Julio 2010 - Petroleum 246 by Revista Petroleum

JULIO 2010 Año 26, Núm. 246

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: El desarrollo de los recursos de petróleo y gas en tierra a nivel mundial está atrayendo un mayor control regulatorio pero también interés público. (Foto: Cortesía Chesapeake Energy)

IN SITU Nuevo libro “La indoblegable sociedad venezolana. Relatos de un petrolero”

En la sede de Editora El Nacional, en Caracas, se realizó la presentación del nuevo libro de Eddie Ramírez Serfaty, Coordinador de Gente del Petróleo

Ronda Colombia 2010 superó expectativas

Defensor y hábil ciudadano

La Agencia Nacional de Hidrocarburos recibió ofertas por 90 bloques en la ronda de negociaciones realizada en Cartagena de Indias

ESCENARIO Segundo Congreso Internacional de Crudos Pesados Bajo el lema “Hacia el desarrollo sustentable de la Faja” se realizó en Maturín, Monagas, la segunda edición de este evento organizado por la Cámara Petrolera Venezuela Capítulo Monagas con un programa enfocado en temas relacionados con la explotación de los recursos pesados de la Faja Petrolífera del Orinoco

IADC Drilling Onshore Conference & Exhibition El evento anual exclusivamente dedicado a la perforación en tierra se realizó en el marco del 70 aniversario de la International Association of Drilling Contractor

Experiencia, innovación y compromiso

REPORTE Contratos de E&P de Hidrocarburos en Suramérica – Parte II En la segunda entrega del artículo se detallan las características generales de los contratos de E&P de Brasil y Colombia, descritas en el documento publicado por la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE

TECNOLOGÍA Y COMERCIO Independientemente del Proveedor Gerencia de Datos Máster para la Exploración y Producción Por Tarun Chandrasekhar, Neuralog Inc., Houston TX

Atrás quedaron los días de grandes sistemas de ventanilla única, en donde todos los datos eran creados, residían y eran consumidos por las aplicaciones de un único proveedor. Hoy, el diseño del software de todas las organizaciones está lleno de una multitud de sistemas de aplicaciones de una variedad de proveedores

Perforación y sostenibilidad

SECCIONES 3 4 31 31 32

Cornisa

Cuadrante Calendario

TECNOLOGÍA

Identificación de la distribución de crudos, utilizando el método geoquímico “Huella Digital” en las formaciones Guafita y Navay, Campo La Victoria, Subcuenca Apure, Venezuela Por Edgar Chacín, Pdvsa División Centro Sur; e Irenio Berrios, Pdvsa Intevep

Gente

E&P

Última Página

11 Petrobras y PGS instalan sistema de monitoreo sísmico en Jubarte JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

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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

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Jorge Zajia, Editor

ste año se celebra -sin mucho ruido- el cincuenta aniversario de la creación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP. En efecto, el 14 de Septiembre de 1960 se firmó a orillas del legendario río Tigris, en Bagdad, capital de la sufrida Irak, el acuerdo que selló el compromiso de los países que dominaban el mercado petrolero internacional, para protegerse del imperio de las célebres Siete Hermanas, que en esa época explotaban sus riquezas, fijando unilateralmente los precios internacionales del “excremento del diablo” como lo bautizara Juan Pablo Pérez Alfonzo, reconocido - al lado del saudita Abdulah Tariki- como Padre de la OPEP. Es justicia recordar que el término de Siete Hermanas es una denominación acuñada por Enrico Mattei, Presidente de ENI y padre de la industria petrolera italiana, para referirse a las siete compañías que dominaban el negocio petrolero en la década de los sesenta, a saber: Standard Oil of New Jersey (Exxon), Royal Dutch Shell, British Petroleum, Standard Oil of New York (Mobil), Standard Oil of California (Chevron), Gulf Oil Corporation y Texaco. Debido a las fusiones hoy sólo existen cuatro: ExxonMobil, Shell, BP y Chevron. Estas “hermanas” lucharon a muerte por apoderarse del mercado petrolero pero debido a que estos esfuerzos aislados no rendían los frutos esperados, decidieron coordinar sus esfuerzos y repartirse el mercado y ya para 1960 habían conformado un verdadero cartel petrolero. Para esa época Rómulo Betancourt había asumido -desde Febrero de 1959- la presidencia de Venezuela y había designado a Juan Pablo Pérez Alfonzo, un abogado honesto y muy versado en asuntos petroleros, como Ministro de Minas e Hidrocarburos (hoy Energía y Petróleo), quien de inmediato empezó a realizar gestiones ante los gobiernos de Arabia Saudita, Irán, Irak y Kuwait, para asociarse en una organización que equilibrara el juego de la oferta y la demanda de petróleo a nivel mundial. Hay que señalar que en ese momento Venezuela era el primer país exportador de crudos. Desde entonces el mundo petrolero ha cambiado radicalmente, al punto de que la OPEP se ha convertido en una especie de cartel acordado para fijar las reglas que rigen el mercado y, muy a pesar de que los países que la conforman lo hacen en defensa de su recurso natural y principal fuente de ingresos, algunos analistas internacionales han señalado que las nuevas Siete Hermanas son: Aramco (Arabia Saudita), Gazprom (Rusia), NIOC (Irán), CNPC (China), PDVSA (Venezuela), Petrobras (Brasil) y Petronas (Malasia), no todos miembros de la OPEP. La organización que actualmente cuenta con 12 países miembros - cuya producción de crudo supone el 40% de la producción mundial - ha vivido distintas etapas y momentos. Algunos más o menos convulsionados, pero todos importantes en una trayectoria que al interior de su seno se corresponde con la visión, integridad y objetivos del grupo. El principal desafío hoy es la estabilidad del mercado en momentos de gran incertidumbre económica. Este tema de la OPEP es largo, pero a medida que se acerque la fecha aniversaria lo iremos desarrollando a fin de divulgar los aspectos más importantes de esta formidable organización a lo largo de su medio siglo de existencia. Cerramos esta nota indicando los países que hoy la conforman: además de los fundadores Arabia Saudí, Iraq, Irán, Kuwait y Venezuela; Qatar (Diciembre de 1961); Libia (Diciembre de 1962); Emiratos Árabes Unidos (Noviembre de 1967); Nigeria (Julio de 1971); Ecuador (entre 1973 a 1993, y nuevamente a partir de Noviembre de 2007); Angola (Enero de 2007); Argelia (Julio de 2007). Dos países figuran como ex-miembros: Indonesia (Diciembre de 1962 - finales de 2008) y Gabón (1975 – 1995). JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Cuadrante El Gobierno venezolano, a través de Pdvsa, decidió estatizar once taladros de perforación de

la empresa Helmerich & Payne, HP. El Ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, dijo que la medida responde a que los equipos permanecían paralizados desde hace un año. En un comunicado la compañía HP reiteró que los equipos de perforación completaron sus obligaciones contractuales durante el año calendario 2009. Desde entonces, ha mantenido un reclamo por incumplimiento de pagos. La deuda al 14 de

Junio 2010 era de US$43 millones.

La producción de petróleo en Colombia alcanzó en Mayo 780.000 barriles diarios. El Director de la ANH, Armando Zamora, dijo al respecto que se mantiene la meta de 800.000 barriles diarios para este año. El aumento de producción del país se ha materializado gracias a los mayores factores de recobro y el desarrollo comercial de los campos maduros. Por otra parte, condiciones favorables han permitido atraer mayores flujos de inversión extranjera.

El VIII Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos, Seflucempo, se realizará del 18 al 20 de Noviembre en la Isla de Margarita, teniendo un matiz especial por la celebración de su 20 aniversario. Además del objetivo de compartir innovaciones técnicas y operacionales en construcción y mantenimiento de pozos, esta edición se propone presentar las experiencias en pozos perforados en aguas profundas, alcance extendido, crudos pesados y extrapesados, alta presión y temperatura y alto impacto ambiental, entre otros. Para consultar los detalles del evento, los interesados pueden visitar www.seflucempo.com

Venezuela es el cuarto exportador de petróleo a los Estados Unidos, con un total de 121.7 millones de barriles en el primer cuatrimestre de 2010. En el primer lugar se ubica Canadá, con 216 millones de barriles, seguido de Arabia Saudita con 124.5 millones de barriles y México en la tercera posición, con 123.9 millones de barriles.

El Senado de Brasil aprobó el proyecto de ley de capitalización de Petrobras y la creación del Fondo Social. La iniciativa, enviada por el gobierno, permitirá que el Estado emita títulos de la deuda pública por un valor equivalente a 5.000 millones de barriles, los cuales dotarán de capital a Petrobras para explotar los yacimientos descubiertos desde 2007 en el litoral atlántico, debajo de la denominada capa “presal”. De concretarse la aprobación en la cámara de Diputados, permitirá la venta de más acciones de Petrobras en el mercado internacional donde se estima captar hasta 25.000 millones de dólares.

Gazprom y Statoil firmaron un acuerdo de cooperación científico-técnica que permitirá el desarrollo de iniciativas conjuntas en las áreas de exploración, producción y transporte de hidrocarburos, protección ambiental, ahorro de energía, fuentes de energía renovables; procesamiento de gas y gestión de proyectos. Las empresas son socias en la fase 1 del desarrollo del campo de gas y condensados Shtokman, en el mar de Barents.

Pemex Exploración y Producción (PEP) y Shell Exploration Company renovaron un convenio general de cooperación, no comercial, y aumentaron su vigencia por cinco años más. El acuerdo define el marco general de colaboración de ambas empresas en áreas de investigación, desarrollo científico y recursos humanos. Permitirá compartir conocimientos, experiencias técnica y operativas en temas que cubren toda la cadena de valor en las actividades de exploración y producción.

La japonesa Inpex Corporation se asoció con Petrobras y Ecopetrol en la exploración del Lote 117, ubicado en la cuenca Marañón, en el nororiente de Perú. El lote adjudicado a Petrobras en el año 2006 se encuentra actualmente en el tercer período de su fase exploratoria. Petrobras tenía el 75% de participación en este lote y cedió el 25% a la empresa japonesa. El 25% restante lo mantiene Ecopetrol. Inpex tiene operaciones comerciales que cubren cerca de 70 proyectos en 26 países a nivel mundial, y sólo en América tiene presencia en Estados Unidos, Canadá, Surinam, Brasil, Ecuador y Venezuela.

Chevron y el primer productor de petróleo ruso Rosneft acordaron invertir 1.000 millones de dólares en un proyecto de exploración petrolera en el Mar Negro, cuyo costo total sería de US$ 32.000 millones. El acuerdo marca la incursión más importante de Chevron en el mercado ruso tras el fallido intento por comprar una participación de la desaparecida petrolera Yukos en 2003. La licencia cubre un área de 8.600 km2. 4

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In Situ

El nuevo libro de Eddie Ramírez Serfaty

“La indoblegable sociedad venezolana” En la sede de Editora El Nacional, en Caracas, el 15 de Junio se realizó la presentación oficial del libro “La indoblegable sociedad venezolana. Relatos de un petrolero”, de Eddie Ramírez, coordinador nacional de Gente del Petróleo. Más que una visión, la realidad de los hechos, narrada por un protagonista

migos, colegas y personalidades quedó en el país”. Una semblanza que no de todos los sectores del quehanecesitó de mayores honduras. Toda Vecer del país se hicieron presentes nezuela conoce su trayectoria profesional para compartir con el autor el en la antigua Pdvsa, hasta su salida como momento de salida a la luz de su nueva Presidente de Palmaven, y la lucha librada publicación, un canal para difundir su hasta hoy como coordinador nacional de testimonio “como uno de los trabajadores la asociación civil Gente del Petróleo. que desde adentro de la industria petrolera Puntualizando entre otros aspectos participó activamente en decisiones y acdestacados del libro, Quiróz Corradi tividades que hoy son parte de la historia llamó la atención sobre el hecho del de Venezuela”. cuestionamiento que se hace a la realiEn esta obra Eddie R amírez El autor Eddie Ramírez Serfaty; Alberto Quirós Corradi, dad de la industria petrolera venezolaSefaty reproduce parte de lo narrado quien tuvo a cargo la presentación del libro y Miguel na, en términos de cifras de producción, en “Ni un paso atrás: en defensa de la Henrique Otero, Editor de El Nacional refinación, el desarrollo de los proyecdemocracia”, publicado en 2004 por la tos de gas, la problemática del mercado Como dueño de casa Miguel HenriFundación Andrés Mata de El Universal, y que Otero, dio inicio al programa con una interno, situación en la Faja Petrolífera en el que reseña las causas y acontecimien- palabras de reconocimiento al importante del Orinoco, así como los nuevos pactos y tos de Abril y Diciembre de 2002 cuando respaldo que el público ha brindado a la convenios de ayuda, en especial con Cuba, los trabajadores de Petróleos de Venezuela consolidación del proyecto Los Libros de El “que han resultado en pérdidas difíciles de decidieron librar una lucha en defensa de Nacional, una de las más importantes cala empresa y de la democracia venezolana. sas editoriales del país que ha permitido el De igual forma, en “La indoblegable socie- acceso a centenares de obras de todos los dad venezolana”, el autor narra hechos del géneros literarios. acontecer político, además de compartir su visión acerca de la situación presente y La verdad de muchos eventos futura de la industria petrolera. Quirós Corradi tuvo a cargo la presentaLa presentación del libro contó con ción del libro, el cual, dijo, “aclara la verdad las intervenciones de Miguel Henrique de muchos eventos: el primer paro petrolero Otero, Presidente Editor de El Nacional; en defensa de la meritocracia y el paro cívico Alberto Quirós Corradi, Expresidente de que culminó con el despido de más de 20 la antigua filial de Pdvsa Maraven, estudioso mil trabajadores. Sobre el autor, comentó: no sólo del accionar petrolero, sino también “Dice no ser petrolero. Mejor defensor de la Captados por el lente de Petroleum Miguel Henrique Otero, Octavio Lepage, Rocío San Miguel, del acontecer político y socio económico; y industria petrolera y hábil ciudadano que se Pompeyo Márquez y Simón Alberto Consalvi el propio autor.

