Febrero 2012 - Petroleum 265 by Revista Petroleum

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Febrero 2012 La Revista Petrolera de América Latina

In Situ

» SPE Occidente de Venezuela inauguró sede en Maracaibo

Preview

» CERAWeek 2012 » Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition

Te c n o l o g í a y C o m e r c i o

» Fracturamiento Hidráulico: Tecnología ambientalmente responsable 1 Febrero 2012 / N 265 Petroleum o

HiWAY Servicio de fractura hidráulica por canaleS de flujo

El camino hacia una mayor producción y una mayor eficiencia

HiWAY incrementó en un 43% la producción de petróleo y disminuyó en un 58% el consumo de agua La técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY* crea canales infinitos para que fluyan los hidrocarburos, en pozos de etapas simples o múltiples, verticales u horizontales. En Eagle Ford, ayudó a que un operador aumentara su producción de petróleo en un 43% y la de gas en un 61%, a la vez que obtuvo un ahorro de más de 5 millones de galones de agua y 1.6 millones de libras de apuntalante por pozo. aprenda más en www.slb.com/hiWaY

Experiencia Global | Tecnología Innovadora | impacto Medible

Febrero 2012 / No 265 / Petroleum

Contenido Febrero 2012 Año 27, Nº 265

La Revista Petrolera de América Latina

el fracturamiento hidráulico, se requieren prácticas adecuadas de casing y cementación para 20 Para minimizar la migración de fluidos de la formación hacia fuentes subterráneas de agua potable

Portada:

Si bien la demanda actual de energía continúa liderada por los combustibles fósiles, se prevé que el continuo avance tecnológico marcará pauta al liberar otras fuentes de energía hacia el futuro (Foto: Anette Westgard - Statoil)

Inauguración de la nueva sede de la SPE Occidente de Venezuela, en Maracaibo

IN SITU

Primera reunión 2012 del Club de Petroleros Radisson Royal en Bogotá

PREVIEW

14 CERAWeek 2012 6 SPE Occidente de Venezuela inauguró su sede en Maracaibo Líderes mundiales de la industria, El 19 de Enero, la Sección Occidente de Venezuela de la Society of Petroleum Enegineers (SPE) inició una nueva etapa con la inauguración de su sede en Maracaibo, que cuenta con espacios idóneos para la consecución de las actividades que se ha trazado para el beneficio de los miembros

IN SITU

16 NAPE Expo

8 Club de Petroleros Radisson Royal Petroleum asistió al primer encuentro de 2012 de este Club de Petroleros auspiciado por el Hotel Radisson Royal de Bogotá, cuyo objetivo es afianzar los lazos de negocio y fomentar el networking entre los profesionales del ramo

I&D

10 Schlumberger crea Centro de Excelencia de Levantamiento Artificial para América Latina Schlumberger anunció la creación de un Centro de Excelencia localizado en Macae, Brasil, el cual combina experiencia y conocimientos en levantamiento artificial para aplicaciones offshore y subsea

SECCIONES

la política y las finanzas se reunirán nuevamente en la 31a Conferencia Anual de Energía de IHS CERA, en Houston del 5 al 9 de Marzo para examinar las oportunidades y desafíos que determinan el futuro de la energía

2 CORNISA

El resurgimiento de las actividades E&P en América del Norte y el resto del mundo, han preparado el terreno para que la edición de invierno de NAPE se encamine a establecer un récord de asistencia y participación

18 Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition La segunda edición de este evento, a realizarse del 13 al 15 de Marzo en el Centro de Convenciones de Cartagena, promete el desarrollo de una completa agenda de actividades que permitirá vislumbrar el avance de la industria energética colombiana

www.petroleumag.com TECNOLOGÍA y COMERCIO

20 Fracturamiento Hidráulico: Una tecnología ambientalmente responsable para asegurar la energía del futuro Una traducción* del artículo original en inglés “Hydraulic Fracturing: An Environmentally Responsible Technology for Ensuring Our Energy Future”, publicado con fines informativos por Baker Hughes sobre la técnica moderna de fracturamiento hidráulico

E&P

11 Pdvsa perfora pozo en bloque Junín 10 de la FPO 12 Pacific Rubiales planea aumentar en 35% producción en Colombia

EMPRESARIAL

26 LHR inauguró nuevas oficinas

Los nuevos espacios de la firma de reclutamiento de talento humano y consultoría en Bogotá le permiten ampliar su capacidad operativa en un 40%

ÚLTIMA PÁGINA

32 BP prevé disminución gradual del consumo de petróleo hacia 2030

4 CUADRANTE

28 GENTE

30 CALENDARIO Febrero 2012 / No 265 Petroleum

Cornisa La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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Zulay Socorro, Directora

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Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

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

María Zajia, Redactora

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

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve Caracas Esteban R. Zajia Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Juan González Moreno, Gerente General Calle 73 No. 10-10, Piso 4, Ofc. 401. Bogotá Tel: (57 1) 212 4495 Ext. 122. Cel: (57 317) 5743610 jgonzalez@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleum.com.ve ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

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

El 2012 se inicia con buen pie

APE Expo (www.napeexpo.com), CERAWeek 2012 (www. ceraweek.com) y Colombia Oil & Gas Summit and ExhibiJorge Zajia, Editor tion (www.cwccolombia.com) son tres de los eventos que Petroleum cubrirá en “vivo y en directo” porque el desarrollo de sus discusiones y sus resultados influyen notablemente en la industria petrolera norteamericana, mundial y regional. NAPE Expo –Febrero 21-24, Houston- se celebra dos veces al año en el verano y en el invierno, y este último, presenta la oferta de prospectos, activos y propiedades de petróleo y gas en Estados Unidos y alrededor del mundo, así como el estado del arte de la tecnología de avanzada para buscar y encontrar hidrocarburos y las entidades financieras que promueven la formación de capital en el sector de la energía, todo en un solo lugar, siendo el mejor mercado para establecer alianzas estratégicas de negocio, compras y transacciones de activos de hidrocarburos. NAPE Expo 2012 de Invierno va a ocupar todos los espacios del George R. Brown Convention Center de Houston y se espera una asistencia superior a las 16.000 personas y unos 1.000 exhibidores. El Greater Houston Convention and Visitor Bureau estima que NAPE le inyectará a la economía local unos 15.5 millones de dólares. Un atractivo especial que prestigia el evento, es la intervención del ex Presidente George W. Bush como orador principal en el almuerzo de caridad para ayudar a los veteranos de guerra. CERAWeek 2012 –Marzo 05-09, Houston- está considerada como la conferencia petrolera anual más importante del mundo occidental. Organizada por IHS, la versión 31 reunirá como siempre a los ejecutivos más prominentes del área de la energía a nivel mundial. Su extenso y denso programa de conferencias, dictadas por los hombres y mujeres que marcan la pauta del desarrollo y la comercialización de las energías convencionales y no convencionales, atrae a los líderes y profesionales de todos los rincones del planeta. CERAWeek 2012 tiene la particularidad que Daniel Yergin, Chairman de IHS CERA y de la conferencia, está en el tope del interés de la industria petrolera mundial en virtud de su reciente libro, The Quest –en vías de convertirse en un “best seller”-, que ha removido las cimientes de esta industria, derribando los paradigmas del pasado y sentando las bases y principios de la nueva industria petrolera. Daniel Yergin, quien hace dos décadas se mereció el Premio Pulitzer con su obra The Prize, sin duda será el centro de atracción de la conferencia que él mismo dirige; además por sus aportes a esta industria, es apreciado como uno de los hombres con mayores conocimientos y más influyentes en el mundo de la energía global. Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition –Marzo 13-15, Cartagena de Indias“El lugar de encuentro internacional de la industria colombiana de petróleo y gas”, es el evento con el cual esta industria da inicio a las actividades directamente relacionadas con las tecnologías y el comercio de la explotación de los hidrocarburos. Esta es la segunda edición de esta conferencia y exhibición, que tiene la ventaja de reunir en un mismo escenario a las personalidades más prominentes del sector petrolero de la antigua Nueva Granada, un país que se ha convertido –gracias al manejo acertado de este negocio por parte de la ANH- en el destino petrolero más atractivo de América Latina, por la certidumbre de que en su subsuelo yacen ingentes volúmenes de hidrocarburos y por lo claro y transparente de sus instituciones, sus leyes y sus reglas de juego. En este lapso de los primeros tres meses del 2012, se escenificarán múltiples conferencias más, de orden técnico y/o comercial, simplemente hemos querido refrescar su memoria con las que consideramos de mayor interés universal.

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

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Cuadrante

aker Hughes anunció ser la primera compañía integrada de servicios petroleros en recibir la acreditación de la International Association of Drilling Contractors, IADC, por su Programa de Manejo de Competencias, el cual reúne prácticas adecuadas para desarrollar y evaluar al personal en una amplia gama de funciones de trabajo y líneas de productos. “Esta acreditación es una manera de que nuestros clientes sepan que cada uno de nuestros empleados es competente para trabajar donde se les asigne”, dijo Art Soucy, Presidente de Productos y Servicios Globales de Baker Hughes. Esta acreditación “refleja un nuevo enfoque en la IADC para asegurar que no sólo las contratistas de perforación están reuniendo un alto nivel de estándares en las competencias de los empleados, sino también las compañías de servicios petroleros” dijo Mark Denkowski, Vicepresidente de Programas de Acreditación y Certificación de la IADC.

etronova anunció el hallazgo de petróleo en el bloque CPO-06 en la Cuenca de los Llanos de Colombia. El primer pozo en el área, Puerto Gaitán 1, alcanzó una profundidad de 6.400 metros sin incidentes. El registro de lodo y la interpretación petrofísica permitió identificar la presencia de hidrocarburos en las arenas superiores de la formación Mirador y en las arenas C7 medias y bajas de la formación Carbonera. El objetivo mas bajo en C7 fue sometido a una prueba de producción de 27 horas donde el pozo fluyó petróleo de 23,4 °API, a una tasa de 367 bpd. Puerto Gaitán 1 es el primer pozo de una campaña de nueve perforaciones exploratorias en los bloques CPO-06, CPO-07 y CPO-13 operados por Tecpetrol Colombia, donde Petronova tiene 20% de intereses. “Tenemos la intención de proceder con la perforación de dos pozos exploratorios adicionales en el bloque CPO-6”, comentó Antonio Vincentelli, Presidente y CEO de Petronova.

epsol YPF, S.A y Pemex firmaron un acuerdo de intenciones para negociar una alianza industrial estratégica, con una duración inicial de 10 años, que contribuya al mejor desarrollo de sus respectivos planes en las áreas de negocio Upstream y GNL en América, y Downstream en América, España y Portugal. Tomando en cuenta el marco regulatorio del sector de hidrocarburos en México, Pemex tendrá a Repsol como aliado para evaluar y promover las oportunidades de negocio que puedan resultar de interés mutuo. Por su parte, Pemex afirmó su compromiso con Repsol al asegurar la estabilidad de su participación en la empresa española, que no se reducirá por debajo del 5% ni excederá del 10%, informaron ambas petroleras en un comunicado.

