Marzo 2014 - Petroleum 290

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Marzo 2014

In Situ Artificial Lift Research and Technology Center

Especial Ronda Colombia 2014

Te c n o l o g í a Implementación de sistemas SCADA en La Nube

Contenido

Marzo 2014 Año 29, Nº 290

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Nicolás Mejía, VP Promoción y Asignación de Áreas, ANH; Juan Fernando Martínez, VP Técnico, ANH; Orlando Cabrales Segovia, Viceministro de Energía; y Javier Betancourt Valle, Presidente, ANH

Portada: Un operario en el campo Yariguí-Cantagallo, ubicado en los departamentos de Santander y Bolívar, Colombia. Allí la producción sigue aumentando superando los pronósticos de Ecopetrol (Cortesía: Ecopetrol)

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Nueva instalación de Baker Hughes en Claremore, Oklahoma

In Situ

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Ken Salazar, Former Secretary of the Interior junto a Pete Stark, Senior Research Directory & Advisor, IHS

E&P

www.petroleumag.com Petroleumag

@petroleumag

Escenario

Hughes Artificial Lift Latina – Perspectivas 34 Semana de Innovación en 12 Baker 18 América Research and Technology Center en Exploración y Producción Tecnología de Desarrollo de El 20 de Febrero la compañía celebró la apertura de una moderna facilidad en Claremore, Oklahoma, de 80 mil pies cuadrados, enfocada en la investigación, ingeniería, diseño y pruebas de tecnologías de levantamiento artificial de hidrocarburos

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Conferencia Regional LatAm de AIPN “Proyectos de Crudos Pesados” La Association of International Petroleum Negotiators, reunió el 6 de Febrero en Caracas a un selecto grupo de oradores de compañías operadoras, firmas de consultoría y de leyes para compartir sus perspectivas sobre los actuales proyectos de crudos pesados del sector upstream de Latinoamérica

Análisis provistos por Platts dan cuenta de los retos y oportunidades que enfrenta la industria de E&P en países de la región como Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Perú y Venezuela

Especial

24 Ronda Colombia 2014

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, lanzó el 19 de Febrero en Bogotá, un nuevo proceso competitivo de asignación de áreas donde se ofrecen 97 bloques prospectivos para la exploración y producción de hidrocarburos

Escenario

NAPE Expo 2014 de Petroleros: Generador 32 16 Club HOUSTON - WINTER de Redes en la Industria El Hotel Radisson Royal Bogotá organizó la primera reunión del año del club de petroleros en Colombia, esta vez auspiciada por la Seccional Colombia de la SPE

SECCIONES

Del 4 al 7 de Febrero se realizó en la capital mundial de la energía la XXI edición de este tradicional evento dedicado a la compra y venta de propiedades y activos para la explotación de los hidrocarburos

Software para Gas y Petróleo: Piloto Caso Ocean

Del 3 al 7 de Febrero esta Jornada permitió identificar oportunidades y soluciones a retos comunes de la industria de petróleo y gas en Santander

Tecnología

Inteligentes: 38 Completaciones Manejo Automatizado de Pozos Petroleros

Los pozos inteligentes han evolucionado para convertirse en una poderosa herramienta de manejo de los yacimientos petrolíferos

Software

qué cada vez más 40 Por compañías petroleras

implementan sistemas SCADA en La Nube

Compañías petroleras en Latinoamérica consideran atractiva la idea de implementar un sistema SCADA en La Nube, como una manera de garantizar la seguridad e integridad de su información

4 CORNISA 8 CUADRANTE 44 WAREHOUSE 48 CALENDARIO 50 ÚLTIMA PÁGINA Marzo 2014 / Petroleum 290

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Cornisa

Jorge Zajia, Editor

“

En Venezuela se está gestando una tormenta perfecta.” La afirmación es de Diego MoyaOcampos, analista senior para América Latina de IHS. Continúa: “Lo que estamos viendo en Venezuela es un vacío político sin llenar desde la muerte de Chávez, una escalada de protestas a favor y en contra del gobierno y una mayor contracción de la economía en 2014 y 2015, con récord en los altos niveles de inflación y escasez de alimentos y bienes de primera necesidad , incluyendo medicamentos. Es una tormenta perfecta que podría dar lugar a grandes cambios en el país”.

Sí están ocurriendo estos cambios, nos gusten o no nos gusten. No se trata de una visión sesgada, que responde al interés particular que los sectores en pugna puedan tener acerca de la situación. Es una realidad que se ha hecho pública y notoria, que ha trascendido las fronteras de la patria de Simón Bolívar, cuna de los ejércitos libertadores de América.

En Febrero, exactamente el 12, fecha en la que Venezuela celebra el Día de la Juventud (en honor a la Batalla de La Victoria, cuando estudiantes de Caracas, al mando de José Félix Rivas, pararon “en seco” al sanguinario José Tomás Boves, propinándole una colosal derrota en la localidad de La Victoria), comenzaron las manifestaciones pacíficas de los estudiantes contra las políticas económicas de su gobierno y el aumento de los niveles de inseguridad, un malestar social que se ha visto generalizado y que afecta a toda la población sin distingo de militancia política.

Al momento de cerrar esta edición de Petroleum (con más de una semana de retraso por la situación del país) no hay ninguna señal clara de si las protestas se van a aplacar. Por otra parte, el gobierno se ha mostrado incapaz de resolver la situación porque, contra el sentido común, en vez de negociar con sinceridad y de buena fe y asumir su alta responsabilidad como gobernante, se ha enfrascado en una represión que ya sobrepasa los límites de lo que establecen las normas más elementales del respeto a los derechos humanos.

En medio de esta batalla campal, la industria petrolera venezolana, otrora una de las más fuerte y próspera del globo, atraviesa una situación de merma que para superarla necesita de manera urgente inversiones e incentivos para aumentar la producción de petróleo y gas. Hoy día no es posible saber con exactitud el volumen de esta

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“La verdad siempre se impone” Anónimo universal

producción, porque los reportes son contradictorios. Lo que sí se sabe es que ha declinado y está muy lejos de aquellos 3.5 MMBPD que llegó a producir en el pasado.

Carlos Bellorín –también analista senior de IHS-, afirma en este informe que fue difundido la primera semana de Marzo, que “Venezuela necesita enormes inversiones de compañías petroleras internacionales. Pero, muchos inversionistas no están dispuestos a arriesgar su dinero debido a las difíciles condiciones fiscales, a un régimen cambiario muy poco atractivo y a una inflación galopante.” Esta realidad complica aún más la situación del país, que se ha jugado su destino a la sola carta del petróleo.

En el pasado reciente, Venezuela jugaba un rol estelar en el escenario petrolero mundial. En la actualidad, el panorama es radicalmente diferente. El país no reacciona ante esta realidad que habla de otros jugadores muy activos en la región. De norte a sur: México con su reciente reforma petrolera ha atraído la mirada de los petroleros internacionales que están sacando cuentas desde ya; Colombia continúa su pujante actividad y se consolida como el destino más atractivo para la inversión petrolera en América del Sur; Brasil sigue creciendo gracias a su generosa oferta de campos con condiciones muy competitivas; y la Argentina amenaza con convertirse en una potencia gasífera y petrolera de talla mundial, gracias al formidable descubrimiento, en formaciones no convencionales, de Vaca Muerta. Inclusive ya en este país se habla de varias áreas similares a Vaca Muerta.

Venezuela tiene los argumentos suficientes para revertir esta realidad y reinsertarse dentro del concierto de naciones que cuentan con una industria petrolera de clase mundial. Posee las reservas de hidrocarburos, probadas y certificadas, más grandes del planeta, un recurso humano altamente calificado y una infraestructura petrolera de las más desarrolladas del orbe. La actual generación de petroleros venezolanos, comprometida como está con su pueblo, debe alejarse de los dogmas, complejos y perjuicios que nublan su razón y frenan su desarrollo y, en base a una gestión eficiente y productiva, generar los recursos financieros que eleven la calidad de vida de su gente y, por ende, le brinden la mayor suma de felicidad posible.

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 COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve Producción Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@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 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 / Marketing Manager 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 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 J. 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

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Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

recibe certificación NTC ISO 14001:2004 Un reconocimiento al compromiso con la gestión ambiental

E

n acto realizado el 20 de Febrero en las instalaciones del Consejo Colombiano de Seguridad, CCS, Panthers Machinery recibió la certificación en la Norma Técnica Colombiana NTC ISO 14001:2004, la cual reconoce el compromiso y la constancia de esta empresa por mantener un mejoramiento continuo en sus operaciones, asegurando la protección ambiental.

Durante el evento, que contó con la participación de directivos del CCS, Pedro González, Gerente de Panthers Machinery expresó su agradecimiento al apoyo que le ha brindado esta entidad y también enfatizó la importancia que tiene la interiorización de las normas de calidad en todos los colaboradores, para el éxito de los sistemas de gestión

y por ende, el cumplimiento de los objetivos organizacionales.

El CCS certifica los sistemas integrados de gestión, contando con la acreditación y reconocimiento del Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC. Su misión es apoyar la capacitación, divulgación y asesoría en las áreas de salud ocupacional.

Desde hace más de cuatro años, Panthers viene apoyando Juan Carlos Castillo, Gerente Comercial, Panthers Machinery; Maira Luz Sarmiento, la extracción de crudo pesado en Directora de Certificación y Asociados del Consejo Colombiano de Seguridad, Colombia, acuartelada en Villa- CCS; Pedro González Gerente General, Panthers Machinery; Renán Alfonso Rojas, Presidente Ejecutivo, CCS; y Armando Pinto Ortega, Director Comercial, CCS vicencio, en el Departamento del Meta, desde donde ofrece servicios a la ción, tratamiento y evacuación de crudo industria en sus diferentes etapas: produc- en todo el territorio nacional.

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Cuadrante

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etronova Colombia Inc. anunció un acuerdo de cesión de derechos con una subsidiaria propiedad total de Pacific Rubiales para el contrato de exploración y desarrollo Tinigua en el cual posee el 90% de participación. De conformidad con los términos de la negociación, Pacific Rubiales pagará a PetroNova Colombia una contraprestación en efectivo de 12,5 millones de dólares por concepto de costos asociados a actividades anteriores relacionados con el contrato Tinigua, y asumirá los costos de perforación, completación y pruebas de hasta cuatro pozos de 33 millones de dólares para obtener una participación de 50% en Tinigua. “Este acuerdo permite a PetroNova desarrollar el prospecto Tinigua con compromisos financieros adicionales mínimos hasta la fase comercial”, dijo Antonio Vincentelli, Presidente y CEO de PetroNova.

V

allourec, líder en soluciones tubulares, refuerza su colaboración con Petrobras mediante la firma de nuevos contratos de servicios de alto valor agregado. Se trata de dos contratos a cinco años para el suministro de una amplia gama de servicios que buscan atender los desafíos que enfrenta la compañía brasileña en términos de logística y aplicaciones ultra profundas en alta mar. Los servicios serán ofrecidos a través de la filial, Vallourec Transportes e Serviços Ltda. e incluyen la inspección y reparación de cubiertas de tuberías, preparación de taladros, coordinación de pozos, logística a todos los puertos desde los cuales Petrobras suministra sus equipos de perforación en alta mar, manejo de la trazabilidad de tuberías utilizando la tecnología RFID, logística de recepción, ingenieros residentes y alquiler de accesorios especiales.

