Julio 2013 - Petroleum 282 by Revista Petroleum

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» Congreso Mexicano del Petróleo

» SPE Artificial Lift Conference Americas

» El control de la producción Julio 2013 / Petroleum 282 de agua petrolera (Parte II)

Julio 2013 / Petroleum 282

Contenido Julio 2013 Año 29, Nº 282

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Julio 2013

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La Revista Petrolera de América Latina

JULIO 2013

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La Revista Petrolera de América Latina

Puerto Vallarta -

24 al 26 de Septiembre

PETROLEUM

AÑO 29, NUM. 282

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La industria petrolera mexicana ante un nuevo panorama de retos y perspectivas

Escenario

Te c n o l o g í a

» Congreso Mexicano del Petróleo

» SPE Artificial Lift Conference Americas

» El control de la producción de agua petrolera (Parte II)

Portada:

El ingeniero eléctrico Peng Li, examina la novedosa herramienta LWD MRIL de Sperry Drilling (Foto: cortesía Halliburton)

Desafíos y mejores prácticas en levantamiento artificial

IN SITU 8 Halliburton presentó su programa “ƒrac of the future”

En el Centro de Tecnología en Houston la firma presentó su nueva suite de equipos para operaciones de fracturamiento

10 Integración de América Latina con Estrategias de Desarrollo de Infraestructura Sostenible Conferencia del Ex Presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, en la Cámara de Comercio e Integración Colombo Brasilera

12 III Seminario Estrategias de Inversión y Expansión de Negocios Venezolanos en Colombia

Profundizar en los mecanismos para hacer nuevos y mejores negocios en Colombia fue el objetivo de la tercera edición del evento organizado por Cámara Colombo Venezolana

14 Foro Gestión Estratégica en Proyectos de Perforación de Ecopetrol Esta jornada estuvo orientada a evaluar la situación actual, retos y tendencias futuras en la gestión estratégica de los proyectos de perforación del grupo empresarial

SECCIONES

Nuevo enfoque en el diseño de equipos para fracturamiento

ESCENARIO

16 Congreso Mexicano del Petróleo

Bajo el lema “Talento para innovar”, del 5 al 8 de Junio se realizó una nueva edición del más importante evento petrolero de México, que brindó la oportunidad de intercambiar experiencias y presentar avances tecnológicos claves para el éxito exploratorio, la producción y el transporte de hidrocarburos

www.petroleumag.com TECNOLOGÍA

34 El control de la producción de agua petrolera (Parte II) La segunda entrega de la serie de exposiciones sobre la producción de agua petrolera Por Edmundo E. Ramírez López, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum

E&P

15 Petrobras comenzó 26 SPE Artificial Lift Conference producción en Lula Nordeste Americas El buque plataforma Cidade de Paraty El 21 y 22 de Mayo tuvo lugar en Cartagena de Indias esta nueva evento organizado por la Society of Petroleum Engineers, orientado a proveer un conocimiento más profundo acerca de todos los aspectos claves en sistemas de levantamiento artificial, tecnologías innovadoras y emergentes, e inquietudes de HSE

ANÁLISIS

32 Ecuador petrolero y el desafío socio ambiental de la industria Uno de los principales retos de la industria es tener operaciones estandarizadas para hacer bien las cosas Por Rene Ortiz

entró en operación el 6 de Junio, marcando el inicio de producción comercial en esta área del presal de la Cuenca de Santos

15 CGG: sísmica en el Caribe colombiano

ÚLTIMA PÁGINA 42 Desesperación en Bolivia Un repaso del porqué se pretende cambiar nuevamente el ordenamiento jurídico establecido con el proceso de nacionalización para atraer la inversión privada en el sector de hidrocarburos bolivianos Por Álvaro Ríos Roca

5 CORNISA 6 CUADRANTE 36 WAREHOUSE 40 CALENDARIO Julio 2013 / Petroleum 282

Cornisa

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN

Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve María Zajia, Redactora mzajia@petroleum.com.ve

Producción Paola Guevara, Diseñadora Gráfica pguevara@petroleum.com.ve ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve Circulación Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve ASESORES EDITORIALES Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

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COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve 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 Ivan Urrutia Sarmiento / Country Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Oficina 1204. Bogotá Tel: (57 1) 742 8002 Ext. 122. Cel: +57-313-281 9919 iurrutia@petroleum.com.ve Fabiola Villamizar / Marketing Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. Bogotá Tel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 6905 fvillamizar@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto, Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

75 Años

l 18 de Marzo de 1938 el Presidente Lázaro Cárdenas decreta la Expropiación Petrolera y el 7 de Junio de ese mismo año se Jorge Zajia, Editor crea Petróleos Mexicanos “como organismo encargado de explotar y administrar los hidrocarburos en beneficio de la nación”. Pemex, de un sólo plumazo, pasó a ser la única compañía que podía explotar los ricos yacimientos contenidos en el territorio mexicano y de hecho ocupó las instalaciones de las 17 compañías expropiadas, con el compromiso del Estado de indemnizarlas hasta cubrir la totalidad de sus inversiones. El último pago por este concepto se abonó anticipadamente en 1962. Con el devenir de los años, la empresa que hoy está celebrando sus tres cuartos de siglo, se convirtió en la compañía petrolera integrada más grande del mundo, pues casi todas las actividades medulares para la explotación de los hidrocarburos, las realizaba con fuerza propia, adquiriendo los equipos y productos necesarios para ello de los proveedores mundiales de servicios de campo petrolero. Cuando se analiza la participación de los Estados en la explotación petrolera en América Latina, en ambos extremos de su territorio el negocio se manejaba diametralmente opuesto. Por un lado la Argentina, con la venta del 100% de Yacimientos Petrolíferos Fiscales, la muy conocida YPF, cedió al capital privado la totalidad del negocio petrolero del país gaucho; y en el otro extremo, destacaba el monopolio total que Pemex y México ejercían -y en esencia lo ejercen- sobre la explotación de su riqueza petrolera, que es cuantiosa. En medio de estas dos posiciones extremas, con sus particularidades específicas, se encuentran los otros grandes productores de hidrocarburos de la región: Venezuela, Brasil, Colombia, Ecuador, Bolivia y Trinidad & Tobago, que han abierto su industria petrolera a la participación de los capitales privados, cada uno con sus características propias y atendiendo a sus realidades políticas, sociales, económicas y tecnológicas. Aunque Trinidad & Tabago es angloparlante, por razones geográficas nos permitimos asociar a este gran productor de gas a la América Latina. Pemex -que equivale a decir México- atraviesa hoy una situación dramática por la declinación acelerada de su producción de aceite. Hacia mediados de la pasada década la producción petrolera del gran país de los charros, coqueteaba con los 2.5 MMbpd, alcanzando su cifra récord en 2004 cuando promedió los 3.4 MMbpd. De allí comenzó la declinación de la producción en caída libre, que actualmente se ubica en un poco más de 2.5 MMbpd. Opinamos que no hay nada que temer, pues otros países petroleros, con menos fuentes de hidrocarburos, han atravesado situaciones similares y las han superado. Los herederos de la sangre noble de los aztecas tienen conciencia de esta situación y poseen los recursos humanos capacitados para revertir la severa declinación. En lo político deben luchar tenazmente para superar las trabas que supone encarar el desafío y convencerse que el petróleo no es un oráculo sagrado, sino que por el contrario es un bien privilegiado, que adecuadamente explotado y sin ceder un ápice de su soberanía, puede y debe generar riquezas para todos. El tema es muy amplio y fue largamente debatido durante el reciente Congreso Mexicano del Petróleo 2013 (ver reportaje en esta edición) y ya se palpa en el ambiente la voluntad de romper con las barreras del pasado, para acceder a los capitales y las tecnologías que hagan realidad la monetización efectiva de esta riqueza que yace en el subsuelo mexicano. Baste recordar lo dicho antes, que no hay mayor pérdida de la soberanía que la pobreza de una nación. Julio 2013 / Petroleum 282

Cuadrante

dvsa y la argentina YPF firmaron un memorándum de entendimiento para evaluar la participación conjunta en proyectos de toda la cadena de valor de la industria hidrocarburífera, incluyendo la explotación de campos maduros en Venezuela y Argentina y la posible participación de YPF en proyectos gasíferos en la Plataforma Deltana. Pdvsa evaluará también oportunidades en los yacimientos no convencionales en las formaciones de Vaca Muerta (provincia de Neuquén) y en D-129 (provincia de Chubut), así como la participación de Venezuela en proyectos de refinación en la nación sureña y la adquisición de activos entre ambos países.

etrominerales anunció el éxito exploratorio en Curito, Bloque Casanare Este, Cuenca de Llanos Central, Colombia, con el pozo Curito-1, que probó más de 5.900 bpd. El pozo, perforado a una profundidad objetiva de 10.390 pies, fue revestido con base en la interpretación petrofísica y se realizaron pruebas iniciales en cuatro intervalos. La empresa informó que planea evaluar el pozo mediante una prueba extensa de producción para determinar el tamaño potencial y locaciones adicionales a seguir con este descubrimiento en múltiples zonas.

a petrolera canadiense Canacol inició la perforación del pozo exploratorio Oso Pardo 1, perteneciente al contrato de exploración y producción Santa Isabel, en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia, diseñado para probar tanto el yacimiento convencional somero de las arenas terciarias de Lisama, como los yacimientos profundos de “shale oil” en lutitas y carbonatos naturalmente fracturados de las formaciones La Luna y Simiti. ConocoPhillips Colombia Ventures Ltd., subsidiaria de ConocoPhillips, tiene una participación de 70% y Canacol, de 30%. presentará a través de un canal en Youtube (www.youtube.com/watch?v=bxwyebc56Io) una serie de videos sobre cómo reSPE dactar un documento técnico. En ocho partes se explican los componentes clave de un resumen para asegurar la aceptación por parte del comité técnico de cualquier programa de conferencia. En líneas generales la primera parte describe cómo escribir buenos resúmenes y documentos, crear presentaciones exitosas y navegar en el proceso de peer-review de la SPE para validar trabajos.

chlumberger anunció la adquisición de Gushor Inc., una compañía especializada en el análisis de fluidos y geoquímica petrolera con sede en Canadá y que desarrolla soluciones innovadoras para la exploración y producción de petróleo pesado y arenas bituminosas. Gushor es una filial de la Universidad de Calgary creada en 2006, desde entonces dedicada a la integración de la geología, las propiedades del fluido, la geoquímica del petróleo y de la información de ingeniería de yacimientos. “La adición de Gushor nos permitirá apoyar mejor a nuestros clientes de E&P, complementando nuestra cartera de tecnologías en rocas y fluidos con capacidades de análisis de propiedades de fluidos geoquímica”, comentó Sameh Hanna, Presidente de Servicios de Pruebas de Schlumberger.

rasil realizará el 22 de Octubre de este año su primera subasta de licencias para explotar petróleo y gas en el presal, las gigantescas reservas de hidrocarburos descubiertas en aguas muy profundas del océano Atlántico. El Presidente de la Agencia Nacional del Petróleo, ANP, Helder Queiroz, anunció la fecha así como el traslado de la subasta de Brasilia a Río de Janeiro, en una audiencia pública en la que fueron discutidas las normas para este proceso en el que serán ofrecidos derechos para explotar bloques ubicados en el campo de Libra (cuenca de Santos), cuyas reservas extraíbles se estiman entre 8.000 y 12.000 millones de barriles (las actuales reservas probadas de Brasil son de 14.000 millones de barriles).