resser-Rand Group Inc. cerró la adquisición de Synchrony Inc. por aproximadamente US$50 millones. El acuerdo de compra incluyó la posibilidad de considerar un monto adicional de máximo US$10 millones vinculados a objetivos técnicos y el desempeño de los negocios. Synchrony es una empresa de desarrollo tecnológico con una cartera de productos que incluye rodamientos magnéticos activos (AMB), motores y generadores de alta velocidad, y productos electrónicos para maquinarias de rotación. Fue fundada en 1993 y tiene su sede en Virginia, EE.UU. donde desarrolla, fabrica y prueba sus productos en una facilidad certificada con la norma ISO-9001, que incluye el mejor taller en su clase para la fabricación y montaje rápido de prototipos.

etrofac y Schlumberger anunciaron que sus divisiones Integrated Energy Services (IES) y Schlumberger Production Management (SPM) firmaron un acuerdo de cooperación para establecer una relación de trabajo que les permita entregar proyectos integrados de alto valor en el mercado de servicios para el mejoramiento de la producción. “Los servicios en conocimiento del subsuelo, manejo de proyectos, construcción de pozos e ingeniería de producción de Schlumberger, junto con los servicios de diseño, instalación y manejo de facilidades en superficie de Petrofac, crean un completo enfoque de vida del campo y un modelo comercial centrado en el rendimiento para optimizar el desarrollo de los activos y su valor total”, dijo Miguel Galuccio, Presidente de SPM.

ustang adquirió una participación mayoritaria en ISI Solutions, una empresa consultora en ingeniería con sede en Latinoamérica, por un monto inicial de US$5,2 millones. ISI Solutions provee servicios de ingeniería, automatización y control para las industrias del petróleo y gas, electricidad y tuberías en la región, con activos de US$8,5 millones al 31 de Diciembre de 2010. La empresa, que pasará a denominarse ISI Mustang, cuenta con 240 empleados en seis países: Argentina, Bolivia, Chile, Colombia, México y Perú. Operará dentro del negocio de Automatización y Control de Mustang y seguirá siendo liderada por Pedro Santamaría y su actual equipo gerencial.

etrobras, como operador del bloque BM-S-9 en el pre-sal de la cuenca de Santos en Brasil, presentó la declaración de comercialidad ante la Agencia Brasileña de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, ANP, de una acumulación de crudo liviano y gas en el área de Guará, que marcará el inicio de la fase de producción y otro hito importante en el desarrollo de los grandes descubrimientos y de alta calidad en el polo del pre-sal. El consorcio del bloque (Petrobras 45%, BG Group 30% y Repsol Sinopec Brasil 25%) sugiere en la propuesta que esta área -que comprende excelentes yacimientos de crudo de buena calidad (30°API)- se llame Sapinhoá. Petrobras completó el programa de exploración y evaluación iniciado en 2008 y someterá este mes el plan de desarrollo ante la ANP. En Guará fueron perforados cuatro pozos, incluyendo uno para la adquisición de datos del yacimiento.

n nuevo producto para usar en fluidos de fracturamiento llamado SteriFrac fue aprobado por la EPA y la FDA, y está ayudando a liberar el gas de esquisto en varios yacimientos no convencionales en EE.UU.. SteriFrac es un biocida 100% verde que no produce daños al agua subterránea, ni en la superficie y tampoco pone en riesgo la salud de los trabajadores durante el proceso de fracturamiento hidráulico. La solución tiene un pH neutro, no es tóxico, ni inflamable y ni corrosivo. Funge como un biocida natural que mata las bacterias (ácido hipocloroso) que se encuentran en el cuerpo humano. También se puede utilizar para el tratamiento de pozos “agrios”. “SteriFrac es el mejor biocida que he visto en los 32 años que he trabajado en campos petroleros”, señaló MaxDuncan, Presidente de Industries Integrity, una división de Weatherford International.

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In Situ

SPE Occidente de Venezuela inauguró su sede en Maracaibo La instalación cuenta con espacios idóneos para la consecución de las actividades que se ha trazado la seccional Occidente para el beneficio de los miembros locales, tanto Senior como Jóvenes Profesionales al tiempo que agradeció el apoyo especial de Chevron como primera empresa patrocinante de la sede. Asimismo reconoció de manera especial la colaboración de personas como Dulce Clemente, de Chevron, quien dispuso el lugar para su transformación en un espacio adecuado para el funcionamiento de la asociación.

El corte de la cinta estuvo en manos de la Directiva de la SPE Occidente de Venezuela: Ronald Oribio, Mentor de Publicaciones; Orlando Pérez, Presidente; Laura Mora, Dir. Relaciones Públicas y Publicidad; Ángel Ramón Núñez, Dir. Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos de Pdvsa; Maika Gambus, Dir. Programas de Educación Continua; Mauricio Moreno, Dir. Membrecías; Wilfredo Briceño - Dir. Tecnologías; y Antonio Caldera, Vicepresidente

l 19 de Enero, la Sección Occidente de Venezuela de la Society of Petroleum Enegineers (SPE) inició una nueva etapa con la inauguración de su sede propia, ubicada en Maracaibo, dotada de espacios amplios e idóneos para atender los programas de actividades que ha trazado en beneficio de los miembros locales de esta Sociedad de alcance internacional. Contar con instalaciones adecuadas para el trabajo que con sumo esfuerzo ha venido desplegando esta seccional en los últimos años, será fundamental para garantizar la efectiva promoción del conocimiento, nuevas oportunidades para la generación de competencias técnicas, así como la participación más activa de los profesionales de la ingeniería de petróleo en la región occidental del país. En la bienvenida al encuentro, donde asistieron amigos y relacionados, Orlando Pérez, Presidente de SPE Occidente de Venezuela, felicitó a todo el equipo

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directivo de la seccional por la cristalización de la sede. “La tuvimos durante más de seis años como un sueño y hoy la estamos palpando”, dijo. “Esta sede la vamos a poner a la orden de todos los miembros de esta Sociedad, a Pdvsa especialmente y a disposición de Chevron, Baker, Halliburton y Schlumberger, y demás empresas operadoras y de servicios en el país”, comentó Pérez,

Orlando Pérez - Presidente de la SPE Occidente de Venezuela

Una práctica que cuantificar Por su parte, Ángel Ramón Núñez, Director de Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos de Pdvsa, retomó las palabras del Vicepresidente de E&P de Pdvsa, Eulogio del Pino, al referirse al esfuerzo alcanzado “como una buena práctica que debe cuantificarse”. Alentó a los presentes a trazarse metas como la de organizar eventos que agreguen valor a la gestión de la empresa. En ese sentido recordó el desafío del desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. “La faja se va a mover, va a atraer mucho dinamismo, nuevos actores y recursos. Tenemos que tener creatividad e idear un escenario para hacer eventos como la segunda edición del Congreso Suramericano de Petróleo y Gas”. Asimismo subrayó el reto de la tecnología para alcanzar las metas de producción en ese vasto reservorio de crudos extrapesados e hizo un llamado a la SPE Occidente de Venezuela a involucrarse en ayudar a producir este año 3,5 millones de barriles en promedio, estableciendo convenios con Pdvsa, las empresas operadoras y de servicios, las universidades y demás actores. “Acá deberán tratarse temas de yacimiento no solo de subsuelo, sino también a nivel de superficie, con iniciativa, con creatividad, con tecnología emergente y no emergente para obtener los barriles en el corto plazo”. Otro reto por delante que tiene la SPE Occidente de Venezuela es ganar la sede del

SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2014, sobre el cual Antonio Caldera, Vicepresidente de la seccional, se mostró optimista, ante todo por la buena impresión que se llevó Ganesh Thakur, Presidente de SPE Internacional, al asistir al I Congreso Suramericano. “Hemos estado peleando la sede de LAPEC para hacerlo en Maracaibo en 2014, lo que va a requerir mucho esfuerzo y el apoyo de todos nosotros. Metas 2012 La ocasión fue propicia para divulgar las metas que tiene previsto alcanzar la seccional este año, tanto en atención a la membresía Senior como a los Jóvenes Profesionales. Destaca el incremento en el número de miembros, la planificación de ponencias distinguidas nacionales e internacionales, la organización en 2013 del II Congreso Suramericano de Petróleo y Gas, así como de workshops, talleres y seminarios. También la posible planificación del LAPEC 2014, conjuntamente con la SPE Internacional.

Álvaro Ranero, Repsol; Ronald Oribio, POES; Orlando Pérez, Laura Mora, Geragg Chourio, Pdvsa; Mauricio Moreno, Baker Hughes; Jean Jiménez, Pdvsa (abajo); Antonio Caldera, Pdvsa; Rémulo Romero, Halliburton; Wilfredo Briceño, Pdvsa; Isanevys Urdaneta, Petrociencia; Maika Gambus, Universidad del Zulia; y Varinia Marcano, Universidad del Zulia

Asimismo el apoyo e intercambio con las seccionales de SPE Venezuela para el desarrollo de actividades técnicas que contribuyan al mejoramiento profesional de los miembros; además del apoyo a la promoción de becas de pre y post grado. Otra meta será el hacer el documento constitutivo de la Sección de Jóvenes Profesionales de SPE Occidente, organi-

zar para ellos el 1er. Encuentro Técnico a nivel nacional y dar a conocer el Programa Energe4me en colegios e institutos tecnológicos de los estados que están dentro del radio de acción de esta sección de jóvenes (Zulia, Falcón, Lara, Mérida y Trujillo), entre muchas más. La nueva sede está ubicada en la calle 71 con avenida 16 (Goajira) de Maracaibo.