L

as reservas de hidrocarburos de Ecopetrol han crecido 63% en los últimos cinco años. La empresa detalló que en 2013 las reservas probadas y certificadas de crudo y gas aumentaron 5,1% a 1.972 millones de barriles de petróleo equivalente frente al 2012. El Índice de Reposición de Reservas fue de 139%, lo que indica que por cada barril de petróleo equivalente producido, Ecopetrol incorporó 1,39 barriles a sus reservas probadas. Sobre nuevos hallazgos, durante 2013 perforó 12 pozos, de los cuales 8 resultaron exitosos, con una tasa de éxito del 44%. El año pasado su producción (incluyendo la participación en filiales y subsidiarias) marcó un nuevo récord al subir 4,5% a 788 mil barriles de petróleo equivalente por día.

E

n Brasil la producción en el presal batió nuevo récord al superar los 400 mil barriles por día de crudo. El bombeo de petróleo en los campos operados por Petrobras en las cuencas de Santos y Campos alcanzó, el 20 de febrero, la marca de 407 mil bpd, con la contribución de tan solo 21 pozos productores, lo cual confirma la alta productividad de los campos ya descubiertos en el presal. Esa producción se logra ocho años después del primer descubrimiento ocurrido en 2006, tiempo inferior al que fue necesario para llegar al mismo nivel en otras importantes áreas de producción marítima en el mundo, explicó la compañía. La marca está asociada a la entrada en operación del pozo 9-SPS-77 el 18 de Febrero, a través de la primera Boya de Sustentación de Risers (BSR), instalada en la FPSO Cidade de São Paulo, en el campo de Sapinhoá. La producción inicial de este pozo fue de 36 mil bpd.

H

IMA y la empresa de ingeniería de petróleo y gas TECNA acordaron colaborar en proyectos de construcción en toda América Latina y están presentando ofertas conjuntas en proyectos que requieren sistemas instrumentados de seguridad (SIS). “Nos sentimos honrados de trabajar conjuntamente con TECNA para equipar a sus clientes con nuestros avanzados sistemas instrumentados de seguridad”, indicó Roger Van Nuis, Presidente de HIMA Americas. TECNA es parte del grupo Isolux Corsán y ofrece servicios de seguridad funcionales, que van desde los análisis PSA, HAZOP y LOPA hasta la provisión de los sistemas ensamblados en gabinetes.

Con oficinas en los EE.UU., Canadá, Brasil, Colombia y Venezuela, HIMA se especializa en soluciones de automatización relacionadas con la seguridad.

E

xxonMobil Upstream Research Company otorgó la primera licencia comercial de su innovador sistema de detección de gas remoto InteliRed™ a su co-desarrollador Providence Photonics, LLC, una filial de Providence Engineering con sede en Baton Rouge, Louisiana. Este sistema, diseñado para mejorar la seguridad de los procesos y el desempeño ambiental en las refinerías de petróleo, plantas químicas, instalaciones de gas natural licuado (GNL) y otras instalaciones de procesamiento de gas, incorpora el estado-del-arte en algoritmo informático para analizar de manera autónoma las imágenes de cámaras infrarrojas para detectar el escape de gases de hidrocarburos. “InteliRed es el más reciente ejemplo del continuo enfoque de ExxonMobil en la seguridad de los procesos y la protección del medio ambiente”, dijo Sara N. Ortwein, Presidente de ExxonMobil Upstream Research Company.

E

l campo Yariguí-Cantagallo de Ecopetrol alcanzó la producción de 18.175 barriles por día de petróleo, una cifra récord que no se registraba desde 1965, informó la empresa colombiana. Operado directamente por Ecopetrol, el campo está ubicado en los departamentos de Santander y Bolívar. Se espera que la producción siga aumentando este año, con la ejecución de proyectos de perforación e inyección de agua, así como de un plan de mejoras operativas como reactivación de pozos inactivos, trabajos en pozos inyectores (estimulaciones y limpiezas), cambios de sistemas de levantamiento de bombeo mecánico a bombeo electro-sumergible y optimización de los mismos.

E

stados Unidos planea seguir reduciendo sus compras de crudo durante este año y 2015, al tiempo en que su demanda doméstica se estabiliza y exporta derivados petroleros. Ante el boom de los crudos no convencionales y la utilización del gas natural, el valor de las importaciones de crudo del país durante 2013 cayó 16% respecto a 2012. Venezuela aún se mantiene en el cuarto lugar entre los primeros exportadores de crudo a Estados Unidos, por detrás de Canadá, Arabia Saudí y México. El años pasado Venezuela vendió unos 796 mil bpd de crudo y derivados a Estados Unidos, 17% menos que los 959 bpd de 2012.

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Estad铆sticas

ECUADOR

Cifras del Sector Petrolero

Fuente: Banco Central de Ecuador (Con informaci贸n de EP Petroecuador, Petroamazonas EP, OPEP, Bloomberg y BCE, Cifras Provisionales).

Producci贸n Nacional de Petr贸leo

(millones de barriles)

10 Marzo 2014 / Petroleum 290

In Situ

Martin Craighead, Chairman y CEO de Baker Hughes, junto a Larry Parman, Secretario de Comercio de Oklahoma.

A la derecha: Vista de la fachada principal del ALRTC

Artificial Lift Research and Technology Center El 20 de Febrero la compañía celebró la apertura de una moderna facilidad en Claremore, Oklahoma, de 80 mil pies cuadrados, enfocada en la investigación, ingeniería, diseño y pruebas de tecnologías de levantamiento artificial de hidrocarburos

B

aker Hughes Incorporated inauguró el 20 de Febrero su Artificial Lift Research and Technology Center, ALRTC, instalaciones de clase mundial, diseñadas por sus propios trabajadores y que estarán dedicadas a la investigación, ingeniería, diseño y pruebas de las tecnologías de levantamiento artificial de petróleo. La inversión en estas nuevas instalaciones superó los 60 millones de dólares.

Localizada en Claremore, Oklahoma –cuna de la nación Cherokee-, esta moderna facilidad complementa a otras cuatro existentes en el lugar, donde Baker Hughes es la principal fuente de empleo. En el territorio de Oklahoma la compañía tiene 15 facilidades distribuidas entre Oklahoma

12 Marzo 2014 / Petroleum 290

Colector múltiple para pruebas de caudal de pozos en el ALRTC

City, Broken Arrow, Clinton, Sand Spring y Yukon.

Martin Craighead, Presidente y CEO de BH, visiblemente emocionado dijo que Baker Hughes ha operado en este estado desde los comienzos mismos de la industria petrolera y que ellos han permanecido aquí e incrementado su presencia debido al clima vibrante para las inversiones que propician sus dirigentes.

“Oklahoma siempre ha ofrecido un soporte grande para investigación, el desarrollo y la manufactura que requiere la industria de petróleo y gas. Nosotros queremos continuar con esta beneficiosa y fuerte asociación con Claremore y Oklahoma”.

El ALRTC cuenta con las facilidades de ingeniería y prueba para ejecu-

In Situ tar totalmente los sistemas de producción integrados a las pruebas para asegurar su rendimiento, conformidad y confiabilidad. Estas facilidades están diseñadas para acelerar el ritmo de la innovación.

Durante el acto de apertura, Martin Craighead estuvo acompañado en el presidium inaugural por John Bearden, Director R&D Artificial Lift; Wade Welboen, VP Artificial Lift; Belgacem Chariag, President Global Products and Services; Marla Lillie, Executive Director, Claremore Public Schools Foundation; Dave Chaussard, Chairman of the Board, Claremore Chamber of Commerce; Stephen McKeever, Secretary of Science and Technology, State of Oklahoma; y Larry Parman, Secretary of Commerce, State of Oklahoma.

Baker Hughes tiene registradas 355 patentes de la tecnología de levantamiento artificial. El nuevo centro de investigación y tecnología, ALRTC, abarca un área de construcción de 80 mil pies cuadrados, localizado adyacente al centro de productos de levantamiento artificial de Baker Hughes. Su construcción se inició en Enero de 2012 y finalizó en Febrero de 2014.

El ALRTC cuenta con seis pozos verticales de diferentes diámetros y profundidades de última tecnología y también

siete pozos para probar la potencia para propósitos específicos.

Las pruebas de sistemas de producción son monitoreadas en una sala de control equipada con el estado de arte de la tecnología, suministrándole a los ingenieros de Baker Hughes y los usuarios los datos críticos del comportamiento de lo equipos.

El centro también cuenta con zonas específicas dedicadas al ensamblaje y

desmontajes de los equipos y cinco laboratorios de investigación para el desarrollo de nuevos productos.

El ALRTC se suma a las capacidades de pruebas existentes en el centro de productos de levantamiento artificial, que incluye cinco bucles de circulación para probar equipos diseñados para operar en condiciones duras o inhóspitas; así como tres pozos heredados con un laboratorio de ensayo de cables ESP (Electro Submersibles Pumps).

Jorge Zajia y Martin Craighead disfrutando de un reencuentro, desde 1995, año en que Petroleum asistió a la inauguración de las modernas instalaciones de Western Atlas (predecesora de Baker Atlas) en Las Morochas, Costa Oriental del Lago de Maracaibo, dirigida por Martin

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In Situ

Conferencia Regional LatAm de AIPN “Proyectos de Crudos Pesados” La Association of International Petroleum Negotiators, AIPN, reunió el 6 de Febrero en Caracas a un selecto grupo de oradores de compañías operadoras, firmas de consultoría y de leyes para compartir sus perspectivas sobre los actuales proyectos de crudos pesados del sector upstream de Latinoamérica

Elisabeth Eljuri, AIPN President - Head of Latin America, Partner, Norton Rose Fulbright; Sergio Casinelli, LARC ExCom Member, Partner, Norton Rose Fulbright, Venezuela; y Darío Lamanna, Director Regional y Miembro de la Junta Directiva de la AIPN

E

l pasado 6 de Febrero se llevó a cabo la Conferencia del Capítulo Latinoamericano de la Association of International Petroleum Negotiators, AIPN, titulada “Proyectos de Crudos Pesados” en el Hotel JW Marriott en Caracas.

El evento fue patrocinado por Chevron, Norton Rose Fulbright, Torres Plaz & Araujo, Travieso Evans Arria Rengel y Paz, Hoet Peláez Castillo & Duque y Baker &McKenzie.

La conferencia contó con la participación de distinguidos oradores nacionales e internacionales de numerosos profesionales provenientes de empresas petroleras y de servicios, firmas de abogados, consultoras, instituciones, y demás representantes de la AIPN y de la industria petrolera venezolana y regional.

A través de las diversas exposiciones se hicieron análisis concretos de aspectos técnicos, económicos, contractuales y regulatorios que representan un gran aporte para la industria petrolera venezolana.

De esta manera fueron examinadas las oportunidades y desafíos del desarrollo de proyectos de crudos pesados en Venezuela y la aplicación de técnicas no convencionales, se evaluaron los recientes desarrollos en la Faja del Orinoco, los retos de infraestruc-

14 Marzo 2014 / Petroleum 290

tura, las inversiones en crudos pesados y campos maduros, así como las políticas y planes de crudos pesados en Venezuela y Latinoamérica.