En placentero encuentro Diego González Cruz, Pompeyo Márquez, Luis Santana, Jorge Zajia y José Ignacio Casal

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Eddie Ramírez (al centro) en la grata compañía de su esposa Anabelle Aguilar, Francia Galea, Andreína Martínez, Luisa Pertinez, Fátima Castillo, Lisset Behrens, Cecilia Hernández y Lastenia Rodríguez

La presentación del nuevo libro motivó la plática vivaz, como la de Alberto Federico Ravell, ex director de Globovisión, y en general la numerosa concurrencia

...In Situ calcular, pero que son sin duda mil millonarias”, acotó. Dijo asimismo compartir con el autor el criterio de que hay que tomar medidas audaces en cuanto al diseño de una nueva política petrolera “que pasa por establecer la propiedad, el derecho de los venezolanos de operar su propia industria, y no el Estado solamente”, así como su conclusión de hay que “continuar la lucha”.

Una sociedad que no se doblega Visiblemente emocionado Eddie Ramírez agradeció al numeroso público su presencia, así como la voluntad e interés de Editora El Nacional de per mitirle compartir sus vivencias de un proceso que considera se derrumba, no solo por sus errores e inviabilidad histórica, sino “porque quienes creemos en la posibilidad de un mejor país no hemos dejado de enfrentarlo”. Agradeció además a los directivos de la editorial por permitir que su publicación sea parte de “una gran colección que contribuye al mejor conocimiento de nuestra historia”. En la dedicatoria del libro el autor recuerda a gente muy querida, como tam-

En primera fila y atentos a los comentarios Carlos Canache Mata y el historiador y filósofo Antonio Sánchez García, entre otros

El economista Maxim Ross en compañía de Martha González y Esteban Zajia, de Petroleum

Feliz de compartir un nuevo logro con familiares y amigos entrañables: Luisa Pertinez, Cecilia Hernández, Bony Simonovis, Rafael Gallegos, Iván Fernández, su hija y su nieto Gloriana Ramírez y Diego, Eddie Ramírez, Michael O’Brien, Isolda Salvatierra, Raiza Sánchez y Thaís de Fernández

Complacidos por la circulación de la nueva publicación Gabriel Matute, Mauricio Muñoz, Luis Velásquez, Oscar Romero, el Alcalde Antonio Ledezma, María Lola Fernández, Libia Alfonzo, Aurelio Pastor, Mitzi Capriles , Julio César Arreaza y Ramón Castro

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El Alcalde Metropolitano de Caracas Antonio Ledezma en compañía de Mitzi Capriles, Oscar Ferrer, Presidente de Cavecon; Luis Santana, Grupo Empresarial Guayana y Jean Anglade, Director de Representaciones Danexi

El Alcalde Antonio Ledezma, Noris Aguirre, Directiva de la Caja Venezolana de Valores y Luis Xavier Grisanti, Presidente Ejecutivo de la Asociación Venezolana de los Hidrocarburos - AVHI

Dos notables profesionales que grandes aportes hicieron a la industria petrolera venezolana: Arnaldo Salazar y Raul Antoni

bién a compatriotas caídos en defensa de los principios y valores de la democracia, a la Gente del Petróleo y de Unapetrol, a todos los venezolanos y residentes, y quienes desde el exilio continúan la lucha por la democracia. “Aspiramos que esta obra proporcione elementos de juicio a quienes se interesen en investigar algunos hechos sociopolíticos trascendentales ocurridos en el país en los últimos años”, dijo Ramírez. En 257 páginas el autor expone los antecedentes del conflicto en Pdvsa (lucha por la meritocracia), recordando cuáles eran las inquietudes del personal, y cómo se inició la protesta y se refieren hechos del acontecer político desde 2002 a Mayo 2009. Otro capítulo profundiza en los diferentes procesos electorales. El capítulo sobre violaciones a los derechos humanos consigna las reacciones de diferentes organismos internacionales. La parte final aporta información general sobre producción, demanda, precios en el ámbito mundial, así como de la evolución de la industria en Venezuela y una propuesta de Gente del Petróleo para ser discutida por el país político y el país nacional, con miras a orientar el desarrollo futuro de las fuentes de energía, particularmente el petróleo. “Desde luego – concluye Ramírez - es necesaria la reconciliación de los ciudadanos de diferentes pensamientos políticos para lograr el tan anhelado desarrollo sustentable que permita corregir las desigualdades sociales, aumentar los ingresos de los venezolanos y mejorar la calidad de vida en armonía con el ambiente. En el pasado reciente no dimos un paso atrás en la defensa de los principios y valores. Ahora hay que continuar la lucha y (...) construir un proyecto que permita a Venezuela salir del subdesarrollo. La indoblegable sociedad venezolana sigue presente y comprometida”.

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In Situ

Ronda Colombia 2010 superó expectativas Las perspectivas de una mayor bonanza petrolera en Colombia se incrementaron luego de que la ANH recibiera ofertas por unos 96 bloques en el proceso de licitación celebrado en el marco del IV Colombia Oil & Gas Investment, en Cartagena

Tanto el Ministro de Minas y Energía,

Hernán Martínez, como el Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Armando Zamora, se mostraron satisfechos con los resultados de la Ronda Colombia 2010, ya que el número de bloques por el cual se recibieron propuestas superó las aspiraciones que se tenían. “La gran demanda estuvo por los Llanos Orientales”, dijo Zamora. En la ronda de negociaciones efectuada en Cartagena se recibieron ofertas por 96 bloques de un total de 228 propuestos: 141 bloques como parte de la Mini Ronda, que son cuencas con mayor información y sobre las cuales se suscribirán contratos de exploración y producción; 31 bloques con nueva prospectividad, que tienen información nueva y sobre los cuales se empieza a ver un potencial interesante; y 56 bloques para

evaluación técnica, que tienen menos información y más riesgo, pero mayor potencial. El Ministro Martínez dijo que cerca del 50% del total de inversiones previstas en los próximos cinco años en el sector de petróleo y gas del país -estimadas en US$42.000 Hernán Martínez, Ministro de Minas y Energía de Colombia millones- se destinarán a la exploración y desarrollo. están ubicados en las cuencas de los Llanos Con relación a este último proceso de Orientales, el Valle Medio del Río Maglicitación, se conoció que participaron 35 dalena y costa afuera en el Mar Caribe y compañías, de las cuales 12 son nuevas en el Océano Pacífico. En cinco de las ofertas Colombia. presentadas Ecopetrol tiene una particiLa empresa Ecopetrol presentó las pación de un ciento por ciento. De éstas, mayores ofertas para 9 bloques de la Ronda cuatro están en los Llanos Orientales y una Colombia 2010, con inversiones estimadas en la cuenca de Tumaco, sobre el Océano en 102 millones de dólares en los próximos Pacífico. 3 años. Estos 9 bloques tienen una extensión Dentro de las ofertas hechas por Ecoaproximada de 2,8 millones de hectáreas y petrol se destacan los bloques denominados

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Cayos 1 y Cayos 5, ubicados costa afuera en el Mar Caribe, para los cuales se asoció con la española Repsol y la argentina YPF. Igualmente, en asocio con la compañía SK Energy de Corea, Ecopetrol presentó la mayor oferta para el bloque Sinú-San Jacinto (SSJS-1) y con la compañía Cementaciones Petroleras de Venezuela en el bloque VMM 32. “Las ofertas presentadas en estos bloques ubican a Ecopetrol en el primer lugar de elegibilidad para la adjudicación y posterior suscripción de los respectivos contratos con la ANH”, infomó la empresa en un comunicado, en el cual destacó que los resultados obtenidos en esta ronda “fortalecen la actividad exploratoria de Ecopetrol y la búsqueda de nuevas reservas con miras a alcanzar la meta trazada para el año 2015 de producir un millón de barriles de petróleo equivalentes por día”. De igual forma Pacific Rubiales Energy ofertó seis bloques localizados en el Caguán, Putumayo, Cordillera Oriental y los Llanos, de los cuales tres son en asociación con Talisman. Canacol Energy ofertó cuatro bloques para iniciar exploración petrolera en el Valle Superior del Magdalena. Con estos nuevos campos la compañía incrementará en 24% el número de hectáreas en Colombia. La adjudicación de las áreas se realizará este mes de Julio.

E&P

Petrobras y PGS instalan sistema de monitoreo sísmico Ambas compañías firmaron un acuerdo mediante el cual PGS desplegará su sistema de monitoreo sísmico permanente en el campo Jubarte, al norte de la cuenca Campos, provincia Espirito Santo, costa afuera de Brasil

PGS proporcionará e instalará su sistema de fibra óptica OptoSeis™,

y llevará a cabo la adquisición y procesamiento de datos sísmicos del proyecto. Este proyecto representa un paso importante en el uso de la geofísica para el monitoreo de yacimientos, en particular la sísmica 4D4C para mapear el caudal de los fluidos en yacimientos ubicados en aguas profundas de Brasil. Además, deberá mejorar la calidad y tiempos de entrega de la información que el equipo de Geofísicos de Petrobras suministra a sus colegas Ingenieros de Yacimiento y de Producción que opera en el campo. La tecnología OptoSeis™ de PGS proporciona datos más ricos que otros sistemas ópticos disponibles comercialmente. Además de proporcionar una mejor calidad de los datos, el OptoSeis™ está certificado por fiabilidad que ofrece para la vida de los yacimientos.Los datos del sistema servirán de base para mejorar las decisiones sobre la ubicación de los pozos como los programas IOR / EOR, lo que aumentará el factor de recuperación vital para el éxito comercial de costosos desarrollos de campos en aguas profundas”. PGS se adjudicó el proyecto tras ganar una oferta comercial. El proyecto inicial cubre una porción del campo Jubarte de más de 245 kilómetros cuadrados, en profundidades de agua entre 1240 - 1350m. Dependiendo de los resultados del proyecto podría aumentar hasta cubrir todo el campo. PGS OptoSeis es un sistema completamente pasivo no propenso a la pérdida de electrónica en el mar. Operativo hasta 3000m de profundidad de agua, ofrece una alternativa más rentable a los sistemas eléctricos. Emplea estaciones de sensores pasivas que no requieren cajas a presión. Un láser desde la superficie activa los sensores ópticos de cuatro componentes en cada estación y la señal es detectada y demodulada. Cada estación contiene un hidrófono óptico y un acelerómetro óptico triaxial. Las estaciones y las interconexiones de fibra óptica son ligeras, fáciles de desplegar y con una vida útil proyectada de 25 años, 2,5 veces superior a al que ofrecen los sistemas eléctricos. Están certificadas para 9.840 pies (3.000 m) de agua, y a un nivel de ruido por debajo de 0.0000015 psi (0,1 μBar). Cada cable contiene más de 2.000 canales con un rango dinámico superior a 140 dB. JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Escenario

“Hacia el Desarrollo Sustentable de la Faja”

El acto inaugural del Congreso lo encabezaron Omar Cárdenas, Presidente del Comité Organizador; Giovanny Pugi, Presidente del Capítulo Monagas de la Cámara Petrolera de Venezuela; Pedro León Director Ejecutivo de la FPO-Pdvsa; Juan Ignacio Rodríguez, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela; Félix Rodríguez, Gerente de Desarrollo División Carabobo Pdvsa; Federico Arisi Rota, VP Ejecutivo ENI E&P; y Wes Lohec, Director Gerente para América Latina de Chevron

ajo el lema “Hacia el Desarrollo Sustentable de la Faja”, del 2 al 3 de Junio se realizó en Maturín, Monagas, el Segundo Congreso Internacional de Crudos Pesados, cuyo enfoque se centró en el máximo aprovechamiento del crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, FPO, considerando las experiencias exitosas obtenidas local e internacionalmente, siempre inspirado en la preservación del medio ambiente, así como en el desarrollo sostenible de las operaciones.

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La Cámara Petrolera de Venezuela Capítulo Monagas conjuntamente con Petróleos de Venezuela, organizó la segunda edición de este evento, el cual reunió a expertos y ejecutivos de las principales compañías petroleras y de servicio del país para conocer los detalles de los proyectos, planes de inversión y perspectivas que se plantean desde el sector oficial y privado para la explotación del crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco

A la reunión asistieron 350 participantes provenientes de países como Canadá, Italia, Estados Unidos, Alemania, Francia, China, Noruega y Venezuela. 19 presentaciones y dos almuerzos conferencias conformaron la agenda técnica, que en dos días ofreció un completo panorama de los proyectos que permitirán el aprovechamiento máximo del crudo pesado y extrapesado de la Faja, cuyas reservas probadas alcanzan 211 mil millones de barriles. El encuentro contó con el patrocinio de Chevron, Eni, BP, Baker Hughes, Schlum-

berger, Total,Weatherford, Corporación Tecnología Global 21, Halliburton, Inelectra, Statoil y Repsol. Giovanni Pugi, Presidente del Capítulo Monagas de la Cámara Petrolera de Venezuela, tuvo a cargo la instalación. En su mensaje planteó que el sector privado nacional cuenta con la infraestructura, la experiencia y el conocimiento para el desarrollo de los crudos pesados, basado en la afirmación de que las inmensas potencialidades de la FPO, representan la gran esperanza de desarrollo para el país.

Juan Ignacio Rodríguez, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, resaltó por su parte la importancia de la participación de las compañías venezolanas en la fabricación de equipos y servicios, “que deben ser incorporadas desde este mismo momento, pues dominan el mercado de oferta y demanda de bienes de fabricación nacional, y así emprender proyectos que generen en el país desarrollo, empleo, participación de contenido nacional y desarrollo tecnológico”, dijo.