PFB prevé lanzar en el segundo semestre del año una licitación internacional para la contratación de la empresa que cuantificará y certificará las reservas nacionales de gas natural y líquidos asociados al 31 de Diciembre de 2013. Luis Alberto Sánchez, Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, dijo que se adelantan los términos de referencia de esta licitación. Las reservas cuantificadas de gas natural cerraron en 2012 con un volumen estimado de 11.2 TCF, y la meta de la empresa es sumar 18,6 TCF a partir de 2014, con la incorporación de nuevos prospectos hidrocarburíferos y la exploración de nuevas reservas en áreas asignadas a YPFB.

emex informó que 16 empresas participarán en la fase final de la licitación de Contratos Integrales de E&P en Chicontepec. Las empresas que presentarán su propuesta económica el 11 de julio en Poza Rica, Veracruz, son: Alfasid del Norte; Andes Energía Argentina en consorcio con GAIA Ecológica; Burgos Oil Services; Consorcio Sinopa; Constructora y Perforadora Latina; Finley Resources en consorcio con CHA Acquisition y Royal Shale Holdings; Grupo R Servicios Integrales en consorcio con Industrial Perforadora de Campeche; Halliburton de México; Key Energy Services de México en consorcio con Vielper Technology y Carrizo Oil & Gas; Monclova Pirineos Gas; Operadora de Campos DWF; Petrolite de México en consorcio con Baker Hughes; Repsol Exploración México; Schlumberger Production México en consorcio con Dowell Schlumberger de México; Sinopec International Pretroleum Service México.

ker Solutions abrirá una nueva planta en Paraná, Brasil, que duplicará la capacidad de producción submarina de la compañía en el país. Ubicada en la ciudad de São José dos Pinhais, la planta entrará en funcionamiento en 2015. La nueva facilidad reemplazará la actual planta de producción submarina de Aker Solutions en Curitiba y contará con cerca de 1.200 empleados. “Brasil es un mercado muy importante para Aker Solutions y esta nueva planta fortalecerá nuestra oferta submarina”, comentó Luis Araujo, Presidente y Gerente General de operaciones en Brasil, durante el acto de colocación de la piedra fundacional, junto a Øyvind Eriksen, Executive Chairman de Aker Solutions.

xxonMobil y Rosneft acordaron establecer un centro de investigación en el Ártico, en Rusia, además de compartir tecnologías de punta para apoyar los joint ventures de ambas compañías en todo el mundo. Formalmente llamado Arctic Research and Design Center for Continental Shelf Development (ARC), el centro proporcionará una gama completa de servicios de investigación y desarrollo técnico, con un enfoque a corto plazo en el mar de Kara. Sus actividades iniciales incluyen trabajos en seguridad y protección ambiental, meteorología, oceanografía, geotécnica, entre otras áreas. ExxonMobil aportará unos US$200 millones para financiar la etapa inicial del proyecto. Posteriormente, juntas destinarán US$250 millones en este centro en el que Rosneft tendrá 66,67% y ExxonMobil 33,33% de intereses.

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In Situ

Halliburton presentó su programa “ƒrac of the future” El programa representa un “cambio radical en materia de eficiencia, seguridad y medio ambiente”, cuyo resultado es una nueva gama de equipos que proporciona una mejora significativa en todos los aspectos de las operaciones de fracturamiento

l área exterior del Centro de Tecnología de Halliburton en Houston fue el escenario donde especialistas de Halliburton compartieron detalles de nuevos avances orientados a garantizar la prestación de un servicio de calidad superior a una industria cada vez más exigente en cuanto a su desempeño operacional e impacto medioambiental.

El High Rate Manifold Trailer agrega impulso adicional al bombeo de fluido desde el mezclador a los camiones bomba, reduciendo riesgos para la vida del tren motriz y la bomba en cada unidad

Halliburton ha evolucionado la manera de suplir servicios en plays no convencionales, a fin de alcanzar máxima eficiencia con mínimo impacto ambiental

La compañía pionera en el desarrollo de productos y servicios innovadores para la industria de petróleo y gas, lidera el segmento de fracturamiento hidráulico que ha permitido el acelerado crecimiento de la producción de petróleo y gas de esquisto en Estados Unidos, que se espera continúe en ascenso. En el futuro previsible, los hidrocarburos seguirán siendo la fuente primaria de energía para el mundo y el fracturamiento será el proceso de apoyo principal para la producción de hidrocarburos, especialmente en formaciones de esquisto y arenas apretadas. Considerando un nuevo enfoque que maximiza la productividad, reduce al mínimo el tiempo de inactividad y optimiza el rendimiento para los operadores de su inversión en servicios, Halliburton ha reinventado los equipos en términos de eficiencia y confiabilidad. Su programa Frac of the future -enfatizaron los expertos de la compañía- representa un cambio

total que mejora sustancialmente todos los aspectos de las operaciones. En un esfuerzo por incrementar el uso de gas natural como combustible para motores, la firma desarrolló una solución técnica para la conversión de los equipos de bombeo utilizados en fracturación a un sistema de combustible dual que incluye gas natural. La nueva suite que opera con esta tecnología bifuel -más eficiente y limpia que el solo uso de diesel- además de la revolucionaria unidad de bombeo Q10TM, incluye los equipos High Rate Manifold Trailer, Wellhead Connection Unit (WCU), la FB4K Blender, cuyo sistema de mezcla mejora la fiabilidad a través de la simplicidad, reduciendo las posibilidades de fracaso en comparación con mezcladoras tradicionales; los servicios CleanStream, una alternativa eficaz y económica a los biocidas que pueden producir más de 99% de reducción en las bacterias, mientras que proporciona un margen adicional de seguridad, y CleanWave

Las unidades de bombeo Q10 son el primer paso en el uso de gas natural como combustible en locaciones de operaciones de fracturamiento hidráulico

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In Situ

El diseño del Wellhead Connection Unit (WCU) desafía el estándar en la industria de múltiples líneas más pequeñas cada vez que se bombea a través de un cabezal de pozo al minimizar el número de conexiones requeridas por equipo de perforación hasta el cabezal

para el reciclaje de flujo de retorno y agua producida para su uso como fluido de fracturamiento; y el Advance Dry Polymer (ADPTM) Blender, que permite mezclar cualquier sistema de fluido de fracturación de Halliburton y formar un polvo seco, gracias a lo cual es posible eliminar miles de galones de hidrocarburo en la producción de los geles utilizados en la elaboración de estos fluidos.

Otra innovadora solución es el sistema de almacenamiento vertical SandCastleTM, utilizado para la colocación de arena en la mezcla de fracking, que opera con energía solar y gravedad lo que reduce el número de motores diesel requeridos y la huella de carbono. Todos estos desarrollos son parte de una iniciativa para ser más competitivos, tanto desde el punto

Los depósitos de almacenamiento verticales de la PS-2500 SandCastle aumentan la confiabilidad y rendimiento de HSE

de vista de costos como de los beneficios ambientales que derivan de la reducción del consumo de combustible.

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In Situ

Conferencia en la Cámara de Comercio e Integración Colombo Brasilera

Integración de América Latina y Desarrollo de Infraestructura Sostenible Luiz Inácio Lula da Silva, Ex Presidente de la República Federativa de Brasil, fue el orador invitado de la conferencia del 4 de Junio en el Club El Nogal de Bogotá, en la que compartió sus reflexiones y propuesta de desarrollo con inclusión social

a intervención en la Cámara de Comercio e Integración Colombo Brasileña cerró la agenda cumplida por el ex mandatario brasileño en Bogotá, en el marco de su gira por varios países de América Latina, en los que compartió su mensaje de unidad subregional y su exhortación a los pueblos a dejar de pensar que nacieron para ser pobres. “No seremos grandes si no creemos en nuestra propia fuerza y en nuestro propio mundo, y si no trabajamos verdaderamente unidos”, aseveró el popular líder, reconocido mundialmente por los éxitos alcanzados durante su gestión en materia social, productiva y de generación de empleo. Su visión para cambiar el para-

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digma sudamericano se basa en tres ejes: el modelo económico, los cambios políticos y los campos de inversión. Lula da Silva estuvo acompañado en la mesa principal por Antonino Mena Gonçalves, Embajador de Brasil en Colombia; Luiz Nascimento, accionista del Grupo Camargo Corrêa; Paulo Okamoto, Presidente del Instituto Lula; Luiz Dulci, Director del Instituto Lula; Luiz Stein y Francisco Solano, Presidente y Director Ejecutivo de la Cámara Colombo Brasilera, respectivamente. Luiz Stein destacó complacido la presencia del líder de dimensión universal. “Su desafiante historia introdujo elementos

Lula da Silva

para una verdadera transformación social en Brasil”, afirmó, agregando que su legado

Paulo Okamoto, Presidente del Instituto Lula; Antonino Mena Gonçalves, Embajador de Brasil en Colombia; Luiz Inácio Lula da Silva; Luiz Nascimento, Grupo Camargo Corrêa; Maria Elvira Pombo; Luiz Dulci, Director del Instituto Lula y Francisco Solano, Director Ejecutivo de la Cámara Colombo Brasilera

es el desarrollo con inclusión social. De igual forma, el Embajador Mena Gonçalves, señaló que además de ser un personaje de primera plana en la historia de Brasil, “Lula es la demostración más elocuente de que la sociedad brasileña es abierta a la movilidad social”. Ante el concurrido auditorio el carismático dirigente se declaró como “el más optimista de los optimistas de América Latina”, y dijo sentir pesar por los europeos, que no tienen la oportunidad de construir todo lo que le falta a América Latina y a África. En su charla abordó aspectos de interés para el gremio, como las alianzas entre empresas latinoamericanas, la mirada hacia nuevos horizontes de negocios, como África y Asia y la trazabilidad de los acuerdos andinos. También se refirió a las estrategias lideradas durante su mandato para acercar

al pueblo a la prosperidad económica, reduciendo los índices de desempleo y pobreza e incrementando el PIB de Brasil. Recordó que durante sus ocho años en la presidencia salieron de la pobreza extrema 36 millones de personas, millones ascendieron a la clase media y se generaron 20 millones de empleos. Como parte de las medidas de inclusión social se amplió el acceso al crédito para los más pobres. De manera categórica señaló que la manera de lograr la prosperidad de un país es dando oportunidades a los pobres mediante la ejecución de políticas sociales. “Pongan a los pobres en su presupuesto y verán cómo puede prosperar el país”, dijo agregando que esa es “la única manera de que las sociedades latinoamericanas den un salto de calidad, creando nuevos consumidores para nuevos mercados”. Apoyado

en cifras de ocho años de gobierno, insistió en que lo más indicado para los países de la región, es invertir para sacar a la gente de la pobreza y fortalecer la clase media. Sobre el tema de integración regional, acotó que es imprescindible crear entidades financieras que promuevan e incentiven obras de desarrollo en la infraestructura. En su opinión, para crecer económicamente es prioritario producir, y ello requiere impulsar los procesos industriales y diversificar las relaciones comerciales. También subrayó que la primera lección que debe aprender quien llega a la presidencia, es que el mandato es perecedero, ninguno es eterno, se acaba muy pronto; “no podemos seguir con procesos tan lentos para asuntos de integración regional o para tomar decisiones de desarrollo”.

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In Situ

Foro Gestión Estratégica en Proyectos de Perforación de Ecopetrol Con el propósito de optimizar los costos de operación de los proyectos de perforación en base a mejoras en la gestión estratégica, del 29 al 31 de Mayo se realizó en el Club Campestre de Bucaramanga este importante foro, cuyo temario hizo énfasis en los procedimientos y mecanismos de abastecimiento, contratación local, gestión social y licenciamiento ambiental

l Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, lideró el desarrolló del Foro de Gestión Estratégica en Proyectos de Perforación, organizado por la Vicepresidencia Técnica y de Desarrollo E&P, con la coordinación de la Unidad de Gestión de Conocimiento de la Dirección Estratégica de Innovación, Conocimiento y Tecnología. La jornada contó con la participación de 162 personas, incluyendo gerentes, jefes y líderes de proyectos, desarrolladores, conocedores e involucrados en el apalancamiento de la Gestión Estratégica en Proyectos de Perforación de diferentes áreas de Ecopetrol, así como también expertos nacionales e invitados de empresas del Grupo Empresarial. Rafael Alberto Guzmán Ayala, Vicepresidente Técnico y de Desarrollo E&P, destacó el objetivo central del programa, orientado a conocer la situación actual, retos y tendencias de futuro en la gestión estratégica de los proyectos de perforación en Colombia y a nivel internacional, a la par de elaborar propuestas de acción, en atención a lo cual el alcance del programa se centró en el análisis de casos de éxito y lecciones aprendidas, asociadas al manejo de abastecimiento, contratación, gestión social y licenciamiento ambiental en proyectos de perforación tanto al interior como al exterior del Grupo Empresarial; la identificación y comparación de modelos de costos de perforación en las empresas del Grupo Empresarial y expertos invitados; la socialización de mejores prácticas de manejo de entorno en las empresas filiales, incluyendo intervención directa e indirecta (a través de contratistas); y la identificación de roles y responsabilidades en contratación, gestión social y ambiental por parte de la compañía operadora, los contratistas, subcontratistas y entes gubernamentales. Como resultado se generaron propuestas de acción concretas en materia de abastecimiento, contratación, gestión social

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María Fernanda Rey, CEO de Periphery Labs, y Directora Ejecutiva del Center for Emerging Logistics and Supply Chains, CELSC, compartió su visión sobre Sostenibilidad Integral de la Industria Petrolera

y ambiental con el fin de mitigar el impacto que los retrasos por stand-by tienen en las operaciones; y se identificaron nuevos mecanismos para evolucionar a una relación de socios estratégicos con las empresas de servicios petroleros.