“Sin duda, la calidad y cantidad de información que ha surgido de este evento confirman que Venezuela sigue siendo un país lleno de oportunidades, y hacen que esta Conferencia del Capítulo Latinoamericano de AIPN haya sido un éxito gracias a la participación de los excelentes oradores, al apoyo de los patrocinantes y al interés de la nutrida audiencia” comentó Darío Lamanna, Director Regional y Miembro de la Junta Directiva de la AIPN. La AIPN es una asociación independiente sin fines de lucro, con base en Houston y fundada en 1981 para realzar el profesionalismo de negociadores de la industria del petróleo y gas en todo el mundo. En la actualidad cuenta con más de 5.000 miembros en más de 90 países, representando numerosos profesionales, entidades de petróleo internacionales y compañías de petróleo y gas, gobiernos, bufetes de abogados e instituciones académicas. Los miembros de AIPN provienen de una variedad de disciplinas: comercial, técnico, académico y legal.

In Situ

Club de Petroleros: Generador de Redes en la Industria El Hotel Radisson Royal organizó la primera reunión del año del club de petroleros en Colombia, celebrada el 30 de Enero, esta vez auspiciada por la Seccional Colombia de la SPE

C

omo es habitual el Hotel Radisson Royal de Bogotá abrió sus puertas para hacer sentir a la comunidad petrolera de Colombia en su casa. El Club de Petroleros logró reunir a más de 230 personas en el primer encuentro de 2014, que tuvo como patrocinador a la SPE Society Petroleum Engineer, sección Colombia, con el objetivo principal de crear una red de contactos entre sus invitados.

Al dar la bienvenida, Ángela María Gómez, General Manager del hotel, hizo un recuento del inicio de este Club que ha venido ponderando al Radisson Royal como la casa de los petroleros en Colombia, donde los ejecutivos se pueden reunir el tercer jueves de cada mes con el fin de conversar y establecer redes profesionales de negocios. “Este espacio fue dándose como un ambiente ameno de conversación, donde las personas que salían de los espacios rígidos de sus oficinas para encontrarse con la facilidad de establecer posibles negocios”.

Historia El Club de Petroleros surgió bajo la idea de Jhon Sanz, Mauricio Hincapié y Ángela María Gómez, a finales de Octubre del 2011. Su primera reunión tuvo la participación de 50 personas con el objetivo de

16 Marzo 2014 / Petroleum 290

Lucy Mogollón, Contadora SPE; Alvaro Díaz, Senior Geoscientist, Baker Hughes y miembro del Comité Técnico SPE; Diana Hernández, Softskills Chairperson de SPE Colombia Section y representante Legal Suplente SPE; Mauricio Hincapie, Gerente de Perforación, SK Colombia; Ángela María Gómez, Gerente General, Radisson Royal; Johan Baracaldo, Especialista en Carga de Información, Hocol y representante Legal SPE; Yeisson Díaz, Líder de Membresías SPE; y Martha Ruiz, Asistente Administrativa SPE

establecer un ‘Networking’ donde se lograra intercambiar información sobre futuros proyectos de la industria.

Se buscó ofrecer un lugar fuera de lo técnico que permitiera establecer importantes relaciones entre el sector. En este momento el Club busca obtener mayor posicionamiento y en el futuro mediano encaminará esfuerzos para apoyar una causa social propuesta por el hotel, con niños en condición de vulnerabilidad.

SPE anfitrión En esta nueva ocasión el patrocinador fue la SPE Society Petroleum Engineer sección Colombia, representada por Johan Baracaldo, Diana Hernández y Yeisson Díaz, miembros del Comité Directivo. Los representantes hicieron un recuento de la filosofía de esta Sociedad profesional cuyo objetivo principal es recolectar, diseminar e intercambiar conocimiento técnico relacionado con la exploración y producción de petróleo y gas.

Acotaron que actualmente la SPE tiene presencia en 117 países y que reúne a más de 88.000 profesionales relacionados con el sector de los hidrocarburos. En ese sentido, destacaron las actividades técnicas que realiza a nivel nacional e internacional

con un referente de ciencia y tecnología que tiene como principal fin el intercambio y la generación de conocimiento útil para la actualización permanente del conocimiento sobre la industria de los hidrocarburos, según las necesidades de la región.

En ese orden de ideas se hizo un breve recuento de las próximas actividades, destacando en Colombia, el SEA (SPE Energy Alternative) Offshore 2014 que se realizará en las Islas Barú del 26 al 28 de Marzo y que propone como ejes bases la gerencia de proyectos, la perforación y la caracterización de yacimientos. A nivel de Latinoamérica se convocó al evento SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC, que se llevará a cabo en Maracaibo, Venezuela, entre el 21 y el 23 de Mayo.

Para finalizar Yeisson Díaz se detuvo en explicar la filosofía SPE sección Colombia, Asociación que está abierta para todos los profesionales involucrados en el sector de hidrocarburos interesados en el intercambio y la generación de conocimiento. A través de un sin número de actividades como seminarios, cursos, workshops, semanas técnicas, grupos de interés técnico, entre otros, se busca contribuir al desarrollo y crecimiento de la industria petrolera.

E&P

América Latina

Perspectivas en Exploración y Producción La mirada de la industria sigue puesta en las noticias y planes en materia de exploración y producción de petróleo y gas en Latinoamérica. Varios análisis provistos por Platts, dan cuenta de los retos y oportunidades que enfrenta este sector en países de la región como Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Perú y Venezuela

Argentina se mueve para desarrollar su potencial de esquisto

L

uego de una década de disminución de la producción, la Argentina está preparada para recuperarse ya que las empresas se mueven en desarrollar su gran potencial de esquisto, impulsadas por nuevos incentivos.

E

Chevron corrió el primer riesgo del año pasado, aun con los controles de precios, regulaciones y restricciones sobre el envío de dinero del potencial de las ganancias en el país, lo cual le hizo más difícil hacer negocios.

Chevron se asoció con la estatal YPF en un proyecto de 16 mil millones dólares para perforar más de 1.500 pozos a fin de producir 50 mil barriles por día de crudo y 3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural asociados al gigante play de esquisto Vaca Muerta.

Este sería el primer desarrollo a gran escala de los recursos de esquisto en un país con un estimado de reservas de entre 27 mil millones de barriles de crudo y 802 billones de pies cúbicos de gas.

YPF fue la primera en poner estos recursos en producción, con la extracción de 13 mil bpd de petróleo equivalente de

unos 100 pozos a finales de 2013. Esto ayudó lentamente a disminuir la declinación de la producción nacional, que cerró el año en 540 mil bpd de crudo y 114 millones mcd de gas, la más baja en más de una década.

Los analistas esperan que la producción se recupere pronto este año. Se calcula que más de US$100 mil millones serán invertidos para desarrollar Vaca Muerta y lo que el gobierno espera: la autosuficiencia energética del país.

Para atraer inversiones, el gobierno ha triplicado los precios del gas en boca de pozo para la nueva producción y ha autorizado inversiones de las empresas por más de US$1 mil millones de dólares en proyectos de desarrollo de cinco años para exportar 20% de la salida libre de impuestos, sin necesidad de cumplir con exigencias sobre la repatriación del 100% de las ganancias.

Producción de gas de Bolivia empañada por la disminución de reservas

l éxito en el aumento de la producción de gas natural de Bolivia continúa siendo empañado por la controversia sobre las reservas actuales del país sin salida al mar.

Lograr el récord de 70 millones de mcd al final de 2013 se debió principalmente a la expansión de los campos Sabalo-Itau y Margarita, en manos de Petrobras y Repsol, respectivamente.

Sin embargo, se ha advertido que la producción podría estar cesando hacia el 2017, debido a la disminución de las reservas.

18 Marzo 2014 / Petroleum 290

Sin embargo, YPFB argumenta que las reservas actuales ascienden a 11,2 billones de pies cúbicos (T cf), lo suficiente para mantener la producción al menos hasta el 2023.

A fines de 2012, la consultora energética Ryder de Scott certificó que Bolivia tenía 9,94 billones de pies cúbicos de reservas probadas, 3,71 billones probables y 6,25 billones de reservas posibles.

Bolivia seguirá buscando obtener resultados de la reciente perforación exploratoria.

La industria apoya los esfuerzos de YPFB

para incrementar la exploración, con inversiones estimadas de US$16 mil millones hasta el 2025.

E&P

D

Brasil continúa desarrollando sus hallazgos en aguas profundas

espués de tres rondas de licitación en 2013, aun no hay señal oficial acerca de la celebración de más rondas en 2014 como se esperaba. En Noviembre de 2013, Magda Chambriard, titular del regulador de Brasil ANP, dijo que “el próximo año será un año de gran reflexión en la ANP acerca de los estudios”.

Petrobras dirigida por el Estado cuenta con tres nuevos sistemas de producción que estarán en línea siguiendo los siete que entraron en producción a finales de 2013.

Con una producción petrolera en 2013 que no varió más del 2% respecto a los 2 millones de bpd obtenidos en 2011 y 2012, la compañía promete que la producción comenzará a subir lentamente en 2014. Los analistas creen que probable-

A

mente ocurrirá quizá más pausadamente que los objetivos de la empresa.

Otra asunto por delante es lo que Petrobras hará con los 49 bloques ubicados en tierra que adquirió en la 12da ronda de licitación de concesiones de gas en tierra en Noviembre del año pasado.

El tema sigue girando en torno a la infraestructura. Si bien el gas de esquisto se inició en los Estados Unidos con la ayuda de una infraestructura existente de carreteras, ferrocarriles y gasoductos, Brasil carece de los tres, en particular en zonas remotas de frontera como la cuenca de Sao Francisco, o incluso más lejos, en Acre, por ejemplo, en la frontera con Perú, donde Petrobras compró un bloque en la 12da ronda, siendo la única empresa en hacer algo así.

Colombia busca mantener récord en los niveles de producción de 2013

medida que avanza la industria petrolera de Colombia, el orgullo que muchos sienten sobre lo que el país ha logrado en tan poco tiempo se nubla con el temor de si los aumentos dramáticos de la producción de años recientes podrán continuar, y por cuánto tiempo. De manera que la sostenibilidad es sin duda un problema en el terreno petrolero de Colombia.

Aunque la tasa de producción de la industria en 2013 estuvo por primera vez en el promedio de 1 millón de bpd, y los productores ahora bombean 90% más crudo que en 2007, no se sabe si las reservas suban considerablemente este año a pesar de miles de millones de dólares invertidos en la exploración en el país desde que el boom comenzó hace una década.

El reemplazo de reservas se ha convertido en una política fundamental en un país donde ahora las ventas extranjeras de petróleo representan la mitad de los US$65 mil millones en ingresos anuales que se obtienen por exportación.

Los indicadores de exploración en 2013, incluyendo los pozos perforados, número de equipos y la inversión extranjera directa, se redujeron en comparación con el 2012. Se cree que en 2014 los aumentos serán mínimos. Además el promedio de espera de 14 meses para los permisos ambientales para perforar pozos exploratorios, dobla el tiempo de espera de 2009.