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In Situ

En la primera reunión del año del Club de Petroleros, observamos a Diana Caicedo, Radisson; Patricia González, Radisson; Jack Sader; Vicky San Pedro; Jaime Vargas, Ángela María Gómez, Gerente General Radisson; Carlos Barón; Marcela Steffens, Directora Comercial Radisson; Elkin Obando; Edgar Aguirre, VP Acipet; Alfredo Gruber, Director Vetra Group; Rafael González, KAM Controls; Liliana Durán, Dpto. Comercial Radisson; Juan Fernando Martínez, Consultor

Club de Petroleros Radisson Royal

El objetivo de este Club de Petroleros auspiciado por el Hotel Radisson Royal de Bogotá, es afianzar los lazos de negocio y fomentar el networking entre los profesionales del ramo. Petroleum asistió al primer encuentro de 2012, al que acudieron cerca de 50 profesionales y ejecutivos que mueven la industria petrolera colombiana y que se reunirán todos los últimos jueves de cada mes

Saúl Trujillo, Schlumberger; Jacobo Quesada, Seislog; Hernán Ugalde, SOTIPEG; y Federico Riart, PetroDorado

10 Febrero 2012 / N 265 / Petroleum o

l 26 de Enero en las acogedoras instalaciones del Hotel Radisson Royal de Bogotá se realizó la tercera reunión del Club de Petroleros, una iniciativa promovida por la gerencia comercial del hotel, que busca reunir a los profesionales y ejecutivos de la industria petrolera que hacen vida en Bogotá, para hacer networking y estrechar lazos de negocio. Las reuniones de este Club que venían celebrándose dos veces al año, ahora pasan a realizarse el último jueves de cada mes. Alrededor de 50 ejecutivos y profesionales de compañías operadoras y empresas de servicio, asistieron al primer encuentro del 2012. Ángela María Gómez, Gerente

Amenamente compartieron Paola Otero, Independence; Juan Pablo Páez, Ernst&Young; Yenit Claudia Marcela Moreno y Ángela María Gómez, Gerente General Radisson Royal de Puchana y Sonia Nieves, Dresser Rand Bogotá flanquean a Jorge Zajia, Editor Petroleum

General del hotel dijo en sus palabras de bienvenida, que esta reunión pretende institucionalizarse, para que los petroleros e invitados especiales consoliden relaciones de negocio e intercambien experiencias en un ambiente de sana camaradería. Desde Petroleum celebramos la iniciativa, con la que se abren necesarios Un emotivo encuentro tuvieron Mac McVay, Director de Superior Energy Services y nuestro Editor, Jorge Zajia

espacios de encuentro entre profesionales de un país cuya industria petrolera va en franco crecimiento. El equipo comercial del hotel, promovió entre los asistentes la inscripción gratuita en el Club de Petroleros, que entre otros beneficios exclusivos, ofrece 10% de descuento en alimentos, en planes de fin de semana y en spa, así como Happy Hour de lunes a viernes de 6pm a 8pm.

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I&D

El Centro Integrado de Operaciones en Macae, alberga el nuevo Centro de Excelencia Submarina

Schlumberger crea Centro de Excelencia de Levantamiento Artificial para América Latina El nuevo centro combina experiencia y conocimientos en levantamiento artificial –subsea y offshore, lo cual es considerado vital para satisfacer la demanda de estos servicios y el crecimiento en Brasil y el resto de América Latina

n Enero de 2012, Schlumberger anunció la creación de un Centro de Excelencia para aplicaciones offshore y subsea localizado en la ciudad de Macae, Brasil. Desde el nuevo centro la compañía proporcionará mayores y mejores servicios para apoyar a sus clientes de la mano de un equipo experimentado en pozos no convencionales, fundamental para la óptima ejecución de proyecto de este tipo tanto en Brasil como en el resto de América Latina. El grupo de ingenieros que lo integran incluye especialistas y gerentes de proyectos con una dilatada experiencia a nivel mundial en este tipo de aplicaciones. “Este nuevo centro combina experiencia y conocimientos en levantamiento artificial –subsea y offshore, lo cual es de suma importancia para satisfacer la demanda de estos servicios y el crecimiento en Brasil y el resto de América Latina. Será clave para seguir prestando la calidad de servi-

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cio que caracteriza a Schlumberger en sus operaciones” expresó Jaime Gutiérrez, Vicepresidente de Schlumberger Artificial Lift para América Latina. “Este centro de excelencia representa un importante paso en nuestro compromiso con el plan de crecimiento y desarrollo de la región durante los próximos años”, agregó Gutiérrez. Hoy en día este selecto grupo de profesionales de Schlumberger, en conjunto con los ingenieros de Petrobras se encuentra desarrollando y monitoreando proyectos para los campos Jubarte y Papa Terra, en el área marina de Brasil. A corto plazo este grupo también prestará sus servicios a otros países con proyectos importantes en offshore. “Es conveniente que Schlumberger Artificial Lift haya establecido el Centro de Excelencia en Brasil, país donde en 1994 Schlumberger REDA Pump Systems en colaboración con Petrobras insta-

ló el primer sistema de bombeo eléctrico sumergible (ESP) submarino del mundo”, manifestó Grant Harris, Gerente del Centro de Excelencia. “Schlumberger tiene una amplia y comprobada trayectoria en proyectos exitosos de operaciones de levantamiento artificial en áreas submarinas y de aguas profundas. El nuevo centro asegurará la continuidad de este éxito en la región, y además garantizará que continuemos satisfaciendo las expectativas de nuestros clientes en pozos de condiciones exigentes”, agregó Harris. Schlumberger cuenta con más de 80 años de experiencia operando en América Latina. En Brasil ha llevado a cabo operaciones desde 1945, año en que la compañía registró el primer perfil eléctrico del país en el campo Candeias de Bahía. El objetivo de la compañía es continuar invirtiendo en la región para prestar el mejor apoyo posible a sus clientes.

Pdvsa perfora pozo en bloque Junín 10 de la FPO

Con la perforación del pozo JA-16-1 la estatal superó sus expectativas, al encontrar arenas productivas con un espesor de 130 pies, con crudo extrapesado de gravedad entre los 8 a 9 °API

dvsa anunció el avance de la perforación del primero de un total de 16 pozos planificados en el bloque Junín 10 de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). El taladro Nabors 679 ejecuta los trabajos en el pozo JA-16-1 de la macolla JA16, donde Pdvsa estima que cada pozo tendrá un nivel productivo de 870 barriles por día (bpd) y calcula una producción total de 11.000 bpd para esta macolla en 2012. “Con la perforación del pozo JA-16-1 se logra superar las expectativas planificadas, por cuanto se han encontrado arenas productivas con un espesor de 130 pies, en comparación con los 80 programados de crudo extrapesado, con una gravedad entre los 8 a 9 °API, lo que valida el modelo geológico”, dijo Pdvsa. Cifras de la estatal indican que Junín 10 cuenta con reservas probadas por el orden de los 10.500 millones de barriles de crudo extrapesado, cuantificados y certificados mediante el Proyecto Magna Reserva. Las metas de Pdvsa establecidas en su plan de desarrollo para la FPO, contemplan un plan extraordinario de producción que busca alcanzar los 3,5 millones de bpd. Este resultado en Junín 10 confirma los planes de producción llevados a cabo a través del Plan Tricolor, que busca incrementar la producción de crudo en los cuatro bloques que la conforman la FPO: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo.

tas venezolanas, especializadas en proyectos de infraestructura, por más de 177 millones de bolívares. Los movimientos de tierra se realizan desde Diciembre de 2011, en un área de 20,5 hectáreas aproximadamente, dentro de los 325 km2 del bloque, ubicado en el sureste del estado Guárico. La construcción de cuatro macollas de pozos productores y de ocho localizaciones de pozos estratigráficos permitirá obtener datos del subsuelo, con los que se harán proyecciones para lograr el mejor aprovechamiento de los yacimientos. Además de las estaciones, en las que se instalarán las facilidades de producción y se ubicará el taladro de perforación, el programa de obras incluye la construcción de 20 kilómetros de vías internas -de acceso a las

localizaciones-, y el acondicionamiento de 45 km de carreteras existentes, de la ruta Zuata-Campo Junín 4. En una primera fase, la adecuación de estas vías facilitará el transporte del crudo extraído y, su traslado en camiones de vacío hasta las instalaciones operacionales de PDVSA Petrocedeño, en San Diego de Cabrutica. Luego los barriles de petróleo serán enviados mediante oleoductos a la estación principal del Distrito Cabrutica, en Zuata. PDVSA Petrourica estima iniciar la extracción de los primeros barriles de crudo en el segundo semestre de este año. Prevé que los pozos productores iniciales estén operativos en la macolla E4, para obtener una producción de 20.000 bpd de petróleo al cierre de 2012.

Construcción de macollas en Junín 4 Por su parte la empresa mixta en la FPO, PDVSA Petrourica -creada entre la Corporación Venezolana del Petróleo y la Corporación Nacional Petrolera China-, informó el inicio de los trabajos de construcción de las primeras macollas y localizaciones en el bloque Junín 4, donde los planes son extraer en el largo plazo el tope máximo de producción de 400.000 bpd de crudo extrapesado. Para las labores, la empresa ha firmado órdenes de servicio con empresas contratisFebrero 2012 / No 265 Petroleum

E&P

Pacific Rubiales planea aumentar en 35% producción en Colombia Los planes de exploración demandarán aproximadamente 30% del total del presupuesto, y los vinculados a perforación de desarrollo e infraestructura, el 70% restante

a petrolera canadiense espera ver crecer la producción entre 15 y 35% durante 2012, mientras que los gastos de capital aseguró que permanecerán relativamente sin cambios, en alrededor de US$1.200 millones. La inversión estará enfocada en la expansión de la producción de sus campos petroleros insignias: Rubiales/Piriri y Quifa SW; en el crecimiento de la producción en los campos recién entrados en operación Quifa Norte y Sabanero; en poner en producción comercial el bloque CPE-6, y en su portafolio de exploración (perforación y actividades sísmicas) en Colombia, Perú y Guatemala. Los planes de exploración demanda-

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rán aproximadamente 30% del total del presupuesto, un pequeño aumento con relación al 2011. La compañía espera que las inversiones sean totalmente financiadas por fondos generados internamente y efectivo disponible, tomando de base un precio del barril de petróleo WTI entre US$80 a US$90. “Pacific Rubiales entra en 2012 con una situación financiera muy sólida y bien posicionada para otro fuerte crecimiento de producción. El total de inversiones se

espera que sea similar al 2011, manteniendo disciplina financiera en un ambiente lleno de incertidumbre por los precios de los productos básicos y el mundo financiero”, comentó Ronald Pantin, CEO de la empresa canadiense. “Aproximadamente 70% de las inversiones será dirigida a la perforación de desarrollo e infraestructura para el crecimiento de la producción y las reservas. La habilidad de Pacific para aumentar la producción en tasas de dos dígitos por cuarto año consecutivo está sustentada por su tenencia de grandes áreas a lo largo de la faja de petróleo pesado de Colombia, así como por su capacidad de ejecución y pericia técnica”, agregó el ejecutivo. La compañía esperaba cerrar 2011 con una producción promedio neta después de regalías de aproximadamente de 86.000 barriles de petróleo equivalentes por día (boe/d), un incremento del 51% con relación a la producción de 2010. Estimó una producción total de campo bruta de aproximadamente 251 millones de boe/d, lo que estaría en el límite inferior del pronóstico de 250 – 260 millones de boe/d, debido a un inicio de operaciones más lento de lo esperado en los bloques Quifa Norte y Sabanero.