Reunidos frente al stand de la Cámara Petrolera de Venezuela su Presidente Juan Ignacio Rodríguez; Pedro León, Director Ejecutivo de la FPOPdvsa; Félix Rodríguez, Gerente de Desarrollo de la División Carabobo Pdvsa; Lorenzo Aguilera; y Giovanny Pugi, Presidente CampetMonagas

Tecnologías Eficientes Expertos nacionales e internacionales ofrecieron una visión sobre las tecnologías más novedosas y las mejores prácticas en el desarrollo de crudos pesados Axel Wehling, Gerente de Proyectos de Bombas de Líquidos y Sistemas Multifásicos para Bornemann Pumps - CTG221, trató la “Tecnología de Bombeo Multifásico en Crudos Pesados: Aplicaciones y Beneficios”, a la que se refirió como un método probado ideal para el bombeo de los crudos pesados de la FPO, pues “existen más de 90 sistemas de este tipo instalados con éxito en el país”. Las bombas multifásicas son capaces de transportar agua, crudo y gas (e incluso sedimentos) a través de una misma tubería, que son la especialidad de Bornemann, una compañía alemana que las fabrica desde 1930.

Yony Zambrano, Gerente Desarrollo de Negocios de Weatherford

Yony Zambrano, Gerente de Desarrollo de Negocios de Weatherford, detalló cómo las capacidades técnicas de la compañía, ayudan a aprovechar eficientemente el crudo pesado que se halla en la Faja. En su presentación “Mejoramiento de la recuperación y optimización de la producción de la FPO a través de tecnologías eficientes”, enumeró las tecnologías con mayor éxito en materia de pozos horizontales, que son los más frecuentes en la FPO. Profundizó en los sistemas que optimizan

José Luis Bashbush, Director Técnico del Centro de Excelencia Faja de Schlumberger

la terminación del pozo, el servicio de perforación controlada, el servicio de wireline, así como los sistemas de levantamiento artificial, entre otros. José Luis Bashbush, Director Técnico del Centro de Excelencia Faja de Schlumberger, compartió en su presentación algunas ideas de cómo desarrollar yacimientos de crudo pesado, así como los retos presentes y futuros. “En general la ingeniería de este tipo de yacimientos es mucho más compleja y el trabajo empieza desde la evaluación preliminar, diseño y pruebas piloto, pues lo que se aplica en otras partes del mundo puede no ser apropiado en Venezuela”. Los yacimientos de crudo pesado de Venezuela tienen alta porosidad y temperatura en comparación con otros yacimientos típicos del mundo, lo que Bashbush calificó como “una gran ventaja para el país, que debe ser aprovechada para optimizar la recuperación”. Maged Fam, Gerente de Tecnología Halliburton, habló de “Caracterización y Evaluación de Formaciones en Yacimientos de Crudos Pesados y Extrapesados”. Puntua-

lizó los retos para la producción de petróleo pesado, entre ellos la cuantificación del petróleo in situ; certificación de las reservas; maximización del factor de recobro; control de las arenas no consolidadas; geomecánica de la roca; identificación de laminaciones delgadas, arena y arcilla; identificación de las zonas de agua dulce; ubicación de las zonas productivas de bajo contraste de resistividad; optimización de costos y finalmente el incremento de las áreas de drenaje del yacimiento. Pablo Videtta, Vicepresidente de Proyectos de la Unidad de Negocios Venezuela de Inelectra, expuso el tema “Participación de la Empresa Venezolana en el Desarrollo de los Crudos Pesados”, a partir de la experiencia de Inelectra aguas arriba “que cuenta con más de un millón de barriles de nuevas capacidades de producción, obras en las que el contenido nacional supera el 70% en sus distintas fases” dijo. Aguas abajo, la empresa ha desarrollado un proyecto en el Complejo Industrial, Petrolero y Petroquímico “General José Antonio Anzoátegui”, cuya capacidad acumulada alcanza 700.000 barriles tomando en cuenta los cuatro mejoradores.

Pablo Videtta, Vicepresidente de Proyectos de la Unidad de Negocios Venezuela de Inelectra JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

...Escenario Videtta defendió la importancia del contenido nacional en proyectos venezolanos, argumentando que esta “promueve la inversión local y extranjera para el desarrollo industrial”. Mridul Kumar, Líder en Crudos Pesados y Yacimientos no Convencionales de Chevron, se refirió a las “Capacidades Organizacionales para el Desarrollo de la Faja”, centrándose en cómo Chevron enfoca los requerimientos necesarios para la explotación de crudos pesados, que comienza por analizar anualmente el equilibrio entre

Axel Wehling, Gerente de Proyectos de Bombas y Sistemas Bornemann, junto a colegas de Corporación Tecnología Global 21, que mostró en su stand un prototipo de la bomba CTG221

la oferta y la demanda del mercado, considerando los proyectos actuales y futuros; “mucha de esa demanda la satisfacemos haciendo contratación de profesionales jóvenes, y también transfiriendo personal de un proyecto a otro para que pueda aprender de otras áreas”, dijo Kumar. El experto explicó que “el éxito en materia de crudos pesados requiere colaboración, que la organización cuente con ciertas capacidades, tecnología e integración entre las operaciones de E&P, refinación, distribución y comercialización”.

Visión Internacional de los Crudos Pesados Los almuerzos conferencia estuvieron a cargo de Wes Lohec, Director Gerente para América Latina de Chevron y Federico Arisi Rota, Vicepresidente Ejecutivo de ENI E&P. Ambos coincidieron en resaltar las múltiples oportunidades de negocio que ofrecen los crudos pesados de la FPO para las empresas internacionales Wes Lohec, sostuvo que los crudos pesados “dominarán el panorama de los recursos energéticos en el futuro y su explotación permitirá hacer frente a la demanda, no sólo porque las reservas de crudos livianos estén disminuyendo sino también su capacidad de refinación”. Refiriéndose al panorama de Venezuela, dijo que si bien la producción se inclina en 70% a la de crudos livianos, “los tremendos recursos de crudos pesados de la Faja ofrecen oportunidades obvias de explotación e inversión”. El ejecutivo de Chevron se refirió a los planes de la compañía en la Faja durante los próximos años, los cuales comprenden seis proyectos en total que producirán 400.000 barriles diarios (bpd), con inversiones del orden de 10.000 millones de dólares anualmente. Dijo que en 10 años se requerirá tener una capacidad instalada de 500 pozos

al año, “necesitaremos hasta 50 taladros de perforación en servicio para poder lograrlo y en cuanto al personal involucrado, estimamos que emplearemos de 15.000 a 20.000 trabajadores, que deben estarse entrenando durante los próximos cinco años y así hacer viable la disponibilidad de esta mano de obra”, acotó. Federico Ariso Rota compartió la experiencia de ENI en crudos pesados y atribuyó el éxito de la compañía en la aplicación de tres principios: experiencia, innovación y compromiso. De suma importancia calificó el proyecto que adelantan en el bloque Junín 5 de la FPO, donde 35.000 millones de barriles han sido certificados y han sido establecidas dos fases de explotación, “la inicial con una producción de 75.000 bpd y la segunda con 240.000 bpd para luego pasar a la fase de refinación. Se prevé perforar un total de 1.500 pozos y además del procesamiento del crudo de Junín, la refinería procesará otras corrientes intermedias de Pdvsa, lo que garantizará la sinergia con los desarrollos existentes y los nuevos”. ENI aprovechará también el desarrollo de este bloque para la producción de diesel, área que manejan muy bien en proyectos siEn el stand de Ingeniería Proinlec, José Francisco Pasos, Campet milares en Europa, “la idea Monagas; Luis Xavier Grisanti, Presidente AVHI; Giovanny Pugi, es maximizar la cadena de Presidente Campet Monagas; Carla Sifontes, guía del stand; José Ángel Astudillo y Ronier González, directivos CampetVP y Director; valor en Venezuela con este y Francisco Loreto, VP Desarrollo de Negocios Inelectra proyecto”.

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Chevron se asoció con Pdvsa y otras empresas para explotar el bloque Carabobo de la FPO a través de la empresa mixta Petroindependencia. En la apertura de la muestra, Wes Lohec, Director Gerente para América Latina de Chevron; Pedro León, Director Ejecutivo FPO-Pdvsa; Giovanni Pugi, Presidente Campet-Monagas; Juan Ignacio Rodríguez, Presidente Campet; Orlando Chacín, Director de Pdvsa CVP

Statoil opera en Venezuela desde 1995 con una perspectiva de presencia perdurable. Frente a su stand, Giovanni Pugi, Presidente CampetMonagas; Indira Figueira, guía; Ruth Ruiz, Admin. de Información; Pedro León, Director Ejecutivo FPO-Pdvsa; Arnfinn Jenset, VP Desarrollo de Negocios Statoil y Juan Ignacio Rodríguez, Presidente Campet

Desarrollo Sustentable del Recurso

Se busca preservar la calidad de las operaciones en la FPO y que estas a su vez sean amigables con el ambiente, para garantizar su continuidad en el tiempo Luis Xavier Grisanti, Presidente de la Asociación Venezolana de los Hidrocarburos, en su presentación “Inversión y Desarrollo Sustentable de las Empresas de la AVHI” destacó que “el contenido nacional que aportan las empresas afiliadas a la asociación está en el orden del 50% para bienes y 80% para servicios; mientras que en materia de inversión social y desarrollo sustentable han ejecutado más de 960 proyectos en Venezuela en los últimos 10 años. Presentó el enfoque integral de la AVHI sobre lo que deben ser los desarrollos sustentables en la industria, que van en consonancia con los planes de desarrollo nacional y que está soportado en tres puntos clave: “la inversión, la formación de capital nacional y social y el desarrollo sustentable”. Señaló que trabajan de la mano con CVP y las empresas mixtas para mejorar su eficiencia y productividad. José Gil, representante de la firma Fusion Petroleum Technologies, habló de los “Desafíos Tecnológicos y Ambientales para Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco” y sugirió varias técnicas aplicadas en áreas similares, como Vapex:, Estimulación cíclica con vapor (huff and puff), inyección de vapor asistida por gravedad (SAGD, y Toe-to-Heel Air Injection (THAI). Dijo que en la FPO necesitan cuantificar el impacto equivalente de producir tres millones de barriles de petróleo con estas condiciones, para también

planificar las estrategias que mitiguen el impacto ambiental”. Syamal Sen, Director de Procesos de la Unidad de Químicos y Petróleos de SNC-Lavalin, presentó una “Propuesta para el Procesamiento de Crudos Pesados de una Manera más Viable y Amigable con el Ambiente”. Se refirió al proceso de gasificación como una de las mejores alternativas para reducir el impacto ambiental y las emisiones de gas de efecto invernadero generadas por las facilidades de procesamiento de crudo pesado, la cual demanda una gran cantidad de hidrógeno en el proceso de desulfurización/desnitrificación que necesitan ciertos productos derivados. Asimismo, hizo un esfuerzo por mostrar la intensidad de los efectos del carbono proveniente de la producción de crudos pesados y la comparó con la producción de crudos convencionales. Patrick Grivot, Ge-

Durante el Congreso Baker Hughes presentó sus soluciones para crudos pesados. En la gráfica Pablo Aguilera, Ingeniero de Ventas; Carlos Márquez, Gerente Área Junín FPO-Pdvsa; José Marcos, Geocientista Baker Hughes; Yuly Rodríguez, Coordinadora de Eventos Corporativos Baker Hughes; y Manuel González, Ingeniero de Yacimientos Área Boyacá FPO-Pdvsa

Total forma parte de la empresa mixta Petrocedeño que opera en el bloque Junín de la Faja. Frente al módulo de la operadora captamos a Luis Xavier Grisanti, Presidente AVHI; Giovanny Pugi, Presidente Campet-Monagas; Pedro León, Director Ejecutivo División FPO; y Juan Ignacio Rodríguez, Presidente Campet; en compañía de Pierre Germain de Petrocedeño y Hugues Montmayeur, Vicepresidente de Activo Faja de Total Venezuela, entre otros

Del equipo Schlumberger, Giovannina Ragusa, Gerente Programa de Desarrollo Social CAMPUS; María A. Torres, VTT Marcom & SEED Program Manager; Tomás Primitivo, Gerente Marketing OFS; José Luis Bashbush, Director Técnico del Centro de Excelencia Faja; junto a Orlando Chacín, Director Pdvsa CVP; Miguel Ford, Presidente Intevep; Alexandro Ley, Gerente OFS Oriente Venezuela; Pablo Ontiveros, Gerente Mercadeo Oriente Venezuela; y Juan Ignacio Rodríguez, Presidente Campet

rente de Nuevos Proyectos de Total - Activo Faja, tuvo a cargo el tema “Consumo y Emisiones de CO2: Clave para el Futuro de los Proyectos de Crudos Pesados”. Total trabaja para buscar formas que permitan desarrollar tecnologías de recuperación mejorada y que además, incluyan procesos que sean amigables con el medio ambiente. Con los fabricantes, invierte recursos en I+D para encontrar las soluciones más apropiadas tanto aguas arriba como aguas abajo. En cuanto a las emisiones

de CO2, Grivot mencionó que la empresa trabaja en procesos para capturar y almacenar el CO2, incluyendo la tecnología de oxycombustión. Raúl Páez, Coordinador de Procesos y Operaciones de Statoil, dedicó su presentación a los “Aspectos Técnicos de Seguridad, Higiene y Ambiente en el Procesamiento de Crudos Extrapesados”, los cuales se rigen por normativas que llevan al productor a elaborar un esquema de procesos que respete las regulaciones ambientales. Ello incluye complejos de tratamiento de gases H2S JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

...Escenario que no pueden ser emitidos a la atmósfera, plantas de mejoramiento de aguas ácidas, tratamiento de aguas residuales, entre otras medidas necesarias para cumplir con las leyes e incluso estándares internacionales. Puntualizó que en materia de seguridad

deben hacerse seguimientos a los protocolos de revisión y calibración de los sistemas de emergencia, planificar las oportunidades de paradas no previstas, documentar pruebas, calibraciones y reparaciones, realizar simulacros continuos que garanticen respuestas

efectivas ante las emergencias, entre otros aspectos que aseguren las operaciones. Instó a que “las lecciones aprendidas y buenas prácticas en SHA en el procesamiento de crudos extrapesados, deben ser compartidas para el éxito de futuros proyectos”.