Presentaciones de Expertos Se contó con un total de 12 presentaciones a cargo de especialistas en distintos temas vinculados al termario. Los títulos y expositores fueron los siguientes: Sostenibilidad Integral de la Industria Petrolera en Colombia, María Fernanda Rey, CELSC; Impacto del entorno social en el desarrollo de proyectos petroleros, Hernando Barrero, ACIPET; Impactos de licenciamiento ambiental en el desarrollo de Proyectos del sector de hidrocarburos, Carlos Rodríguez; ACP; Línea de Base Grupo Empresarial, Juan Carlos Hurtado, Ecopetrol; Resultados Taller Manejo de conflictividad y riesgos sociales (Medellín), Miguel Ángel Santiago, ACP; Experiencia de Compañías de Servicio en las áreas de proyectos, Luis Aldana, Weatherford Colombia Limited y Carolina López, Nabors Drilling; Alianzas y Participación, instrumentos que viabilizan los proyectos de perforación, Jaime Pineda, Ecopetrol; Propuesta desde la sociedad civil, Ernesto Borda, TRUST; La mirada

del Gobierno de Colombia, Pedro Posada, MinInterior; La experiencia del Grupo Empresarial, María Tonelli, Ecopetrol; Reflexiones sobre la aplicación del Marco Normativo de licenciamiento ambiental, Carolina Rovecchi, ANLA; Experiencias en la aplicación de Estándares y prácticas en relación al licenciamiento ambiental, Jorge Rodríguez, Ecopetrol; y Síntesis de aprendizaje del Foro y factores críticos para el éxito de iniciativas, María Fernanda Rey, CELSC.

Presentaciones de Casos de Éxito El segmento de casos de éxito fue cubierto por las siguientes presentaciones: Asociación Ecopetrol - Chevron Inversión social en Colombia, a cargo de Alexandra Valderrama y Ana María Galvis, de Chevron; Integración de la gestión social con el Modelo contractual - Hocol S.A, de Luis Castro y Liria Páez, Hocol; Exitosa negociación que crea valor para Ecopetrol: Taladros y Servicios Petroleros 2010-2012, de Nahún Pérez, Ecopetrol; Programa de Educación Ambiental “Crio-Yo mi Tierra” Liderazgo socioambiental para el desarrollo participativo”, Marcela Vega y Natalia Roa, Equión y Cultura de Costos, de Ricardo Prieto, Equión.

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In Situ

III Seminario Estrategias de Inversión y Expansión de Negocios Venezolanos en Colombia

380 empresarios atendieron a la invitación cursada por la Cámara Colombo Venezolana (CCV) a fin de profundizar en los mecanismos para hacer nuevos y mejores negocios en Colombia, en el marco de un exitoso evento realizado el 5 de Junio en la Cámara de Comercio de Bogotá

Como hacer negocios en Colombia? fue el título de la tercera edición de este seminario, cuya apertura estuvo a cargo de Magdalena Pardo, Presidenta de la CCV, quien compartió la visión del organismo sobre cómo establecer y consolidar negocios en Colombia, lo cual constituye, en esencia, el propósito de esta jornada que contó con la asistencia de representantes de compañías del sector Energético, Construcción, Banca e Importaciones, como también representantes de Zonas Francas y gremios de Transporte y Turismo. La agenda académica abrió espacios para abordar tópicos de interés tributario y nuevos negocios. El ciclo de charlas de la mañana, arrancó con la intervención de Ismael Enrique Arciniegas, Abogado Socio de la Firma Arciniegas, Briceño y Plana, sobre Aspectos y Consideraciones Legales de la Inversión en Colombia, seguida de la charla de Laura del Portillo, Asesora de Inversión en Barranquilla, ¿Cómo hacer negocios exitosos en el Atlántico?.

Eliana Forero, Gerente General ILC

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Aleksan Oundjian, Senior Manager, Ernest and Young

El tema de Oportunidades y Esquemas de Inversión en Zonas Francas fue desarrollado por Daniel Fletcher Briñez, Gerente de Mercadeo de Zona Franca de Santander y Diego Gaitán, Gerente de Zona Franca de Bogotá. La jornada prosiguió en la tarde con la intervención de Marcela García y Eliana Forero, Gerente de Comercio Exterior y Gerente General de Alliance, respectivamente, referida a la Inversión en Colombia para el Desarrollo de Operaciones de Exportación e Importación, y Outsorcing de Servicios Empresariales. El tema del Perfil del Consumidor Colombiano fue desarrollado por Jorge Soto, Gerente General de Sekure Web, y el de la Reforma Tributaria en Colombia y sus Implicaciones en la Inversión por Aleksan Oundijan, Senior Manager de Ernest & Young Ltda; finalizando con la charla Ingresar al Mercado Colombiano, Experiencia de Venezolanos, a cargo de Félix Socorro, Consultor y Asesor en Talento Humano , Gerencia y Administración.

Félix Socorro, Consultor Empresarial

Carlos Caicedo, Gestor Alianzas sector Público-Privado, SENA

A lo largo del día los participantes pudieron visitar la muestra comercial y conocer el desempeño de empresas venezolanas y colombianas y su aporte al país. Ana María Camacho, Directora de Estudios Económicos, de la Cámara Colombo Venezolana, afirmó que estas actividades persiguen fortalecer el acercamiento de dos pueblos hermanos, que por tradición hacen negocios desde hace muchos años. El reto es prepararse cada vez más para afrontar las exigencias de la globalización. La CCV prepara y diseña estos eventos pensando en los retos económicos de ambos países.

E&P

Petrobras comenzó producción en Lula Nordeste La plataforma Cidade de Paraty entró en operación el 6 de Junio, marcando el inicio de producción comercial en esta área del presal de la Cuenca de Santos

a plataforma Cidade de Paraty es una unidad de tipo FPSO y está anclada a una profundidad de agua de 2.120 metros, a unos 300 km de la costa. Tiene capacidad para procesar diariamente hasta 120.000 barriles de petróleo y 5 millones de m3 de gas. El pozo 7-LL-11-RJS, el primero que será interconectado a la plataforma, tiene potencial de producción de 25.000 bpd, no obstante, en el primer mes su producción estará restringida a unos 13.000 bpd, para aumentar progresivamente a medida que se concluyan las acciones de comisionamiento de los sistemas para procesamiento y reinyección del gas natural. El petróleo producido en el área de Lula Nordeste es de 29° API y será transportado a través de buques cisterna. El gas producido se enviará a la Unidad de Tratamiento de Gas Monteiro Lobato (UTGCA), localizada en el litoral paulista, a través del gasoducto Lula-Mexilhão. El

campo de Lula tiene un volumen recuperable estimado en 8,3 mil millones de barriles de petróleo equivalente y comenzó a producir en 2010 cuatro años y medio después de su

descubrimiento en 2006. El módulo de Lula Nordeste es el segundo de los diez módulos definitivos de desarrollo de Lula (incluso el área de Iracema)

CGG: sísmica en el Caribe colombiano

na subsidiaria de Anadarko Petroleum Corporation y su socio Ecopetrol otorgaron un contrato a CGG para adquirir y procesar el levantamiento sísmico 3D de unos 5.500 km2 empleando la tecnología BroadSeisTM, en aguas del Caribe colombiano. Este sería la mayor prospección sísmica marina con a ser adquirida en este país y además el primer sondeo con BroadSeis™, informó CGG. La prospección que cubrirá partes de los bloques Col 5, Ura 4, Fuerte Norte, Fuerte Sur y Purple Angel, será adquirida mediante el remolcador CGG Vikingo. Las operaciones comenzarán en el tercer trimestre de 2013 y tomarán unos cuatro meses. El conjunto de datos serán procesados en el centro de datos de Houston de CGG. Julio 2013 / Petroleum 282

Escenario

Rafael Kantún, Presidente Municipal de Solidaridad; José Serrano, Presidente Ejecutivo del CMP; Emilio Lozoya, Director General de Pemex; Roberto Borge, Gobernador de Quintana Roo; Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México; Fernando Ortega, Gobernador de Campeche; Carlos Morales, Presidente del CMP y Director de PEP; Carlos Romero, Secretario General del STPRM; Enrique Ochoa, Subsecretario de Hidrocarburos de México

Congreso Mexicano del Petróleo Talento para innovar, Compromiso de hoy para el México del mañana

Del 5 al 9 de Junio se celebró en Lakám Center Cancún-Riviera Maya el magno evento de la industria petrolera mexicana, que en esta oportunidad reunió a más de 3.000 profesionales y unas 200 empresas exhibidoras. El programa incluyó10 cursos pre congreso, 180 presentaciones técnicas, 63 sesiones e-poster, 2 Foros Técnicos, 3 Conferencias Plenarias y 3 Almuerzos Conferencias, además de la Ceremonia de Inauguración, la Cena de Clausura y las tradicionales actividades deportivas 16

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n un ambiente netamente petrolero, al que acudieron ejecutivos, profesionales, técnicos y expertos dedicados a la explotación de los hidrocarburos en México y el mundo, se desarrolló del Congreso Mexicano del Petróleo, organizado en esta ocasión por el Colegio de Ingenieros Petroleros de México; con la participación activa de la Asociación Mexica-

na de Geólogos Petroleros, la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración, la Asociación de Ingenieros Petroleros de México y la Society of Petroleum Engineers Capítulo México, con el objetivo común de “… contribuir a la capacitación y desarrollo de la industria petrolera”, según palabras de José Serrano Lozano, Presidente Ejecutivo del CMP 2013.

Programa General El Congreso Mexicano del Petróleo 2013, CMP, se desarrolló según la agenda previamente difundida; El lunes 03 y martes 04 se realizaron 10 cursos cortos pre congreso impartido por instructores reconocidos de talla mundial. El miércoles 05 al anochecer en las magníficas instalaciones del complejo hotelero y turístico Moon Palace, se dio inicio oficial al CMP con la Ceremonia de Inauguración, donde intervinieron José Serrano, Emilio Lozoya, Director General de Pemex; Carlos Morales Gil, Director General de Pemex Exploración y Producción, PEP, y Presidente del CMP 2013; Roberto Borge, Gobernador de

Quintana Roo; y Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México. También estuvieron presentes Carlos Antonio Romero, Secretario General del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República de México; Fernando Ortega, Gobernador de Campeche; Rafael Kantún, Presidente Municipal de Solidaridad; y Enrique Ochoa, Subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía. Este acto solemne se inició con la proyección de un corto alusivo al 75avo Aniversario de la Expropiación Petrolera, realizada en 1938 por el Presidente Lázaro Cárdenas. También sirvió como escenario de lujo para rendir

Escenario homenaje a varios profesionales de la industria petrolera mexicana que a lo largo de su carrera han servido con eficiencia y honestidad a esa industria. El Coctel de Bienvenida fue un escenario ideal para las necesarias relaciones interpersonales en un ambiente informal, amenizado por el espectacular show de fama internacional “Los 10 pianos”. El jueves 06 se inició bien temprano con las actividades deportivas tradicionales de estos congresos: la caminata y carrera de 3 y 5 km y el torneo de voleibol playero por pareja, categoría libre. Seguidamente se iniciaron las actividades propias del CMP con la Inauguración de la Exposición que estuvo a cargo de Emilio Lozaya, Carlos Morales, José Serrano, Enrique Ochoa, Vinicio Suro, Director General del IMP; y Alejandro Martínez, Director de Pemex Gas. El resto del día discurrió entre las Sesiones Técnicas y de Posters, la Conferencia Plenaria dictada por Enrique Ochoa, Subsecretario de Hidrocarburos sobre “Diagnóstico y Desafíos del Sector Hidrocarburos en México”; y el Almuerzo Conferencia titulado “Retos y Perspectivas de Petróleos Mexicanos”, a cargo de su Director General Emilio Lozoya. Un evento social y cultural se realizó en horas de la noche en los salones del hotel Iberostar Cancún con la presen-

Posan sonrientes para Petroleum: Julián Salazar, Manuel Alegría, José Serrano Lozano, Sergio Augusto López, Carlos Morales Gil y Juan Manuel Delgado

tación de la Original Banda El Limón y el show de la magnífica y electrizante vedette Maribel Guardia. El viernes 07 amaneció como el día más esperado del CMP por el desarrollo del tradicional torneo de Golf organizado por la empresa MVS, donde participaron 194 jugadores divididos en 48 equipos entre foursomes y fivesomes. El atractivo principal era un Porsche 911 como premio a quien hiciera un hoyo en uno. Nadie se lo ganó. Se continuó con la exhibición de equipos y servicios, las Secciones Técnicas y de Posters; la Plenaria “El futuro de la energía - Soluciones a través de la cooperación”, a cargo de Marvin E. Odum, Presidente de Shell Oil Co. Upstrem

Americas Director; y el Almuerzo Conferencia a cargo de Federico Reyes Heroles, titulado “Perspectivas de la economía mexicana: Retos y oportunidades”. El Sábado 08, último día del CMP, siguió con el programa de visita a la exhibición y las presentaciones orales y de posters. La Plenaria se tituló “Visión de largo plazo de la energía en el mundo”, por Helge Haldorsen, VP de Estrategia y Portafolio para USA y México de Statoil; y el Almuerzo Conferencia fue dictado por Jonathan Evans, VP Acces de BP Exploration, quien disertó sobre “Collaboration: Working with National oil Companies and Governments to create some of the world´s great projects”.