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Más de 200 líderes mundiales de la industria, la política y las finanzas se reunirán en la 31a Conferencia Anual de Energía de IHS Cambridge Energy Research Associates (IHS CERA) en Houston del 5 al 9 de Marzo para examinar, junto con los principales analistas de IHS, las oportunidades y desafíos que determinan el futuro de la energía

n un momento de gran incertidumbre sobre las perspectivas de crecimiento económico y la estabilidad geopolítica mundial, CERAWeek ofrecerá este año un nuevo vistazo sobre el futuro de la energía y sus implicaciones estratégicas y políticas. Este supremo escenario promete ofrecer un marco integrado y global incomparable para comprender el panorama energético, las nuevas ideas y enfoques que ayudarán a manejar los riesgos y oportunidades que vienen. La conferencia se llevará a cabo del 5 al 9 de Marzo en el Hotel Hilton Americas de Houston, Texas y será presidida por Daniel Yergin, Chairman de IHS CERA y ganador del premio Pulitzer Prize. “Además de contribuir a la economía global, la industria de la energía siempre ha jugado su propio papel como catalizador económico y motor de la innovación tecnológica”, dijo Yergin. “Hoy en

día ese rol pone en evidencia cómo las recientes tecnologías liberan las nuevas y vastas fuentes de energía – desde el tight oil y el gas de esquisto hasta la evolución constante de las energías renovables- que eran impensables años atrás. CERAWeek 2012 dará a los participantes el conocimiento y el entendimiento necesarios para advertir plenamente el potencial de energía en esta nueva era económica, así como la perspectiva estratégica en esta nueva era energética”, agregó el Chairman de IHS CERA. CERAWeek 2012 dará a los participantes el conocimiento y el entendimiento necesarios para advertir plenamente el potencial de energía en esta nueva era económica, así como la perspectiva estratégica en esta nueva era energética

Daniel Yergin, Chairman de IHS CERA y Presidente de la Conferencia

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Áreas de enfoque CERAWeek examinará con profundidad y un elevado nivel de discusión las siguientes áreas de interés: • El petróleo – Cómo satisfacer el suministro. Se ahondará en las estrategias y la tecnología; las perspectivas del mercado petrolero en una economía inestable; la agitación y la geopolítica en el Medio Oriente, Rusia y el Caspio, América Latina y Asia; la nueva dinámica de los costos; lo que viene en refinación y productos químicos; las perspectivas en el área costafuera, dos años después del derrame de petróleo en el Golfo; las perspectivas para el tight oil, las arenas petrolíferas y el oleoducto Keystone; las finanzas e inversiones petroleras; los combustibles renovables, así como la agenda ambiental futura para el petróleo. Para el análisis de estos temas contará con conferencistas reconocidos como Paolo Scaroni, CEO, ENI; Helge Lund, Presidente y CEO, Statoil; Farouk AlZanki, Deputy Chairman y CEO, Kuwait Petroleum, Patrick Pouyanne, Presidente Refining & Chemicals, Miembro de Comité Ejecutivo de Total; Bill Maloney, Executive Vice President, Development and Production North America, Statoil; H.E. Abdalla Salem El-Badri, Secretario General, OPEP; Martin Craighead, Presidente y CEO, Baker Hughes; Mark Hurd, Presidente, Oracle Corp y muchos otros. Un diálogo ministerial especial será dirigido por los Ministros de Energía de Colombia, del Gobierno de la Región de Kurdistan, Irak y Ucrania. • Gas Natural - El renacimiento del gas “en casa” y lo que esto significa; el cambio de paradigma energético de

América del Norte; la próxima oleada del suministro del GNL, el futuro del gas no convencional en Norteamérica, Europa, Asia, América Latina - y las reacciones en contra; la renovación de licencias para operar en la industria de energía; los gases de efecto invernadero, el uso del agua y el suelo; la política climática después de Durban; la inversión en energía y el impacto sobre el empleo y la economía. Los oradores en este renglón incluyen a Peter Voser, CEO, Royal Dutch Shell; Sam Laidlaw, CEO, Centrica; Patrick Kron, Chairman y CEO, Alstom; Martin Houston, COO, BG Group; Alan Armstrong, Presidente y CEO, Williams; Gregory Ebel, Presidente y CEO, Spectra Energy; y James Hackett, CEO, Anadarko Petroleum. El Gobernador de Ohio, John Kasich, tendrá a su cargo un diálogo especial. • Energía Eléctrica – Reevaluando la alternativa de generación y la transición hacia un futuro con energía eléctrica limpia; la realidad de los costos, la escala y el ritmo del cambio; la transmisión y los eslabones que faltan; el desa-

fío de hacer compromisos a largo plazo frente a la incertidumbre a corto plazo; el futuro del carbón y la energía nuclear; las energías renovables en una era de austeridad a nivel gubernamental; la competencia global de los proveedores, entre otros temas. Entre los ponentes en esta área figuran Gerard Mestrallet, Chairman y CEO, GdF Suez; David Crane, Chairman y CEO, NRG; Thomas Farrell, Chairman, President y CEO, Dominion Energy; Brian Dames, CEO, Eskom; Bruce Grewcock, CEO, Kiewit; Michael Morris, Chairman y CEO, American Electric Power; y Philippe Cochet, Presidente, Thermal Power, Alstom. • Los Próximos Treinta Años Una mirada a largo plazo de las tendencias políticas, económicas y tecnológicas principales que cambiarán el mundo en las próximas décadas. El vínculo emergente de la energía, los alimentos, el clima y el agua; el rol mundial de los EE.UU. después de Irak; la formación del liderazgo hacia 2040; el impacto de un año electoral en los EE.UU., Rusia, Europa; el Big

Data y lo que significa; el poder político de los medios de comunicación social, la sostenibilidad y el futuro de la tecnología. Daniel Yergin, presidirá este vistazo hacia la configuración del mundo moderno, y entre los conferencistas están Jeffrey Immelt, Chairman y CEO, GE; Admiral Mike Mullen, ex Chairman de Joint Chiefs of Staff; Prof Ernest Moniz, MIT; Nariman Behravesh, IHS CERA Chief Economist; y David Hobbs, IHS CERA Chief Energy Strategist. • Pioneros de la Innovación IHS CERA – Constituye un programa especial que se desarrollará a lo largo de CERAWeek, y que contará con compañías y empresarios líderes en tecnologías con potencial para impactar el futuro de la energía. Participarán empresas de los sectores de petróleo y gas, generación de energía eléctrica, biocombustibles, almacenamiento de energía, saneamiento y tratamiento de aguas, tecnologías de propulsión y de transporte. Mayor información sobre esta conferencia y sobre el registro de delegados, visite: www.ceraweek.com.

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El resurgimiento de las actividades exploración y producción de petróleo y gas en América del Norte y el resto del mundo, han preparado el terreno para que esta edición de invierno de NAPE se encamine a establecer un récord de asistencia y participación. El ex Presidente George W. Bush será el orador principal

on los auspicios como aliados de la AAPL, IPAA, AAPG y SEG, y a sólo días de su inicio, ya se han agotado todos los espacios disponibles para la exhibición, principalmente, con la oferta de propiedades y activos destinados a la explotación de petróleo y gas. “El invierno nunca es siempre un acontecimiento muy esperado, pero el aumento de la actividad de exploración y producción en América del Norte en los últimos años, junto con los avances tecnológicos relacionados con el gas de esquisto, ha llevado a que esta sea la exposición más importante que nunca”, dijo Marty Schardt, Vicepresidente Ejecutivo de la American Asociación de Profesionales Landmen, AAPL, y Socio General de NAPE. “Este año vamos a reunir a más clientes potenciales y propiedades de producción, tanto de los EE.UU. como de todo el mundo, así como a las entidades de formación de capital, las empresas de servicios y los proveedores de la tecnología”. NAPE 2012 espera recibir a más de 16.000 asistentes y 1.000 expositores. De acuerdo con lo que estiman las autoridades, se prevé una contribución de US$15.5 millones a la economía local de Houston. NAPE fue creada por AAPL como Norte American Prospect Expo. Se celebró por primera vez en 1993, en un salón del hotel Westin Galleria de Houston, con apenas 80 exhibidores y 800 asistentes. En 1995, la Independent Petroleum Association of America, IPAA, se unió como socio, seguido por la Society of Exploration Geophysicists,

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SEG, y la American Association of Petroleum Geologists, AAPG, en 2004. Hoy en día, NAPE Expo es considerado el mayor mercado del mundo para la compra, venta y comercialización de propiedades petróleo del gas.

Pabellón Internacional NAPE Expo, ofrece oportunidades sin precedentes en red y realmente es una vitrina de oportunidades en cuanto a ofertas de las compañías para una audiencia internacional. El pabellón internacional de este año contempla una conferencia de apertura informativa/taller, un desayuno y un almuerzo ofrecido en el primer día, así como una exhibición de más de 75 expositores y presentaciones detalladas de más de 40 países sobre las oportunidades en la región.

NAPE Charities Industry Luncheon El ex Presidente George W. Bush, ha sido invitado como orador de orden en el almuerzo especial de NAPE 2012 donde tradicionalmente se recogen fondos para obras de caridad y que se realizará en el Ballroom del Centro de Convenciones George R. Brown, el 23 de Febrero entre 11:00 a.m. y 1:00 p.m. “Estamos realmente honrados de que el presidente George W. Bush sea nuestro orador principal. Además, nos sentimos honrados por el respaldo que nuestros hombres y mujeres nos han dado para apoyar a nuestras tropas con los fondos adicionales que se recaudan a través de este evento, creemos que es

un merecido homenaje”, dijo Presidente del Comité de Operadores de NAPE Expo, David R. Cabo. George W. Bush fue Presidente de Estados Unidos durante dos períodos consecutivos, de 2001 a 2009. Anterior a ello fue durante 6 años Gobernador de Texas. Los tiques para asistir a esta gran plaza de negocios, fueron totalmente vendidos.

NAPE Business Conference Los principales expertos y ejecutivos de la industria del petróleo y el gas discutirán el reciente resurgimiento del gas en Norteamérica y otras implicaciones en la NAPE Business Conference que se realizará el miércoles 22 de Febrero, en el George R. Brown Convention Center en Houston. Exclusivamente patrocinado por la compañía de información global IHS, esta conferencia se centrará en temas como los desafíos del tight oil, el impacto de las nuevas políticas y regulaciones, las oportunidades en plays no convencionales, las estrategias de recuperación, las mejores prácticas, la responsabilidad social y el uso de la tecnología para mitigar los problemas ambientales, así como las tecnologías que permitan la recuperación de plays no convencionales y campos maduros. John Hofmeister, fundador y CEO de Citizens for Affordable Energy (ex Presidente de Shell Oil Company), tendrá a su cargo la apertura de esta conferencia de negocios. Para más información, visite: www.napeexpo.com

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Los principales actores de la industria petrolera colombiana y del mundo, se reencuentran en la segunda edición de esta conferencia y exhibición de petróleo y gas, a realizarse del 13 al 15 de Marzo en el Centro de Convenciones de Cartagena, y que promete el desarrollo de una completa agenda técnica con interesantes temas como el crecimiento de la producción en Colombia, experiencias de compañías operadoras, ampliación de infraestructura de transporte, responsabilidad social e inversión.

ras el éxito de la primera edición del Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition, CWC organiza la segunda edición de este evento, del 13 al 15 de Marzo en Cartagena, para abrir espacios de discusión sobre el panorama energético colombiano, el relacionamiento con los mercados internacionales, así como fomentar la generación de nuevos negocios. Se darán cita autoridades, ejecutivos de las principales compañías operadoras y de servicio e inversionistas, para promover la cooperación gobierno-industria y así seguir apalancando el desarrollo petrolero del país. Las actividades de la conferencia se centran en el desarrollo de diez sesiones que abarcarán toda la cadena de valor de la industria, a cargo de altos ejecutivos del gobierno y la industria privada, entre ellos Mauricio Cárdenas, Ministro de Minas y Energía; Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Orlando Cabrales Segovia, Director de la ANH; Frank Pearl, Ministro de Ambiente; Carlos Villegas, Presidente de YPFB; Julio César Vera, Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía. Las conclusiones de las sesiones serán presentadas en la ceremonia de clausura que encabezará Germán Vargas Lleras, Ministro de Interior y Justicia. Como novedad en esta segunda edición del evento, el programa incluye dos workshops sobre Colaboración con las Comunidades Locales y Nuevas Tecnologías. La muestra comercial será inaugurada a las 10:15am, y el recorrido inicial lo guiarán Mauricio Cárdenas, Javier Gutiérrez y Orlando Cabrales.