Impulsar la capacidad nacional Ejecutivos de Pdvsa presentaron los proyectos en ejecución en la FPO, así como los planes para apalancar el desarrollo integral de uno de los reservorios de crudo pesado más grandes del mundo y cuya explotación impulsará el desarrollo socio-económico de Venezuela Los principales tópicos abordados giraron en torno al potencial de las áreas tradicionales, las empresas mixtas y los nuevos negocios en la Faja; también dominaron en las presentaciones la producción temprana en los bloques y la construcción de mejoradores para elevar la calidad del crudo pesado y extrapesado. Pedro León, Director Ejecutivo FPOPdvsa, en la presentación “Desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco”, subrayó la importancia de este reservorio que representa el proyecto bandera para Pdvsa y cuyas reservas probadas alcanzan 211.000 millones de barriles, “que con un factor de recobro del 20% nos permitirán estimar a fin de año 316.000 millones de barriles en reservas probadas”. Con relación a las cifras de producción, indicó que en la Faja actualmente se producen más de 900.000 bpd que aportan cuatro empresas mixtas y Pdvsa con esfuerzo propio. “Para 2010 estaremos produciendo alrededor de 6.000 barriles adicionales en nuestras áreas tradicionales, como resultado de una estrategia de desarrollo,

actualización de infraestructura y nuevas perforaciones” dijo León. En materia de inversión, más de 80.000 millones de dólares se invertirán en nuevos proyectos durante los próximos años en los campos de Carabobo y nuevos desarrollos en el bloque Junín. Y 50.000 millones de dólares se invertirán en el desarrollo áreas como vivienda, educación, salud y generación de electricidad. Ramiro Royero, Gerente Proyecto Socialista Orinoco, se refirió a los planes de Pdvsa en la FPO desde que inició el proyecto hace año y medio. Respecto a la planificación territorial, ya está listo el Plan de Ordenamiento de la Faja que se realizó conjuntamente con el Ministerio de Planificación y comprende los estados Apure, Guárico, Anzoátegui, Monagas, Delta Amacuro y norte de Bolívar, donde se generarán 127.264 puestos de trabajo directos; en el marco petrolero indicó que a través de los mejoradores con los que se procesará el crudo de la FPO, se producirán hasta 6.000 toneladas de coque que se utilizarán para generar 900 megavatios de energía eléctrica con tecnología china. El proyecto completo consideró un

Orlando Chacín, Director de Pdvsa CVP; Javier Enamorado, Halliburton; Juan Ignacio Rodríguez, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela; Rémulo Romero, Halliburton; Pedro León, Director Ejecutivo de la FPO-Pdvsa; Giovanny Pugi, Presidente Campet-Monagas; Roberto Muñoz, Halliburton; Francisco Tarazona, Venezuela Country Manager Halliburton; Jorge Rivera, Halliburton; Ronald Oribio; y Félix Rodríguez, Gerente de Desarrollo de la División Carabobo Pdvsa

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Pedro León, Director Ejecutivo FPO-Pdvsa, visitó el stand de Inelectra y saludó a Francisco Loreto, VP Desarrollo de Negocios; los acompañan Mónica Becerrit, Gerente de Desarrollo de Negocios; y Ana Paola Pabón, Asuntos Públicos y Desarrollo Sustentable

estudio demográfico detallado, el impacto de las operaciones en la zona y cómo favorecer a las comunidades aledañas a las áreas de operación. Sobre la situación actual, mencionó la creación de un corredor de servicios de 640 km que además de carretera y líneas ferroviarias, comprende ductos y poliductos que conecten de este a oeste los bloques de la Faja con los mejoradores. Miguel Ford, Presidente de Intevep,

En ameno encuentro en los pasillos de la exhibición comercial, nos encontramos con Laura Mora, Coordinadora Asuntos Públicos Intevep; Miguel Ford, Presidente Intevep; Indira Figueira, Guía de Statoil; y Esteban Zajia, Petroleum

habló sobre los “Proyectos Tecnológicos que Apalancan la Explotación y Mejoramiento de los Crudos Pesados de la FPO”, cuyas líneas estratégicas de I+D se centran en acelerar la captura, desarrollo y masificación de nuevas tecnologías a través de alianzas que maximicen la valorización del hidrocarburo; desarrollar e implementar tecnologías que incrementen el factor de recobro de yacimientos maduros; promover la evaluación de esquemas de recuperación adicional de crudo extrapesado de la Faja que garanticen al menos 20% de factor de recobro de POES; investigar y desarrollar tecnologías de producción en caliente de crudo extrapesado de la Faja; generar esquemas de mejoramiento de crudo in situ MIS® o en superficie INT-MECS®; desarrollar esquemas de mejoramiento de crudo; y fomentar la maximización del uso del coque de petróleo en el país como tecnología amigable con el ambiente. “Estamos enfocados en la consolidación de los parques tecnológicos en la Faja, donde Intevep va a tener dos centros de operaciones, uno en el área de Morichal donde básicamente brindaremos soporte a las divisiones de Ayacucho y Carabobo, y el segundo ubicado en San Diego para apoyar a Junín y Boyacá”, aseguró Ford. Al referirse a los proyectos en proceso de implantación, mencionó una unidad de procesamiento de 50.000 barriles, con la que se busca reducir el proceso de dilución de los crudos pesados con crudos livianos y medianos. José Ramón Arias, Presidente de la División Pdvsa Ingeniería y Construcción, explicó que las inversiones en materia petrolera ascienden a 93.342 millones de dólares, las cuales se enfocan en 17 planes estratégicos, entre los que destacan el proyecto de conversión profunda de la refinería de Puerto La Cruz en la que se está construyendo un módulo de HDH®, que luego de su comercialización será aplicado en la Faja, y también el proyecto de gasificación. José Luis Idrogo, Gerente del Distrito Cabrutica de la División Junín Pdvsa, explicó con detalle los desarrollos que se adelantan en ese distrito hasta 2029. El plan de explotación del Bloque Junín comprende elevar la producción actual de 150 mil a casi 2 millones de bpd, mientras que en ese mismo periodo sólo en el área de Cabrutica “se contempla un

Félix Rodríguez, Gerente de Desarrollo de la División Carabobo Pdvsa (en el podio) remarcó la importancia de la Faja como eje motor de la industria petrolera venezolana

incremento que va desde 105.000 a 550.000 bpd”. También dijo que antes de finalizar este año se deben haber perforado 52 pozos y un total de 180 al final del periodo. Idrogo hizo referencia al plan de crecimiento de Petrocedeño, que comprende un incremento de la producción actual de 140.000 a 180.000 bpd este año. En materia de nuevos negocios, en los bloques Junín 2 (Pdvsa y Petrovietnam) y Junín 4 (Pdvsa y CNPC) se espera que la producción alcance 200.000 y 400.000 bpd respectivamente, así

como la construcción de un mejorador en cada área; en el bloque Junín 5 se calcula una producción de 240.000 bpd, en convenio con ENI; y en el bloque Junín 6 se creó la empresa mixta Petromiranda, en asociación con el Consorcio Petrolero Nacional Ruso para producir 450.000 bpd en el mismo período. Félix Rodríguez, Gerente de Desarrollo de la División Carabobo Pdvsa, tuvo a cargo las palabras de clausura del evento en las que resaltó el alto nivel de las presen-

Del equipo de Halliburton, Maged Fam, Gerente de Tecnología; Orlando Dumont, Director de Petroquiriquiri por Repsol; Francisco Tarazona, Venezuela Country Manager; Omar Cárdenas, Desarrollo de Negocios y Miembro del Comité Organizador del Congreso

En el coctel ofrecido previa inauguración del Congreso, la Embajadora de Noruega en Venezuela Ingunn Klepsvik (centro), acompañada por la representación de Statoil: Indira Figueira; Edymar Ablan, Coordinadora de Comunicaciones; José Leonardo Villegas, Ingeniero Senior; Brigitte Saiz, Consultora Principal; Ruth Ruiz, Admin. de Información; y Juan González Moreno, Petroleum

taciones técnicas. Al enfatizar aspectos del desarrollo del Bloque Carabobo, dijo que uno de los objetivos primordiales es convertir el Distrito Morichal en un polo de desarrollo estratégico. “Esta área del estado Monagas y sus ricos yacimientos de crudo pesado y extrapesado, le han permitido a Pdvsa acumular una valiosa experiencia en la aplicación de tecnologías de punta, como la inyección de vapor para recuperación secundaria de crudo. Estimamos que para 2013 los nuevos desarrollos (Petroindependencia y Petrocarabobo) impulsen la producción temprana, así como la construcción de mejoradores en la población de Soledad, estado Anzoátegui, para 2016”. Ofreció también cifras actuales de producción de las áreas tradicionales del bloque: Petromonagas 116 mil bpd, Morichal 150 mil bpd y Petrolera Sinovensa 80 mil bpd. Y entre los planes de desarrollo apuntó que “la estimación para 2016 es que la producción alcance un millón 300 mil bpd” confiado en el conocimiento y la tecnología puesta en práctica en este bloque, a través de una producción temprana que apalanque los negocios y el uso de todas las instalaciones existentes. JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Escenario

20 de Mayo – Houston, TX

Este año, la Conferencia y Exhibición anual de la IADC dedicada exclusivamente a la perforación en tierra se realizó el 20 de Mayo en el Omni Houston Hotel Westside, en el marco del 70 aniversario de esta Asociación. Allí conferencistas y paneles examinaron los temas más sobresalientes que afectan a esta industria de la perforación en tierra

on particular énfasis, la Conferencia y Exhibición sobre Perforación en Tierra de la International Association of Drilling Contractor examinó este año el tema de la sostenibilidad ambiental. Diversas presentaciones se enfocaron sobre este asunto con el objetivo de analizar el rendimiento de la industria de perforación en tierra en relación al tema, muy vinculado a las necesidades comunitarias, económicas y ambientales. Aun cuando en el sector se han tomado medidas proactivas al respecto, la conferencia favoreció el planteamiento de diversas respuestas a la interrogante sobre cómo trabajar juntos por el futuro de la industria y el medio ambiente. La introducción y palabras de bienvenida estuvieron a cargo de Jeff Flaherty, Vicepresidente de la División Tierra de

la IADC y Vicepresidente de Operaciones en Tierra para EE.UU. de Helmerich & Payne Joe Hurt, Vicepresidente Regional Norteamérica y Líder de IDC; y de Steve Kropla, Vi- Asuntos HSE de IADC, entrega el IADC Exemplary Service Award cepresidente de Operaciones y a Warren Hubler, Vicepresidente HSE de Helmerich & Payne, por sus contribuciones a la industria de la perforación Acreditación de la IADC. Ambos subrayaron la misión de la AsoWarren Hubler es graduado en Ingenieciación, fundada en 1940 y que este año ría Marina de la Academia Naval de EE.UU. arriba a su 70 aniversario, trabajando por en Annapolis, Maryland. Ingresó a Helmela seguridad, salud y prácticas medioam- rich & Payne IDC en 1990, donde comenzó bientales de la industria de la perforación su carrera en las operaciones de perforación de petróleo y gas. terrestre al sureste de Oklahoma. Después de Seguidamente el programa incluyó la una asignación en Gabon, Warren regresó a entrega del IADC Exemplary Service Award, a Tulsa y fue nombrado como primer Gerente Warren Hubler, Vicepresidente de HSE, de Seguridad Corporativa de H&P para las Helmerich & Payne IDC, en reconocimiento operaciones de perforación nacionales e ina su excepcional contribución a la industria ternacionales. Warren ha sido un campeón de la perforación y a la IADC a lo largo de en seguridad de la industria, en cuanto a su trayectoria profesional, y a su compromiso mejores prácticas y un incondicional de las con el mejoramiento de la industria. iniciativas del Comité HSE de la IADC.

Panel I • Moderador: Jeff Flaherty, Vice President U.S. Land Operations, Helmerich & Payne IDC

Perspectiva de Suministro de Gas de Esquisto W.P. “Bill” Gwozd, Vicepresidente de Servicios de Gas, Ziff Energy Group

W.P. “Bill” Gwozd tuvo a cargo la presentación que marcó el inicio de las sesiones plenarias. Lo observan, Jeff Flaherty, Vicepresidente Operaciones en Tierra, Helmerich & Payne IDC; Marshall Adkins, Director Gerente, Raymond James & Associates; y Steve Kropla, Vicepresidente de Operaciones y Acreditación, IADC

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Aunque se haya oído hablar de gran crecimiento del gas de esquisto, esta conferencia ofreció respuestas a las siguientes preguntas: Cómo las cuencas de gas de esquisto pueden producir más, donde están ubicadas y cuánto estarán produciendo dentro de una década. Gwozd presentó a la audiencia los

ocho plays de gas de esquisto que existen en Norteamérica, (dos en Canadá) y mostró cómo el suministro de este recurso encaja tanto en la visión regional como en la visión macro que se tienen de las perspectivas en América del Norte hacia el 2020. Adicionalmente tocó varios componentes de la denominada “Hamburguesa de Gas Natural” de Ziff Energy.

Perspectivas del Mercado

niveles en la perforación en tierra, incluso en granite wash, dolomitas y calizas, donde se está aplicando la tecnología de fracturamiento horizontal. Indicó que la producción de gas estadounidense podría ser de hasta 6 mil millones de pies cúbicos por día en Septiembre de 2010. Sin embargo, cree que el número de equipos de gas comenzará a disminuir en el corto plazo. Actualmente hay algo menos de 1.000 plataformas de gas funcionando, y para finales de 2011, debería ser menos de 800.