Ceremonia de Inauguración José Serrano Lozano, Presidente Ejecutivo del Congreso y Presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de México -institución que le tocó organizar el CMP de este año- quien dio inicio a la ceremonia con un corto mensaje en el que además de agradecer el aporte de los gremios y asociaciones para hacer realidad esta edición del Congreso, teniendo como lema “Talento para innovar, compromiso de hoy, para el México de mañana”. Enfatizó el carácter internacional del evento, enfocado en las nuevas tecnologías para impulsar y consolidar los cambios que requiere nuestra industria, así como el desarrollo del factor humano, “ya que asumiendo esos cambios como un compromiso podemos llegar más rápido al México que todos anhelamos”. Carlos Morales Gil, Presidente

Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México

del CMP 2013 y Director General de PEP, destacó por su parte, la importancia de promover la tecnología como la vía más expedita para hacer de Pemex una empresa petrolera de clase mun-

dial. Se congratuló porque el tema fundamental del Congreso estuviese enfocado en la innovación tecnológica, como la única respuesta para enfrentar los grandes retos de la industria petrolera mexicana. “La tecnología junto con el recurso humano y los recursos de inversión, son los tres elementos imprescindibles para construir procesos innovadores que den respuesta a los retos de la industria”, dijo Gil, quien puntualizó que “hay factores como los precios, demanda, oferta y los procesos de incubación tecnológica que mueven los mercados en los que se desarrolla la actividad petrolera”. Insistió en que es a través de la innovación tecnológica que ha sido posible ver los cambios en los mercados internacionales, particularmente por su impacto en la productividad. Julio 2013 / Petroleum 282

Escenario Emilio Lozoya, Director General de Pemex, se mostró muy optimista, indicando que la industria petrolera mexicana tiene un futuro brillante en momentos que Pemex está cumpliendo 75 años de su creación tras la Expropiación Petrolera del 7 de Junio de 1938. Sin embargo, la empresa necesita modernizarse, transformarse para aprovechar la oportunidad histórica de transitar por la senda del desarrollo y también afrontar los grandes cambios en los mercados, que imponen también nuevos y grandes desafíos. Lozoya dijo que el Plan de Negocios de la petrolera estatal contempla incrementar la producción de aceite de 2.5 MMbpd a 3.0 MMbpd al finalizar la presente administración. Aunado a ello se debe elevar la eficacia operacional, la sustentabilidad y profesionalización de los recursos humanos. A manera de ejemplo mencionó la declinación severa de Cantarell que pasó de producir en menos de una década de 2.2 MMbpd a los actuales 450.000 bpd. Un punto destacado de su intervención fue la reciente operación en aguas profundas del

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En el cóctel de inauguración se reunieron Luis Fong, David Tradeco, Luis García, Gerardo Tamayo, Carlos Morales Gil, Juan Manuel Delgado y Jorge Abreu

Golfo de México, donde se debe perforar a más de 500 metros de espesor de la capa de agua. En tal sentido resaltó el aporte del CMP a través del análisis y promoción de tecnologías de vanguardia en este entorno. Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México, tuvo a su cargo la inauguración oficial del CMP 2013, sintetizando en su discurso que la industria petrolera mexicana debe superar los escollos actuales y avanzar en el escenario propuesto por el Presidente de

la República, Enrique Peña Nieto, en su Plan Nacional de Desarrollo. “Tenemos que avanzar con las nuevas tecnologías, pero sin descuidar a nuestros socios y volviendo la mirada a nuestro continente”. Ante un auditórium a reventar con unas 3.000 personas provenientes de unos 20 países, el Secretario de Energía de México, reiteró que “para enfrentar el nuevo escenario, el Ejecutivo Federal propondrá nuevas estrategias, utilizando el reconocimiento que organizaciones de Estados Unidos da a nuestra pujante industria”. Afirmó que hay que prepararse para participar en los nuevos escenarios que se abren a la industria petrolera mexicana, la cual padece de severos cuellos de botella, retrasos tecnológicos y de infraestructura que hay que recuperar, “porque de otro modo podría continuar la declinación de la producción de crudo y gas y se podrían convertir en corto plazo en importadores netos de energía primaria”. “Tenemos que actualizar a Pemex, su organización y sus tecnologías a los protocolos que se aplican en otros sitios de vanguardia… Por todo ello es que no podemos seguir pensando como antes, el mundo se ha complicado, se ha convertido en la aldea global que soñó McLuhan hace 50 años y no podemos seguirlo contemplando con milagros providenciales”. En el acto también intervino el Gobernador de Quintana Roo, Roberto Borge, quien se mostró muy complacido de que Cancún fuera escogida como la sede del Congreso Mexicano del Petróleo 2013, destacando las bellezas naturales y las facilidades de esta joya turística.

Escenario

Reconocimientos Como es tradición en los Congresos Mexicanos del Petróleo, las distintas asociaciones y colegios profesionales otorgan un reconocimiento a sus profesionales más destacados por su hoja de servicio personal y laboral. En esta oportunidad, cinco ingenieros se hicieron merecedores de esta distinción: José Luis Fong, Subdirector de Producción de la Región Sur de PEP, recibió

el Premio del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, CIMP. Raimundo Aguilera, Expresidente de la AMGE, recibió la Medalla al Mérito Antonio García Rojas de la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración, AMGE. José Antonio Escalera, Subdirector de Exploración de PEP, recibió el Premio de la Asociación Mexi-

cana de Geólogos Petroleros, AMGP. Carlos Osorio, Perito y Consultor en Perforación, recibió el Premio Miguel Ángel Centeno de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AIPM. Eduardo Gabriel Loreto, destacado ingeniero del IMP, recibió el reconocimiento de la SPE al profesionista más destacado en el ámbito petrolero.

Conferencias Plenarias “Diagnóstico y Desafíos del Sector Hidrocarburos en México”, por Enrique Ochoa Reza, Subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía de México. Esta conferencia fue presidida por Emilio Lozoya y presentada por Carlos Morales, ante la presencia de unos 2.000 participantes. En la misma onda de quienes lo han precedido en el uso de la palabra, Ochoa abogó por “una reforma energética para recuperar la producción petrolera, pues todos los riesgos son para Pemex, lo que ha generado una desventaja “La reforma abre nuevos horizontes de crecimiento y desarrollo para la paraestatal”, dijo Ochoa.

Con los cambios al marco jurídico del 2008 se establecieron dos escenarios de los cuáles sólo uno es favorable para el país: por un lado se da garantía de la propiedad de los recursos petrolíferos a la Nación y por el otro todos los riesgos son para Pemex. Mencionó como ejemplo a Noruega y Brasil que se han convertido en casos exitosos al compartir riesgos con otras compañías, sin perder la titularidad de la propiedad de los recursos. Explicó sin complejos, que este tema continuará debatiéndose debido a su trascendencia. “El futuro de la energía - Soluciones a través de

Emilio Lozoya Austin, Director General de Pemex, junto a Jorge Zajia, Editor de Petroleum

la cooperación”, a cargo de Marvin E. Odum, Presidente de Shell Oil Co.

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Escenario Upstrem Americas Director. Como una de las empresas petroleras más importantes del mundo, Shell tiene una amplia experiencia en el mercado petrolero internacional, por lo que el conferencista no dudó en afirmar que México es un país prometedor para las majors y que las tendencias tecnológicas en el futuro girarán en torno a las mejores prácticas en aguas profundas, seguridad y adquisición de imágenes inteligentes. Marvin dijo que Pemex requiere

mucha ayuda para sacar el máximo provecho de sus recursos y que solamente para apalancar el potencial contenido en sus aguas profundas, necesitaría aumentar sus capacidades 10 veces. Se refirió igualmente al tema de la Reforma Energética, la cual dijo podría ser un instrumento para marcar una importante diferencia con el resto del mundo. “Estamos muy entusiastas y a la expectativa con las acciones que tomará el gobierno”.

“Visión de largo plazo de la energía en el mundo”, por Helge Haldorsen, VP de Estrategia y Portafolio para USA y México de Statoil. El representante mencionó que en Noruega trabajan 54 diferentes compañías globales, por lo que el sector recibió inversiones por 172.000 millones de dólares en 2012. Dijo que si bien México cuenta con recursos y capital humano necesita adaptarse a las tendencias mundiales, incluyendo la extracción no convencional.

Almuerzos Conferencias “Retos y Perspectivas de Petróleos Mexicanos”, por Emilio Lozoya Austin, Director General de Pemex, quien insistió una vez más en que la meta de la paraestatal es llegar a una producción de 3.0 MMbpd en la actual administración, para lo cual ya desarrolla una estrategia diversificada en tierra y aguas someras, a la vez que intensifica la búsqueda de nuevos reservorios en aguas profundas y en yacimientos no convencionales de lutitas que podrían contener cuantiosos volúmenes de aceite y gas.

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Durante el Almuerzo Conferencia “Retos y Perspectivas de Petróleos Mexicanos”, José Serrano, Presidente Ejecutivo del CMP; Emilio Lozoya, Director General de Pemex; y José Luis Fong, Subdirector de la Región Sur de PEP

En el Almuerzo Conferencia “Perspectivas de la Economía Mexicana”: Javier Hinojosa Puebla, Subdirector Región Marina Sureste de Pemex, Federico Reyes Heroles y Néstor Martínez Romero

Jonathan Evans, VP Global Business Development BP Exploration durante el tercer Almuerzo Conferencia

El Director General de Pemex, Emilio Lozoya, delineó cuatro líneas estratégicas para aprovechar el inmenso potencial petrolero del país en esta época de profundos cambios tecnológicos y de mercados: 1. Incrementar la producción y desarrollar nuevas reservas 2. Elevar la eficiencia operacional 3. Aumentar la responsabilidad social corporativa 4. Impulsar la modernización de la gestión “El mayor activo de Pemex es su capital humano, por lo que la meta es reclutar cada año 200 profesionales recién egresados de las carreras de ciencias de la tierra, retener 30 especialistas y expertos que laboran actualmente en la empresa y reemplazar a todo el personal que se encuentra en condición de retiro.