Para impulsar la exploración, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ha encaminado esfuerzos y depositado esperanzas en la Ronda Colombia 2014 (ver página 24).

Marzo 2014 / Petroleum 290 19

E&P

Ecuador espera cerrar negociaciones de licencias de petróleo

L

a licitación de bloques petroleros de Ecuador en 2013 resultó un poco mejor que el intento hecho en 1997. Ninguno de los 13 bloques en oferta tuvo competencia, mostrando interés sólo Andes Petroleum, propiedad de Sinopec China, (dos bloques) y Repsol (un bloque). El gobierno espera cerrar las negociaciones en Mayo. La estatal ecuatoriana Petroamazonas en consorcio con Enap y Belarusneft también ofertaron por un bloque.

Los analistas consideran que las empresas tienen una posibilidad, de descubrir depósitos comercialmente viables, dada la ubicación de los bloques cerca del Piede-

D

monte andino que hasta el momento ha demostrado contener crudo.

Petroamazonas, que desde principios de 2013 controla todos los activos de propiedad estatal aguas arriba del Ecuador, también enfrenta el reto de alcanzar las metas de recuperación mejorada de petróleo con empresas internacionales de servicios petroleros, particularmente Schlumberger y Halliburton, para los campos maduros en el noreste del Amazonas.

La estatal también necesita levantar fondos, probablemente de los socios chinos, para comenzar este año a desarrollar

el campo Ishpingo -Tambococha -Tiputini, que se encuentra dentro del parque nacional de la selva Yasuní. ITT contiene unos 840 millones de barriles recuperables de crudos pesados. Más hacia el oeste, al lado del bloque ofertado por Repsol, la canadiense Ivanhoe no ha logrado desarrollar el campo Pungarayacu, que puede contener hasta 6 mil millones de barriles de crudo extrapesado, el doble de las reservas actuales del país.

ITT y Pungarayacu son necesarios para que Ecuador esté en capacidad de mantener y tal vez aumentar su producción diaria de los actuales 550 mil bpd.

Paraguay a la espera de resultados de la exploración sísmica

urante un tiempo, la compañía petrolera del Reino Unido President Energy ha esperado para publicar los resultados de la exploración sísmica de la cuenca del Pirity de Paraguay en el vasto bosque seco del Gran Chaco. Esto allana-

20 Marzo 2014 / Petroleum 290

ría el camino para iniciar un programa de perforación este año.

La firma ha identificado sus concesiones, Pirity y Demattei, como extensiones de los campos productores de petróleo en la frontera con Argentina.

Otra empresa del Reino Unido, Amerisur, ha encontrado indicios de yacimientos de hidrocarburos en su permiso San Pedro al este del río Paraguay.

E&P

La industria petrolera de México encara una reforma que cambia la estrategia

L

a reforma energética mexicana rompe 75 años de monopolio del petróleo y reduce las fuertes restricciones a la inversión privada en electricidad. Este proceso de reforma ha resultado más radical de lo que el Presidente Enrique Peña Nieto había imaginado.

Será “un cambio de estrategia” para la industria petrolera de México, la cual ha perdido un cuarto de su producción de crudo, desde un pico de poco menos de 3,4 millones de bpd en 2004.

Esta reforma incluye los contratos que se ofrecerán a las empresas privadas

que compartirán ya sea ganancias o producción.

También incluye licencias que favorecen a las compañías petroleras internacionales y son la norma en Europa y Brasil.

Pero queda más por hacer para completar la reforma. Lo que se conoce como “legislación secundaria” contiene la letra pequeña de los contratos propuestos, que las empresas internacionales seguramente evaluarán de cerca antes de comprometerse con miles de millones de dólares de inversión.

Después de varios falsos amaneceres para la reforma mexicana se justifica ciertamente el entusiasmo de los partidarios

del proceso, sin embargo, algunos analistas tienen reservas.

El error más común que notan es la ausencia de una oferta pública inicial para Pemex. Las ofertas públicas iniciales que acompañaron las reformas en Colombia y Brasil generaron un “big bangs” de inversión. En 2010, la oferta para Petrobras alcanzó US$70 mil millones, la oferta compartida más grande de ese año.

Pemex necesita urgentemente dinero en efectivo, pero Peña Nieto considera que una oferta pública inicial sería demasiado riesgo político.

Bajo el fuego de su propio partido y la izquierda él prometió la no «privatización» de Pemex. No obstante, una oferta pública seguiría dejando a la empresa bajo el control del gobierno, como es aun el caso de Petrobras y Ecopetrol.

Marzo 2014 / Petroleum 290 21

E&P

Proyectos en Perú se retrasan por permisos y ley de consulta

S

i bien el Perú ha planificado un aumento de US$26 mil millones en compromisos de inversión en petróleo y gas natural, los proyectos continúan retenidos por retrasos en los permisos y una ley de consulta previa que requiere la aprobación de los proyectos por parte de las comun dades indígenas.

En Diciembre Perupetro pospuso una ronda de licitación para nueve bloques de exploración de petróleo y gas en la costa norte luego que postores potenciales solicitaran más tiempo para estudiar las áreas.

22 Marzo 2014 / Petroleum 290

Perupetro también apunta concluir un proceso de consulta este año para llamar a una licitación de 26 bloques de exploración de gas y petróleo en la selva amazónica. El Ministerio de Energía y Minas ha dicho que dará prioridad a la inversión en exploración sobre las regalías.

Perenco y su socio Petrovietnam completaron en Noviembre del 2013 la inversión de $US712 millones en facilidades petroleras en el bloque 67, al norte de la selva, donde se planea producir este año unos 6.000 bpd de crudo pesado y aumentar hasta 60.000 bpd en 2017.

La producción de petróleo crudo de Perú ronda la mitad de la cifra reportada en 1994. La producción total de hidrocarburos, incluyendo líquidos de gas y gas natural, supera los 370.000 bpd.

La petrolera estatal Petroperú obtuvo el visto bueno por el Congreso de vender una

participación de hasta 49% en la bolsa de valores para financiar proyectos como la modernización de su refinería Talara de 62.000 bpd. El Ministerio de Energía dijo que la compañía está trabajando para mejorar el gobierno corporativo antes de proceder con una oferta pública inicial para financiar los costos totales del Estado de US$2,73 mil millones.

Petroperú también planea una participación de hasta 25% en media docena de bloques petroleros en la costa norte cuyos contratos comenzaron a expirar este año.

Para el 2015 está prevista una expansión del gasoducto de Camisea para manejar 1,54 millones de pies cúbicos diarios día a un costo de US$1.500 millones, según el gobierno, luego del retraso de un año, mientras que el ejército trabaja para mejorar la seguridad en las zonas selváticas y montañosas del sur a lo largo de la ruta del oleoducto tras ataques de la guerrilla en 2012.

Producción de crudo de Venezuela no podrá crecer a 4 millones bpd en 2014

E

n 2013, la petrolera estatal Pdvsa no logró alcanzar sus metas de producción, peor aun, su producción de crudo se cree que no será capaz de crecer a 4 millones de bpd en 2014 como su ministro de Petróleo ha dicho en los últimos dos años.

Una crisis de liquidez en la empresa ha llevado a una menor inversión, sobre todo en las empresas mixtas, donde Pdvsa es la socia mayoritaria con una participación del 60%.

El déficit es el resultado, por una parte, de los gastos crecientes de la empresa para financiar los programas del gobierno, y por otro lado de una caída en los ingresos por exportaciones.

Esta caída se debe a un volumen considerable de barriles con los que Pdvsa debe pagar las deudas contraídas con China y otros acreedores y al subsidio de petróleo y otros productos a los aliados políticos de Venezuela, como Cuba y Nicaragua.

Un documento de la oficina de gestión de las finanzas internacionales de Pdvsa mostró que en promedio durante 2013, la empresa sólo recibió dinero en efectivo por 1,5 millones de bpd, de un total de 2,1 millones de bpd exportados. Esta no recibió dinero por las exportaciones con las cuales se pagan sus deudas a China (267 mil bpd), los acuerdos de cooperación energética (183.000 bpd), servicio de la deuda con los socios ( 61.000 bpd ) y otros compromisos.

También erosionan los ingresos de Pdvsa los subsidios a los precios del combustible doméstico, por unos 766.000 bpd de combustible y otros derivados que se consumen internamente.

La decisión de subir el precio de los combustibles podría ser uno de los conflictos más difíciles en el país, agobiado por una elevada tasa de inflación y la escasez

de alimentos y otros bienes. En discursos públicos, el gobierno mantiene que la producción de petróleo del país es de alrededor de 3 millones de bpd, cifra que es cuestionada por analistas y expertos internacionales del petróleo.

Aun así, el ministro admitió recientemente una pérdida de 700.000 bpd de campos en declinación que alcanzaron alrededor del 25% - 30% anual, entre otros problemas logísticos y de infraestructura que han afectado a los planes de Pdvsa.

Marzo 2014 / Petroleum 290 23

Especial

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, lanzó el 19 de Febrero en Bogotá, un nuevo proceso competitivo de asignación de áreas donde se ofrecen 97 bloques prospectivos, que abarcan una extensión de 18 millones de hectáreas, para la exploración y producción de hidrocarburos

L

a ANH lanzó oficialmente la Ronda Colombia 2014, procedimiento competitivo que brinda oportunidades de inversión a empresas nacionales e internacionales al establecer contratos de evaluación técnica (TEA, Technical Exploration Agreement) y de producción y exploración (E&P) en 97 bloques prospectivos en el país.

El lanzamiento oficial del proceso se realizó el 19 de Febrero en Bogotá, con la participación de autoridades de la Agencia y del Gobierno colombiano, con el principal objetivo de incentivar y promover la inversión del sector de hidrocarburos para continuar con el fortalecimiento y dinamismo de la industria. Asimismo, el 20 de Febrero se llevó a cabo el IV Taller de Oportunidades Exploratorias con el fin de mostrar a la industria la nueva propuesta geológica del equipo técnico de la ANH para las cuencas colombianas, de manera de facilitar la exploración en búsqueda de nuevas reservas.

Amílkar Acosta, Ministro de Minas y EnerAmílkar Acosta, Ministro de Minas y Energía gía, destacó la impor-

24 Marzo 2014 / Petroleum 290

tancia del sector de hidrocarburos para Colombia. Aseguró que más del 54% de la inversión extranjera directa proviene del sector petrolero, siendo este el mayor generador de divisas para el país.

“Colombia es un país que despierta confianza e interés en los inversionistas por su prospectividad” sostuvo el Ministro. Afirmó que la tendencia de la industria es positiva y que el gobierno tiene que buscar acompañar a las empresas nacionales e internacionales que decidan apostar por esta iniciativa.

Acosta instó a los inversionistas a realizar un gran esfuerzo exploratorio para alcanzar el objetivo de tener diez años de autosuficiencia energética, respetando el trabajo con las comunidades y la responsabilidad social empresarial.

Orlando Cabrales Segovia, Viceministro de Energía compartió con los asistentes algunas cifras económicas acerca del PIB del país, así como del crecimiento en la industria hasta finales de 2013 en términos de exploración, producción y reservas.