Marshall Adkins, Managing Director, Raymond James & Associates Adkins ofreció una visión de las tendencias del mercado actual y las perspectivas del negocio de la perforación en tierra. Respecto al sector petrolero, dijo que las previsiones de la AIE del 2% de crecimiento de la demanda mundial para el 2010 son muy viables. Comentó que el crecimiento del suministro no OPEP es escaso y que el exceso de capacidad de la OPEP no es probablemente tan alta como las declaraciones oficiales.

En cuanto al gas natural, Adkins no observó aumento significativo de precios y se mostró optimista sobre la capacidad en el número de taladros a sostener, incluso de cara a un gas por debajo de los 5 dólares. Aseguró que uno de los mayores problemas en este sector seguirá siendo el exceso de gas, porque esta industria es hoy 10 veces más productiva por pozo de lo que era en 2006. Tal eficiencia –dijo- pasa a todos los

Panel II • Moderador de Sesión: Scott Gordon, Regional Vice President, Unit Texas Drilling LLC.

Aclarando el Aire sobre Barnett Shale Ed Ireland, Director Ejecutivo, Barnett Shale Energy Education Council El Barnett Shale es el segundo mayor campo de gas de EE.UU. y suple 7% de la demanda de la nación estadounidense. El Barnett Shale Energy Education Council (BSEEC) fue establecido para proveer información sobre la perforación y producción de

gas en esa región y representa a más de una docena de empresas productoras. Ireland enfocó su presentación en los resultados arrojados por estudios realizados sobre pruebas del aire del entorno, ante la creciente preocupación pública sobre su-

La Sostenibilidad y la Exploración en Tierra Alicia Smith, Socia - Impact Assessment and Planning Group, Environmental Resources Management (ERM) El desarrollo de los recursos de petróleo y gas en tierra está atrayendo un mayor control regulatorio pero también interés público, especialmente porque la actividad se está llevando a cabo en plays no convencionales. Los especialistas en la industria están empezando a exigir la presentación de informes sobre indicadores de rendimiento clave

puesta contaminación atmosférica asociada con la producción de gas natural en las zonas pobladas. Desafortunadamente -dijo- grupos ambientalistas han sido eficaces con información errónea respecto a la industria del gas natural. Concluyó que se hace necesaria una mayor educación pública basada en hechos sobre el Barnett Shale “que les recuerda a los estadounidenses sobre los beneficios y usos del gas natural”.

Alicia Smith, Socia de Environmental Resources Management. Le acompañan, el moderador de la sesión, Scott Gordon, Vicepresidente Regional, Unit Texas Drilling LLC; y Ed Ireland, Director Ejecutivo, BSEEC

(KPI) sobre sostenibilidad, que incluya asuntos como: protección de la biodiversidad, el agua, gases de efecto invernadero y emisiones al aire, la actuación social, la eficiencia energética, entre otros. Alicia Smith subrayó que la gerencia de proyectos de perforación teniendo la sostenibilidad en

mente se está convirtiendo rápidamente en una necesidad del negocio.

Panel III • Moderador de Sesión: Joe Hurt, Vicepresidente Regional Norteamérica y Líder de Asuntos HSE, IADC

Culturas de Seguridad Sostenible Shawn Galloway, Presidente, ProAct Safety En esta sesión Galloway examinó algunas estrategias para aumentar continuamente los elementos positivos de la cultura de seguridad sostenible. “Hay muchas tácticas simples que pueden mejorar la seguridad. Los éxitos a corto plazo son fáciles, la sostenibilidad es la parte difícil”. Aseguró que las culturas no son resistentes al cambio, pero sí a los cambios impuestos. Recordó lo escrito por el aviador francés Antoine de Saint-Exupéry una vez: “Si quieres construir un barco, entonces no

Brenda Kelly, Directora del Programa de Certificación y Acreditación, IADC. Sentados, el moderador de la sesión Joe Hurt, Vicepresidente Regional Norteamérica y Líder de Asuntos HSE, IADC; Shaw Galloway, Pte., ProAct Safety; Dewayne Vogt, Pte. y Chief Engineer, Wooslayer Companies; Tommy Gillis, Asesor, Advanced Well Control; Lewis Leibowitz, Socio, Hogan & Hartson LLP; y Roger Schagrin, Pte., Schagrin Associates

reúnas hombres para buscar leña, ni des órdenes ni repartas trabajo. Más bien, enséñales a anhelar el mar lejano e infinito”. Para tener éxito en la creación de una cultura de excelencia, se debe tener el mismo enfoque.

“La excelencia sostenible no viene en un paquete (...) sólo con pasión por la seguridad y el entendimiento de que el riesgo está en todas partes, que podremos seguir mejorando la seguridad de las personas que trabajan”. JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

...Escenario

Actualización de Actividades Claves de la IADC

Brenda Nelly, Directora del Programa de Certificación y Acreditación, IADC Joe Hurt, Vicepresidente Regional Norteamérica y Líder de Asuntos HSE, IADC En esta sesión Brenda Nelly presentó los beneficios del Rig Pass Course-to-Go, la más reciente mejora hecha a su conocido programa HSE Rig Pass, una solución “fuera de la plataforma” para los contratistas y proveedores de entrenamiento que requieran obtener una orientación básica en HSE y ponerla en

marcha rápidamente. El programa incluye actividades de aprendizaje interactivas y centrada en el alumno, materiales educativos y guías para el facilitador y el participante. y es compatible con el SafeLandUSA y el SafeGulf. Por su parte, Joe Hurt del Comité de la IADC divulgó las nuevas directrices

Joe Hurt, fue moderador de sesión y también compartió nuevas directrices para los camiones gin-pole

publicadas para los camiones de poste grúa (gin-pole), como parte de sus esfuerzos continuos para la mejora de la seguridad durante el movimiento de taladros.

Mástiles/Derricks/Substructuras y la API RP 4G: Cómo se Aplica Dewayne Vogt, Presidente y Chief Engineer, Woolslayer Companies; Tommy Gillis, Asesor, Advanced Well Control Desde 1907 Lee. C. Moore, una compañía Woolslaye, ha construido estructuras que incluyen más de 4000 mástiles tipo Cantilever, más de 500 derricks en alta mar, y 300 mástiles trailer. Con este historial de construcción Dewayne Vogt explicó las especificaciones de diseño de mástiles,

derricks y otras subestructuras para luego hablar acerca de los objetivos y alcances de la Práctica Recomendada sobre el Uso y Procedimientos para la Inspección, Mantenimiento y Reparación de Estructuras de Perforación y Servicios a Pozos emitida por la API (API Recommended Practice 4G).

Gillis apuntó que estas recomendaciones vienen a complementar y no a sustituir las instrucciones del fabricante y las recomendaciones de la edición más reciente de la API RP 54 sobre Prácticas Recomendadas para la Seguridad y Salud Ocupacional en las Operaciones de Servicios de Perforación.

Agencia de Gobierno de los EE.UU. considera restricciones a tuberías chinas Roger Schagrin, Presidente, Schagrin Associates; Lewis Leibowitz, Socio, Hogan & Hartson LLP Dos reconocidos abogados sobre el comercio internacional, presentaron una visión general de la investigación que maneja la Comisión de Comercio Internacional de EE.UU. (USITC) para determinar si las tuberías de perforación chinas está siendo objeto de “dumping” en el

mercado estadounidense. Schagrin destacó el rápido crecimiento de “una industria china subsidiada, que ha desarrollado una sobrecapacidad masiva”. Advirtió que si los fabricantes de tubería de EE.UU. pierden este caso comercial, disminuirá en una compañía cada uno o dos años, lo que no benefi-

ciará a las contratistas de perforación. Leibowitz, explicó que “si logran convencer a la USITC que han sido agraviados, ganarán severas restricciones contra las importaciones de tubos, que bien podría excluir el producto chino del mercado estadounidense”.

Panel IV • Moderador: Jeff Flaherty, Vice President U.S. Land Operations, Helmerich & Payne IDC

¿Cuál es mi huella de carbono? Becky Ziebro, PhD, QEP y Especialista Senior en Aire, The Benham Companies LLC En este tiempo de incertidumbre con respecto a la política de EE.UU. y la regulación del clima, con más frecuencia la industria se pregunta “¿Cuál es su huella de carbono?”, lo que en parte se puede atribuir a la orientación recientemente aprobada de la SEC para la interpretación sobre el cambio climático, que especifica que el público y las empresas deben tener un conocimiento adecuado de sus emisiones de gases de efecto invernadero. En este objetivo estuvo enfocada esta sesión tomando en cuenta consideraciones prácticas con respecto a las operaciones de perforación.

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En el podio, Becky Ziebro, acompañado por el moderador de la sesión Jeff Flaherty, Vicepresidente Operaciones en Tierra, Helmerich & Payne IDC; Norman Herrera, Coordinadora Senior de Desarrollo de Mercado, Chesapeake Energy Corporation; y Diana Hoff, Gerente General, División Pinedale, Questar E&P

Panel de Discusión sobre Operadores “Verdes” Norman Herrera, Coordinadora Senior de Desarrollo de Mercado, Chesapeake Energy Corporation; Diana Hoff, Gerente General, División Pinedale, Questar E&P Ambos expertos del sector examinaron las emisiones de carbono, medidas preactivas, normas de emisiones y otras iniciativas verdes, incluyendo las expectativas presentes y futuras de los contratistas y las innovaciones en sus equipos.

Sus presentaciones permitieron conocer específicamente lo que sus compañías están haciendo a favor de estos temas y cómo están contribuyendo a reducir el impacto medioambiental en sus operaciones.

La Exhibición En esta página observamos algunas de las empresas cuyos stands destacaron en la Exhibición Tecnológica que acompañó a la IADC Drillling Onshore, la cual fue reservada por un total de 39 compañías, principalmente proveedoras de servicios y equipos a la industria de la perforación

Gearhart es una empresa de servicios petroleros con sede en Fort Worth, Texas enfocada en el desarrollo, fabricación, venta y servicio de herramientas de registro direccional. Millingan, Vicepresidente; y Tommy Kaker, Supervisor de Campo

Rigup Services, Inc. es un proveedor líder en la fabricación industrial llave en mano y en soluciones de “unitization” eléctrica. Carlos Silva, Representante Técnico; y Roy L. Johnson, COO y CFO

Wild Well Control celebra 35 años dedicada a la extinción de incendios, control de pozos y servicios de ingeniería conexos. John R. Blocker Jr., Asesor de Desarrollo de Negocios para Latinoamérica; Don Blackwell, Gerente División Noreste; y Sam Bowden, Especialista en Control de Pozos y Ventas Ejecutivas

La compañía distribuidora de acero Sunbelt Steel se ha ganado reputación por su extenso inventario y su ca pacidad de atención al cliente. Bob McKenzie, Gerente de Desarrollo de Negocios; Kathy Rutledge, Vicepresidente de Mercadeo y Desarrollo de Negocios; Michael L. Kowalski, Presidente y CEO; Josh Lowrey, Gerente de Proyectos Integrales / Mercadeo y Ventas Internacional Nicole Van Ham, Gerente de Ventas de Tritanium Company en compañía de Anthony Grounlund, Presidente de Sochem

Yulia Yadrishchenskaya, Coordinador de Logística y Ventas de la Unidad de Petróleo y Gas de AmerCable Incorporated, líder en soluciones de cables para el funcionamiento de equipos en entornos críticos Forum diseña, fabrica y suministra componentes especializados para la perforación, y diversas herramientas como válvulas y bombas. Courtney Fremin, Representante de Ventas; Steve Scott, Gerente de Ventas; y Floyd “F.J.” Estay Jr., Ventas RFS

Por más de tres décadas Derrick Equipment Company ha ofrecido equipos para el control de sólidos a la industria del petróleo y gas. Jeff G. Blount, Gerente de Ventas Mid Continent; Mike Sharp y John Clanton, Representantes de Cuenta

Wilson es un proveedor líder de la industria de tuberías, válvulas, automatización y conexión de válvulas, herramientas y productos de seguridad y sistemas de levantamiento artificial. Kevin Small, Gerente del Departamento de Revestimiento; Sarah Buncich, Especialista de Proyecto; Lori McKnight, Gerente de la Cuenta de Perforación; y Mark Gautreaux, Especialista Senior de Revestimiento Research Partnership to Secure Energy for America, RPSEA, es una corporación sin fines de lucro establecida para ayudar a satisfacer la creciente necesidad de los recursos de hidrocarburos producidos en yacimientos en Estados Unidos. En la foto Danette Mozisek, Directora de Comunicaciones

ProNova – TDE es un proveedor de soluciones para mejorar el rendimiento de la perforación y construcción de pozos. Eric Maidla, Presidente; y William Maidla, Gerente de Cuentas para América JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Reporte

Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en Suramérica – Parte II En la segunda parte del artículo se detallan las características generales de los contratos de E&P de Brasil y Colombia, descritas en el documento publicado por la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE Brasil Desde la aprobación de la Ley No 9.478 en 1997, llamada la Ley del Petróleo, la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Combustibles, ANP, está facultada para realizar las rondas de licitación para la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas natural de los campos hidrocarburíferos en Brasil. Antes de esta Ley la empresa estatal Petrobras tenía el monopolio de todas las actividades de la cadena de valor en el sector hidrocarburífero, ello cambió con lo dispuesto en el artículo 177 de la Constitución Federal, modificada por la enmienda constitucional No. 9 de 1995. Sin embargo, actualmente con el descubrimiento del llamado “Pre-Sal” está en discusión si este reservorio tendrá el mismo tratamiento de los otros campos en Brasil.

Características Generales Los Contratos de Concesión se celebran entre la ANP y el operador del campo, denominado Concesionario. Costos y Riesgos: El Concesionario asume, con carácter exclusivo, la totalidad de los costos y riesgos de la operación. En caso de que no se realizara un descubrimiento comercial o la producción no fuera suficiente para cubrir los OPEX y CAPEX, el Concesionario no tiene derecho a ningún pago, retribución o indemnización por los costos incurridos. Durante la fase exploratoria, el Concesionario deberá ejecutar, en una primera etapa, un Programa Exploratorio Mínimo y, para la segunda etapa, un Plan de Trabajo e Inversiones mínimo, detallado en los anexos de cada contrato. Si el Concesionario lo prefiere, puede realizar labores de exploración adicionales. Por otra parte, el Concesionario debe otorgar a la ANP una garantía financiera.

