economías emergentes compuestas por Brasil, China, India y Rusia aumentarán el consumo de la energía en un 70%.

Entonces, ¿el desafío para el mundo se debate entre producir más, o usar mejor la energía que tenemos, optimizando su costo a largo plazo? A este escenario se le ha denominado el dilema energético mundial.

Y Schneider Electric se ha comprometido a participar en su solución haciendo eficiente el proceso”, dijo.

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Preview

Presentamos en esta edición el segundo avance del programa del Show Petrolero que se realizará del 27 al 29 de Septiembre en el Hotel Maremares de Lecherías, Anzoátegui, Venezuela

P

or primera vez en tres décadas de trayectoria, la Exposición Latinoamericana del Petróleo –LAPS- se realizará en el oriente de Venezuela. El evento comercial que tradicionalmente convoca a los principales actores del sector energético de la región, se muda a la localidad de Lecherías, estado Anzoátegui, donde todo estará previsto para promover a lo largo de tres días el encuentro entre los profesionales, técnicos y ejecutivos de las empresas que día a día tienen en sus manos el futuro de esta formidable industria.

Tanto el Grupo BG de Eventos como la Cámara Petrolera de Venezuela han hecho un reconocido esfuerzo por organizar esta Vigésimo primera edición que a su vez dará cabida a la celebración del I Congreso Integral de Hidrocarburos “Venezuela, País Petrolero en Crecimiento”, y cuyo contenido técnico-académico promete ser de alto nivel.

Las instalaciones del Hotel Maramares acogerán a más de 0000 empresas de servicios petroleros, operadoras, proveedores

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de bienes de capital y de servicios en general para la cadena del sector hidrocarburos.

“Esperamos congregar, en un escenario especializado, a más de 3.000 personas durante los tres días, con el propósito de establecer un ambiente propicio para realizar importantes contactos con representantes de la industria”, afirmaron los organizadores de LAPS, quienes están ofreciendo a las empresas la oportunidad de escoger su ubicación en más de 1.500 mts2 para mostrar sus productos y servicios así como un extraordinario espacio para generar nuevos negocios.

No sólo grandes stands fueron reservados por las empresas participantes. Este año las diferentes opciones incluyen espacios para las pequeñas y medianas empresas (PYMES) afiliadas y solventes con la Cámara Petrolera de Venezuela.

Congreso Integral de Hidrocarburos La organización del I Congreso Integral de Hidrocarburos está a cargo de la Cámara Petrolera de Venezuela y abarcará un extenso programa de conferencias dirigidas por reconocidos expertos nacionales e internacionales sobre temas de gran impacto en el desarrollo de la industria petroleras.

Algunos de los temas incluyen los logros y planes de Pdvsa en Exploración y

Producción, los grandes proyectos en la Faja Petrolífera del Orinoco, las opciones de financiamiento en el sector, las Empresas Mixtas en el negocio de los crudos livianos, medianos y pesados; la participación nacional e internacional en el sector, mediante nuevas tecnologías y oportunidades de negocio, las nuevas filiales y negocios de Pdvsa, los proyectos en los segmentos de gas, refinación, ingeniería y construcción, entre otros.

Como patrocinadores Premium del Congreso destacan las compañías: Eni, Lindsayca, Inelectra, Total y Statoil

Registro on-line Para facilitar el registro de los participantes, pronto estará en funcionamiento del sitio web donde se podrá hacer la reservación con anticipación. Ello será posible accediendo a la página en Internet que el Grupo BG de Eventos pronto estará notificando, donde se deberá ingresar el código de invitación obsequiado por las diferentes Empresas Expositoras que participarán en la muestra comercial.

Quienes no tengan este código, podrán cancelar el costo de una entrada en el sitio del evento.

Para participar en el I Congreso Integral de Hidrocarburos “Venezuela País Petrolero en Crecimiento” pueden escribir al correo: eventos@camarapetrolera.org o comunicarse por los teléfonos: (0212) 794.12.22, 793.40.92.