Aseguró que este sector crece por encima de la economía colombiana, al tiempo que recalcó que para el gobierno es clara la importancia que tiene el mantener la dinámica de crecimiento en el sector. En este sentido, resaltó que el gobierno atiende los problemas sociales que han logrado afectar las actividades exploratorias y que está comprometido en establecer relaciones con las comunidades que permitan la sostenibilidad en el tiempo.

Javier Betancourt Valle, Presidente de la ANH, presentó los términos de referencias para entrar en el proceso competitivo de la

Especial Ronda Colombia 2014, cuya oferta abarca cinco oportunidades exploratorias: Convencionales, No Convencionales, Costa Afuera, Yacimientos Descubiertos y Gas Asociados a Mantos de Carbón, CBM. (El cronograma de CBM se publicará en el segundo semestre de 2014).

Precisó que en esta Ronda se evaluarán requisitos legales, técnico-operacionales, económico- financieros y de responsabilidad social empresarial. Para el operador se evaluarán todos estos requisitos con una participación mínima de un 30%, mientras que para el inversionista sólo se tendrá en cuenta los requisitos legales y económico-financieros.

El precio de los paquetes de información es de US$40.000 para tipo I y US$100.000 para paquetes tipo II y III. Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Nicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas, ANH; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico, Técnico de la ANH, presentó cada uno de los ANH; Orlando Cabrales Segovia, Viceministro de Energía; y Javier Betancourt Valle, Presidente, ANH bloques a ofertar en esta Ronda. Aclaró alguNicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de nas nuevas ideas exploratorias que acompañan este proceso y que lo diferencia de los anteriores, entre las que resaltó el Áreas de la ANH cerró la jornada con la publicación del cronograexitoso proceso de integración de la información disponible. ma de actividades de la Ronda Colombia 2014. Mejía aclaró que Martínez invitó a participar en el IV Taller de Nuevas Oportu- se realizaron modificaciones respecto al proceso competitivo para nidades Exploratorias, donde se presentaron con mayor detalle áreas con Gas Asociado a Mantos de Carbón, CBM, cuyo inicio será en el segundo semestre de 2014. técnico, las áreas sujetas al proceso competitivo.

Marzo 2014 / Petroleum 290 25

Especial

IV Taller de Nuevas Oportunidades Exploratorias Como parte de la agenda de la Ronda Colombia 2014, la ANH también realizó el 20 de Febrero el IV Taller de Nuevas Oportunidades Exploratorias, con el objetivo de evaluar con detalle cada una de las áreas de negocios: Yacimientos Convencionales, Continentales y Costa Afuera, Yacimientos Descubiertos, No Convencionales y Gas Asociado a Mantos de Carbón, CBM

La representación de la ANH durante el Taller: Víctor Sepúlveda y Sergio López, geólogos expertos; Luis Ernesto Ardila, Asesor; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico; y Darío Barrero, Asesor

Yacimientos Convencionales, Continentales y Costa Afuera Jairo Osorio, Geólogo PhD de la VP Técnica de la ANH, presentó las áreas referentes a los Yacimientos Convencionales, Continentales y Costa Afuera.

Hizo referencia a los trabajos adelantados entre 2012 – 2013, específicamente sobre el Margen Caribe y los resultados del Pozo St Tierra Alta. Osorio compartió algunos datos obtenidos argumentando que las secuencias expuestas corresponden a un sistema petrolero muy eficiente y planteó a los asistentes el nuevo modelo geológico que presenta a la industria la ANH. El experto habló sobre las cuencas Valle Inferior del Magdalena, Guajira y el Offshore, que señalan la presencia de hidrocarburos líquidos y gaseosos, lo que soporta un sistema de petróleo activo.

Al referirse a la Margen Pacífica, destacó los resultados de los estudios realizados por la ANH, que han identificado secuencias sedimentarias pre-Oligocenas y una roca generadora principal de edad Cretácico; esto -aseguró el experto- como preámbulo para postular la presencia de un sistema petrolífero activo.

Yacimientos Descubiertos, No Convencionales El Geólogo Sergio López, se refirió a los Yacimientos Descubiertos en las cuencas de Catatumbo, Llanos Orientales, Caguán - Putumayo y Sinú, como una oportunidad de negocio para empresas nacionales que adelantan programas de evaluación sobre los yacimientos y en los que se establecen condiciones técnicas que permitan producirlos comercialmente.

En materia de Yacimientos No Convencionales, comentó que en algunas cuencas sedimentarias se cuenta con rocas generadoras.

Presentó mapas con áreas húmedas (petróleo) y secas (gas), sugiriendo las excelentes condiciones en calidad y cantidad de materia orgánica que se presenta en las rocas de las cuencas colombianas.

26 Marzo 2014 / Petroleum 290

Especial CBM El Geólogo Víctor Sepúlveda habló sobre los recursos de Gas Asociado a Mantos de Carbón, CBM. Resaltó que es la primera ocasión en que se ofrecen comercialmente bloques con estas características, ubicados en las cuencas de Cesar-Ranchería, Guajira, Catatumbo, Cordillera Oriental, Valle Medio del Magdalena y Sinú.

Señaló que las áreas ofrecidas cuentan con una serie de características técnicas que las hacen muy atractivas en términos de los volúmenes de gas y presentó la comparación de dichas áreas con las cuencas productivas de Estados Unidos e Indonesia.

Al final del taller, intervinieron dos expertos consejeros de la ANH, Luis Ardila y Darío Barrero. Ardila hizo una analogía de la cuenca del Sinú con una cuenca en Indonesia y también resaltó los elementos del sistema petrolero identificados en la Margen Pacífica. Darío Barrero llamó la atención acerca de explorar “plays”

diferentes a los estructurales, como son los carbonatos, que han sido identificados en el Sinú y en el Valle Inferior del Magdalena.

Nueva propuesta geológica de la ANH La ANH compartió detalles sobre el trabajo que ha venido realizando la Agencia entre 2012 y 2013 para ofrecer los bloques en este nuevo proceso competitivo 2014

E

l Vicepresidente Técnico de la ANH, Juan Fernando Martínez, comentó que un equipo integrado por la Gerencia de Gestión del Conocimiento, a cargo de la Geóloga Patricia Aya y por la Gerencia de Información Técnica, liderizada por la Geóloga Martha Zamudio, mantuvo como objetivo tomar datos que apunten a resolver problemas geológicos específicos en cada una de las áreas evaluadas ofreciendo nuevas posibilidades exploratorias.

“Es clave que los inversionistas tengan una información ágil, veraz e integrada, lo que les permite reducir los tiempos de análisis e interpretación, tomando menos tiempo para la toma de decisiones” comentó Juan Fernando Martínez.

En ese sentido, explicó que la Gerencia de Información Técnica agiliza el proyecto de actualización y modernización del Banco de Información Petrolera (Repositorio Magnético (EPIS), Litoteca y Cintoteca) con el fin de poner en plataformas modernas los datos históricos del país y enlazarlos entre sí para que puedan ser útiles en el análisis de un área específica.

• Repositorio Magnético: (EPIS Exploration and Production Informative Service). Organiza toda la infor-

28 Marzo 2014 / Petroleum 290

mación geológica de una forma coherente y simétrica.

• Cintoteca: Información geológica colombiana organizada en datos impresos y en film.

• Litoteca: Ubicada en el ICP, está en construcción la nueva sede que será entregada en el primer semestre del 2014. Su modernización incluye un programa de preservación de los núcleos que por medio del escaneo y su digitalización, permite hacer primeros análisis básicos de mineralogía, porosidad, permeabilidad, entre otros. Con el fin de preservarlo y evitar su destrucción.

La Ronda Colombia 2014, contará con el servicio de DataRoom virtual. Con este servicio se podrá acceder a la información desde cualquier lugar del mundo. Asímismo, el servicio interactivo Geoportal-ANH estará muy pronto disponible para la industria, allí se publicará la información geográfica de la Agencia y de otras entidades.

La Gerencia de Gestión del Conocimiento desarrolló proyectos en el territorio nacional y apuntó a avanzar en el grado de conocimiento de incertidumbres geológicas asociadas a los conceptos con los cuales se han explorado las cuencas en el país. De esta manera se contribuye a promover y facilitar la exploración que permitirá el hallazgo de los volúmenes de reservas que el país requiere para su sostenibilidad fiscal. “Los ingresos petroleros cubren una buena parte del PIB nacional. En el Noroccidente y en la Margen Pacífica colombiana ya se han identificado grandes estructuras, que de estar cargadas, podrían representar grandes volúmenes de hidrocarburos”, afirmó Juan Fernando Martínez.

La ANH juega un rol fundamental al adquirir información sísmica “On y Offshore”, con el propósito de identificar estructuras en el subsuelo; además, mediante las perforaciones estratigráficas se han identificado y caracterizado los reservorios y/o rocas madres; en algunas perforaciones se han recuperado los corazones “llorando” petróleo, lo cual es muy significativo en términos de exploración petrolera.

Especial

La misión es facilitar la labor exploratoria

Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH, y Patricia Aya, al frente de la Gerencia de Gestión del Conocimiento, puntualizan algunos temas de interés en torno al nuevo enfoque de trabajo de la Agencia en su misión de proponer esquemas de negocio innovadores para la industria ¿Cuál es el fin de los talleres de nuevas oportunidades exploratorias que ha ofrecido la ANH? Patricia Aya: Los talleres de nuevas oportunidades tienen como fin mostrar a la industria una nueva propuesta geológica que nuestro equipo técnico realiza para las cuencas colombianas. Se pretende a través de la toma ordenada de datos según nuestra cadena de valor consolidar conceptos y abrir nuevas oportunidades exploratorias allí donde consideramos los viejos paradigmas han estado reinando por siempre y estos modelos han “congelado” las áreas. Entonces con una propuesta técnica responsable y basada en argumentos soportados con datos, nos atrevemos a formular ideas nuevas, a ser innovadores y modernos y esto es lo que compartimos con la industria y esperamos ser vehículo de motivación en este contexto.

El equipo integrado de la ANH: Patricia Aya, Gerencia de Gestión del Conocimiento; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico; y Martha Zamudio, en la Gerencia de Información Técnica

Marzo 2014 / Petroleum 290 29

Especial ¿Hasta el momento cual ha sido la percepción de la industria con estos talleres?

Juan Fernando: En términos generales, muy buena, la razón es clara: hoy la apertura a los datos y a la información es total, lo que hacemos es para apoyar a la industria petrolera, es para facilitarle su labor exploratoria; nosotros en la ANH tenemos el lema: el éxito de la industria es el éxito nuestro y el del país; entonces, datos, análisis e interpretaciones de la ANH, están a disposición de los equipos técnicos de la industria, para ser analizados y discutidos.

Esta actitud de apertura genera una sinergia positiva y un enriquecimiento de los criterios y conceptos con los cuales afrontamos el reto de estudiar nuestras cuencas. No hay que olvidar que el resultado final que todos perseguimos es: Barriles de petróleo en superficie.

En la ANH tenemos el lema: el éxito de la industria es el éxito nuestro y el del país... el resultado final que todos perseguimos es: Barriles de petróleo en superficie ¿Todos tienen una oportunidad en la Ronda Colombia 2014?