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FPSO Cidade de São Vicente campo Tupi, Brasil

Propiedad: Los reservorios de petróleo y gas natural son de propiedad del Estado, el Concesionario recibe la propiedad del petróleo y/o gas natural efectivamente producido en el Punto de Medición de la Producción. De hecho, en la cláusula 11a de un contrato estándar se asegura la libre disponibilidad de los volúmenes de petróleo y gas natural por parte del Concesionario. Sin embargo, en casos de emergencia nacional, la ANP puede determinar que el Concesionario atienda, con petróleo y gas natural por él producido, primero el mercado interno. Vigencia y Duración: La duración de los contratos se divide en dos: 1) Fase de Exploración y; 2) Fase de Producción. En líneas generales la duración de estos contratos es de 27 años a partir de la declaratoria de comercialidad del campo. Dicha declaratoria puede ser postergada siempre y cuando el Concesionario demuestre que: 1) debe crear nuevos mercados; 2) construir líneas de transporte y; 3) características químicas del petróleo y gas natural que obligan a mayor trabajo de exploración para hacerlas económicamente viables. Durante la etapa de producción, el Concesionario entrega a la ANP el Plan de Desarrollo del Campo y el Programa Anual de Producción.

Sistema Tributario Bono: de acuerdo al Decreto 2.705/1998 el oferente ganador debe pagar el monto de dinero ofrecido en la licitación para obtener la concesión de gas natural o petróleo, dicho

monto no puede ser menor al valor establecido por la ANP al momento de convocar a la licitación. Regalías: un monto equivalente al 10% de la producción de petróleo y gas natural, en áreas particulares, la ANP puede disminuir (en la licitación) esta alícuota hasta el 5%. Participación Especial: definida en el Decreto No 2705 del 3 de agosto de 1998, esta participación se aplica a todos los campos con gran volumen de producción y/o elevada rentabilidad del campo. Pagos, expresados en Reales durante las fases de exploración y producción, definidos en cada contrato. Pago a los propietarios de la tierra, equivalente al 1% de la producción de petróleo y gas natural.

Colombia Al comenzar el nuevo milenio el Estado Colombiano implementó un conjunto de modificaciones y cambios, dentro el sector hidrocarburífero, con el objetivo principal de incrementar las reservas y mejorar los niveles de producción observados hasta ese momento. Ciertamente, diez años después, queda claro que ambas metas se cumplieron satisfactoriamente, en particular, la producción de petróleo en el país se recuperó notablemente. El nuevo marco institucional y regulatorio, vigente a la fecha, en Colombia se encuentra inserto en el Decreto 1.760 del 26 de Enero de 2003.

Características Generales La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) tiene a cargo la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. Costos y Riesgos: Durante la etapa de exploración el contratista debe cumplir con un Programa Obligatorio de Exploración mínimo, establecido en el contrato. Adicionalmente, debe presentar a la ANH un Plan de Exploración. Se pueden llevar a cabo trabajos adicionales de exploración, sin que ello modifique el plazo pactado inicialmente. Dentro de los tres meses siguientes a la declaración de comercialidad el contratista debe entregar a la ANH el Plan de Desarrollo inicial que contendrá: a) El mapa con las coordenadas del Área de Producción b) El cálculo de reservas y de la producción acumulada de Hidrocarburos, diferenciada por tipo de hidrocarburo c) El esquema general proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial, que incluya una descripción del programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos de extracción, de las facilidades respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos antes del Punto de Entrega d) El pronóstico de producción anual de Hidrocarburos y sus sensibilidades, utilizando la tasa óptima de producción que permita lograr la máxima recuperación económica de las reservas e) La identificación de los factores críticos para la ejecución del Plan de Desarrollo, tales como aspectos ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo, f) Los términos y condiciones conforme a los cuales desarrollará los programas en beneficio de las comunidades en las áreas de influencia del Área de Producción g) Una propuesta de Punto de Entrega para consideración de la ANH, h) Un programa de Abandono. Propiedad: Los hidrocarburos producidos, exceptuados los que hayan sido utilizados en beneficio de las operaciones de este contrato, son transportados por el contratista al Punto de Entrega. Esta producción es medida para determinar los volúmenes de regalías y derechos de la ANH, así como los volúmenes que correspondan al contratista. A partir del Punto de Fiscalización, el contratista tendrá libertad de vender en el país o de exportar los hidrocarburos que le correspondan, o de disponer de los mismos a su voluntad.

del día siguiente a la firma del contrato y se divide en tres, la Fase 0 con una duración de seis meses y, tanto la duración como las actividades de las Fases 1 y 2, se definen en cada uno de los contratos. El contratista puede solicitar una prórroga de seis meses adicionales al tiempo establecido en el contrato. El período de producción tiene una duración de 24 años a partir de la fecha en que se realiza la declaración de comercialidad. A elección del contratista, la ANH prorrogará el Período de Producción por períodos sucesivos de hasta diez (10) años, y hasta el límite económico del Campo Comercial, siempre y cuando se cumplan determinadas condiciones establecidas en los contratos.

Sistema Tributario Regalías: a partir de la aprobación de la Ley 141 de 1994 y la Ley 756 de 2002 se implementa un nuevo esquema de regalías variables, de esta manera, los yacimientos que se descubrieron antes de la aprobación este marco legal pagan una regalía fija del 20%, en caso contrario se paga una regalía escalonada. Comienza en una tasa del 5% y se incrementa hasta 25% cuando la producción es mayor a los 600.000 Bpd.

Derechos: el contrato de E&E establece los siguientes derechos contractuales de la ANH: • Derechos por el uso del subsuelo, según sea la fase en la que se encuentre la operación, el contratista debe pagar un monto, en dólares americanos por unidad de superficie; al inicio de cada fase durante la exploración y semestral durante la producción. • Derecho por precios altos, cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo WTI supere el Precio Base o cuando la producción de gas destinado a la exportación alcance los cinco años y el precio “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base, el contratista entrega a la ANH una participación en la producción neta de regalías. • Derecho económico como porcentaje de participación en la producción, cuando se haya pactado el contratista pagará a la ANH un porcentaje sobre la producción neta de regalías. *Tomado del documento preparado por Mauricio Medinaceli Monroy, Cord. de Hidrocarburos, OLADE

Duración y Vigencia: El período de exploración tiene una duración de seis años a partir JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Tecnología y Comercio

Independientemente del Proveedor

Gerencia de Datos Máster para la Exploración y Producción - Tarun Chandrasekhar, Neuralog Inc., Houston TX, USA Introducción

Una noción que ha ido ganando terreno, en la comunidad de E & P, en gerencia de datos, gira en torno a la interoperabilidad de datos. Atrás han quedado los días de grandes sistemas de ventanilla, única para toda la empresa, en donde todos los datos eran creados, residían y eran utilizados por las aplicaciones de un único proveedor. Hoy en día, el diseño del software, de todas las organizaciones, está lleno de una multitud de sistemas de aplicaciones de una variedad de proveedores. No es raro ver a los usuarios de Petrel de Schlumberger, coexistir con los que utilizan la suite SMT de Kingdom. Esto permite a los geólogos, geofísicos, intérpretes y técnicos geográficos, trabajar con las herramientas más recientes, que la industria puede ofrecer. Sin embargo, el desafío de este entorno mixto, es que los datos utilizados en un sistema de aplicación, puedan ser compatibles con otros sistemas en su lugar. Además, la estrategia de gestión de datos máster en una organización, debe prestarse a esta arquitectura ¿Qué es la Gerencia de Datos Máster? Si bien, las bases de datos de aplicaciones, almacenan los datos creados, editados y analizados en sistemas de interpretación G & G, la Gerencia de Datos Máster (MDM, sus siglas en inglés) se ocupa de mantener el almacenamiento y la seguridad de los datos no transaccionales. Los datos maestros se definen tradicionalmente como la información 24

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Figura 1: El papel de la Gerencia de Datos Máster

que es vital para el funcionamiento de un negocio. Es un activo clave para una empresa que sirve como la copia prístina, primaria de los datos originales. Repositorios de los datos máster almacenados de los proveedores, datos de propiedad y los resultados finales de análisis de proyectos anteriores. Estos datos son luego entregados a las bases de datos de aplicaciones G & G y sistemas de interpretación donde se analizan e interpretan para encontrar petróleo y gas.

Historia de la Gerencia de Datos Máster La gerencia de datos máster no es un concepto nuevo. Los repositorios corporativos han existido en varias formas desde hace más de 90 años. Aunque la mayoría de los datos adquiridos en el campo hoy están en formato digital, los datos de la herencia siguen siendo gestionados en los inventarios físicos. La mayoría de las compañías petroleras todavía mantienen dispositivos de almacenamiento, llenas de informes de pozos, informes

generales, mapas dibujados a mano, y los registros de papel y película. Las unidades compartidas de red y los sistemas electrónicos de gestión de documentos para aplicaciones de bases de datos, han servido históricamente como depósitos máster. Sin embargo, cada uno tiene sus limitaciones. Las unidades compartidas de red no son seguras. Los sistemas electrónicos de gerencia de documentos, a pesar de ser robustos, no ofrecen fácilmente la capacidad de consulta proporcionada por una solución MDM enfocada en la E & P. Las aplicaciones de bases de datos de G&G sí ofrecen tales habilidades, pero están restringidas en términos de interoperabilidad de datos con soluciones de otros proveedores. La mayoría de las empresas han comenzado a adoptar, una estrategia que gira en torno a la construcción, desde el principio de su propio sistema de Gerencia de Datos Máster, independiente del proveedor hasta la utilización de soluciones que soportan los modelos de datos estándar, tales como Energistics o PPDM.

La Necesidad por la Neutralidad entre Proveedores Como se mencionó anteriormente, la mayoría de las organizaciones cuentan con interpretación híbrida y soluciones de gerencia de datos. Una de las causas de esta fragmentación puede ser que diferentes departamentos dentro de una organización tienden a utilizar los diferentes marcos. Por otro lado, puede ser un subproducto de las fusiones y adquisiciones que son comunes en nuestra industria. Los sistemas de interpretación se han transformado de ser una plataforma de un solo proveedor a ser un conjunto de soluciones de múltiples proveedores. Ser un proveedor neutral garantiza que los datos de estos sistemas que se están manejando hoy, serán accesibles mañana, cuando los sistemas adicionales son agregados en la mezcla. Esto implica almacenar los datos en un modelo estándar, de datos no-propietarios, proporcionando así el acceso a diversas aplicaciones y bases de datos. Una buena solución de proveedor neutral debe apoyar la carga de datos de múltiples fuentes, mientras que tiene la capacidad de entregar dichos datos a las aplicaciones G & G en formatos aceptados como estándares de la industria. Otro signo de un modelo de proveedor neutral de datos es su apertura. Muchas compañías de petróleo y gas han sufrido las terribles consecuencias de tener un modelo de datos propietario, cerrado en el centro de su estrategia de MDM. Los sistemas cerrados inhiben el flujo de datos o requieren el uso de costosas herramientas proporcionadas por el proveedor. Un buen sistema de proveedor neutral debe ser neutral de su propio proveedor. Esto significa que, mañana, si el proveedor que entregó el sistema MDM es sustituido por otro, la solución debe seguir siendo funcional, accesible y fácil de transferir a la nueva solución MDM que se busca. Un buen ejemplo de ello es el Modelo de Datos Públicos de Petróleo.

Gerencia de Datos Máster con PPDM La Asociación de Profesionales del Petróleo de Gerencia de Datos (PPDM, sus siglas en inglés) es un grupo de más de 100 miembros, que van desde compañías de petróleo y gas, a proveedores

Figura 2: Evolución de los Repositorios de Datos Máster

de software, proveedores de servicios, y hasta académicos. El objetivo de esta organización, es establecer estándares mundiales de E & P y aumentar la eficiencia. En los últimos 10 años, han desarrollado el modelo de datos PPDM que proporciona un conjunto primordial, de principios de diseño, para desarrollar un sistema de gerencia de datos máster. Asegura una “apariencia y tacto” similar de diferentes áreas temáticas y minimiza el impacto de las plataformas de base de datos diferentes. Se basa en el estándar SQL 92 ANSII e incluye el esquema general de una base de datos. Sin embargo, carece de aplicaciones de carga para introducir datos y visores que permitan ver los datos para ser extraídos del sistema MDM. Proveedores como Neuralog han estado ocupados con el desarrollo de aplicaciones y soluciones como NeuraDB alrededor de PPDM. NeuraDB es una solución de gerencia de datos máster de E & P que se crea en PPDM. Proporciona una base de datos lista para su uso y con aplicaciones de clientes para la carga, navegación y exportación de datos. Es escalable, flexible y además, se puede utilizar como un máster del pozo, repositorio del registro de pozos y sistemas

de gerenciamiento de documentos. La idea detrás del desarrollo de NeuraDB, era proporcionar una solución MDM, fácil de utilizar, que aprovecha la potencia, flexibilidad y apertura del PPDM. Es compatible con la mayoría de los formatos de datos estándares. Además, puede conectarse a los proveedores de datos y aplicaciones, para leer formatos propietarios, convertir y almacenar la información, en la base de datos PPDM que es abierta. Además los datos de campo pueden también ser cargados directamente. Se integra sin fisuras con bases de datos existentes, los GIS y demás aplicaciones.