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Programa de la Conferencia Formación de Estrategias IntegraMartes 13

Ceremonia de Instalación Mauricio Cárdenas, Ministro de Minas y Energía, dará inicio al evento con la ponencia sobre la “Evaluación del Progresos y Lecciones Aprendidas desde el Colombia Oil & Gas 2011, para Determinar los Pasos Claves que Aseguren el Crecimiento Continuo”. Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol, seguidamente ofrecerá el discurso oficial de instalación, que dará paso de inmediato a la primera sesión técnica.

Sesión 1: • Descubriendo los Últimos Avances dentro del Mercado de Petróleo y Gas Colombiano – La Lucha por el Crecimiento Continuo en la Producción Moderador: Alejandro Martínez, Presidente ACP Conferencistas: Juan Fernando Londoño, Viceministro para la Participación e Igualdad de Derechos, Ministerio del Interior y Justicia; Orlando Cabrales, Director ANH; y Frank Pearl, Ministro de Ambiente • Visión Global: Ubicando a Colombia en Contexto Conferencista: Luis Giusti, Consejero del Centro para Estudios Estratégicos e Internacionales.

les de Crecimiento Moderador: David Voght, Director IPD Latin America. Conferencistas: David Bantz, Gerente General Colombia de Chevron; Humberto Calderón Berti, Presidente Vetra Group; María Victoria Riaño, Presidente Equion; Jack Scott, COO Petrominerales; Héctor Manosalva, VP Exploración Ecopetrol; Duncan Nightngale, Presidente para Colombia de Gran Tierra.

Almuerzo Conferencia: Profundizar en Áreas Cruciales para Desarrollar y Continuar el Crecimiento de la Producción Sesión 3: • Expansión de la Infraestructura – Acelerando del Desarrollo para Hacer Frente a los Requerimientos de Objetivos Escalados de Producción Moderador: Stephen Newton, Director Southern Cross Energy. Conferencistas: Álvaro Castañeda, VP Transporte Ecopetrol; Juan Ricardo Noero, Presidente Pacific Infrastructure; Leigh Cruess, VP Senior Enbridge. • Desarrollo Efectivo del Recurso Humano Conferencista: Hernando Barrero, Presidente ACIPET.

Sesión 4: Sesión 2: Panel de Casos de Estudios de Operadoras – Descubriendo las Más Recientes Experiencias, Historias de Éxito y Asociaciones Efectivas en la

Panel de Discusión – Mejoramiento de las Operaciones en Colombia, a través de la Optimización de la Seguridad, Medidas de Protección Ambiental y más Colaboración con las Comunidades

Moderador: Mauricio Alvarado, Socio Norton Rose. Conferencistas: Abby Badwi, Presidente y CEO Bankers Petroleum; Alejandro Fernández, Country Manager Tecpetrol; y Ana María Cubides, Consultora IPD Latin America.

Sesión 5: Mesa Redonda Internacional y Colombiana – Revisión de Historias de Éxito Conferencistas: Ramón Loosveld, Gerente de Exploración en Tierra para América Latina de Shell E&P; Antonio Vincentelli, CEO Petronova; Alejandro Fernández, Country Manager Tecpetrol; y Carlos Villegas, Presidente YPFB Miércoles 14

Sesión 6: Exploración de las Nuevas Fronteras Colombianas – Localización de las Reservas sin Explotar y Desarrollo de Campos Maduros para Alcanzar el Potencial Máximo de Producción Moderador: Víctor Vega, VP Exploración e IT&S de Equion. Conferencistas: Julio César Vera, Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía; Enrique Velásquez, VP Exploración Ecopetrol; John Wardle, CEO Amerisur; Siddharta Sur, CEO Mansarovar; y Chris Spaulding, Country Director Talisman Energy

Sesión 7: Desarrollo de Campos Costafuera en Colombia – Detalle de Planes Iniciales para Exploración en Aguas Profundas Conferencistas: Liliana Gómez, Directora Nuevos Negocios Petrobras; y Víctor Vega, VP Exploración e IT&S de Equion

Sesión 9: Asegure que su Inversión Atraiga el Nivel Requerido de Financiamiento para un Continuo Crecimiento Conferencistas: Avik Dey, CEO y Presidente Remvest Energy Partners; Eduardo Elejalde, Presidente LAEFM; Rolf Schmitz, Director para América Latina Scotia Capital Unas 30 compañías locales y extranjeras, exhibirán lo mejor en equipos, productos y servicios de alta tecnología para la industria y algunas de ellas dictarán seminarios técnicos de libre acceso para los asistentes a la muestra comercial, como una nueva modalidad de este evento

Sesión 10: El Siguiente Paso – Avanzando en los Procesos Downstream y Asegurando el Futuro del Petróleo y Gas en Colombia Jueves 15

Workshops La novedad del evento este año es la incorporación de dos workshops, actividades con las que culmina la agenda técnica del Colombia Oil & Gas. • Workshop A: Colaboración con las Comunidades Locales Mejorar el diálogo con las comunidades locales e indígenas y trabajar con los entes reguladores regionales, son los objetivos de este taller que se desarrollará a través de la exposición de casos reales en áreas claves de exploración. Estará dirigido por: Mauricio Alvarado, Socio Norton Rose; Jack Scott, COO Petrominerales; y Ana María Cubides, Consultora IPD Latin America.

Sesión 8: El Rol a Futuro de los No Convencionales en Colombia – Explorando los Desafíos Técnicos, Económicos y Ambientales para Acelerar su Desarrollo Moderador: Julio César Vera, Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía. Conferencista: Ricardo Sarmiento, Director Técnico E&P Ecopetrol.

• Workshop B: Technology Spotlight Este taller presentará casos de estudio recientes y sus resultados a través del empleo de tecnologías de punta, en áreas como crudo pesado, exploración costafuera, recuperación mejorada de crudo y exploración de hidrocarburos no convencionales. Será dirigido por: Abby Badwi, CEO Bankers Petroleum; y Santiago Peña, VP Senior Aveva. Febrero 2012 / No 265 Petroleum

Tecnología y Comercio

Fracturamiento Hidráulico: Una tecnología ambientalmente responsable para asegurar la energía del futuro Una traducción* del artículo original en inglés “Hydraulic Fracturing: An Environmentally Responsible Technology for Ensuring Our Energy Future”, publicado con fines informativos por Baker Hughes sobre la técnica moderna de fracturamiento hidráulico, la cual se basa en tecnologías ampliamente mejoradas para asegurar su continua contribución a la energía segura y ambientalmente responsable del futuro

esde la década de 1940, la tecnología de fracturamiento hidráulico se ha utilizado en más de un millón de pozos de EE.UU. para liberar provechosamente y de forma segura las reservas de petróleo y gas que de otro modo permanecerían atrapadas en lo profundo de la Tierra. Los principios del proceso no han cambiado desde los primeros días, pero la fracturación hidráulica moderna se basa en tecnologías ampliamente mejoradas para asegurar su continua contribución a la energía segura y ambientalmente responsable del futuro. Mientras el mundo mira hacia un futuro lejano, pero deseable de energía segura y renovable, el hecho sigue siendo que las demandas actuales de energía sólo se pueden satisfacer con combustibles fósiles. El petróleo sigue siendo la mayor fuente de energía primaria, con el carbón en segundo lugar, y el gas natural en el tercero, pero ganando impulso.

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El interés global en el gas natural se deriva de su amplia distribución en todo el mundo y su estructura química simple, lo que hace que se queme de manera más limpia que el petróleo o el carbón, por lo tanto produce menos emisiones dañinas. Como combustible fósil más limpio, es un atractivo recurso de transición, y su disponibilidad en más de 85 países lo hace ideal para la independencia energética. Aunque el petróleo y el gas son descritos como yacimientos subterráneos, estos no se asemejan a los embalses de agua potable que están en la superficie, sino que son de roca sólida - imaginen una esponja muy densa y dura. Incluso con miles de metros de roca ejerciendo presión sobre estos yacimientos, es difícil, si no imposible, capturar grandes cantidades de petróleo o gas en un pozo, sin romper o fracturar la roca. El fracturamiento hidráulico es la práctica de bombear el líquido en la Tie-

rra a una tasa suficientemente alta para romper la roca hidrocarburífera, para extender las grietas y dejar atrás un agente de apuntalamiento (apuntalante) que permita que estas grietas permanezcan abiertas cuando cese el bombeo. Estas grietas, en general, alcanzan entre unos pocos pies a unos cientos de pies desde el pozo, y proveen una vía conductora que guía el fluido de fracturación y luego el petróleo y el gas para ser llevados hasta la superficie. El fracturamiento hidráulico optimizado moderno es una manera segura y eficaz de maximizar la eficiencia del proceso de producción de petróleo y gas. Minimiza el número de pozos (y los impactos asociados en la superficie) necesarios para recuperar la energía que mantiene el estilo de vida moderno. En última instancia, el desarrollo del petróleo y el gas es una sociedad de propietarios de la tierra, reguladores, opera-

dores y de empresas expertas en servicios integrados que trabajan conjuntamente para minimizar los riesgos, garantizar la gestión ambiental, y la recuperación eficiente de los recursos energéticos. El manejo del riesgo comienza con el análisis exhaustivo de los yacimientos y los estudios de viabilidad, que reúnen las características geológicas, las propiedades de las rocas, las experiencias del pozo, las guías regulatorias, y los conductores económicos para apoyar a un equipo de ingenieros expertos en diseñar: - La colocación eficiente del hoyo en todo el campo para maximizar el drenaje del yacimiento y mejorar la logística de manejo del agua - La construcción apropiada del pozo para garantizar el aislamiento zonal y la vida útil del pozo - Tratamientos optimizados de estimulación de fracturas hidráulicas para obtener una producción extremadamente responsable, así como retornos económicos - Tecnologías de recuperación mejorada para disminuir la declinación de la producción y extender la vida del pozo - Procedimientos de taponamiento y abandono seguros y eficaces para el final de la vida productiva del pozo.