Lozoya Austin no ahorró palabras para afirmar que la monetización de los recursos de hidrocarburos del país dependerá de los cambios estructurales y esquemas de organización, sin poner en riesgo la propiedad de los mismos, que seguirán siendo de la Nación. “Perspectivas de la economía mexicana: retos y oportunidades”, por Federico Reyes Heroles. El escritor y analista político mexicano, autor de diferentes obras narrativas, tuvo a cargo esta conferencia en la que de manera amplia se refirió a los grandes retos que encara el país, como la pobreza, desigualdad e impunidad. En su opinión, “México está en el mejor momento y tiene todo para ser una gran nación. Cuenta con grandes ventajas, como el bono poblacional, la creciente población económicamente activa y el aumento de la clase media urbana.” Collaboration: Working with National oil Companies and Goverments to créate some of the world´s great projects”, por Jonathan Evans, VP Global Business Development BP Exploration. Evans aseveró que cada proyecto productivo en el sector petrolero es único. “Nadie tiene todas las respuestas, lo cual nos hace sensible trabajar juntos, combinando capacidades para desarrollar más recursos”. Enfatizó que BP tiene la esperanza de colaborar en nuevas aplicaciones en México, donde desde hace 20 años trabaja con Pemex en análisis de riesgos en aguas profundas y capacitación especializada. Julio 2013 / Petroleum 282

Exhibición

Funcionarios del gobierno de México y de Pemex, inauguraron la exposición de equipos, productos y servicios del Congreso Mexicano del Petróleo. Integraron la comitiva Enrique Ochoa, Emilio Lozoya, Carlos Morales, José Serrano, Vinicio Suro y Alejandro Martínez. Los invitamos a recorrer una muestra condensada de esta amplia exhibición Durante el despeje de la cinta inagural de la exposición Vinicio Suro, Enrique Ochoa, Emilio Lozoya, José Serrano y Carlos Morales Gil

PEMEX presentó sus proyectos y estrategias de exploración en tierra y aguas someras a la par de intensificar la búsqueda de nuevos yacimientos en aguas profundas

TESCO, líder en el diseño, manufactura y servicios para el sector upstream, durante el CMP estuvo representada por: Edgar Franco, José del Carmen Morales, Carlos Romero, Jorge Castillo, Hugo Morán, Armando Moreno, Ricardo Villegas, Martin Du Saire, Juan Córdova, Jorge Sanguino, Paul Meeks, José Zurita, José Medel, Diego Córdoba, Fernando Rivera. Sentadas, Liz Neel, Isabel Lastra y Mary Cardillo Surpetrol: Especialistas en medición de producción con medidores multifásicos, sistemas Halliburton mostró en su estand las ventajas de la gama de productos y servicios desade levantamiento rrollados para todo el ciclo de vida de los yacimientos petroleros artificial y consultoría en gerencia de yacimientos. En su estand Daniel Acosta, Nadia Petersen, Horacio Ferreira, David Caballero, Luis Melo, Ana María Rujeles y Norberto Ortigoza

O Jeito, fundada por el inmortal David Casas, dio a conocer sus avances en servicios de radio- Wild Well Control, el líder mundial en control y extinción de incendio, estuvo muy bien trazado y toma de imágenes espectrales. Fernando Cortés, Cinthia Zanata, Carla Sierra, Marisela representado por Alfredo Ríos, Alberto D´Argence, Larry Sims, Miguel Ángel Aguilar, 2013 / Petroleum 282 Villamil, losJulio visitantes Catalina Jiménez, Miguel Lagúnez, Víctor López y su CEO Carlos Casas John Blocker, Jaime Morles, Samuel Madrigal, Fernando A. Borgert y Corey Hoffman

Schlumberger compartió con los asistentes al Congreso Mexicano del Petróleo los últimos avances en soluciones para la industria mundial de E&P

Welltec, Soluciones competitivas para la industria de petróleo y gas Camila Alaniz José Carrillo, Ricardo Quintero, Pedro Masiel, Sergio Vázquez (Pemex) Ranulfo Torres (Pemex), Karina Sala y Fernando Velasco

TSC GROUP, es un proveedor de plataformas y soluciones de perforación llave en mano. En su estand: Ignacio Ramírez y Gildardo Ramírez (Pemex); Hatzidí Giorgana; Shane Thompson, Mechanical Handling, Parts and Service; Alex Rodríguez, Sales Manager, Solids Control; Meredyth Tyler, Marketing Coordinator; Cristina Gómez; y Jack Highberger, Drilling Fuids Pumps and Onshore Drilling Rig Sales

CBM Ingeniería Exploración y Producción, promovió su portafolio de soluciones para apoyar la transformación de los procesos de la industria petrolera mexicana. En el mostrador, Lorena Vílchez, Neomi Vargas, Jesús Reyes, Lourdes Salamanca e Ivan Faría. Sentados, Cynthia Arévalo, Arturo Castillo, Andreína González y Juan Abud. Detrás, Leonardo Palop, Freddy Márquez y Jorge Romero

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Escenario

Con el propósito de estimular la innovación y la excelencia, además de constituirse en una plataforma para difundir el conocimiento acerca de nuevas tecnologías y competencias en sistemas de levantamiento artificial, el 21 y 22 de Mayo tuvo lugar en Cartagena de Indias esta nueva jornada técnica, que bajo el lema “Levantamiento Artificial - Hacia dónde vamos desde aquí” propició un debate de alto nivel enfocado en los procesos y mejores prácticas para optimizar el rendimiento en pozo, la eficiencia y la rentabilidad de estos sistemas

uevas tecnologías están ayudando a mejorar el rendimiento y a superar los desafíos técnicos que en el campo de sistemas de levantamiento artificial encara la industria petrolera mundial, un tópico discutido en profundidad por los expertos en el marco de la conferencia organizada por la Society of Petroleum Engineers como parte de sus continuos esfuerzos para difundir el conocimiento entre ingenieros de petróleo y gas. Centrada en las últimas tecnologías y equipos que mejoran el rendimiento del levantamiento artificial, la seguridad y rentabilidad, esta conferencia -la primera en su tipo en la

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Sesión Plenaria de Apertura: Javier Durán, Ecopetrol-ICP; Ken Saveth, Borets-Weatherford; Jeff Spath, Presidente SPE 2014; Bill Lane, VP Tecnologías Emergentes y Sistemas de Levantamiento Artificial de Weatherford; y Álvaro Prada, de Ecopetrol (en el podio)

región- configuró un evento relevante para los operadores, académicos e investigadores. Los organizadores agradecieron el aporte de los voluntarios en la organización de esta jornada, el patrocinio de Weatherford, Alkhorayef Petroleum Colombia, Halliburton, Kudu, PCM y Baker Hughes, y de manera especial la colaboración activa de SPE Colombian Section, por acoger la conferencia en su país.

Un programa para la interacción Con un programa innovador y un formato abierto, especialmente diseñado para favorecer la interacción entre delegados, conferencistas y las empresas que participaron en la exhibición, la conferencia logró el clima propicio para abordar todos los aspectos de interés en este campo, a través de 54 artículos técnicos presentados por especialistas de empresas como Ecopetrol, Hocol, Petrobras, Pdvsa, Pemex, YPF Argentina; Sincopec E&P y otras corporaciones multinacionales.

Un total de 18 sesiones técnicas cubrieron aspectos clave como Sistemas de Levantamiento Artificial, Problemas y Soluciones; Sistemas Tecnológicos Innovadores y Emergentes de Levantamiento Artificial; Aplicaciones Agresivas (petróleo pesado, extrapesado, ligero y alta temperatura); Operaciones y Mantenimiento; Monitoreo y Optimización; Estado del Arte – Métodos Específicos; Mejores Prácticas y Lecciones Aprendidas; Diseño de Metodologías; Prácticas de Completación de Pozos; Campos Maduros; Despliegue Alternativo y Offshore; Automatización y Pozos Inteligentes. Cada una de estas sesiones propició a su vez la discusión de un amplio número de temas, incluyendo fluidos viscosos, manejo de arena y gas, inteligencia artificial, tendencias de optimización, tecnología compartida offshore y onshore, bombas de varillas, gas lift, bombas de cavidad progresiva, bombas electrosumergibles, bombas hidráulicas, estudios de yacimientos, estudios de casos, análisis de costo del ciclo de vida, fiabilidad de sistemas,

Escenario

Profesionales de distintas empresas del sector petrolero asistieron a la primera conferencia de SPE sobre Levantamiento Artificial celebrada en Latinoamérica

solución de problemas y análisis de causa raíz, contribución de HSE, gestión de la cadena de suministro y contenido local, aplicación en pozos inteligentes, diseño del pozo y criterios de selección de equipos, construcción, instalación, operación y mantenimiento, desafíos operacionales y perfiles de fuerza de trabajo. La interacción favoreció las ideas y pasos para poner a prueba los límites de nuevas aplicaciones de levantamiento artificial. De este modo la sesión sobre Problemas y Soluciones permitió examinar aspectos tales como las condiciones de los reservorios (tiempo, profundidades, tipo de petróleo producido) y condiciones ambientales, determinantes en la evolución de los sistemas de elevación artificial. La de Aplicaciones Agresivas cubrió los grandes retos en materia de producción de petróleo pesado/extrapesado, y entornos de yacimientos de alta temperatura, con énfasis en los progresos alcanzados en el desarrollo de nuevas tecnologías de levantamiento artificial para hacer frente a los principales desafíos que plantea el proceso térmico, el perfeccionamiento en bombas de cavidad progresiva con el mejoramiento de la capacidad de elastómero y el desarrollado de estatores metálicos para hacer frente a temperaturas mucho más altas. La discusión sobe Mejores Prácticas hizo hincapié en la búsqueda de eficiencia en las nuevas prácticas y el aprendizaje asociado a la incorporación de nuevos métodos de levantamiento artificial, en tanto la sesión de Monitoreo y Optimización mostró cómo la automatización y la innovación de gestión de datos ayuda a optimizar los sistemas de levantamiento artificial. Durante la conferencia se evaluaron también las prácticas de completación

Expertos de algunas de las más importantes empresas vinculadas al sector petrolero en Latinoamérica participaron en la sesión plenaria de apertura centrada en los esfuerzos realizados por operadores, fabricantes y empresas de servicios de pozos que influyen en la selección del correcto funcionamiento del método de levantamiento artificial, y en cuanto a la explotación de campos maduros con sistemas de levantamiento artificial, se profundizó en desafíos tales como la producción de altas tasas y el aumento de flujo en yacimientos que involucran proyectos de inyección de agua, producción de alto porcentaje de agua y disminución del flujo en las zonas marginales. También los problemas de integridad de pozos en pozos viejos, producción en zonas pobladas y la baja productividad y altos costos de operación, entre otros, los cuales requieren conocimientos técnicos y la selección adecuada de los sistemas de explotación artificial y estrategias de desarrollo, en consonancia con los requisitos técnicos y económicos de los campos maduros.

La ruta hacia el mejoramiento Titulada “La ruta hacia el mejoramiento” la sesión de apertura fue presidida por Javier Durán, de Ecopetrol-ICP y Ken Saveth, de Borets-Weatherford, contando con la participación de Jeff Spath, Presidente SPE 2014; Bill Lane, Vicepresidente de Tecnologías Emergentes y Sistemas de Levantamiento Artificial de

Weatherford; y Álvaro Prada, especialista de Ecopetrol, cuyas intervenciones se enfocaron en el estado actual del levantamiento artificial en América Latina y lo que estas empresas de manera particular han logrando en materia de mejoras, con énfasis en los principales desafíos para operadores y compañías de servicios. En sus palabras introductorias, Durán y Saveth enfatizaron el importante rol que tiene el levantamiento artificial en la industria, y por ende el valor de las iniciativas orientadas a elevar la comprensión de los diversos métodos de levantamiento artificial, su aplicación, operación y optimización. Spath por su parte destacó la singularidad de que esta conferencia tuviese lugar en América Latina, abriendo espacio para abordar las mejores prácticas que pueden ser aplicadas de manera útil en la solución de problemas específicamente relevantes en la región. Celebró de igual forma el esfuerzo liderado por la SPE en la búsqueda de oportunidades para que profesionales de la industria puedan compartir experiencias, crear fructíferas relaciones y generar nuevas ideas que contribuyan al mejoramiento de su nivel de competencia y rendimiento.