Para stands de la XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo (LAPS) pueden escribir al correo: ventasmbo@ grupobgdeventos.com o comunicarse por los teléfonos: (0261) 996.43.07 (0414) 360.97.44.

PROGRAMA I Congreso Integral de Hidrocarburos Martes 27 de Septiembre 07:30 am Registro 10:00 am Inauguración “XXI Exposición Latinoamericana del Petróleo – LAPS” Instalación del “I Congreso Integral de Hidrocarburos”

· Rafael Ramírez, Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo y Presidente de PDVSA 12:30 pm Almuerzo Conferencia

Exploración y Producción 02:30 pm · Logros en Exploración / Producción / Reservas Probadas

Faja Petrolífera del Orinoco 05:00 pm PDVSA Faja Petrolífera del Orinoco. Instalación: Pedro León

· Boyacá / Junín / Ayacucho / Carabobo 07:15 pm Brindis de Instalación

Miércoles 28 de Septiembre Opciones de Financiamiento 08:30 am PDVSA Finanzas. Opciones de Financiamiento. Instalación: Víctor Aular

· Financiamientos Nacionales / Financiamientos Internacionales

Participación Nacional 11:00 am Cámara Petrolera de Venezuela 12:30 pm Almuerzo Conferencia

Empresas Mixtas 02:30 pm PDVSA Empresas Mixtas. Instalación: Pedro León; Orlando Chacín; Ricardo Coronado

· Empresas Mixtas Crudo Liviano / Mediano

· Empresas Mixtas Crudo Pesado

Participación Internacional en Venezuela 04:45 pm Odebrecht / Chevron / Repsol / Eni / Petrovietnam / TNK-BP / Schlumberger

· Nuevas Tecnologías

· Nuevas Oportunidades de Negocios

Jueves 29 de Septiembre Filiales de PDVSA y los Nuevos Negocios 08:30 am · Pequiven

· Pdvsa Industrial / Pdvsa Servicios / Pdvsa Agrícola PDVSA Gas 11:00 am PDVSA Gas. Instalación: Pedro Coronil

· Proyectos de Procesamiento y Ampliación de Sistemas

· Proyectos Mayores

· Proyectos Internacionales 12:30 am Almuerzo Conferencia PDVSA Refinación 02:30 pm PDVSA Refinación. Instalación: Jesús Luongo

· Conversión Profunda

· Refinación Oriente y Occidente

· Proyectos de Ampliación y Adecuación

· Proyectos Internacionales PDVSA Ingeniería y Construcción 04:00 pm PDVSA Ingeniería y Construcción. Instalación: José Ramón Arias

· Proyecto Plan Siembra Petrolera

· Portafolio de Proyectos Nacionales

· Proyectos de Infraestructura Nacional 06:00 pm Conclusiones y Compromisos 06:30 pm Clausura Septiembre 2011 / No 260 Petroleum

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Library Ecopetrol

Reporte de Sostenibilidad 2010

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23 páginas configuran este documento, el quinto editado por Ecopetrol y el segundo bajo metodología G3 del Global Reporting Iniciative (GRI), la cual est a bl e c e los principios e indicadores a emplear por las organizaciones para medir su desempeño económico, medioambiental y social.

En el mensaje introductorio el Presidente de la Junta Directiva, Fabio Echeverri Correa y el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez P., destacan: “hemos asumido el desafío de la sostenibilidad alineado a

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nuestros valores: la responsabilidad, la integridad y el respeto en todas nuestras actuaciones y en el relacionamiento con nuestros grupos de interés: accionistas e inversionistas; clientes; socios; empleados, pensionados y familiares; la comunidad y la sociedad; el Estado; y los contratistas y sus empleados”.

El reto de la empresa al 2020 es producir 1.300.000 barriles diarios limpios, esto es, sin accidentes, sin incidentes ambientales, con normalidad laboral, en armonía con nuestros grupos de interés y de manera sostenible en las dimensiones social, ambiental y económica.

Para asegurarnos de estar en la senda correcta, en 2010 realizamos voluntariamente y por segunda vez consecutiva un diagnóstico del nivel de alineamiento con los principios, acciones y expectativas que propone la Norma ISO 26000 de Responsabilidad Social. Los resultados están en un plan

de cierre de brechas para implementar en el 2011.