Protección natural para el agua potable Una de las principales barreras para la migración de los fluidos de fractura es la presencia de una formación de roca-sello no permeable que puede atrapar el petróleo, gas o agua por debajo de ella. En muchos casos, esta capa es responsable de la creación del yacimiento, ya que ha impedido a los fluidos moverse en otros estratos geológicos. Su impermeabilidad garantiza que el fluido de fractura o de hidrocarburo no migre fuera de yacimiento apuntado, ni a las aguas subterráneas. La segunda barrera geológica es la geofísica, que guía hasta donde una fractura es más probable que se propague y que se extienda. Los ingenieros de estimulación utilizan los datos de estudios del yacimiento con modelos de computadora sofisticados, como el software MFrac™ y MShale™ de Baker Hughes, para reducir los riesgos en el fracturamiento. Así como con cualquier software de modela-

do, los resultados son tan buenos al igual que los datos de entrada y las hipótesis, lo que hace la experiencia del usuario con el fracturamiento hidráulico en el mundo real, lo mismo que con un determinado software de modelado, un parámetro fundamental para cualquier propuesta de diseño de la fractura. La longitud de un fractura típica indica la barrera geológica más significativa para la migración de fluidos: los miles de pies de capas de roca (estratos geológicos) entre la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos y las aguas más profundas de la superficie. La economía y la geofísica suelen limitar las fracturas a unos pocos cientos de pies desde el pozo, con una fractura inusualmente grande que se extiende tal vez unos 1.000 pies. La mayoría de los yacimientos de petróleo y gas están al menos a varios miles de pies bajo la superficie, y las fuentes de agua potable más profundas están por lo general a menos de 1.000 pies. Los pozos de gas metano en capas de carbón (coalbed) tienden a estar más cerca de las fuentes de agua potable que otros tipos de pozos de petróleo y gas. Sin embargo, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de EE.UU. concluyó en 2004 después de un estudio de cinco años que había poco o ningún riesgo de contaminación por fluidos de fracturamiento en las fuentes subterráneas de agua potable durante el fracturamiento hidráulico de pozos productores de metano en capas de carbón.

Barreras artificiales que aíslan y protegen Para complementar las barreras naturales para la migración de fluidos y proteger aún más las fuentes subterráneas de agua potable, se crean barreras artificiales durante el proceso de construcción del pozo. - En primer lugar, el análisis de yacimiento puede ayudar a determinar la mejor ubicación de cada pozo para maximizar la eficiencia en el campo y minimizar los impactos en la superficie. - En segundo lugar, cuando se perfora el pozo, se corre un casing (tubería de revestimiento) de acero adecuado y se bombea una lechada de cemento diseñada para proteger el medio ambiente y el pozo. La velocidad y precisión de la perfoFebrero 2012 / No 265 Petroleum

Tecnología y Comercio ración aumentan la eficiencia y estabilidad del hoyo y a la vez minimizan los requisitos de fluidos de perforación (conocidos como lodos). La estabilidad del pozo es particularmente fundamental para asegurar a largo plazo el aislamiento zonal con tecnologías de completación multizona de hoyo abierto. Añadir diagnósticos en tiempo real a los programas de perforación ayuda a los ingenieros en la locación perfeccionar los programas de lodo, las trayectorias del pozo y los planes de casing. El casing del pozo se compone de una serie de tuberías de metal que refuerzan el hoyo y aseguran que al producirse el petróleo o el gas natural no se filtre hacia

fuera, y asegura que otros líquidos no alcancen el hoyo. Por lo general, se corren varias sartas de revestimiento de manera concéntrica para proporcionar una mayor protección y estabilidad, especialmente en zonas de agua potable. El casing se elige en función de las características del subsuelo, incluyendo el diámetro del pozo, las presiones y temperaturas; y se debe correr apropiadamente dentro del pozo para asegurar que este reúna todos los valores especificados. Cuando el casing está en su lugar, es esencial la cementación apropiada del pozo para proteger los acuíferos en el subsuelo y prevenir la migración de gas durante toda la vida útil que se espera del pozo.

Mejor cementación para el aislamiento zonal de por vida

Las fracturas por lo general se extienden a pocos cientos de metros del pozo. Con miles de metros de roca entre el estrato objetivo y alguna zona de agua potable, es muy poco probable que el fracturamiento hidráulico perturbe alguna fuente subterránea de agua potable

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El paso más importante para el alcance a largo plazo del aislamiento zonal es saber qué se espera del cemento durante la vida útil del pozo. Esta forma de pensar a largo plazo es un cambio radical en el modelo tradicional de diseño de la construcción y cementación de los pozos actuales y en los requisitos del diseño de la estimulación. Aunque algunos de estos requisitos han existido desde los primeros días de los campos petroleros, los desafíos (temperaturas, presiones, trayectorias de pozo, programas de recuperación mejorada de crudo, etc.) son a menudo más extremos hoy que en el pasado. Los ideal es que los ingenieros expertos en cemento sean incluidos en el desarrollo de un programa de desarrollo de campo y pozos integrados para comprender totalmente el yacimiento y enfatizar la posible experiencia del pozo durante su vida útil.

Software de ingeniería y simulación, tales como las aplicaciones BJ Services CemFACTS™ y BJ Services IsoVision™, ayudan a crear un diseño que adapta el pozo, al tiempo que garantiza el aislamiento zonal durante la vida útil del mismo. Consideraciones mecánicas que, por supuesto, incluyen la medida tradicional de la resistencia a la compresión, pero en muchos casos también tendrá que considerar la resistencia a la tracción y a la flexión, el módulos de Young, el coeficiente de Poisson, tenacidad a la fractura y resistencia a la corrosión. Debido al papel fundamental del cemento en la protección de las fuentes de agua potable, la cementación del casing de superficie está altamente regulada, a menudo hasta el punto de la prescripción de espesores mínimos de cemento, profundidades y otros parámetros específicos para la ubicación del pozo. La regulación de las prácticas de instalación y cementación del casing de superficie es impuesta por los organismos estatales y/o federales. La cementación debe cumplir o superar estas normas, pero Baker Hughes recomienda prácticas estándares adicionales para garantizar el aislamiento zonal de por vida: • El casing o liner deben estar preparados con raspadores para ayudar al acondicionamiento del hoyo y con centralizadores adecuados para lograr una separación (standoff) mínima del 70%. • El uso de tapones de cemento superiores e inferiores es muy recomendable. El tapón superior es casi universalmente utilizado, pero el tapón inferior también es importante, ya que separa mecánicamente el lodo de perforación de la lechada de cementación dentro del casing, lo que minimiza la contaminación. • El acondicionamiento de lodo adecuado es el factor operativo más importante para asegurar el éxito de la cementación. El movimiento de la tubería (cuando sea posible) es la mejor manera de mejorar el desplazamiento de lodo y la limpieza del hoyo. Después de la operación de bombeo, el cemento puede ser ajustado y luego probado con la presión. Un registro de la adherencia del cemento, o herramientas más sofisticadas permiten asegurar su in-

tegridad y adherencia con el casing y la formación. La interpretación de los datos requiere una experticia considerable, ya que muchos de estos sistemas de registro son sensibles incluso a pequeñas variaciones en la excentricidad, los fluidos del pozo, o las rocas de formación.

Producción de pozo a hoyo abierto de manera segura Ciertos segmentos de algunos pozos pueden no requerir de cementación para mantener el aislamiento zonal. Cuando se utiliza una completación horizontal a hoyo abierto, tal como el sistema FracPoint™ de Baker Hughes que ahorra tiempos, un segmento de la zona productiva del pozo se deja sin cementar y el aislamiento zonal se logra mediante la extrusión de los elementos de empaque desde el casing hacia la pared del hoyo. El aislamiento es probado con alta presión. El riesgo de la migración de fluidos es mínimo debido a que los empacadores proporcionan un excelente aislamiento; el segmento de hoyo abierto está a miles de pies de la fuente de agua potable más cercana y el casing está cuidadosamente cementado por encima de la sección del hoyo abierto.

Minimización de riesgos con fluidos responsables Ningún organismo regulador ha documentado un solo caso de acuíferos de agua dulce contaminados por fluidos de fracturación a través de los estratos fracturados. Eso es en parte debido a las fuertes barreras naturales y artificiales descritas anteriormente. Pero también en parte porque el fluido de fracturación se compone principalmente de agua y arena (99,51%). Por supuesto, que el último medio punto porcentual ha levantado algunas preocupaciones. El fracturamiento hidráulico se puede realizar solamente con agua y arena; de esta manera es extraordinariamente ineficaz o poco práctico en la mayoría de las formaciones, lo que en realidad empeora el impacto ambiental de la recuperación de petróleo y gas. En su lugar, se añade sustancias químicas al agua, tales como: - Reductores de fricción para facilitar el bombeo del agua y reducir el número de camiones en las carreteras.

Prácticas adecuadas de casing y cementación - incluyendo el uso adecuado de centralizadores - son esenciales para minimizar el riesgo de la migración de fluidos de la formación hacia fuentes subterráneas de agua potable

- Surfactantes que permiten que el petróleo y el gas fluyan con mayor facilidad a través de la formación rocosa y así recuperar recursos con mayor rapidez. - Reticuladores para mejorar las propiedades del gel espesante y optimizar la eficiencia de la fractura, minimizando de esta manera el número de pozos necesarios para recuperar los recursos. - Agentes de control de bacterias para desinfectar el agua utilizada durante el proceso de fracturamiento y prevenir el crecimiento de bacterias, que pueden corroer el casing y el cemento. Debido a que cada pozo y cada formación es diferente en cuanto a propiedades de las rocas y requerimientos de fracturación, los ingenieros de estimulación necesitan aditivos para optimizar el tratamiento de un pozo determinado. Es por ello que Baker Hughes invierte millones de dólares cada año para desarrollar aditivos de estimulación de alto rendimiento y otros productos petroleros. No sólo la empresa está mejorando el rendimiento: su proceso interno de investigación y desarrollo (I&D) ha enfatizado, desde hace décadas, en la gestión ambiental como un componente de mejora técnica continua. En particular, se ha comprometido a identificar los riesgos químicos de los productos existentes y a desarrollar reemplazos con un rendimiento técnico equivalente, pero con menor riesgo ambiental.

La evaluación de riesgos químicos Baker Hughes trabaja en cumplir o exceder las regulaciones sobre la salud, la seguridad y el ambiente en todo el mundo. Asimismo cumple con el apoyo y la divulgación de los riesgos químicos en las hojas de datos de seguridad. También atiende plenamente las peticiones de los reguladores gubernamentales para la divulgación de químicos adicionales. Pero también la empresa ha dado un paso más. La calificación de su familia de fluidos de fracturamiento y aditivos BJ SmartCare™ que comprende la evaluación completa de químicos por consultores ambientales independientes, sobre la base de un método cuantificable y estandarizado para la medición de los riesgos físicos, de salud y medio ambientales. El proceso identifica los productos y sistemas que cumplen o exceden las exigencias regulatorias existentes y proporciona un protocolo científico para la evaluación y selección de productos según líneas regulatorias o cuando son limitadas o no existen. El proceso de evaluación se basa en el Sistema Global Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos (GHS) definido por las Naciones Unidas, el cual clasifica los peligros de los componentes químicos en tres grandes categorías y 14 subcategorías de riesgo, incluyendo dos administrados por la EPA de EE.UU.. Febrero 2012 / No 265 Petroleum

Tecnología y Comercio Un producto “clasificado” facilita la comparación dentro de cada sistema de estimulación y grupo funcional (surfactantes, estabilidad de arcilla, etc.), lo que permite la selección de las opciones amigables con el ambiente. La clasificación también ayuda a centrar los esfuerzos en I&D. A diferencia de la divulgación pública de las listas de productos químicos, este proceso de evaluación de terceros informa sobre los riesgos relativos, al tiempo que protege la propiedad intelectual por el mal uso potencial de las empresas sin experiencia en ingeniería o química y/o en la capacitación para el manejo y dilución apropiada.