Puede hablarnos acerca de los Yacimientos Descubiertos Juan Fernando: En la Ronda Colombia 2014 el ofrecimiento de áreas pequeñas no desarrolladas de producción marginal se considera una gran oportunidad para empresas nacionales, lo que les permite participar en áreas que para ellos pueden ser muy prometedoras.

Este negocio necesita de profesionales con toda la experticia técnica, la audacia para proponer un esquema de negocio. En otros países de la región esto ha catapultado a pequeñas empresas nacionales a ser importantes jugadores regionales y continentales. ¿En cuanto al Offshore en Colombia, qué cuenca genera mayor interés?

Juan Fernando: El Caribe presenta un grado de madurez exploratoria mayor que el Pacífico y por consiguiente despierta mayor interés para exploración de hidrocarburos; no en vano, allí se encuentra el campo gigante de gas conocido como Chuchupa-Ballena. También, la Margen Caribe fue el primer sitio en Colombia donde se produjeron hidrocarburos, lo cual motivo la creación de la refinería de Cartagena. Sin embargo el nivel de inversión que la ANH ha hecho en la Margen Pacífica ha generado unos frutos muy importantes en cuanto a términos de prospectividad. En esta región, se han identificado emanaciones de hidrocarburos, (conocidos como “oil seeps”) y el análisis de imágenes de satélites y aviones y la sísmica nos sugieren grandes estructuras, estamos ahí con mucha expectativa

30 Marzo 2014 / Petroleum 290

técnica y esperaría que la industria se interese, analice los datos y tome sus propias conclusiones. Lo que sí puedo afirmar con absoluta responsabilidad técnica es que nuestras márgenes Caribe y Pacífica brindan oportunidades exploratorias interesantes. De nuestra parte continuaremos en el 2014 “amasando” nuestros conceptos a través de la toma de datos en estas áreas. ¿Qué tipo de referencias geológicas utiliza la ANH para generar nuevos modelos?

Patricia Aya: El equipo técnico ANH se pregunta acerca de los problemas geológicos no resueltos en las diferentes cuencas; también y atendiendo a un viejo principio filosófico nos preguntamos qué otra interpretación “cabe” con los mismos datos, es entonces cuando se inicia un proceso bien interesante que despierta la creatividad de los profesionales en proponer nuevos esquemas geológicos y las actividades para consolidar el concepto o desecharlo, este es un ejercicio de madurez intelectual, responsabilidad y compromiso profesional.

Asimismo, se realizan comparaciones con otras cuencas del mundo, se analizan y se determinan puntos de coincidencia para pensar en la validez de la analogía. Es bueno señalar, que nuestros consejeros, Luis Ardila, Darío Barrero y Eduardo Rossello, son geólogos que han trabajado como exploracionistas en diferentes cuencas a nivel mundial, en sus cerebros, hay un inmenso tesoro acumulado producto de esa experiencia. ¿En cuánto a Yacimientos No Convencionales qué ofrece esta nueva Ronda?

Juan Fernando: Estamos en una etapa de aprendizaje muy rápida, se han dado pasos grandes porque se tienen áreas identificadas, estamos ubicados en las cuencas y en las áreas que tienen este potencial. Hoy los proyectos de inversión pretenden identificar y caracterizar la roca fuente de hidrocarburos y a través de estos proyectos delimitar áreas que pueden ser prolíferas para gas y petróleo.

Se tienen convenios con universidades norteamericanas que han permitido tener una transferencia de conocimiento para el equipo técnico. El cual se aprovecha en áreas de yacimientos no convencionales y en áreas asociados a mantos de carbón.

El país tiene muchas expectativas para desarrollar este recurso, ya que se tiene un gran potencial porque en el subsuelo hay una roca fuente de talla mundial. En Colombia todas las instituciones están trabajando para construir las condiciones necesarias para que este recurso sea explotado bajo óptimas condiciones jurídicas y técnicas. ¿Cuál es la importancia del Noroccidente Colombiano en la Ronda Colombia 2014?

Patricia Aya: En el Noroccidente Colombiano se visualizan volúmenes importantes para las reservas del país. Se están buscando reservas para cumplir la sostenibilidad fiscal y la Agencia considera que es una zona donde pueden existir “gigantes dormidos” en Tierra firme o Costa Afuera, es decir oportunidades de gran magnitud que pueden representar el alcance de los retos fiscales y la perdurabilidad en el tiempo.

Escenario

NAPE Expo 2014 HOUSTON - WINTER Del 4 al 7 de Febrero se realizó en la capital mundial de la energía la XXI edición de este tradicional evento dedicado a la compra y venta de propiedades y activos para la explotación de los hidrocarburos, la cual este año desbordó las amplias y formidables facilidades del George R. Brown Convention Center de Houston

O

rganizado y operado por la American Association of Professional Landmen (AAPL) conjuntamente con sus socios la Independent Petroleum Association of America (IPAA), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Exploration Geophysicists (SEG), NAPE 2014 reunió a los mejores hombres y mujeres de la industria, quienes disfrutaron de una gran variedad de oportunidades para la educación, la creación de redes de negocios y la profundización de las relaciones interpersonales.

En esta oportunidad NAPE Expo reunió a unos 17.000 profesionales de la industria del petróleo y gas proveniente de todos los rincones del planeta y contó con unas 1.000 empresas exhibidoras. Cifras récords en la historia del evento.

NAPE consta de tres eventos integrados: NAPE International, un escenario de conferencias y exhibición dedicado exclusivamente a la oferta de empresas internacionales; NAPE Business Conference, como siempre organizado y patrocinado por IHS Energy, que en esta oportunidad versó sobre “La Sostenibilidad de la Revolución de los No Convencionales”; y el área de la Exhibición en sí, que reunió en el espacioso George R. Brown Convention Center de Houston, a todos los sectores involucrados en la actividad global de explotación de los hidrocarburos: Universidades, asociaciones profesionales, empresas de servicios, productos y equipos para la exploración y producción, bancos e instituciones financieras y cientos de empresas grandes, medianas y pequeñas comprando y vendiendo activos de petróleo y gas; además de la oferta de sitios de recreación para la caza y la pesca y hasta oferta de mone-

32 Marzo 2014 / Petroleum 290

Marty Schardt, Executive Vice President, AAPL

das conmemorativas. NAPE Expo llenó todo el espacio dispuesto para la muestra tecnológica.

Alan Greenspan, ex Presidente de la Reserva Federal de USA, intervino durante el Decision Maker´s Breakfast; y Robert Gates, ex Secretario de Defensa de USA, fue el orador de orden en el NAPE Charities Industry, cuyas ganancias generada por la venta de entradas y de los patrocinios son donadas totalmente a las organizaciones benéficas de los soldados heridos en la guerra.

NAPE Business Conference

Ken Salazar, Former Secretary of the Interior

Luke Keller, Vice President, BP America

Charles McConnell, Executive Director Energy and Environment Initiative, Rice University

Esta tradicional conferencia de un día presentada y organizada por IHS Energy, contó con el patrocinio de Concho, Freeport-McMoRan Oil & Gas, Statoil y Whiting; y estuvo enfocada en el tópico “Sustaining the U.S. Oil and Gas Revolution”.

En el programa de la mañana, Marty Schard, VP Ejecutivo de AAPL y NAPE, dio la bienvenida, y el legendario Pete Stark, Sr. Research Director & Advisor de IHS, hizo los comentarios de apertura.

Seguidamente, Ken Salazar, ex Secretario del Interior de USA; y Luke Keller, VP de BP America; cada uno disertó por separado sobre “Políticas Públicas y Empresas Privadas”. La mañana continuó con un panel que versó sobre “Regulaciones y Empresas Privadas”.

Charles McConnell, Director Ejecutivo de Rice University fue el Orador Invitado en el almuerzo donde habló sobre “Todo Sobre la Estrategia Energética – No es un Eslogan si no un Requerimiento Global”. Bob Fryklund, Chief Upstream Strategist de IHS, participó como moderador.

Durante la primera mitad de la tarde, el panel de discusión estuvo conformado por

Escenario

Panel sobre Regulaciones y Empresas Privadas: Pete Stark, Senior Research Directory & Advisor, IHS; Christie Craddick, Texas Railroad Commissioner; David Blackmon, Managing Director, FTI Consulting; Matthew Lepore, Director, Colorado Oil and Gas Conservation Commission; y Don McClure, Vice President, Government, Stakeholder Relations and Legal, Encana Oil & Gas USA

Panel sobre Portafolios y Operaciones para un Crecimiento Sostenido: Bob Frycklund, Chief Upstream Strategist, IHS; Tom Petrie, Chairman, Petrie Partners; Floyd Wilson, Chairman, Halcon Resources; Steve Hinchman, President & CEO, HighMount Exploration & Production; y Robert Turnham, President & Chief Operation Office, Goodrich Petroleum

veteranos ejecutivos de la industria quienes compartieron sus perspectivas sobre cómo alcanzar los objetivos de sus empresas.

Para finalizar el día un panel de técnicos de alto nivel trató el tema de la tecnología con enfoque en la gerencia y la excelencia operacional para mejorar su rendimiento y agregarle valor y sostener a largo plazo la revolución de los no convencionales.

Panel sobre Tecnología: Steve Trammel, Research Director & Advisor, IHS; George King, Distinguished Engineering Advisor, Apache; Jim Raney, Senior Manager, Engineering and Technology, Anadarko; John Cadenhead, Strategy Manager for Unconventional Reservoirs Schlumberger; Andrew Slaughter, VP Upstream Research, IHS

NAPE International

Trayectoria O&G: César Bolívar, Latin America Marketing Manager, LMRK; Ani Muñoz, Trayectoria O&G Miami; Luis Alejandro Uribe, Desarrollador de Negocios; Rubén Arismendy, Senior Exploration Geologist; Niraj K. Pande, Geoscience Resource Recovery; Cristian Ducuara, Gerente General; y Jody Polk, Telpico Colombia

Santiago Ferro, Gte. Administración y Contratos, ANCAP; Héctor de Santa Ana, Directo General, ANCAP; Verónica L. Rollandi, Spectrum; Richie Liller, Spectrum; Juan Tomasini, ANCAP; y Dan Macconell

El amplio stand de Pemex en NAPE Expo

Perúpetro: Oscar Miró Quesada, Gte. Promoción y Comunicaciones; Carmen Gutiérrez, Productora General, INGEPET; Elmer Martínez, Gerencia de Exploración; y Giuliana Vercelli, Imagen y Comunicaciones

Este segmento o sección de NAPE proporcionó a las compañías internacionales, una oportunidad de oro para reunirse y relacionarse con sus colegas de todas partes del mundo con mucho desarrollo y experiencia en la industria petrolera.

En esta ocasión estuvieron representadas empresas provenientes de 35 países, que se dedicaron a promocionar sus prospectos y servicios.

América Latina contó con la presencia de firmas como Trayectoria Oil & Gas, Colombia; ANCAP, Uruguay; PeruPetro; Pemex; y Telpico, Colombia. Todas buscando interesados en participar en su oferta de prospectos y activos.

La exhibición estuvo cuatro días abierta al público de Febrero 4 al 7; y las presentaciones con las ofertas de prospectos dos días; Febrero 4 y 5.