Alvaro Prada, Ecopetrol

Prada tuvo la oportunidad de presentar la visión estratégica de Ecopetrol y sus principales retos, compartiendo en la segunda parte de su charla estadísticas relacionadas con el desempeño de los sistemas de levantamiento artificial. En los últimos años Ecopetrol ha vivido una etapa de cambios orientados a lograr su transformación en una empresa global de clase mundial, para lo cual la estrategia se soporta en tres elementos centrales, como son: crecimiento rentable, consolidación organizacional y responsabilidad corpoJulio 2013 / Petroleum 282

Eugenio Ferrigno, de Lufkin Argentina, presentó el trabajo Well data Analysis and Integration System Practices, en la sesión de Mejores Prácticas y Lecciones Aprendidas, coordinada por Shauna Noonan, ConocoPhillips; Jack English, Chevron

rativa con todos los grupos de interés. La estrategia operativa apunta a lograr la excelencia operacional, gerencia de procesos, garantizar el control de todos los procesos y asegurar talento humano y tecnología. Entrando en el tema central de la conferencia, Prada mostró el desempeño de indicadores de costos de levantamiento y de hallazgos. Afirmó que Ecopetrol tiene hoy un costo hallazgo relativamente bajo a nivel nacional, comparado con otras compañías operadoras en Latinoamérica y a nivel mundial, con un costo de levantamiento promedio de US$10,67 por barril, “lo que nos ubica en el puesto 7 de este ranking”, dijo. De los sistemas de levantamiento instalados en los diferentes activos de Ecopetrol, aproximadamente un 50% corresponde a bombeo mecánico; 28% a sistemas de cavidades progresivas (PCP) y 20% a bombeo electrosumergible. “Tenemos una franja con un porcentaje menor de otros sistemas como gas lift y bombeo hidráulico”. Respecto a los costos de levantamiento, dijo que hay una amplia variación

dependiendo de la región. Por ejemplo, en la Gerencia de la región Catatumbo – Orinoquía (parte norte del país) los costos de levantamiento llegan a US$25 por barril, mientras en la Gerencia Central se manejan cifras de US$4-5 por barril. Esta diferencia se relaciona con la madurez de los campos. Los de la región Catatumbo – Orinoquía y de la región Magdalena Medio son activos que tienen casi cien años en producción, y por tanto tienen costos de levantamiento más altos, frente a las regiones con activos que apenas están comenzando su desarrollo. A su vez la discriminación de estos costos arroja que la intervención a pozos es el renglón más elevado, relacionado con reparación de bombas de subsuelo y extracción de equipos. El modelo implementado por Ecopetrol en busca de la optimización tiene cuatro ventanas: la primera engloba los activos de altos volúmenes de producción y bajos costos, como es el caso de la mayoría de los activos no maduros del área de Llanos; en la segunda se ubican los activos de bajos volúmenes de producción y altos costos, en la cual el reto es implementar una estraFernando Bertomeu, de OilProduction Oil & Gas Consulting y Claudia Rubio, de Norris Production Solutions, coordinadores de la sesión sobre Tecnologías Emergentes en Sistemas de Levantamiento Artificial

Cristian Von Zedwitz, Baker Hughes y Jonny Contreras, durante la sesión Sistemas de Levantamiento Artificial, Problemas y Soluciones III

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tegia que permita mantener la producción optimizando los costos. La tercera ventana es la de activos con altos volúmenes de producción y altos costos de levantamiento, que ameritan igualmente una estrategia de optimización de costos, en tanto la cuarta ventana engloba activos de muy bajos niveles de producción y muy altos costos, que es donde están los mayores retos. En cuanto al desempeño de los dos principales sistemas de levantamiento que maneja Ecopetrol, para este año se tienen 1.800 pozos en bombeo mecánico y cerca de 500 pozos en bombeo PCP, con unos valores de run life en el primer caso de 465 – 470 días en promedio, y en el caso de PCP una cifra similar, de 445 días de run life. Las unidades de bombeo PCP se concentran mayormente en la región de Magdalena Medio, que tiene el mayor número de pozos y en la Gerencia Sur (área de Putumayo y área de Neiva). Adicionalmente al tema de optimización de costos de levantamiento, la estrategia que actualmente se desarrolla tiene que ver con una discriminación de costos. Aproximadamente 30% de los costos están relacionados con los costos de consumo de energía, lo que impacta fundamentalmente las áreas de crudos pesados, lo cual constituye uno de los ítems que requieren una optimización importante para lograr una reducción de costos de levantamiento del orden del 30%. Prada concluyó su presentación reiterando que Colombia es hoy un país atractivo en términos de inversión a nivel global, que representa grandes oportunidades tanto para las operadoras como empresas de servicios. “Estamos comprometidos con el mejoramiento de la competitividad del país y obviamente, el hecho de que Ecopetrol sea responsable del 80% de la producción de hidrocarburos representa también un apalancamiento para el desarrollo de la industria”, dijo. En cuanto al tema técnico puntualizó la importancia de compartir las mejores prácticas. Finalmente, señaló que la adquisición de datos en tiempo real y la automatización es también un factor fundamental para la optimización de costos de levantamiento, al igual que la práctica de documentar todos los procedimientos operacionales, lo cual Ecopetrol ha venido implementando exitosamente.

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Escenario

En la exhibición

Las firmas que participaron como expositoras en la muestra de las últimas novedades y tendencias en tecnología y sistemas de levantamiento artificial fueron Accelerated Production Services B&S Performance; Baker Hughes; Caltec; GE O&G Artificial Lift; Halliburton; High Quality Engineering; IHS; NOV Monoflo; PCM; PetroTiger; Premium Artificial Lift Systems; Schlumberger; Serinpet; Weatherford y Zeitecs

IHS: María Clara Machado, David Wallace, Adriana Hernández, Hugo García e Iván Parra

Halliburton: Henry Bacca, Vannesa Garces, Gustavo Rojas, Israel Moreno, Vannesa Capella y Ciro Ayala

NOV Monoflo TDA: Raquel Galván, Steve Green, Juan Pablo Andrade, Michael McDade, María Tenorio, Zach Klink, José Daniel Ortega, Arnely Correa y Lizeth Meia

Schlumberger: Diana Balaguera, Leonel Ruíz, Adriana Dávila, Daniel Oliva, Andrés Orozco, David Amores, Diego León, Carolina Ramírez y Milton Angulo

Caltec, suministra sistemas para incrementar la producción de hidrocarburos. Sebastián Arango y Tom Vogt

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Accelerated, Suplidores de soluciones de levantamiento artificial y de bombeo para la industria de E&P. En su estand, Jesse Hernández, Jeff Mc Neill

SHA

Baker Hughes: Raúl Avendaño, Gerente de Ventas, Artificial Lift

PCM: Laurent Zimmer, Mauricio Borja, Luc Chateain, Karen Linero y Miguel Ruíz

Serinpet: Hernán Luna, Diego Monsalve, Jerry Cuesta, Alejandro Ladrón, Lina María Ladrón y Juan Guevara GE Oil & Gas: Ariel Blanco, Luis Quintana, Paola Ospina, Mauricio Cardona, Martín Urueña y Julián Vargas

BS - Taurus Engineering: Ketan Dhawan, Xavier Blum, Cody Meyerhoff, César Blum y Samuel Álvarez

HQE: Andrés Bustos, Alfredo Rodríguez, Julián Pertuz, Esperanza Torres, Juan Velázquez y Johan Reyes

Petrotiger-Zedi: Doug Kinnaird, Nancy Vidal y Andrea Salamanca

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Análisis

Ecuador petrolero y el desafío socio ambiental de la Industria “Utilizar el extractivismo para salir del extractivismo”, dice Rafael Correa, Presidente de la República del Ecuador

7 Por Rene G. Ortiz* Un antecedente útil, para entender las cosas No hay duda que Ecuador tiene un potencial de recursos naturales – para su tamaño territorial – envidiable y que la industria extractiva de recursos naturales de origen fósil, petróleo y gas natural, ha sido el motor de su desarrollo y el sostén de fiscal por los últimos 42 años. En minerales, esta industria nueva para Ecuador, estaría por pasar a la escala industrial. Tampoco, creo, hay duda que el mercado de combustibles fósiles y de minerales pasa por un buen momento de tranquilidad. No hay amenazas osadas, en el horizonte. Los precios mundiales, aun cuando han bajado de niveles cúspide, se han posesionado todavía en niveles altos. Los precios del crudo marcador WTI podrían promediar los US$91.62/bbl en 2013 y alrededor de US$90/bbl en 2014. Y, –según el “World Oil Outlook” de la OPEP, coincidente con la estimación de la OECD -la demanda futura de energía para el periodo 2010 – 2035, crecería en un 54%. Esto es una buena noticia. Por tanto, para Ecuador -en el marco de las condiciones antes descritas- la inversión extranjera directa, IED, es la mejor opción para el gobierno, recién re-elegido, ante las ralentizaciones exógenas de precios, débil crecimiento económico de los principales mercados del mundo y reducción de remesas de los migrantes, que son una mala noticia.

El Gobierno se abre a la Inversión Extranjera Directa, IED Con el discurso del Presidente Rafael Correa, “utilizar el extractivismo para salir del extractivismo”, el gobierno ha pensado que podría manejar la apertura a la IED en sus dos sectores – hidrocarburífero y minero – como la única opción para alimentar el PIB, mientras genera producción en los próximos tres a cuatro años, para monetizar los nuevos barriles, las toneladas y las onzas de oro. Es una buena noticia.

El problema socio-ambiental y el desafío de la industria mediante la implantación de un estándar y la certificación y auditoría independiente En efecto, se tiene una legislatura que “cree saber todo”, unas comunidades indígenas con un “temor irrefrenable”, unas ONG’s “sin alternativa viable de desarrollo” y una oposición política de “peso ligero” para estas grandes lides. En realidad, ellos desconocen el mundo del petróleo y los minerales y en sus discursitos quieren “el oro y el moro”. Quieren tener más de lo que les corresponde y de lo que es posible. Para entender la temática rentista solo hay que mirar a los países vecinos, con los mismos recursos naturales y las mismas aspiraciones. Cuidado con eso del “mejor contrato”, ya que el mejor contrato multiplicado por cero de inversión, es cero. Eso es lo que le ha ocurrido a Ecuador. Por ejemplo, ni un solo contrato nuevo en minería desde que se puso en vigencia la ley minera, en 2009. Esa, es una mala noticia. En cuanto a la solución socio-ambiental, hay que comprometer a la industria petrolera y minera con “Best Practices”; las mejores prácticas, para una producción social y ambientalmente responsable.

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El desafío actual de la industria petrolera es tener operaciones estandarizadas y repetibles, para “hacer bien” las cosas, para que nadie se escude en la trillada “falla humana”, para justificar un accidente, un derrame, etc. Es que ha sido comprobado que la tecnología y las técnicas operativas han demostrado ser altamente efectivas y eficientes. Por tanto, un estándar socio-ambiental como EO100™ tranquilizaría a las comunidades, serenaría al gobierno y calmaría a las ONG’s. Esto es una buena noticia.

El “Modelo de Desarrollo” de Ecuador es extractivista y con dominante gasto fiscal Es sostenible, solamente cuando el objetivo político está encaminado con contratos e inversiones para aumentar la producción de barriles de petróleo, reponer las reservas de barriles consumidos y alimentar la caja fiscal, con la monetización en el mercado petróleo internacional, de los barriles nuevos exportados. En este contexto, el Gobierno podría estar pensando aplicar sus nuevos alientos de cambio de visión en algunos proyectos petroleros que suman un estimado de millones de dólares de inversión en los próximos tres a cuatro años y que tendrían su primer impacto, en el Producto Interno Bruto, PIB, por ejemplo: • Campos maduros con Contratos de Prestación de Servicios tarifados por barril producido, con las compañías petroleras internacionales, operadoras, que aceptaron la renegociación de sus contratos de 2010, con inversiones estimadas en el orden de los US$1.2 mil millones. • Campo petrolero Pungarayacu, con la incorporación de un fuerte inversionista internacional en el contrato del bloque 20, mediante autorización del Gobierno para la cesión de derechos y obligaciones de la contratista original, al nuevo inversionista. Se ha estimado un monto de inversiones nuevas del orden de los US$4 mil millones en los próximos tres a cuatro años, para una producción estimada de 120 mil BOPD, con tecnología adecuada y probada, para la extracción de petróleos extra-pesados.