Tarun Chandrasekhar, Neuralog Inc., Houston TX

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Identificación de la distribución de crudos, utilizando el método geoquímico “Huella Digital” en las formaciones Guafita y Navay, Campo La Victoria, Subcuenca Apure, Venezuela

- Edgar Chacín, Pdvsa División Centro Sur; Irenio Berríos, Pdvsa Intevep Resumen

El Campo La Victoria se encuentra en la región sur-occidental de Venezuela. Geológicamente, se localiza sobre el Arco de Arauca en la Subcuenca de Apure, donde la columna estratigráfica comprende las Formaciones Río Yuca, Parángula y Guafita (Miembros Guardulio y Arauca) del Terciario y Burgüita, Navay (Miembros Quevedo y La Morita), Escandalosa, Aguardiente y Río Negro del Cretácico. En el área de estudio, la columna estratigráfica analizada abarca las Formaciones Guafita y Navay. El Miembro Quevedo está constituido por dos unidades productoras: Quevedo Superior y Quevedo Inferior. A la vez, la unidad Superior se propone subdividirla en tres subunidades productoras. El arco de Arauca ha originado, en su charnela, la erosión total de la Formación Burgüita y la erosión parcial de Quevedo Superior. Por otra parte, el Miembro Arauca es también una unidad productora y suprayace, con discordancia angular, al Miembro Quevedo. Las secciones estratigráficas, con dirección N40°E, muestran que en la parte central del campo se localiza el eje del Arco, lugar donde la subunidad inferior coalesce con el Miembro Arauca, lo cual permite formular la hipótesis de que ambas unidades forman una sola unidad de flujo. Con base a estas observaciones se realizó el estudio de la fracción liviana a diferentes tipos de crudos en toda la columna productora del campo, reforzando tal aseveración, ya que ambas unidades estratigráficas contienen el mismo tipo de hidrocarburo. Esto permitirá emprender una campaña para precisar la relación entre los yacimientos y reorientar el programa de perforación y rehabilitación de los pozos en el campo. Palabras clave: Formación Navay, arco de Arauca, Miembro Quevedo, erosión, discordancia angular. 26

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Introducción El Campo La Victoria, está ubicado en la subcuenca de Apure, en Venezuela, aproximadamente a 620 Km al suroeste de la ciudad de Caracas (Fig. 1). Posee más de 50 pozos perforados y estratigráficamente consta de tres reservorios probados en el área, las Formaciones Escandalosa y Navay de edad Cretácico y la Formación Guafita del Paleógeno. Fue descubierto en 1984 con la perforación del pozo 1X (Fig. 1) y delimitado con la perforación de otros cuatro pozos exploratorios. Los elementos estructurales principales son: a) un anticlinal orientado N-S, bien definido, que cierra al este contra una falla inversa cuyo rumbo aproximado es N15°E y que supera los 400 pies de desplazamiento y b) por el Arco de Arauca, el cual atraviesa los campos La Victoria y Guafita en sentido N77°O (Fig. 1). Los cortes transversales regionales palinspásticos X-Y de la figura 2, revelan que en la charnela del arco, se observar la mayor sección erosionada del Cretácico. Así,

Figura 1. Ubicación geográfica del campo La Victoria

Figura 2. Cortes transversales regionales palinspásticos X-Y. A) Datum al tope de la Fm. Burguita y B) En el tope del Miembro Arauca inferior de la Fm. Guafita

la Formación Burgüita del Cretácico ha sido profundamente erosionada, mientras que la Formación infrayacente Navay lo fue solo en un 50 % aproximadamente. Esto ocasionó que la unidad productora de petróleo del Paleógeno, el Miembro Arauca inferior de la Formación Guafita, descanse directamente sobre el Miembro Quevedo de la Formación Navay con discordancia angular. La sección estratigráfica de la figura 6, muestran que en el área de mayor erosión, ambas unidades petrolíferas coalescen, lo que conllevó a formular la siguiente hipótesis: la subunidad inferior de Quevedo Superior fue la vía principal de migración de hidrocarburo hacia el Miembro Arauca inferior (Fig. 4b). Como elemento de comprobación de dicha hipótesis, se realizó el estudio de la fracción liviana a varios crudos provenientes de toda la columna productora del campo, lo cual refuerza tal aseveración, ya que ambas unidades estratigráficas contienen el mismo tipo de hidrocarburo. Esto permitirá emprender una campaña para precisar la relación entre los yacimientos en las formaciones Guafita y Navay, e igualmente reorientar el programa de perforación de desarrollo y rehabilitación de los pozos en el campo.

Estratigrafía Tipo del Área La Figura 3, muestra la columna estratigráfica del área de estudio, la cual está representada por tres períodos geológicos: El Pre-Cretácico está formado por rocas de edad Jurásica. El Cretácico está representado por cinco formaciones: 1) Formación Río Negro, 2) Formación Aguardiente; 3) Formación Escandalosa, 4) Formación Navay dividida en el miembros La Morita, cuya principal litología es la lutita y el Miembro Quevedo compuesto por areniscas, calizas y lutitas; y 5) La Formación Burguita está presente en la Cuenca Barinas-Apure, sin embrago en este campo se encuentra erosionada (Fig 2B y 7). Finalmente, el Paleógeno comprende las Formaciones Guafita, con sus Miembros Guardulio y Arauca

(Oligoceno-Mioceno Temprano), y finalmente el Neógeno esta constituido por las Formaciones Parángula y Río Yuca (Mioceno - Plioceno) (Feo Codecido et al., 1984; Kiser, 1992).

Características del Reservorio La Formación Navay está dividida en dos miembros Quevedo y La Morita (Kiser, 1992). El Miembro Quevedo es dividido informalmente en tres unidades: Quevedo Superior, Quevedo Medio y Quevedo Inferior. A la vez, Quevedo Superior se propone dividirlo en tres subunidades (Sup., Med. e Inf.), debido a la diferenciación que existe entre los crudos según los resultados obtenidos a través del análisis de la fracción liviana de los mismos. Para Diciembre de 2008, la producción acumulada de Quevedo Superior era de 9,4 millones de barriles de petróleo, de los cuales, la subunidad superior representó el 85 %, la subunidad Media el 12% y la subunidad Inferior el 3 %.

Geología Estructural El campo La Victoria, está dominado principalmente por dos elementos estructurales, el primero es el Arco de Arauca, ubicado cerca de la frontera Colombo-Venezolana, su eje tiene sentido Noroeste-Sureste, el cual atraviesa los campos Guafita y La Victoria (Kiser, 1989). Su expresión estructural ha sido detallada en el campo La Victoria por secciones geológicas orientadas en sentido perpendicular a su charnela (Fig. 2 y 7). La segunda estructura es un anticlinal de rumbo norte-sur, bien definido, que cierra al este contra una falla inversa, denominada falla La Victoria, cuyo rumbo aproximado es N15°E y que supera los 400 pies de desplazamiento (Fig. 1 y 3).

Metodología

Como elemento de comprobación de la hipótesis planteada, principalmente, sobre la base de información geológica, de que la subunidad inferior de Quevedo Superior fue la vía principal de migración de petróleo hacia el Miembro Arauca inferior, se realizó el estudio de la fracción liviana de varios 8 Figura 3. a) Columna estratigráfica y registro tipo del campo La Victoria, b) Bloque diagramático del campo La Victoria JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

...Tecnología Figura 4. a) Dendograma, donde se muestran los diferentes grupos de crudos obtenidos, sobre la base de la composición química de la fracción liviana de los mismos Bloque diagramático del campo La Victoria, b) Punto lateral de fuga, controlado estratigráficamente. Modificado de Magoon et al. (1997)

crudos (nueve en total) provenientes de toda la columna productora del campo. El análisis de la fracción liviana de los crudos se realizó en un cromatógrafo de gases HP-6890 provisto de una columna capilar tipo PNA de 105 m, con programación de temperatura, helio como gas de arrastre y un detector FID (detector de Ionización a la Llama). Esta metodología consiste en el uso de la cromatografía de gases de alta resolución para obtener la huella cromatográfica de la porción liviana de los crudos (fracción C15-), vale decir, la fracción donde las moléculas de los compuestos que la conforman tienen menos de 15 átomos de carbono. El análisis detallado de dicha fracción permite establecer diferencias y similitudes entre crudos, con alta precisión. Las diferencias o similitudes composicionales se establecen en este caso, a partir de la comparación de todos los compuestos (mayoritarios y minoritarios) presentes en la fracción liviana de los crudos. Estas diferencias son muy sutiles y se encuentran a niveles de trazas, pero se pueden detectar con las herramientas adecuadas desarrolladas en Pdvsa Intevep, sobre la base de modificaciones hechas a la metodología propuesta por (Slentz, 1981; Ross and Ames, 1988; Halpern, 1995 y Kaufman, 1990, entre otros), adicionalmente se ha desarrollado en Pdvsa Intevep una herramienta computacional (el Sistema C15-/III) actualizando el programa de computación creado por (Viloria y Alberdi, 1995) que nos permite comparar las relaciones que son posibles entre las áreas de los picos de todos los compuestos presentes en las muestras y determinar así su grado de similitud o diferencia en base a la distancia euclideana entre ellos, de lo cual se obtienen los diagramas polares, el análisis de cluster (dendrograma) y una serie de gráficos geoquímicos que permiten

inferir sobre los procesos postacumulación ocurridos dentro del yacimiento (Figura 4 a).

Resultados y Discusión En diferentes puntos del campo La Victoria, se recolectó una muestra de crudo en 9 pozos, identificados con las letras A hasta la I (Fig. 4 y 5), los crudos proceden de las unidades estratigráficas del Miembro Arauca inferior, Miembros Quevedo Superior e Inferior y de los Miembros Superior y Medio de la Formación Escandalosa. Con los resultados del análisis de la fracción liviana de los 9 crudos, y valiéndose del uso del análisis estadístico el cual, permite establecer similitudes y diferencias mediante la comparación del cúmulo de resultados analíticos se generan: en primer lugar, el cluster o dendrograma (Fig. 4a), que no es mas que la representación gráfica de la matriz de similaridad obtenida al comparar todas las relaciones o coeficientes numéricos producto de la concentración relativas de cada uno de los compuestos (mayoritario y minoritarios) encontrados en la fracción liviana mencionada. Luego se seleccionan los 15 coeficientes o relaciones logarítmicas que presentaron las mayores diferencias y para efectos visuales se graficaron en diagramas polares, tal como se muestran en la Figura 6. Sobre la base de estos resultados, se infiere comunicación entre el Cretácico y el Paleógeno, coincidiendo con lo planteado en la hipótesis del estudio. Por ejemplo, el pozo B (productor en la base de Quevedo Superior), y los pozos D y E (productores en Arauca Inferior) presentan características similares (Fig. 6), tal como se observa en el gráfico de estrella; esto quiere decir, que

Figura 5. a) Tabla de coeficientes críticos obtenidos de los análisis geoquímicos de la fracción liviana de los crudos estudiados. b) Tabla con las relaciones de compuestos que generan los coeficientes críticos usados para la elaboración de los diagramas polares o de estrella

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Figura 6. Correlación estratigráfica en sentido N-SO en el campo La Victoria y diagramas estrella de los crudos analizados

han tenido comunicación entre si. Los pozos A, B y C pertenecen a diferentes subunidades del Miembro Quevedo Superior y los diagramas estrellas son distintos entre ellos, es decir se encuentran en compartimentos diferentes. La sección estratigráfica de la figura 6, muestra que las unidades donde se encuentran los intervalos cañoneados no pertenecen al mismo intervalo arenoso, es decir no se correlacionan. Con base a estos resultados, se recomienda separar el Miembro Quevedo Superior en tres subunidades operacionales (Inferior, medio y Superior). Los resultados del análisis de la fracción liviana de los crudos que se realizó a la subunidad inferior de Quevedo Superior y el Miembro Arauca Inferior, nos permiten concluir que ambos han tenido comunicación entre si ya que, la distancia euclideana es la más cercana a cero. Adicionalmente y para argumentar aún mas esta hipótesis, tenemos que hacia la parte central del campo, la discordancia pone en contacto ambas unidades, deduciendo que existe un punto lateral de fuga de hidrocarburos (Magoon y Dow, 1997), permitiendo la migración de una unidad a otra (Fig. 4b y 6).

Conclusiones y Recomendaciones El estudio de la fracción liviana de los crudos permiten concluir que existe una posible conexión entre la subunidad inferior de Quevedo Superior del Cretácico y el Miembro Arauca Inferior del Paleogeno a través de la parte central del campo. Lo cual permite concluir a pesar de la estructura compleja del campo La Victoria, el estudio de la fracción liviana de los crudos, muestran una buena relación entre los crudos de el pozo B ubicado en el centro del campo, y los pozos D y E hacia el sur. Los crudos de los pozos A, B y C difieren entre sí, es decir se encuentran en compartimentos diferentes. Lo que se recomendaría dividir el Miembro Quevedo Superior en tres subunidades operacionales (Inferior, medio y Superior).