Adiestramiento sobre Seguridad y Ambiente Puede parecer contra-intuitivo, pero bombear fluidos de fracturamiento diluidos dentro de un pozo minimiza el riesgo de que el fluido contamine una fuente de agua potable. Los riesgos son mayores para los productos más concentrados en la superficie, con una potencial exposición mediante derrames en la superficie, o bien durante el transporte de productos o el manejo del proceso de dilución en el pozo. Es por eso que la formación es fundamental para todos los empleados en campo de Baker Hughes dedicados al manejo de la presión, que incluya la conciencia ambiental, la conciencia de los peligros y la presentación de informes, normas de manipulación de productos químicos, y la afirmación del Stop Work Authority de cada empleado, lo que significa que cualquiera tiene derecho a detener un trabajo si presencian una situación nada segura.

Manejo del agua El último asunto relacionado con el fracturamiento hidráulico es la disposición adecuada de los fluidos que regresan la superficie después del tratamiento. Entre el 10 y el 80% de los fluidos que se inyectan en los yacimientos retornan en un par de semanas. Después de un contacto prolongado con la formación, los fluidos puede recoger sólidos (sal, hierro y otros minerales) y componentes de hidrocarburos, algunos de los cuales son peligrosos para la salud, la seguridad y el medio ambiente.

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Pero el agua no se detiene allí. Cuando el pozo está en producción, el agua de formación se sigue produciendo junto al petróleo o el gas con diferentes niveles de contaminantes de la formación. Un pozo de petróleo puede producir más de cinco barriles de agua por cada barril de petróleo; un pozo de gas seco puede producir 23 barriles de agua por cada millón de pies cúbicos de gas. En algunas partes de los EE.UU., esta agua puede ser re-inyectada de manera inmediata y segura en pozos de evacuación que están estrechamente regulados bajo la Ley de Agua Potable Segura de los EE.UU. de 1974 y sus disposiciones de control de inyección subterránea. Hoy en día, alrededor de 170.000 pozos clase II están en operación en los EE.UU. Estos pozos se construyen al igual que los pozos de producción (y en algunos casos son pozos de petróleo o gas agotados actualmente) con las mismas protecciones naturales y artificiales. Sin embargo, la re-inyección no es técnica, logística o económicamente apropiada en todos los lugares. Además, los grandes volúmenes de agua necesarios para las operaciones de fracturamiento hidráulico y la escasez de agua cerca de las operaciones de petróleo y gas han llevado al desarrollo de nuevas técnicas y tecnologías para la reducción, reciclaje y tratamiento del agua. Baker Hughes lidera la industria en el desarrollo de fluidos y aditivos reciclables, tecnologías de tratamiento en superficie y sistemas que cumplen con los requisitos de alto rendimiento, incluso cuando se mezclan en aguas producidas; así como, tecnologías de fluido-bajo para minimizar la cantidad de agua dulce necesaria en las operaciones petroleras. A modo de ejemplo: • El servicio probado en campo BJ Services VaporFrac™, utiliza 95% menos de agua que las técnicas convencionales de estimulación de fracturas. Crea y extiende fracturas con gas nitrógeno, manteniéndolas abiertas con una lechada de apuntalante ultra-ligero LiteProp™ patentado por BJ Services. • En su primer año de aplicación, el sistema de fluidos BJ Services Viking™ II PW se utilizó en aproximadamente 300 pozos, reciclando alrededor de 1,4

millones de barriles de agua producida del yacimiento. Además de ahorrar grandes cantidades de agua dulce para la agricultura y para las necesidades de la población en general, un cliente de Canadá estimó que el fluido permitió ahorrar entre 10 y 15% de los costos de la estimulación, sin efectos dañinos sobre la producción. • Además, Baker Hughes ofrece una serie de sistemas de tratamiento del agua en superficie para tratar el agua de retorno y/o producida, así como muchos otros residuos petroleros (residuos de perforación, fluidos de terminación y reparación de pozos, etc.) en el agua limpia reutilizable adecuada para las futuras operaciones de fracturamiento hidráulico. En una prueba de campo en el oeste de Texas, la empresa desplegó un avanzado proceso de tratamiento de agua y el sistema Viking, diseñado a pedido de un cliente, para producir un fluido de fractura con residuos 100% reciclados, incluyendo agua producida, agua de retorno y agua reservada en piscina. La combinación de un tratamiento en la superficie adecuado a los propósitos y la química de la fractura permite la reutilización de casi todas las aguas residuales en el campo sin la dilución del agua dulce. Los servicios de pozos integrados y de desarrollo de campo también pueden mejorar los programas de manejo del agua y de mitigación de los riesgos. El desarrollo considerado del campo podría incluir localizaciones de pozos múltiples, facilidades de tratamiento y almacenamiento de agua, tuberías y otras tecnologías diseñadas no sólo para el manejo del agua, sino también para minimizar el tráfico en carreteras sensibles y los riesgos de derrames en la superficie. Un enfoque integrado dirige el ciclo de vida completo de campo, teniendo en cuenta no sólo la construcción inmediata y la producción inicial de los pozos individuales, sino también asuntos de por vida, tales como los medios químicos y mecánicos de extender la vida del pozo a medida que madura, así como las tecnologías seguras para su abandono. (*) Heglenys Perozo / Petroleum

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Empresarial

LHR inauguró nuevas oficinas Los nuevos espacios de la firma de reclutamiento de talento humano y consultoría, permiten ampliar su capacidad operativa en un 40%, incorporar más puestos de trabajo y contar con áreas de entrenamiento de personal, todo en un moderno y elegante concepto de oficinas, que además refuerzan su identidad corporativa

l 25 de Enero, Latin American Human Resources, LHR, inauguró nuevas y modernas oficinas ubicadas en la Autopista Norte de Bogotá, No. 108-27, Torre 2, ofic. 1203 y 1204. Carlos Guillermo López, Gerente General, manifestó que esta nueva etapa de LHR, “es fruto del crecimiento experimentado, que demanda nuevos y más grandes espacios de trabajo adaptados a las necesidades que ahora tiene la compañía, que también busca mejorar el posicionamiento de su imagen corporativa en el mercado”. Catalina Sáenz, Gerente de Operaciones, dijo que “con estas nuevas oficinas haremos más eficiente nuestro trabajo, que para 2012 repuntará con la realización de varias ferias laborales y campañas de reclutamiento para Ecopetrol, Saudi Aramco y Equion entre otros”. El espacio de 250 m2 le permite ampliar su capacidad operativa en un 40%, incorporando ahora más de 30 puestos de trabajo en un am-

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Juan González Moreno, Gerente General Colombia, Petroleum; Adriana Uchima, Melissa Ávila, Mario Sánchez; Luz Marina Torres; Miguel Arce; Iván Urrutia; Diana Monsalve; Natalia Gutiérrez; Catalina Sáenz, Gerente de Operaciones; Sandra Páez; Carlos Guillermo López, Gerente General; Wendy Gallego; Andrés Rodríguez; Paola Satizabal; Camilo Soto, Director de Cuentas; Juan Felipe Sinning; Felipe Patiño; Alejandro Osorio; Betty Ramos; Leonardo Zamora; Carolina Castellanos; Julián Ruiz; María José Lozano; y Nury Castaño

biente integrado que mejora la comunicación entre sus diferentes departamentos. Asimismo cuenta con una sala de conferencias, dotada con tecnología de punta en comunicaciones,

para realizar video conferencias y reuniones. En Marzo habilitará una sala de entrenamiento con capacidad para 12 personas, dos salas de juntas adicionales y un área común.

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Gente Grayson Chemical

rayson Chemical, Inc. designó a Alan G. Arbizú como Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina. Con base en Houston, Alan tendrá la responsabilidad de promover el desarrollo de nuevas oportunidades de negocios y ampliar la participación de la compañía en el segmento de fluidos de perforación en la región, principalmente en México, Colombia y Venezuela, así como Ecuador, Perú, Brasil y Argentina, incluyendo Bolivia. “Grayson mantiene acuerdos de mercadeo exclusivo con dos fabricantes de productos para uso en fluidos de perforación y reparación de pozos en América Latina. Con la experiencia de los integrantes de Grayson, casi 80 años combinados, podremos suplir y recomendar productos y sistemas adecuados a las necesidades de cada empresa de servicios de fluidos”, comentó Arbizú. Alan G. Arbizú Alan es ingeniero mecánico y acumula una amplia experiencia de 35 años en la Industria Petrolera. En 1975 ingresó como Ingeniero de Lodos en la compañía de servicios Milchem Inc., donde tuvo la oportunidad de trabajar en una variedad de pozos en países como Guatemala, México, Venezuela, Colombia y Perú. En 1991 ingresó a Kelco Oil Field Group donde laboró por casi 15 años y manejó el Mercadeo y Ventas de la línea de productos para el norte de América Latina. Desde 2005 hasta fines de 2011 ocupó el cargo de Gerente de Mercadeo para América Latina de Impact Fluid Solutions, hasta su más reciente designación. Alan ha dictado cursos, conferencias y seminarios en diversos países de América Latina, Europa y el Medio Oriente. Es miembro de la SPE y ha publicado numerosos trabajos técnicos en el área de fluidos de perforación.

Baker Hughes

artin Craighead asumió el rol de Presidente y CEO de Baker Hughes, responsabilidad que cumplirá tras la exitosa labor realizada durante siete años por Chad Deaton, quien seguirá siendo Chairman de la Junta de Directores de la compañía. Craighead, quien ingresó a la empresa en 1986, se desempeñaba como Presidente y Chief Operating Officer desde 2010, y exclusivamente como COO desde 2009. Anteriormente tuvo diversas responsabilidades gerenciales y operacionales a nivel regional y global en varias unidades de negocio de la compañía. Ha trabajado en América del Norte, América Latina y Asia Pacífico. “Con Martin a la cabeza, estoy seguro que Baker Hughes tiene el equipo gerencial correcto para el futuro (…) es un líder fuerte con una excelente visión técnica y comercial”, dijo Deaton. Martin Craighead Como CEO de Baker Hughes, Craighead se encargará de supervisar las operaciones en más de 80 países y más de 53.000 empleados. El es Ingeniero de Petróleo y Gas Natural egresado de la Pennsylvania State University y cuenta con una maestría en Administración de Empresas de Vanderbilt University.