Análisis • Campos maduros, Libertador y Shushufindi, con contrato de prestación de servicios petroleros, donde Petroamazonas mantiene la curva base y los consorcios Pardalis y Shushufindi, están ya comprometidos a invertir aproximadamente US$1.8 mil millones, es decir: - Shushufindi, entre US$1.2 mil millones y 1.4 mil millones - Libertador, entre US$250 millones y 400 millones. • Campos maduros Auca y Cuyabeno, también con contratos de prestación de servicios petroleros, donde otras compañías internacionales ya han mostrado interés en la modalidad de contrato de servicios específicos que también paga por barril incremental, con una inversión estimada en US$1.2 mil millones. • Campo Sacha, mediante otra Cesión de Derechos y Obligaciones de la actual CEM Río Napo (Petroecuador/Pdvsa), para incorporar inversionistas grandes, internacionales, conmensurables con el tamaño del campo. Las estimaciones de inversión serían del orden de los US$500 – 600 millones; e inclusive podrían llegar hasta US$1 mil millones. • Campos de la 11ª Ronda de Licitación Internacional (SurOriente), cuya etapa de “road show” de promoción por el mundo ya fue concluido en 2012. Las estimaciones de inversión para desarrollo en 13 bloques, podrían ser del orden de US$1.25 mil millones: - Exploración, entre US$50 millones y 100 millones, por bloque - Desarrollo, alrededor de US$500 millones por bloque.

• Campo Amistad, de gas natural, que también podría ser repotenciado con la incorporación de un inversionista extranjero y cuyas inversiones estimadas son del orden de los US$200 millones; y • Campo ITT, que por el momento –una vez analizado a profundidad- podría seguir acomodándose a la tesis de no-desarrollo; pero que, si el gobierno decida ejecutar el Plan B, podría atraer una inversión extranjera directa, IED, del orden de los US$2 mil millones. Planteada así, la nueva visión gubernamental podría ya estar promoviendo inversión petrolera extranjera de un orden de magnitud de US$10.65 mil millones, sin tomar en cuenta las posibles inversiones de los campos ITT del orden de los US$2 mil millones; pero, que en total –si el plan B del ITT también se suma- podría ser de aproximadamente US$12.65 mil millones. Esa sumatoria de “negocios en marcha” y “negocios por venir” en el sector E&P de la industria petrolera, aumentados los US$12.5 mil millones de dólares de inversión extranjera estimados para el proyecto Refinería del Pacífico; el Ecuador, podría atraer una inversión extranjera aproximada por encima de los US$25 mil millones de dólares en los próximos tres a cinco años. Este orden de ideas petroleras, con proyectos que ya han sido identificados como viables, podría ser promocionado y puesto a disposición de inversionistas extranjeros, como la nueva política petrolera del

gobierno y su nueva visión. Y, esto, es una buena noticia.

*Rene Ortiz, ex-Secretario General de la OPEP, ex-Ministro de Energía y Minas de Ecuador. Actualmente Presidente de ANDE, la Asociación Nacional de Empresarios. Miembros de los Directorios del Instituto de las Américas, en la Jolla, California; del Consejo de Cámaras y Asociaciones de la Producción; y de la Cámara de Quito

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Tecnología

El control de la producción de agua petrolera (Parte II) 7 Edmundo E. Ramírez López, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum

erramos la primera parte de esta serie de exposiciones sobre la producción de agua petrolera, anunciando que abordaríamos en próxima oportunidad lo relativo a los registros, pruebas, evaluaciones y consideraciones adicionales, de las cuales debe disponerse para que la valiosa información que aportan los gráficos de Chan, respecto a las probables fuentes que generan la indeseada producción de agua, sea interpretada apropiadamente y así poder realizar una reparación exitosa del pozo problema. La resumimos a continuación: 1. Si ocurre una irrupción de agua temprana en la vida del pozo, las primeras causas a considerar, son los problemas asociados al yacimiento o condición mecánica del pozo. 2. Si por el contrario, la entrada de agua llega bastante después de haberse iniciado la producción del pozo, la investigación debe estar dirigida inicialmente hacia la cuantificación de las reservas remanentes de hidrocarburos del pozo problema, porque se sabe que todos los pozos de petróleo y gas, experimentarán, inevitablemente, producción de agua, en la medida del agotamiento de las reservas de hidrocarburos que pueden producir. En este caso, la recomendación puede ser no reparar el pozo sino producirlo hasta su agotamiento, mientras mantenga una tasa de producción de petróleo rentable, asociada a la alta producción de agua. 3. En esa misma medida, tampoco son buenos candidatos a un programa de reparación, aquellos pozos que han sido parte de un largo proceso de recuperación secundaria por inyección de agua. 4. Una vez definido que se trata de una irrupción temprana del agua, es necesario diferenciar si obedece a: a. Problemas del yacimiento: yacimientos con un empuje acuífero de fondo muy activo, producidos por encima de la tasa crítica, ocasionando conificación o cúspide/cresta, del frente de agua; yacimientos con una alta saturación de agua inicial; yacimientos estratificados con empuje acuífero lateral o radial, donde se presentan algunos estratos con mejor permeabilidad que otros y en los cuales se produce la irrupción temprana del agua; canalización de agua entre pozos inyector/productor a través de fracturas naturales o inducidas mediante fracturamientos hidráulicos o acidificaciones matriciales deficientes y por diferencias petrofísicas entre estratos sometidos a inyección de agua, entre otras. b. Condición mecánica del pozo: cementación primaria deficiente del revestidor de producción que permite la comunicación por detrás del mismo, con zonas de agua aledañas al pozo; revestidor y tubería de producción corroídos, partidos o con huecos; filtraciones por el equipo de producción (empacaduras, tapones, camisas, etc.), entre otras. 5. Se procede entonces a: a. Efectuar una prueba de integridad del revestidor, pre-

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surizando el espacio anular revestidor/tubería de producción, observando si se mantiene o no la presión y dependiendo de esos resultados, correr registro de evaluación del estado físico del mismo revestidor, reemplazar partes dañadas en la tubería de producción. b. Correr registros de cementación y de producción para el diagnóstico de movimientos de fluidos detrás del revestidor y dentro de la tubería de producción, para identificar calidad y cantidad de los fluidos producidos y si existe flujo cruzado entre los estratos productores. c. Determinar si el flujo de fluidos alrededor del pozo es lineal o radial, mediante el método Seright: Si q/dp >∑ Kh/ [(141.2µ ln (re/rw] el flujo es lineal, en tanto que si es menor se trata de flujo radial. Se sabe que el flujo lineal está asociado con yacimientos fracturados naturalmente, en tanto que el radial se produce en yacimientos no fracturados, donde q es la tasa de producción del pozo, dp la diferencial de presión yacimiento/pozo, K la permeabilidad del estrato o yacimiento productor, re y rw los radios de drenaje del yacimiento y del pozo, respectivamente. Estudios complementarios de comunicación entre pozos, ayudan a conformar la presencia de fracturas alrededor del pozo y si estas son la causa de la canalización del agua. Enumeramos entonces los métodos de reparación y acciones recomendadas, según el diagnóstico realizado, para identificar la causa de la producción excesiva de agua:

1. Avería en el revestidor de producción

Si el hueco en la tubería es mayor de 1/8” y por tanto el flujo de agua es significativo, cerrar la intrusión de agua mediante inyección de cemento. De lo contrario, taponar la tubería mediante un tratamiento, con un gel de polímeros de alta concentración), baja viscosidad y bajo peso molecular

2. Flujo por detrás del revestidor

Tecnología Si la ausencia de cemento en el espacio anular es tan significativa, que permite un flujo cuantioso de agua, la recomendación es efectuar una cementación forzada para corregirla. Si se trata de una ausencia

parcial de cemento, como por ejemplo un micro anillo y por tanto un flujo restringido de agua, se debe efectuar una inyección combinada de gel y cemento, una a continuación de la otra.

3. Flujo radial Tratamiento con geles de problemas de flujo radial de agua, protegiendo la zona de petróleo, mediante una empacadura, durante la inyección del producto. Debe entrar por lo menos 50 pies, para lograr reducir la permeabilidad de la zona de agua y por tanto su productividad.

4. Conificación de agua por fracturamiento hidráulico del pozo En este caso la recomendación es efectuar una inyección matricial de geles, para reducir conductividad del agua.

5. Pozos productores de yacimientos fracturados naturalmente próximos a un acuífero Se recomienda para controlar la producción de agua, en estos casos, la inyección de polímeros orgánicos y entrelazados, mediante un programa computarizado, rigurosamente diseñado.

6. C a n a l i z a c i ó n d e agua entre pozos inyectorproductor en yacimientos fracturados naturalmente El tratamiento con geles, debe ser precedido de una evaluación del tamaño de las fracturas, mediante pruebas con trazadores y puede hacerse en el pozo inyector o el productor, diseñándolo y ejecutándolo de tal manera, que no se cause daño a las fracturas

7. Producción de agua por conificación o cúspide del acuífero En este caso existen varias opciones: cerrar el pozo por un tiempo prudencial para propiciar la resaturación de fluidos y luego producirlo por debajo de la tasa crítica, siempre y cuando sea rentable; producirlo a altas tasas, con un volumen de petróleo rentable o efectuar un tratamiento con geles y polímeros, para reducir la producción de agua. Julio 2013 / Petroleum 282

Warehouse

SeaONYX™

E Oil & Gas lanzó su nueva generación de sistema de control en superficie para prevenir reventones (BOP) SeaONYX™ con interfaz de usuario. Está diseñado para controlar un BOP en aguas profundas, y sellar rápidamente pozos de petróleo o gas en casos de emergencia. La tecnología incorpora por primera vez el software Proficy™ y el hardware Mark™ Vle de GE, que constituyen los mismos sistemas de control probados y desplegado en una amplia gama de aplicaciones de generación de energía de GE en todo el mundo. Mediante el uso de los componentes de

control Mark™ Vle, SeaONYX utiliza una configuración aceptada en la industria que ha sido instalada en más de 2.000 instalaciones de térmica, eólica, hidráulica y nuclear con más de 400 despliegues adicionales cada año. Mark™ Vle proporciona una gran red de soporte para el hardware y el software de SeaONYX. El software de interfaz hombre-máquina de SeaONYX está basado en las herramientas WorkstationST y Proficy Cimplicity de la Plataforma Inteligente GE. La interfaz está diseñada para integrar sin problemas la pantalla táctil para proporcionar una experiencia

eficiente y efectiva del operador y permitir el manejo de todas las funciones del sistema, alarmas y eventos. www.ge.com

Ecopetrol obtuvo primera patente por energía eólica Nuevo sistema para la generación de energía eléctrica a partir de energía eólica de baja velocidad con dos sistemas de ala impulsora

a Superintendencia de Industria y Comercio de Colombia otorgó a Ecopetrol la patente de invención por el diseño de un generador de energía eólica en convenio con la Universidad Pontificia Bolivariana. Denominado “Sistema para la generación

de energía eléctrica a partir de energía eólica de baja velocidad con dos sistemas de ala impulsora”, el equipo constituye una alternativa para las necesidades energéticas de las instalaciones petroleras, y un prototipo del mismo fue construido e instalado en Coveñas.

Un prototipo del equipo patentado fue instalado en Coveñas

El sistema patentado por 20 años se caracteriza porque aprovecha las pequeñas corrientes y no requiere grandes cantidades de aire para la generación de potencia o energía eléctrica. Está diseñado de tal manera que siempre está en movimiento, independientemente de la dirección del viento. Este reconocimiento a la propiedad industrial, es el cuarto que recibe Ecopetrol en 2013. Hasta ahora es el único otorgado a la empresa por un desarrollo relacionado con energías alternativas y el primero que reconoce el resultado de un convenio de cooperación tecnológica con entidades educativas.