Los Reportes de Sostenibilidad son un documento voluntario, a través del cual se pone en conocimiento público el comportamiento económico-financiero, medioambiental y social de una organización pública o privada, con o sin fines de lucro, de cualquier tamaño y giro. Hoy dia constituyen una efectiva herramienta de gestión de la Responsabilidad Social En el ámbito interno permite identificar posibles riesgos ambientales, sociales o económicos a los que el negocio está expuesto y como herramienta de autodiagnóstico para sus procesos internos.

En el ámbito externo, su importancia y utilidad reside en mantener informadas a las partes interesadas sobre los progresos de la empresa, además de contribuir a la credibilidad, buenas relaciones y creación de canales sólidos de comunicación con estos grupos. www.ecopetrol.com

Impacto del Sector de Servicios Petroleros en la Economía Colombiana

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n el marco de HOLA 2011 fue presentada la edición No. 36 de la serie Cuadernos Fedesarrollo, que revela los resultados de la investigación contratada por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol, al Centro de Investigaciones Económica y Social en 2010, con la finalidad de identificar el impacto de la industria de bienes y servicios petroleros en el sector de hidrocarburos y en la economía colombiana, los efectos que la oferta y demanda de bienes y servicios

petroleros tiene en la cadena de valor del sector, así como los retos y oportunidades.

El estudio caracteriza el sector, identifica y analiza su contribución al desarrollo regional del país, en sus principales áreas geográfica, y aporta conclusiones y recomendaciones de política específicas para que el Programa de Bienes y Servicios Petroleros, promovido por Campetrol con el actual Gobierno, y que forma parte del Plan Nacional de Desarrollo 2010 – 2014, se traduzca en programas que dinamicen

el sector y la industria conforme un sector creciente, de mayor contenido local, para que la riqueza producida por la dinámica petrolera quede en el país, para bien de sus gentes y de sus regiones. www.campetrol.org

The Oil & Gas Year Colombia 2011 The who´s who of the global energy industry

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ditada por Wildcat Publishing, esta publicación presenta a las principales empresas y organizaciones protagonistas del actual impulso de la industria de los hidrocarburos en Colombia, a la par de evaluar sus desafíos inmediatos y futuros.

Producido por un equipo de especialistas en petróleo y gas, esta serie se enfoca cada año en un país en la vanguardia de la industria energética mundial, con entrevistas con los responsables de las decisiones en los ámbitos público y privado que están dando forma al futuro de las actividades de petróleo y gas., porporcionando un análisis profundo de todos los aspectos de la industria, desde la diplomacia y la política de exploración y producción, transporte y financiamiento de proyectos, con una amplia cobertura de noticias.

The Oil & Gas Year se distribuye a 24.000 lectores de todo el mundo, inclu-

yendo ejecutivos de la industria y sus afiliados en los sectores de servicios financieros, ingeniería, construcción, generación

de energía e investigadores en asociaciones y departamentos gubernamentales. shop.wildcatpublishing.com

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RapidFrac™ de Halliburton

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alliburton desplegó la más reciente adición a su portafolio de completación horizontal, con el nuevo sistema RapidFrac™ que permite a los operadores establecer nuevos estándares de eficiencia en la completación de una fractura y en la producción posterior al fracturamiento.

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Este innovador sistema de completación horizontal de cubierta deslizable es una tecnología que se distingue por permitir un mayor contacto con el yacimiento. En un panorama cambiante, donde los operadores están perforando laterales más largos que requieren completaciones cada vez más complejas, el sistema RapidFrac ofrece varias diferencias únicas del sistema “plug and perforate” y otras técnicas similares.