Halliburton

alliburton anunció el nombramiento de Murry S. Gerber como director de la compañía, desde el 10 Enero, sin embargo, será confirmado por los accionistas en la reunión anual que se realizará en Mayo de 2012. Gerber fue CEO de EQT Corporation en 1998 y fue elegido Chairman en 2000. Él sirvió como Chairman, CEO y Presidente hasta 2007, momento en el cual pasó a ser Chairman y CEO. Él se retiró del cargo de CEO de EQT Corporation en Abril de 2010 y permaneció como Chairman Ejecutivo hasta Mayo de 2011. Recientemente renunció a la junta de directores de EQT. Durante su permanencia en EQT esta compañía se transformó de una empresa regional de distribución de gas a una de las más grandes empresas independientes de exploración y producción en los Estados Unidos, la mayor compañía de gas natural en la cuenca de los Apalaches, con inclusión en el índice S&P 500. Antes de ingresar Murry S. Gerber a EQT, se desempeñó como CEO de Coral Energy, una subsidiaria de Shell. Previamente fue tesorero de Shell Oil Company y ocupó una serie de cargos directivos y técnicos a lo largo de una carrera de 19 años en esa compañía. Tiene una licenciatura en Geología de Augustana College y una maestría en la misma área de la Universidad de Illinois. “Murry trae una vida de éxito dentro la industria energética a la junta de Halliburton”, dijo David J. Lesar, Chairman, Presidente y CEO de Halliburton. “Su liderazgo, su experiencia en Marcellus Shale y en los no convencionales, así como su profundo conocimiento de las compañías petroleras internacionales, será de gran valor en los próximos años”.

Flowserve

lowserve Corporation anuncio una nueva estructura de liderazgo operacional, que incluye la nueva posición de Chief Operating Officer, la cual será ocupada por Thomas L. Pajonas. “Luego de ver los grandes beneficios de la consolidación de nuestros negocios de bombeo y sello mecánico hace dos años, la unificación de todos nuestros negocios en control de flujo bajo la dirección de esta posición recientemente creada, era el siguiente paso hacia la consecución de nuestros objetivos estratégicos”, dijo Mark Blinn, el Presidente y CEO de Flowserve. Pajonas, era Vicepresidente Senior y Presidente de la División de Control de Flujo (FC) pero ahora asume el papel de CEO, con la responsabilidad adicional del Grupo de Soluciones de Flujo (incluyendo la División de Productos de Ingeniería y la División de Productos Industriales), que comprende todas las operaciones de la compañía. El conservará el título de Vicepresidente Senior y seguirá reportando a Mark Blinn. Thomas E. Ferguson, Thomas L. Pajonas quien era Vicepresidente Senior y Presidente del Grupo de Soluciones de Flujo, se mantendrá en la empresa hasta su retiro a finales de 2012, en un papel de asesor especial de Mark Blinn y ayudar en la transición de algunas iniciativas estratégicas.

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Calendario 2012 MARZO 05 – 09 - CERAWeek 2012 - Houston, USA - www.ceraweek.com/ 06 – 08 - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition 2012 - San Diego, USA www.spe.org/events/dc/2012/ 07 – 08 - Deepwater Production Tech 2012 - Londres, Reino Unido v11.vuturevx.com/exchange-sites/ 13 – 15 - Oceanology International 2012 -Londres, Reino Unido www.oceanologyinternational.com/ 13 – 16 - Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition - Cartagena, Colombia www.cwccolombia.com/ 20 – 21 - IADC/SPE Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Exhibition - Milan, Italia - www.iadc.org/conferences 20 - 21 - Hydraulic Fracturing Water Management Canada 2012 - Calgary, Canadá - www.hydraulic-fracturing-water-management.com 21 – 22 - CCS: Converting CO2 From Waste Into Profit - Rio de Janeiro, Brasil –www.spe.org/events/12ari2 21 - 22 - Emerging Shale Plays USA 2012 - Calgary, Canadá www.emerging-shale-plays-usa.com 21 – 22 - Integrated Intelligent Completions Río de Janeiro, Brasil www.spe.org/events/12ario 26 – 28 - Deepwater Development 2012 - París, Francia - www.mcedd.com/ 27 – 28 - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2012 27 - 28 - Reserve Estimations For Tight Oil & Shale Gas Canada 2012 Calgary, Canadá - www.reserve-estimations-canada.com

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ABRIL 09 – 13 - XXXIII Convención Panamericana de Ingenierías - UPADI 2012 La Habana, Cuba - http://www.upadicuba.com 16 – 18 - SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2012 - Ciudad de México, México - www.spe.org 17 – 18 - IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org/event/iadc-international-deepwaterdrilling-conference-exhibition 22 – 25 - AAPG Annual Convention & Exhibition - Long Beach, CA, USA www.aapg.org/longbeach2012 30 - May 03 - OTC 2012 - Houston, USA - www.otcnet.org/

JUNIO 04 - 08 - 58th International Instrumentation Symposium - San Diego, CA, USA www.wgc2012.com 04 - 08 - 25th World Gas Conference & Exhibition - Kuala Lumpur, Malasia www.wgc2012.com 05 – 07 - SPE Americas Unconventional Resources Conference Pittsburgh, USA - www.spe.org/events/urc/2012 11 - 13 - Energy Conference Developing Resources for Sustainability Puerto de España, Trinidad & Tobago - www.spettconf.org 12 - 14 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - PECOM 2012 Villahermosa, México - www.citeworx.com/pecom 12 - 14 - Global Petroleum Show & Conference 2012 - Calgary, Canadá www.globalpetroleumshow.com

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Última Página

BP prevé disminución gradual del consumo de petróleo hacia 2030 En su estimación de las tendencias del panorama energético mundial, BP prevé que la demanda mundial de energía continúe creciendo durante los próximos veinte años, aunque a un ritmo anual más lento. La edición de este año del BP Energy Outlook 2030, o Informe sobre Perspectivas Energéticas de BP para 2030, prevé un aumento de la eficiencia energética y un fuerte crecimiento de las energías renovables

s probable que la demanda mundial de energía aumente un 39% en 2030 o a una media de un 1,6% al año, en casi todos los países que no son miembros de la OCDE; y se espera que el consumo en los países de la Organización aumente solo un 4% durante este período. Según las previsiones del informe BP Energy Outlook 2030, la energía mundial continuará liderada por los combustibles fósiles, que representarán el 81% de la demanda energética global en 2030, bajando alrededor de un 6% respecto al nivel actual. Durante este período también debería verse una mayor sustitución de fuentes de energía primaria (fuel-switching), con mayor presencia de gas y energías renovables a expensas del carbón y petróleo. Este cambio gradual debería mostrar que las energías renovables, incluyendo los biocombustibles, siguen siendo las fuentes de energía con más rápido crecimiento a nivel mundial, aumentando de forma anual en más de un 8%, mucho más rápido incluso que el gas natural, con un 2% anual hacia 2030. El hemisferio occidental será prácticamente autosuficiente en términos energéticos en 2030, en un contexto de disminución gradual en la demanda de petróleo, debido al crecimiento de los suministros no convencionales, incluyendo el gas y el petróleo no convencionales de Es-

ANUNCIANTES

FEBRERO 2012 / No 265 / Petroleum AME…………………………………...…31 Baker Hughes……………………….….C.P.I. Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition.......17 Fugro-Jason……………………………….15 Halliburton………………………………C.P. Inova..........................................2 y 13 LHR Americas…………………………5 Merla……………………………………...12 NAS Colombia…………………………....7 Parko Ser vices......................9 Rio Gas Forum ...……………………………27 Schlumberger…………………………....P.I. Simposio Bolivariano…………………..….25 SPWLA 2012………………………..…...29 Sugaca…………………………………....11 Tejas Tubular……………………………21 Tradequip…………………………………30 UPCO………………………………...…..19 Upstream....................................26

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tados Unidos, las arenas bituminosas de Canadá y las reservas en aguas profundas de Brasil. Esto significa que el crecimiento en el resto del mundo, principalmente de Asia, dependerá cada vez más del Oriente Medio para satisfacer sus necesidades crecientes de petróleo. El petróleo, principal combustible del mundo hoy, seguirá perdiendo cuota de mercado durante este periodo aunque la demanda de hidrocarburos líquidos alcanzará los 103 millones de barriles al día en 2030, es decir, un 18% por encima de los niveles de 2010. Esto significa que el mundo todavía necesitará de combustibles líquidos - petróleo, biocombustibles y otros para satisfacer la demanda extra que se prevé alcance los 16 millones de barriles al día en 2030 y reemplazar la decreciente producción de fuentes ya existentes. Se prevé que el carbón continúe aumentando su cuota de mercado en la década actual, y que su crecimiento empiece a decaer entre 2020-30; en paralelo, el crecimiento del gas permanecerá estable y es probable que los combustibles no fósiles puedan contribuir casi a la mitad del crecimiento a partir de 2020. El informe apunta que en China, se espera una ralentización significativa en el consumo de energía a partir de 2020, a medida que su economía madure. Aunque la población de la India está en camino de superar a la de China, es poco probable que su trayectoria de crecimiento energético sea capaz de seguir a la de China. Su consumo será más del doble en 2030, y estará basado fundamentalmente en el carbón. Seguirá existiendo una gran dependencia de las exportaciones de petróleo de los países de la OPEP de Medio Oriente para satisfacer la demanda global. El análisis de BP sugiere que los países del Medio Oriente serán capaces de generar la nueva producción necesaria para satisfacer la demanda global, a pesar de que se espera que el uso de energía per cápita de la región sea más de tres veces mayor que la del resto de los países no pertenecientes a la OCDE. BP espera ver un progreso constante de los esfuerzos realizados para sustituir el petróleo

por gas y mejorar la eficiencia del uso de la energía en la región. Arabia Saudí, Iraq y la producción regional de líquidos asociados a la producción de gas dominará el crecimiento de la oferta al tiempo que la cuota regional de la oferta global de petróleo asciende a un 34% en 2030. Las emisiones globales de CO2 es probable que aumenten en cerca del 28% en 2030 – más lento que la tasa actual de crecimiento de demanda de energía debido al rápido aumento de las energías renovables y el gas natural. Si se introdujeran políticas más agresivas que las previstas actualmente, estas emisiones podrían comenzar a descender de cara a 2030. Para el año 2030 los actuales importadores de energía tendrán que importar un 40% más de lo que lo hacen hoy, pero este dato varía según la región. Reforzado por el crecimiento de la oferta de biocombustibles, así como por el gas y petróleo no convencionales, el déficit de energía de América del Norte se convertirá en un pequeño superávit de cara a 2030. Como contraste, el déficit energético de Europa se mantendrá en los niveles actuales en lo que a petróleo y carbón se refiere, pero aumentará en unos dos tercios para el gas natural, suministrado por LNG y por gasoducto de la antigua Unión Soviética. El déficit energético de China respecto a la totalidad de los combustibles se multiplicará más de cinco y en India, principalmente en petróleo y carbón, se ampliará más del doble en el período comprendido hasta 2030. El Energy Outlook 2030 es un informe que complementa al BP Statistical Review of World Energy que será publicado en Junio de este año

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