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Escenario

Semana de Innovación en Tecnología de Desarrollo de Software para Gas y Petróleo:

Piloto Caso Ocean

Estudiantes de la Universidad Industrial de Santander, desarrolladores de software, personal de compañías petroleras y expertos de Schlumberger trabajaron en un objetivo común: identificar oportunidades de solución a retos comunes de la industria a través de tecnologías innovadoras de software, con enfoque en las necesidades específicas del sector de petróleo y gas en Santander

En primera fila, de izquierda derecha, Sergio Cajías, Representante de CETICS, estudiantes participantes, el equipo de Schlumberger; Claudia Lozano, Directora CETICS; César Patiño, Presidente C.A.F.E; Verónica Gutierrez, Schlumberger; César Vega, representante de la Cámara de Comercio Bucaramanga, quienes hacen parte del grupo de organizadores de la Semana Tecnológica

B

ajo el marco del Plan Nacional de Ciencia, Innovación y Tecnología del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones de Colombia, que busca apuntalar el desarrollo de tecnología en cada región del país a fin de generar estrategias de crecimiento tecnológico para el mercado nacional e internacional frente a las capacidades endógenas de cada región, se llevó a cabo del 3 al 7 de Febrero la Primera Semana de Innovación en Tecnología de Desarrollo de Software para Hidrocarburos, en Bucaramanga, Santander.

En una apuesta por propiciar polos de desarrollo para el sector petrolero en Santander, se reunieron representantes

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de gobierno, industria, empresas de TI y academia, representados por el Ministerio de TIC, Cámara de Comercio de Bucaramanga, Zona Franca Santander, Parque Tecnológico Guatiguará, Universidad Industrial de Santander (UIS), la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (ACIPET), Colombian Association Formation of Evaluation (C.A.F.E), Clúster de empresas de TI de Santander (CETICS) y la empresa de servicios Schlumberger.

El propósito fue exponer soluciones en innovación de software que contribuyan en resolver frecuentes problemas presentados en la industria de los hidrocarburos.

La semana convocó a estudiantes de

los últimos semestres de ingeniería de petróleos, geología, ingeniería de sistemas y ciencias de UIS con el fin de fortalecer el vínculo con la industria de software.

Asimismo participaron empresas independientes desarrolladoras de software con el fin obtener una visión amplia de las oportunidades para expandir sus portafolios de servicios a la industria de los hidrocarburos, así como también compañías de petróleo y gas para hallar soluciones a retos comunes y fomentar la competitividad de la región, al beneficiarse con una mayor gama de proveedores de servicios.

Durante la semana se trabajó en necesidades específicas que permitieran apoyar

Escenario a las pequeñas empresas de software de la región, que pueden prestar servicios a la industria. Es de resaltar que los retos que se presentan hoy en el sector de hidrocarburos son una oportunidad de negocio para las empresas de TI con el fin de ofrecer datos integrados y de calidad para entender mejor los yacimientos.

Piloto Ocean El evento ofreció en primer lugar una capacitación en la plataforma Ocean, ‘Framework’ usada por Schlumberger que permite el desarrollo de software para exploración y producción.

La viceministra de TI, María Isabel Mejía, dio la bienvenida al evento y expuso el plan Vive Digital, donde resaltó los objetivos que tiene el gobierno nacional de empoderar a cada región del país según

Santander apuesta a fomentar la integración, la productividad, la extensión y el desarrollo de software junto al sector Oil & Gas

sus ventajas competitivas, enmarcado a la especialización inteligente, lo que permite desarrollar la región estableciendo prioridades, buscando la excelencia en ámbitos concretos y generando conocimiento, servicios, tecnología, talento e inversiones.

En seguida, se organizaron equipos multidisciplinarios quienes tuvieron tan sólo dos días para ofrecer un Plug-in que lograra ofrecer una solución específica para un problema presentado en la industria de petróleo y gas. Finalmente, se hizo la presentación del trabajo adelantado por siete equipos, quienes sorprendieron a los asistentes por los resultados que arrojaron al unificarse entre diferentes disciplinas y por

el valor agregado que desarrollaron para plataformas como Petrel, Studio y Techlog.

Schlumberger puso a disposición de los participantes entrenamiento por parte de personal experto proveniente de países como Noruega, Francia, USA, México y Colombia, ofreciendo también su tecnología de software y la posibilidad de ofrecer los trabajos realizados en la plataforma Ocean Store, lo que permitiría ofrecer innovación y tecnología desarrollada en Santander al resto del mundo.

Como resultado se observaron Plugins que permiten generar desplazamientos verticales para complementar información entre varias líneas sísmicas, traductores de modelos geológicos en modelos económicos, prevención de puntos (NPT), entre otros que tenían como fin la unificación del lenguaje y la optimización de procesos de tomas de decisiones.

César Patiño, Presidente C.A.F.E SPWLA Sección Colombia y Sergio González, Gerente de Operaciones Information Solutions de Schlumberger para Colombia y Perú, concluyeron el evento.

Patiño expresó que la Semana Tecnológica demostró que los grupos interdisciplinarios ofrecen soluciones para los retos expuestos hoy a nivel mundial en la industria de petróleo y gas. Comentó que ‘la fuerza reside en las diferencias, no en la similitudes’ y de esta forma invitó a los participantes a trabajar. Finalmente mencionó que en próximos meses se continuará con la II Semana Tecnológica y de Innovación puesto que Halliburton-Landmark será la segunda compañía que continuará generando valor a esta iniciativa.

Finalmente, Sergio González propuso el reto de generar 500 Plug-ins en Santander, invitando a los participantes y al clúster de empresas a conformar un equipo con este objetivo, sin quedarse en el camino.

Resaltó que Schlumberger fue la primera empresa en creer en esta iniciativa y aprovechó el momento para darles un merecido reconocimiento a todos los participantes nacionales e internacionales de la empresa que durante los cuatros días guiaron y apoyaron el proceso. Finalmente hizo mención especial a Verónica Gutiérrez, Ocean Techical Consultant para Colombia y Perú, quien estuvo al tanto de la organización y el cumplimiento de la agenda propuesta.

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Escenario

La viceministra de TI, María Isabel Mejía, dio la bienvenida al evento y expuso el plan Vive Digital, donde resaltó los objetivos que tiene el gobierno nacional de empoderar a cada región del país

Santander, región de promesas Después de ser analizado por diferentes empresas de consultoría se concluyó que en el marco del Plan Nacional de TI, Santander es la zona que tiene la infraestructura y que cumple con atención a la demanda, competitividad regional,

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capacidad, potencialidad e indicadores estratégicos del PIB nacional, siendo una zona foco de desarrollo de innovación de TI para la industria de hidrocarburos.

Se asegura que la historia de los hidrocarburos en Colombia inició en Santander cuando en 1921 en el campo

La Cifra-Infantas en el Magdalena Medio Santandereano se creó el campamento de la naciente industria petrolera. Desde ese entonces la refinería de Barrancabermeja es el principal abastecedor de los combustibles y derivados del petróleo que se consumen en el país. De esta forma, el sector apuesta por seguir su tradición en la industria de hidrocarburos pretendiendo aportar desde su infraestructura industrial y de investigación para establecer un ecosistema que permita generar servicios de apoyo para la industria.

Se determinó que la zona cuenta con importantes centros de investigación como el ICP (Instituto Colombiano del Petróleo), el parque tecnológico, centros de tecnología, red de universidades y grupos de investigación, que generan una ventaja competitiva a la región para la inversión nacional e internacional en cuanto a exploración y lo relacionado con el sector de petróleo, gas, biocombustibles y derivados.

Santander hoy se considera una tierra de oportunidades puesto que ofrece una plataforma de innovación y desarrollo, talento humano capacitado, ambiente para inversión competitiva, indicadores estratégicos que afirman que es la zona del país con menor incidencia de pobreza y con la tasa de desempleo más baja. Según la firma consultora internacional Tholons, Bucaramanga se ubica hoy entre las 30 ciudades más atractivas para invertir a nivel de Latinoamérica y como la tercera ciudad más competente y sostenible del país.

Tecnología

Completaciones Inteligentes:

Manejo Automatizado de Pozos Petroleros Edmundo E. Ramírez, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum (*)

Los pozos inteligentes han evolucionado para convertirse en una poderosa herramienta de manejo de los yacimientos petrolíferos Definición Una completación inteligente puede ser definida como un sistema capaz de recolectar, analizar y transmitir comportamientos del pozo y del yacimiento a control remoto, permitiendo mediante acciones, también a distancia, optimizar la producción y la inyección en procesos de recuperación, maximizar el recobro del yacimiento, reducir costos y riesgos operativos, evitar cierres temporales de producción, aumentando con todo ello por tanto la rentabilidad, al minimizar la intervención física del pozo.

Consta de equipos tanto de subsuelo como de superficie.

Equipos de subsuelo Sensores de presión y temperatura, medidores de flujo, válvulas de control operadas en forma hidráulica o eléctrica, cable transmisor, equipos convencionales de completación.

Equipos de superficie Transductores de información, equipos convencionales de completación del pozo.

Incentivos económicos y aplicaciones de las completaciones inteligentes Concebidos inicialmente como alternativas a las intervenciones físicas costosas y operacionalmente difíciles, los pozos inteligentes, los cuales pueden ser monitoreados y controlados en forma remota, han evolucionado para convertirse en una 38 Marzo 2014 / Petroleum 290

poderosa herramienta de manejo de los yacimientos petrolíferos, en la medida de su demostración de confiabilidad técnica y operacional. Estos ayudan o facilitan a: 1. Una mejor selección de la ubicación de los pozos de desarrollo de los yacimientos.

2. Reducir ese número de pozos, porque pueden producirse varias zonas, simultáneamente en un mismo pozo, sin interferencia entre ellas, mediante la regulación del influjo de cada zona, dependiendo de su permeabilidad. Esto también permite el desarrollo de reservas marginales de hidrocarburos.

3. Un mejor control de la irrupción de agua, en los pozos productores de petróleo y gas.

4. Un mejor control del perfil de inyección de los pozos inyectores de agua y gas, en los proyectos de recuperación secundaria.

5. El aislamiento de zonas indeseadas, sin necesidad de intervención de taladros de reparación o unidades de guaya. (*)ramirezedmundo@cantv.net

Software

Por qué cada vez más compañías petroleras implementan sistemas SCADA en La Nube Por Jim Fererro, Sr. VP, GlobaLogix Houston

Compañías petroleras en Latinoamérica consideran atractiva la idea de implementar un sistema SCADA en La Nube, como una manera de garantizar la seguridad e integridad de su información

Centro de Operaciones en Red

Introducción

La idea no es rara

La “Informática en La Nube” ha capturado la atención de la industria petrolera, al igual que lo hizo en el resto del mundo empresarial, especialmente en Latinoamérica.

Cada vez mas compañías petroleras a nivel mundial reconocen el valor de implementar sistemas de Control Supervisorio (SCADA) en modalidad de Software como Servicio (del inglés Software as a Service - SaaS), también conocido como SCADA en La Nube.