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Warehouse

I-SWACO, una compañía de Schlumberger, introdujo al mercado la zaranda vibratoria de doble cubierta MD-2, que al ser combinada con los filtros de compuesto DURAFLO proporciona un rendimiento de control de sólidos óptimo para aplicaciones de perforación. “A medida que los costos de construcción de pozos siguen aumentando, las zarandas vibratorias de hoy deben mantener óptimas las propiedades de los fluidos para maximizar la eficiencia de la perforación”, dijo Joe Bacho, Presidente, MI SWACO. “El óptimo rendimiento en control de sólidos y la construcción duradera de la MD-2 brinda un

MD-2 Shale Shaker control sin igual para cualquier ambiente”. El desarrollo de esta zaranda vibratoria atiende las peticiones de clientes de contar con una zaranda duradera de rango medio adecuada para aplicaciones tanto en tierra como en alta mar. MI-SWACO desarrolló la MD-2 con el diseño ya probado de la zaranda de triple cubierta para alta mar MD-3 y también con elementos de diseño de la zaranda vibratoria MONGOOSE PRO para uso en tierra. La validación del diseño de la MD-2 se llevó a cabo en la fábrica de SWACO en Florencia, Kentucky, Estados Unidos. La compañía destaca que al combinar la

MD-2 y los filtros de compuesto DURAFLO se obtiene casi el doble de la capacidad de un zaranda estándar de una sola cubierta. www.slb.com/md-2

SureTrack™

l nuevo servicio de perforación direccional con tubería de revestimiento, SureTrak™ de Baker Hughes permite perforar a lo largo de zonas problemáticas, con reducción de tiempo y riesgo durante la perforación y completación del

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pozo. El servicio combina un sistema rotativo direccional con una tubería de revestimiento para ayudar a superar desafíos como: la perforación en zonas con menor presión y en capas de esquisto/carbón inestables, así como en formaciones de diferentes regímenes de flujo y presión. En la perforación convencional, es necesario sacar la sarta de perforación antes de correr la tubería de revestimiento en el pozo. Con SureTrack es posible perforar y evaluar pozos complejos colocando de manera simultánea la tubería de revestimiento a la profundidad total (TD) en una sola corrida para mitigar

el riesgo y el tiempo no productivo (NPT). El servicio emplea tecnologías de punta como el sistema rotativo direccional AutoTrak™ de Baker Hughes y otros sistemas LWD y MWD. SureTrak es el primero de su tipo en la industria y fue desarrollado para hacer frente a desafíos operacionales como los estrechos márgenes de perforación, el colapso del pozo y la pérdida de circulación. Mejora la integridad del pozo y minimiza los daños a la formación. Además, no requiere ningún taladro de perforación especial. www.bakerhughes.com

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Warehouse

Capping Stack MWCC

arine Well Containment Company (MWCC) anunció la disponibilidad de un nuevo conjunto de preventores de 10.000 psi para su uso en las aguas profundas y estadounidense del Golfo de México. La completación de este arreglo -que mide 25 pies de altura incluyendo el mecanismo de elevación necesario y pesa aproximadamente 50 toneladas- se suma al primer sistema de la compañía puesto a disposición en Febrero de 2011, como un paso más en el compromiso de MWCC de promover capacidades avanzadas para la contención de pozos en alta mar. El conjunto de preventores puede manejar hasta 10.000 libras de presión por pulgada cuadrada, es el más pequeño de los dos arreglos

chlumberger hizo el lanzamiento de la versión 2013 de su plataforma Petrel E&P para el análisis integrado desde la exploración hasta la producción. Petrel 2013 ofrece avances en la integración, colaboración multiusuario y ciencia aplicada, incluyendo el modelado del sistema petrolero, la interpretación estructural y el análisis de la producción, así como otras adicionales en el flujo de trabajo y en la productividad.

que dispone MWCC y ofrece a los operadores más opciones para personalizar un plan de contención basado en las características específicas de los pozos perforados. Fue diseñado para usar en entornos donde los pozos están muy cercanos y hay limitación para acceder con otros sistemas de contención más grandes. Con un tamaño de 9 pies por 9 pies, es fácil de maniobrar en zonas donde los cabezales de pozo y los sistemas de riser están ubicados muy cercanamente, tales como en aplicaciones de TLP en las que los pozos están por debajo de una facilidad de producción flotante. Con doble esclusa puede tapar

Petrel 2013

La integración mejorada permite encarar desafíos claves como, por ejemplo, la delimitación precisa de las características del subsuelo en yacimientos del pre-sal y sub-sal. La versión trae flujos de trabajo mejorados para la interpretación de sal, imágenes sísmicas aumentadas a través del análisis de azimut amplio prestack, y mejora de los vínculos con el software de procesamiento de datos sísmicos Omega. La introducción de un enfoque de mo-

un pozo en profundidades de hasta 10.000 pies. En apoyo de MWCC, Shell dirigió los esfuerzos de diseño y construcción de este nueva configuración para la contención de pozos. www.marinewellcontainment.com

delado basado en el volumen apoya la representación precisa de la complejidad geológica para predecir con mayor exactitud acumulaciones de hidrocarburos. La reconstrucción geomecánica valida interpretaciones en ambientes deposicionales complejos. Además, los geocientíficos podrán modelar sistemas petroleros 1D para determinar la madurez y el riesgo. www.slb.com/petrel2013

Calendario 2013 JULIO 16 – 17 - III Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas – Tegucigalpa, Honduras - www.olade.org/seminarios/IIIseminariopetroleo- gas 24 – International Workshop on Seismic Exploration Technology for Oil & Gas Lima, Perú - seismicworkshop.com 31 – 2/08 - XIV Congreso Colombiano de Geología – Primer Simposio de Exploradores - Bogotá, Colombia – www.14geocongreso.com

26 – 27 - SPE Progressing Cavity Pumps Conference - Calgary, Canadá www.spe.org/events/pcp/2013 26 – 29 - 13th International Congress of the Brazilian Geophysical Society Río de Janeiro, Brasil -sys2.sbgf.org.br/congresso 26 – 30 - 2do. Congreso Latinoamericano y 4to. Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente en la industria de los Hidrocarburos – Neuquén, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2013/seguridad

SEPTIEMBRE

4 - 5 - Petroleum and Unconventional Resources Reserves Workshop AGOSTO 12 – 14 - Unconventional Resources Technology Conference –URTeC - Denver, Bogotá, Colombia - www.spe.org/events/13abog 4 - 6 - 2nd World Shale Oil & Gas: Latin America Summit - Buenos Aires, USA - www.urtec.org Argentina - www.world-shale.com/latam 12 – 14 - 5th Latin American Conference on Process Safety - Cartagena, Colombia - www.aiche.org/ccps/conferences/ccps-latin-americanconference- 8 - 11 - AAPG International Conference & Exhibition - Cartagena, Colombia www.aapg.org/ice on-process-safety/2013 11 - 12 - LatAm Oil & Gas Summit - Houston, USA - www.bnamericasevents.com 14 – 16 - Summer NAPE Expo - Houston, USA - www.napeexpo.com/ 22 - 27 - SEG International Exposition and 83rd Annual Meeting - Houston, napeshows/ summer-nape USA - www.seg.org/web/annual-meeting-2013/overview 20 – 21 -IADC Well Control Conference of the Americas & Exhibition Galveston, USA - www.iadc.org/event/wc-americas-2013 OCTUBRE 21 – 22 - 6to Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2013 - Santa Cruz, 7 - 10 - Argentina Oil & Gas Expo 2013 - Buenos Aires, Argentina Bolivia - 2013.boliviagasenergia.com www.aog.com.ar 25 – 26 - 4th International Symposium on Applied Microbiology and 16 - 17 - 4th Southern Cone Infrastructure Summit- Santiago, Chile Molecular Biology in Oil Systems - Rio de Janeiro, Brasil - www.ismos-4.org www.bnamericasevents.com

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Última Página

Desesperación en Bolivia El escenario de largo plazo para Bolivia se está tornando complicado y es la causa para la desesperación

amos a conceder incentivos a las petroleras y a buscar hidrocarburos hasta en los parques nacionales protegidos. Estas fueron declaraciones recientes de varias autoridades del sector energético boliviano. La desesperación ha llegado y la realidad toca la puerta; hay que tornarse pragmáticos y dejar las nostalgias atrás. A continuación un breve repaso del porqué de la desesperación y que se pretenda nuevamente cambiar el ordenamiento jurídico establecido mediante el denominado proceso de nacionalización, para nuevamente atraer inversiones privadas. Bolivia viene recibiendo elevadísimos ingresos de renta hidrocarburífera fruto de las exportaciones de gas natural y líquidos asociados a Brasil y Argentina. Las exportaciones de hidrocarburos ya representan algo más del 50% de las exportaciones totales. El primer trimestre de 2013 representó el 23% del crecimiento del PIB. En los dos próximos años las exportaciones e ingresos subirán aún más. Lastimosamente, Bolivia se ha solidificado nuevamente como un país exportador dependiente de los hidrocarburos y no ha diversificado a fuentes productivas y/o tecnológicas con mucho más alto valor agregado, repitiendo así la historia del pasado con el caucho, el estaño y otras materias primas.

ANUNCIANTES JULIO 2013 / No 282/ Petroleum

AAPG...........................................................................37 Acipet..................................................................24 y 25 AME..............................................................................41 Antek...........................................................................4 Campetrol.................................................................13 Cepcolsa......................................................................11 ClampOn....................................................................18 Crudos Pesados en Latinoamérica...................13 Halliburton...............................................................44 IHS................................................................................7 John Lawrie...............................................................15 LHR Americas...........................................................29 Panthers Machinery.................................................11 PCM..............................................................................10 Radisson Royal Bogotá............................................39 Schlumberger...........................................................2 Serinpet.....................................................................43 Summit Energy..........................................................21 Sugaca.........................................................................36 Tradequip....................................................................38 VAM Drilling.............................................................23 Welltec.........................................................................20 Winsted......................................................................33 XIV Congreso Colombiano de Geología............19

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Álvaro Ríos Roca*

La fuerte renta petrolera que se viene incrementando desde hace algo más de media década es fruto de elevados e irracionales impuestos en boca de pozo, altos precios del petróleo al cual están vinculados las exportaciones de gas natural y el incremento de los volúmenes de exportación a los dos vecinos países. Por ahora los ingresos rentistas mantienen felices a gobierno, regiones y todos aquellos que reciben renta a raudales. Hay bastante platita para gastar. Adivina adivinador. Todas estas exportaciones son de reservas descubiertas hace más de una década atrás y no se han repuesto ni se están reponiendo moléculas con nueva exploración. Esto en un país que como hemos visto básicamente respira gas natural. Los principales campos están entrando en declinación y serán compensados en algo por la entrada de Margarita e Incahauasi en los próximos años. A partir de 2015 Bolivia tendrá un marcado déficit de producción de gas para cumplir con mercados contratados y mercado interno. Para ese año el déficit estará cercano a los 2 MMMCD. Si nos proyectamos al 2020 la demanda estará cerca a los 77 MMMCD y la oferta con desarrollo estará en 39 MMMCD. Si incorporamos los recursos prospectivos y contingentes, la producción podría alcanzar los 54 MMMCD. Por lo tanto, ese año, el déficit en el peor de los escenarios rondará los 38 MMMCD y en el mejor de los casos los 23 MMMCD. Mitad de la desesperación viene por este crónico déficit. Los vecinos con mercado tienen la culpa por la otra mitad de la desesperación. Brasil lanzó este año una ronda exploratoria con un éxito rotundo, que ha comprometido billonarias inversiones en exploración y explotación. Está prevista otra ronda exploratoria para bloques orientados al gas onshore (convencional y no convencional). Este gas estará destinado principalmente a proyectos integrados en generación de energía eléctrica, uso industrial y de petroquímica (donde el gas Boliviano es muy demandado). También está programada para este año una nueva ronda exclusiva para contratos de produc-

ción compartida (production sharing contracts) únicamente para el Pre-Salt costa afuera. Sin duda que el objetivo de largo plazo es mayor producción de petróleo para el mercado interno, exportaciones y abundante gas natural para su mercado interno a precios competitivos. Empero, los resultados de la prospección, exploración y desarrollo de estas áreas en Brasil se verán en 5 a 10 años adelante, en caso que la geología resulte favorable. Estas rondas se impulsan con una demanda interna de energía creciente, un deficitario mercado de gas natural, marco normativo petrolero adecuado y coherente, seguridad jurídica, una Petrobras competitiva y tecnológica y precios internos competitivos de los hidrocarburos, cosas que Bolivia no tiene. El otro vecino, Argentina, tiene un formidable potencial de gas natural no convencional en Vaca Muerta y muy rico en líquidos asociados que hacen muy atractivo y apetecible su desarrollo conjunto. Está buscando incesantemente conseguir inversiones para desarrollar esta inmensa riqueza pero hasta la fecha la búsqueda ha sido infructuosa, debido a las condiciones macro y el marco jurídico que tiene el país. Empero, mañana alguien se animará a romper el hielo y puede que se detonen billonarias inversiones. En el corto a mediano plazo habrá déficit y pugnas por el gas de Bolivia y más importaciones de GNL a Argentina y Brasil. Esto debido a que los tres países suspendieron sus ciclos exploratorios. Empero, el escenario de largo plazo para Bolivia sin duda se está tornando complicado y es la causa para la desesperación. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

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