RapidFrac emplea un proceso de medición que permite con una sola bola abrir múltiples cubiertas aisladas dentro de un intervalo de empacadores hinchables. Cada cubierta RapidFrac puede ser

adaptada a los requerimientos específicos de la fractura a lo largo de un pozo horizontal con el fin de mejorar la producción posterior a la fractura. Hasta unas 90 cubiertas pueden ser incorporadas a cualquier completación horizontal, garantizando al máximo el volumen de estimulación del yacimiento. Al facilitar el bombeo continuo, el sistema reduce el tiempo de la estimulación de días a horas así como la cantidad de agua.

“El sistema RapidFrac permite a los operadores optimizar el diseño de la completación, reducir el riesgo operativo, y disminuir considerablemente el tiempo en obtenerse el primer hidrocarburo” dijo Marc Edwards, Vicepresidente Senior de la División de Completación y Producción de Halliburton. “Esta tecnología también nos permite aumentar la utilización de los activos no convencionales”.

Aunque el sistema fue inicialmente desplegado en Bakken Shale con Brigham Exploration and Williams Production Company, la tecnología tiene su aplicación en el desarrollo de esquistos en todo el mundo.

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Warehouse

REDA HotlineSA3 de Schlumberger

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chlumberger lanzó su tercera generación de sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP) REDA HotlineSA3 de alta temperatura para operaciones de recuperación asistida de vapor y aplicaciones geotérmicas.

Esta última versión permite a los operadores incrementar los factores de recuperación y de producción temprana al reducir el tiempo de inactividad y los costes de intervención.

“El sistema REDA HotlineSA3 puede producir confiablemente a partir de pozos con temperaturas de fondo de hasta 250 ̊C”, dijo Gus Melbourne, Presidente de Levantamiento Artificial de Schlumberger. “Esto permite la instalación del ESP en las primeras etapas del desarrollo de la cámara de drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD), cuando la presión y la temperatura son más elevados. La capacidad para monitorear la temperatura de bobinado directamente y en tiempo real, proporciona a los operadores el control del sistema REDA HotlineSA3 durante

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la producción instable e inesperadas sin aumentar los riesgos de exceder las capacidades del sistema”.

Basado en años de desarrollo y lecciones aprendidas del sistema ESP REDA Hotline550, el nuevo HotlineSA3 incorpora un diseño integrado que extiende el funcionamiento del ESP y su tiempo de vida. El control y la vigilancia integrada que ofrece mediante mediciones confiables de la presión de los fluidos, la temperatura interna y la temperatura del motor ayudan a reducir sub-fresco y la relación vapor-petróleo (SOR).

El REDA HotlineSA3 sobrepasó numerosas pruebas, durante ejecuciones a máximas temperaturas en campos de SAGD en Canadá y de inyección de vapor en Omán. Los criterios establecidos para las pruebas de campo, registrando más de 2.000 días acumulados en ejecución por ocho diferentes operadores, fueron sobrepasados. Las unidades individuales han pasado 250 días a las más altas temperaturas de pozo posible hasta la fecha.

El sistema incluye una unidad de motor multifuncional e integrada, bombas de compensación térmica, medidores para el monitoreo hoyo debajo de la presión y la temperatura, cables eléctricos y un controlador de superficie.

Su motor integrado usa materiales especiales, de alta temperatura nominal hasta 300 ̊C y llenado en fábrica con aceite dieléctrico ultradeshidratado y especialmente tratado. Todas las partes del sistema ESP están ampliamente probadas para satisfacer todos los aspectos de la expansión térmica diferencial.

Mayor información: www.slb.com/hotlinesa3.

MaxCOR de Baker Hughes

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aker Hughes inició la comercialización de su nuevo servicio de toma de núcleos MaxCOR™ una herramienta de toma de muestras de núcleos sidewall y rotatoria de gran diámetro que recupera núcleos de 1,5 pulgadas de diámetro (3.8 cm) en ambientes extremos, como las formaciones de alta presión y temperatura.