Referencias Codecido, F., Smith, G., Aboud, F., Di Giacomo, N. (1984). Basement and Paleozoic rocks of the Venezuelan Llanos Basins. Geological Society of America. Memoria 162: P. 175 – 183. Halpern, H. I.,1995. Develoment and applications of lighthydrocabon-based star diagrams. American Association of Petroleum Geologists Bulletin 79, p. 801- 815. Kaufman, R. L., Ahmed, A. S. Elsinger, R. J. , 1990. Gas Cromatography as a development and production tool fot fingerprinting oils from individual reservoirs in the Gulf of Mexico. In: GCSSEPM Foundation Ninth Annual Research Conference proceedings, Octuber 1, 1990. P. 263-282. Kiser, G., (1989): Relaciones estratigráficas de la cuenca ApureLlanos con áreas adyacentes Venezuela suroeste y Colombia Oriental.: P 10 Kiser, G., (1992): Geología de la Cuenca de Barinas. No publicado. Corpoven, S.A. Magoon, L., W.G. Dow. (1997) The Petroleum System from Source to Trap: AAPG Memoir 60, P. 221. Ross, L. M., Ames, R. L.,1988 Stratification of oils in Columbus basin off Trinidad. Oil Gas Journal, 86, p. 72-76. Slentz, 1981. Geochemestry of reservoir fluids as a unique approach to optimum reservoir managrment. Society of Petroleum Engineers, vol. 9592, p. 37-50 Thompson, K.F.M. Classification and Thermal History of Petroleum Based on Light Hydrocarbons. Geochimica et Cosmochimica Acta. Vol. 47, (1983); pp 303-316). Viloria R., Alberdi M., 1994, Generación de técnicas para la descripción de yacimientos. Manual de operación del Sistema C15- como ayuda en la interpretación de los registros cromatográficos. INT-M-00138,94. JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Análisis

La Seguridad Jurídica en América Latina Por Darío Gerardo Lamanna

La seguridad jurídica no es algo inmóvil y estático. Sobre todo en los tiempos que corren. Hoy lo único seguro es el cambio

l líder comunista vietnamita Ho Chi Minh escribió durante su militancia política en China: “Todo cambia, es la ley, gira y gira la rueda de la naturaleza: tras la lluvia, el buen tiempo siempre llega”. Por su parte, el profesor Georges Vedel, catedrático de la Facultad de Derecho de París, y editor jurídico del diario Le Monde, sostuvo: “el Derecho debe ser una norma que permita la estabilidad, e incluso la previsión. Nadie compraría una casa, ni se casaría, si se le notificara que las normas en que se basa para definir su derecho de propiedad o su estatuto matrimonial podrían ser cambiadas a cada momento”. Por lo expuesto, siguiendo el criterio del Prof. Vedel que, así como para algo tan corriente y cotidiano como contraer matrimonio o comprar un inmueble, como así también para la realización de cualquier acto jurídico o la celebración de cualquier contrato, es absolutamente indispensable que las normas regulatorias de tales actos y sus consecuencias, ofrezcan seguridad, por la garantía de su permanencia, pero ello con algunas excepciones y limitaciones. El profesor español Angel Latorre, sociólogo y jurista, en su obra “Justicia y Derecho”, asegura: “El derecho, además de la justicia, tiene otra finalidad esencial que es la seguridad. Pero seguridad en el sentido de paz, de establecimiento de una convivencia pacífica entre los hombres y también de garantizar a los ciudadanos que podrán calcular las consecuencias jurídicas de sus actos, que el contrato o el testamento que realicen producirá sus efectos en el futuro y

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tal como previno su autor en el momento de hacerlo. Esta seguridad la produce el Derecho por su propia existencia, por tratarse de normas generales, es decir, aplicables a todos los casos análogos, y en virtud de una serie de principios, como el de irretroactividad de las leyes, por lo cual lo dispuesto en una ley no es aplicable a los hechos sucedidos antes de su publicación” . Este sentido de perdurabilidad que es consubstancial al Derecho, debe ser la razón por la cual, a las sociedades les permitió crecer y crearse a sí mismas, y establecer las reglas de comportamiento vigentes en tales sociedades durante un tiempo determinado. Con lo expuesto anteriormente, naturalmente, no se pretende sostener la tesis de la inmovilidad del derecho. De ninguna manera. Justamente todo lo contrario. Siendo como es producto de la dinamia incesante de la vida social, y de los negocios, sus instituciones y sus normas están sujetas al cambio y la evolución constante, y sobre todo en éstos tiempos tan dinámicos como los que vivimos actualmente. Más aún, para muchos juristas de gran renombre, la dinamia del derecho es algo propio y consubstancial con su naturaleza. “Derecho que no evoluciona es derecho que se extingue”. En el Diccionario del Dr. Cabanellas se define el concepto “seguridad jurídica” como: “La estabilidad de las instituciones y la vigencia auténtica de la ley, con el respeto de los derechos proclamados y su amparo eficaz, ante desconocimientos o transgresiones, por la acción restablecedora de la justicia en los supuestos negativos, dentro de un cuadro que tiene por engarce el Estado de Derecho”. Luego se agrega: “Por Estado de Derecho se entiende aquella sociedad políticamente organizada, donde la ley está sobre los gobernantes, y no a la inversa, y por ello rige por igual entre todos los ciudadanos. (…) No configura un Estado de Derecho todo aquel en que el Poder Judicial no es independiente y donde jueces soberbios quieren erigirse en legisladores o desprecian la letra inequívoca de la ley; tampoco aquellos donde el Parlamento juega a derribar gobiernos y torna

estéril toda gestión pública superior; ni aquellos otros donde el Poder Ejecutivo legisla y juzga a la par, para satisfacer una posición personal o partidista, dispuesto a perpetuarse mientras sean eficaces los medios represivos o la sumisión de los súbditos”. En un mundo que por la llamada “globalización” ofrece una gama infinita de oportunidades para la inversión productiva, para los países que requieren éstas inversiones como motor de crecimiento y desarrollo social, constituyen éstas herramientas en aras del supremo interés colectivo. Y si esto es así en términos generales y respecto de todos los requerimientos de inversión en general, mucho más lo es en el área de la industria hidrocarburífera, en la que no solamente cuenta el aspecto financiero que es muy intensivo, sino el tecnológico, geológico, humano, y en el que el caso específico del desarrollo de los proyectos petroleros y gasíferos es forzosamente de mediano y largo plazo y la eventualidad de su rendimiento altamente aleatorio. Pero ello no quiere decir que todo deba mantenerse inmóvil y estático.

Darío Gerardo Lamanna es Abogado, Máster en Administración de Empresas (MBA), Postgrado en Derecho del Petróleo y Gas (UBA), Diplomado en Alta Dirección Empresarial (IDE) y en Desarrollo Directivo (IAE, Universidad Austral). Autor de diversos libros y publicaciones internacionales. Conferencista en varios congresos de petróleo y gas en América Latina. Gerente y Director de distintas empresas del sector energético y miembro de la Junta Directiva de diversas Cámaras y Asociaciones. Miembro de la Association of International Petroleum Negotiators (AIPN) y de la International Bar Association (IBA)

Calendario

2010

JULIO 13 - 15 – Congreso sobre integridad en las instalacinoes de Gas y Petróleo - Buenos Aires, Argentina - www.iapg.org.ar 14 - 16 – 4º BNamericas Andean Energy Summit - Bogotá, Colombia www.andeanenergysummit.com/ 15 - 16 – Reserves and Resources a Petroleum Industry Seminar Houston, USA - www.gaffney-cline.com 18 - 22 – CO2 EOR and Sequestration - Boston, USA - www.seg.org 18 - 22 Development and Production Forum 2010 - Boston, USA www.seg.org/ 19 - 23 – Evaluation of Canadian Oil and Gas Properties - Calgary, Canadá - www.spe.org 20 - 22 – Oil Sands Heavy Oil Technologies 2010 - Calgary, Canadá www.oilsandstechnologies.com/index.html 29 - 31 – Primera Feria Minera Bogotá 2010 - Bogotá, Colombia www.mineriabogota-colombia.com AGOSTO 02 - 08 – IX Semana Técnica de Geología - Manizales, Colombia manizalesgeologica@hotmail.com 11 - 13 – Navalshore 2010 - Río de Janeiro, Brasil www.navalshore.com.br

16 – From Crude Oil to Biofuels - Río de Janeiro, Brasil www.biofuelsrio.com 19 - 20 – Summer NAPE - Houston, USA - www.napeexpo.com 24 - 27 – Congreso Latinoamericano de Seguridad y Salud Ocupacional de la Industria del Petróleo y del Gas - Salta, Argentina www.iapg.org.ar/congresos/2010/seguridad 31 - 02/9 – Oil & Gas Maintenance Technology North America New Orleans, USA - www.ogmtna.com 31 - 02/9 – 17th International Petroleum & Biofuels Environmental Conference - San Antonio, USA www.cese.utulsa.edu 31 - 02/9 – VII Congreso de Corrosión - LATINCORR 2010 Quito, Ecuador - www.latincorr2010.org SEPTIEMBRE 01 - 04 – Congreso Mexicano del Petróleo 2010 - Tampico, México www.congresomexicanodelpetroleo.com.mx 12 - 15 – AAPG International Conference & Exhibition- Calgary, Canadá - www.aapg.org/calgary 13 - 16 – Rio Oil & Gas Expo and Conference - Río de Janeiro, Brasil - www.ibp.org.br Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

Gente

Juramentada Directiva de la SVIP-COLM 2009-2011 En acto realizado el 18 de Junio

car Fermín, Segundo Vocal. en las instalaciones del Colegio El acto estuvo a cargo de Alde Ingenieros Seccional COL, fonso Gutiérrez, Presidente del fue juramentada la nueva Junta Colegio de Ingenieros de VeneDirectiva de la Sociedad Venezuela, CIDEZ, quien tomó el zolana de Ingenieros de Petróleo juramento de la Directiva. para la Costa Oriental del Lago Por segunda oportunidad de Maracaibo, SVIP-COLM tendrá a Hernán Ugalde ejerpara el ejercicio 209-2010. ciendo la posición de Presidente. Representantes de los greDurante la gestión de Ugalde mios y asociaciones vinculadas la Sociedad continuará impula la industria venezolana de los sando la realización de diversas hidrocarburos y medios de coactividades técnicas y académimunicación se dieron cita para cas que contribuyan al mejorapresenciar la toma de las auto- Alfonso Gutiérrez, Presidente del Colegio de Ingenieros de Venezuela, miento de los profesionales del CIDEZ, tomó el juramento de la nueva directiva de la SVIP-COLM ridades que se desempeñarán al sector y a la cooperación a nivel frente de la Sociedad durante el período de dos años. institucional con otras sociedades. Asimismo se espera continúe La Junta fue electa en elecciones celebradas en Diciem- promoviendo de manera acertada como la ha venido haciendo, bre 2009 y está conformada por Hernán Ugalde, Presidente; la divulgación de los avances tecnológicos nacionales e internaJorge Machado: Vicepresidente; Zouhair Souky, Secretario; cionales en el campo de la explotación y aprovechamiento de los Orlando Mujica, Tesorero; Sauri Díaz; Primer Vocal, y Os- hidrocarburos. JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Última Página

Obama llama a su nación a “abrazar las energías limpias” El Presidente estadounidense anunció la implementación de cambios en el organismo que regula la actividad de perforación petrolera en su país e hizo un llamado a la ciudadanía a poner fin a la dependencia del petróleo

n su primer discurso televisado a nivel nacional desde la Oficina Oval de la Casa Blanca, Barack Obama defendió las acciones del gobierno respecto al derrame petrolero en el Golfo de México y anunció que la empresa BP pagaría todos los daños causados. Obama regresaba de su cuarta visita a la región del golfo de México y dirigía su mensaje a la nación, luego que expertos del gobierno elevaran su estimación de la cantidad de petróleo vertido en un 50%, a un rango de 35.000 a 60.000 barriles diarios. Acorralado por las críticas por parte de distintos sectores, el mandatario destacó que debido a que nunca hubo un derra-

ANUNCIANTES JULIO 2010 / No 246 / Petroleum

Halliburton..................................C.P. Inelectra.........................................9 Impact Fluid Solutions...............7 Petroleum...................................C.P.I. Repsol.............................................5 Schlumberger...............................P.I. SPE/ATCE 2010 ............................2 Sugaca.............................10 Te j a s . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1 Wabash Power..........................23

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El mandatario de EE.UU. llamó al país a poner fin a su dependencia en el petróleo y desarrollar su industria de energía limpia (Foto AP)

me de esta magnitud, “fuimos puestos a prueba”. Aseguró que desde el mismo momento en que se presentó la fuga de crudo se reunió con expertos para “enfrentar este reto”. “Este es el peor desastre ambiental que ha enfrentado al país, pero a diferencia de otras catástrofes como los huracanes o las tormentas, los millones de galones de petróleo en el golfo son como una epidemia que vamos a combatir durante meses o quizás años”, dijo, agregando que “pelearemos el tiempo que sea necesario”. “Desde el comienzo de la crisis, hemos estado a cargo del mayor esfuerzo en la historia del país. Tenemos miles de efectivos trabajando. Miles de embarcaciones están trabajando en el Golfo”. Tras varias semanas de esfuerzos por controlar la fuga, Barack dijo que BP debe hacerse responsable por los daños que su compañía ha causado y para ayudar a la costa del Golfo y sus habitantes a recuperarse de esta tragedia. “Miles de personas cuya vida se ve en peligro, que viven del negocio de las costas. Desde dueños de negocios, restaurantes hasta pesqueros”, afirmó, anticipando que el gobierno exigirá a BP hacerse cargo de todos los costos provocados a los trabajadores y sus familias. No quedó claro qué herramientas legales podría usar el gobierno de Obama para hacer que BP establezca un fondo para daños, sin embargo voceros de la Casa Blanca señalaron que el Presidente tiene la autoridad para asegurar que las obligaciones legales de la parte responsable sean cumplidas, y en este caso, para con-

seguir los propósitos establecidos por un fondo y el procedimiento independiente de reclamos de pagos.

Cambios en el Minerals Management Service El Presidente Obama se refirió a los cambios en la agencia que regula las actividades petroleras, el Minerals Management Service. “Este organismo –explicó- veía todas las regulaciones con hostilidad. Inclusive, había gente de las mismas empresas trabajando ahí”. Señaló que su gobierno combatió la corrupción en el MMS, pero la reforma no fue suficiente. “Hemos designado a un nuevo jefe de la agencia, quien deberá construir una entidad vigilante de la actividad petrolera y no dedicarse a ser sus socios”, dijo. La persona designada es Michael Bromwich, quien fue viceministro de Justicia e inspector general del departamento de Justicia. Por otra parte anunció la creación de una comisión nacional que contará con siste miembros para investigar las causas del derrame. Esta sigue la tradición de los gremios que investigaron la explosión del transbordador espacial Challenger en 1986 y el accidente en la planta nuclear de Harrisburg en 1979. Además ratificó la moratoria de seis meses en la prohibición para perforar en el mar, cuya anulación a última hora por un juez estadounidense, será apelada por Obama en su compromiso de tomar medidas enérgicas que ayuden a evitar que un desastre similar vuelva a producirse.