MaxCOR adquiere el núcleo de un volumen tres veces mayor en aproximadamente la misma cantidad de tiempo que lo toma al usar una herramienta rotatoria sidewall estándar de cuna pulgada. Los núcleos más grandes proporcionan mediciones más precisas de los atributos importantes del yacimiento tales como la porosidad, permeabilidad y las propiedades geomecánicas. Un mayor volumen de muestra en cada viaje permite a los operadores evaluar con mayor precisión los yacimientos y maximizar la recuperación de hidrocarburos con la menor cantidad de tiempo del equipo. MaxCOR puede recuperar 60 muestras en una sola corrida. También opera a velocidades de hasta 25.000 psi y temperaturas de hasta 400 °F (204 °C), la más alta temperatura y presión de la industria.

Actualmente es la única tecnología de toma de muestras capaz de recuperar núcleos de gran diámetro después de perforar un pozo. Utiliza un motor eléctrico de accionamiento directo en lugar del tradicional motor hidráulico para impulsar la mecha, proporcionando una máxima eficiencia máxima en la transferencia de energía bajo todas las condiciones de carga y temperatura del pozo. El mecanismo de accionamiento aumenta la velocidad de rotación de la mecha, lo que reduce significativamente el tiempo perforación.

Calendario 2011 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 2011- Puerto 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

NOVIEMBRE

01 – 03 - Deepwater Operations Conference - Galveston, USA www.deepwateroperations.com 06 – 07 - CO2 Conference Week 2010 - Houston, USA - co2conference.net 07 – 11 - VII INGEPET 2011 - Lima, Perú - www.ingepet.com 08 – 12 - VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos - Mar del Plata, Argentina - www.iapg.org.ar 09 – 11 - IADC Annual General Meeting - Austin, USA - www.iadc.org 15 – 17 - Canadian Unconventional Resources Conference - Calgary, Canadá - www.spe.org/events/curc/2011 22 – 25 - XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas - Bogotá, Colombia - www.acipet.com “Además de trabajar en las aguas profundas de Brasil, Max- 23 – 24 - Gasification 2011 - Londres, Reino Unido - www.wplgroup.

COR ha sido utilizado con éxito en una serie de plays de esquisto com/aci/conferences en EE.UU., incluyendo las cuencas de Barnett y de Eagle Ford”, DICIEMBRE dijo Scott Schmidt, Presidente de Evaluación y Perforación de Baker Hughes. “El servicio tiene un valor incalculable al propor- 04 – 08 20th World Petroleum Congress - Doha, Qatar cionar muestras de núcleos de alta calidad que los operadores www.20wpc.com necesitan para caracterizar con mayor precisión los complejos Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve yacimientos de esquisto y en aguas profundas”.

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¿Venezuela camino a importar GNL? 7 Álvaro Ríos Roca*

Suena bastante inverosímil, pero las señales son cada vez más contundentes. Si Venezuela desea mantener abastecido su mercado interno, más temprano que tarde, tendrá que ir consolidando proyectos de importación de GNL. Manifestamos que nos parece esta situación inverosímil, porque todos sabemos del gran potencial petrolero y gasífero que tiene el país Caribeño

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astimosamente, conocer estadísticas veraces de Venezuela no es tarea fácil, y por lo tanto, las cifras que se presentan son solo buenas aproximaciones. Sin embargo, nos son más que suficientes para desplegar una tendencia gasífera hacia la importación de GNL. Si bien gran parte de las reservas de gas, estimadas en más de 150 TPC, están asociadas a la producción de petróleo, existen reservas de gas no asociado principalmente costa afuera.

Una de estas áreas de gas esta vecina a Trinidad y Tobago, en los ya muy conocidas áreas de Plataforma Deltana y Mariscal Sucre. La otra área esta más al oeste, en Rafael Urdaneta, donde también se han hecho descubrimientos importantes de gas no asociado más recientemente.

En ambas cuencas, y en especial en la primera, desde hace varios años, Pdvsa anuncia

ANUNCIANTES

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importantes inversiones para desarrollar estos recursos descubiertos de gas no asociado en sociedad con muy conocidas NOC’s e IOC’s.

Lo anterior con la sana intención de satisfacer su creciente demanda interna para proyectos eléctricos y operación de plantas, concretar nuevos proyectos petroquímicos y exportar GNL. Empero, las señales de inversión concretas y serias no se avizoran por ningún lado y el balance demanda/oferta (déficit) de gas natural se estima está muy cercano a los 2 BPCD. El uso de gas natural para la reinyección en áreas petroleras tradicionales en declinación es muy necesario para mantener producción de petróleo. Los proyectos de crudo pesado en la Faja del Orinoco necesitan de cada vez más gas natural para operar los “mejoradores” y de esta manera mantener y aumentar la producción de crudo. Recordar que Venezuela es un país básicamente monoproductor, y su economía depende enteramente en la producción de crudo y los precios internacionales.

A continuación, algunas evidencias concretas de porque predecimos con bastante certeza que Venezuela en breve tiempo más optara por estudiar importación de GNL: Primero, todos los anhelos de integración para concretar el gran anillo gasífero que iría por las costas de Sur América, quedaron solo en gran discurso y en grandes y costosas reuniones de los países de UNASUR, que sirvieron más para la foto y levantar popularidad.

Segundo, para paliar parte del déficit, Venezuela viene importando gas de Colombia (que tiene una relación reservas producción cercana a los 6 años) y los volúmenes exportable son más altos que aquellos que fueron pactados.

Según acuerdos, después del 2012, Venezuela debería empezar con envíos de gas a Colombia.

Pero nadie con sano juicio en ese país cree que esto ocurra y se preparan más bien para continuar exportando a Venezuela, a partir de mas exploración y desarrollos y hasta finalmente de regasificación de GNL, que podría abastecer Colombia y también Venezuela, por supuesto de no haber éxito en la exploración.

Tercero, el proyecto de regasificación de GNL que Argentina estudiaba a partir de GNL de Venezuela en la plataforma Deltana, ya pasó al olvido y Argentina ha decidido más

bien concretar importaciones de GNL de largo plazo de otras partes del planeta, principalmente de Qatar.

Cuarto, se ve escasa acción de los potenciales socios de Pdvsa (IOC’s y NOC’s) en los proyectos de gas no asociado en las áreas señaladas anteriormente. Creemos que Pdvsa no tiene la capacidad técnica y espalda financiera para bancar sola en el largo plazo las gigantescas inversiones de desarrollo de infraestructura de gas que se necesitan.

Finalmente, uno de los grandes dilemas en Venezuela para desarrollar los proyectos de gas, son sus bajísimos precios en el mercado interno. Cuando se trata de ver la exportación de GNL, se tropieza con que el mercado interno debe abastecerse prioritariamente. Si Pdvsa los encara por sí sola, tampoco podrá recuperar costos y generar utilidades.

De no darse algún golpe de timón fuerte y muy en breve en el sector gas de Venezuela, el GNL regasificado flotante vendrá muy velozmente a partir de emergencias y más desabastecimiento interno. Esta situación ya se va dando en otros países de la región como Argentina, Brasil y Chile.

Es nostálgico, pero algunos países de la región dan pasos cada vez más concretos para continuar importar gas natural y también derivados de petróleo, muy a pesar de tener abundantes recursos descubiertos y vasto potencial en hidrocarburos. Todo indica que Venezuela va en ese camino con el gas.

Moraleja: para mantener abastecido el mercado interno -a no ser que sea muy pequeño como TT- se necesitan dos condiciones básicas: 1) Precios que permitan reponer reservas (sacar los subsidios) y 2) Mercados abiertos a la exportación e industrialización. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drilling Info

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SERVICIOS DE ESTIMULACION

“Controlar las bacterias sin biocidas químicos ya no es un desafío.”

En tratamientos convencionales y no convencionales de estimulación por fractura, el sistema CleanStream de Halliburton ayuda a proteger el pozo de bacterias, al tiempo que preserva mejor el ambiente. Este sistema, novedoso en la industria pues usa una avanzada tecnología de luz ultravioleta (UV), también reduce la exposición del empleado a los tradicionales biocidas químicos. ®

¿Cuál desafío debe usted enfrentar para mejorar la producción? Si busca soluciones, visite halliburton.com/cleanstream o envíenos un correo electrónico a stimulation@halliburton.com.

Solving challenges.

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