La motivación para migrar otros servicios de TI a La Nube es la misma que ahora mueve a las compañías petroleras para migrar sus sistemas SCADA en la misma dirección. La implementación de sistemas computacionales en “La Nube” no solo resuelve el problema de los costos sino que reduce drásticamente los tiempos de implementación.

El principal problema que enfrenta una compañía al implementar un sistema SCADA es la administración de los recursos humanos. La implementación de estos sistemas en La Nube ofrece respuestas a las preguntas típicas como son: “Quien dará el soporte técnico necesario a los sistemas y a los usuarios ?, Cuánto tiempo tomará la implementación de un nuevo sistema SCADA ?

Durante el proceso de evaluación para decidir implementar un sistema SCADA en La Nube, hay quienes preguntan “¿Y qué significa eso?” cuando en realidad el concepto se remonta a los años 50, cuando la implementación de grandes mainframes utilizaba un concepto muy similar. El concepto original evolucionó cuando aparecieron los “Servidores Virtuales”; tecnología que permite la coexistencia de múltiples ambientes lógicos en una sola plataforma física, lo cual transformó la industria informática.

La aparición de los servidores virtuales permitió la generación de conceptos novedosos y fascinantes, como la posibilidad de implementar múltiples servicios sin la necesidad de instalar una gran infraestructura. Conceptos como “Software como Servicio” e “Infraestructura como Servicio” (del Inglés SaaS, IaaS) son actualmente soluciones comúnmente aceptadas, por lo que la implementación de un sistema SCADA en La Nube es simplemente una extensión del mismo concepto.

Muchas compañías petroleras en Latinoamérica han expresado su preocupación respecto al sitio en el que residen los datos,

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mas allá de interesarse en cómo funciona el sistema. En otras palabras, “no quieren que los datos salgan de sus fronteras”. La realidad actual muestra que ya existen múltiples opciones de centros de hosting y hospedaje de sistemas informáticos locales en la mayoría de los países en Latinoamérica. Estos permiten la implementación de sistemas SCADA, en una plataforma distribuida tipo “Nube” para prácticamente cualquier compañía petrolera en Latinoamérica.

Un experto en la industria comenta: “Es realmente una solución internacional para compañías en todo el mundo. El poder utilizar los servicios de centros de datos localizados alrededor del mundo sobrepasa la preocupación acerca de la residencia misma de los datos”. En otras palabras, no es necesario ofrecer los servicios de hospedaje de La Nube fuera del país origen, los servicios existen localmente en cada país y permiten la implementación de los sistemas localmente. La Nube sin embargo puede cambiar el manejo convencional de los datos, lo cual consume demasiado tiempo y presupuesto de las compañías en Latinoamérica y en todo el mundo.

SCADA en La Nube: Un Mejor Enfoque Llegar a tomar la decisión de implementar un sistema SCADA en La Nube típicamente requiere comparar el manejo convencional de los datos con el manejo que se hará en La Nube. Típicamente, las compañías han implementado sus sistemas adquiriendo equipos y software para luego contratar a un integrador para que lo instale, configure y de mantenimiento; o tal vez habrán optado por un sistema de hospedaje para alojar sus sistemas web.

Cuando añadimos los costos de construir e instalar un centro de datos, licencias de software, enlaces y servicios de red, encontramos que el “elefante” crece sin control demandando cada vez mas aten-

Software el tiempo de implementación. La plataforma soporta aplicaciones modulares que son fácilmente instaladas y puestas en operación para realizar funciones como llamadas de servicio y notificaciones de alarmas procesadas dentro de la misma infraestructura de La Nube.

Seguridad Informática por encima de todo

Planta de depuración y medición de gas

ción de los operadores incrementado los costos de operación. Esta estrategia no agrega valor, no estandariza ni mejora las operaciones de la compañía y en una gran cantidad de ocasiones ni siquiera se hace de manera correcta cuando se habla de seguridad en Internet.

Los sistemas SCADA en La Nube cambian las reglas del juego. Un excelente ejemplo lo muestra la alianza entre una compañía de automatización de yacimientos y un fabricante líder en la industria de equipos de energía y control para proveer servicios SCADA en La Nube a compañías petroleras y de servicios. La plataforma SCADA de una compañía combinada con los servicios de ingeniería de la otra compañía, son la base de un sistema SCADA en La Nube construido sobre los más estrictos estándares de seguridad, alcanzando los niveles requeridos en operaciones de misión critica.

Para aquellos gerentes y ejecutivos en Latinoamérica que no están directamente relacionados con operaciones de TI, ¿cómo impacta un sistema SCADA en La Nube en sus operaciones día a día?.

Las compañías reciben el servicio de un sistema SCADA robusto, que reduce sus costos de operación y los eventos de mantenimiento correctivo al mismo tiempo que minimiza la inversión inicial. En resumen, un sistema SCADA en La Nube evita que las compañías tengan que construir y mantener sus propios centros de datos para alojar servidores al mismo tiempo que reduce de manera importante los costos de

mantenimiento y minimiza riesgos. Desde el punto de vista de soporte y servicios, esta iniciativa permite mantener las operaciones sin interrupciones en todos los niveles. La información se almacena en bases de datos en La Nube y el sistema puede ser convertido en cualquier momento en una solución tradicional en la cual el cliente mantiene sus propios servidores y se hace cargo de su propio sistema.

Por otro lado, una solución SCADA en La Nube simplifica las tareas de soporte y mantenimiento del sistema al proporcionar un solo punto de contacto para atender cualquier requerimiento de software, infraestructura y comunicaciones. En ocasiones el proveedor del servicio también puede hacerse cargo de las redes corporativas de la empresa y administrar todos los sistemas de comunicación. Mediante alianzas con terceros el proveedor de un sistema SCADA en la nube puede también proveer de servicios como: • Manejo avanzado de alarmas • Administración de incidencias • Optimizar los procesos de negocio y operar de manera automática utilizando datos provenientes La implementación se hace de manera eficiente; sistemas híbridos pueden ser implementados y puestos en servicio sin los problemas típicos de TI que se presentan durante la instalación y puesta en operación. En lugar de re-inventar el sistema cada vez que este se implementa, se utilizan modelos estándar para reducir

Decir que los sistemas implementados en La Nube pueden ser altamente redundantes y seguros es simplemente una realidad probada y demostrada en todo el mundo para las compañías petroleras. En otras palabras, compañías petroleras en Latinoamérica que consideran atractiva la idea de implementar un sistema SCADA en La Nube, pueden estar seguros de que la seguridad e integridad de su información estará garantizada.

Como resultado, las compañías pueden ahora aprovechar las ventajas que brindan los Sistemas como Servicio (del inglés SaaS Software as a Service) eliminando la necesidad de invertir en la cadena interminable de equipos, servidores, software y personal de servicio. Las compañías pueden ahora implementar un sistema nuevo sin los altos costos de inversión inicial asociados con la compra, instalación e integración. El resultado es un sistema que modifica de manera importante la manera como las compañías visualizan los datos, la información y como consecuencia su propia operación en el corto, mediano y largo plazo.

Desde la perforación hasta el transporte del producto, para las compañías petroleras la información es tan importante y relevante para todos los niveles operativos y gerenciales al grado que ya no es posible operar como siempre lo han hecho. SCADA en La Nube es una realidad que no se puede dejar pasar.

Jim Fererro, Senior VP de GlobaLogix (www.globlx.com) con base en Houston Marzo 2014 / Petroleum 290 41

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SPE Latin American & Caribbean Petroleum Engineering Conference

21 - 23 de Mayo • Maracaibo, Venezuela

Bajo el lema Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas, la Conferencia y Exhibición de la SPE abordará las necesidades del sector petrolero upstream en Latinoamérica y El Caribe

L

a Society of Petroleum Engineer, SPE, ha previsto realizar su conferencia Latinoamericana y del Caribe para Ingenieros de Petróleo, conocida como LACPEC, del 21 al 23 de Mayo, en Maracaibo, Venezuela.

Esta conferencia multidisciplinaria abordará las necesidades existentes, emergentes, futuras y sociales, del sector petrolero de upstream en la región. Se tratarán desde temas relacionados al desarrollo en aguas profundas, campos petroleros digitales, hasta aquellos en tecnologías emergentes, avances en recuperación mejorada de petróleo, y reservas no convencionales.

Se contará con la presentación de cerca de 200 trabajos técnicos y 65 presentaciones cortas, tipo e-posters, todas seleccionadas por expertos de la industria.

Bajo el nombre “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas,” el evento que durará tres días enfatizará en la gran cantidad de reservas en la región de Latinoamérica y el Caribe y su potencial de producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados y el potencial en sistemas petroleros de gas de esquisto y líquidos enriquecidos.

“El Comité del Programa Técnico ha consolidado un sólido programa técnico que beneficiará a los profesionales del sector de Exploración y Producción con interés en la región, puesto que se hará énfasis en los retos y éxitos reales a los que nos enfrentamos diariamente”, dijo Eulogio Del Pino, General

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Chairperson de LACPEC y Vicepresidente de E&P de Pdvsa. Agregó que el Comité se encuentra trabajando en este evento especial, el cual será de gran interés para la comunidad de E&P y por lo tanto de ineludible asistencia.

Dada la gran cantidad de importantes inversiones en infraestructura y desarrollo que se vienen realizando en la región, se resaltarán muchos de estos proyectos y las oportunidades que ofrecen. Ejecutivos de las más grandes compañías en Latinoamérica estarán presentes para compartir sus puntos de vista y perspectivas sobre el futuro de la industria.

Actividades En un Concurso Estudiantil de Resúmenes, se premiarán los mejores tres manuscritos durante la conferencia. Los ganadores recibirán los premios en dinero en efectivo y el seleccionado para el primer puesto del concurso, será acreedor de un viaje a la Conferencia y Exhibición de Técnica Anual 2014 de la SPE, ATCE. En otra actividad diseñada para los Jóvenes Profesionales, se motivará a los ingenieros menores de 36 años a desarrollar sus habilidades gerenciales, preparándolos para tomar lugares como líderes en la industria de E&P. También se llevará a cabo una Sección para Mujeres en la Industria que reunirá a panelistas con diferentes experiencias profesionales, para discutir cómo planear la carrera profesional, aconsejar sobre la manera cómo la industria puede continuar

atrayendo y reteniendo mujeres; y cómo estas pueden lograr el balance entre la vida profesional y familiar.

En el acostumbrado PetroBowl los equipos de los diferentes capítulos estudiantiles participarán en una competencia estilo torneo, que evaluará el conocimiento sobre la industria de E&P y la SPE. Se prevé además una Reunión de los Capítulos Estudiantiles de SPE en Latinoamérica y el Caribe, donde se promoverá el intercambio de ideas para incrementar el desarrollo técnico, profesional y personal de los futuros líderes industriales.

La Conferencia también incluirá una exhibición de los productos y servicios más recientes, así como últimos avances y tendencias en E&P.

Programa Técnico El programa abarcará las secciones: • The Latin America Growth Perspective World - Class Opportunities • Deepwater Developments • Digital Oilfield • Emerging and New Technologies • EOR/IOR/Mature Fields • Flow Assurance/Production Chemistry • Heavy Oil - Thermal EOR • Advances in Reservoir Simulation Technology • Reservoir Planning • Unconventional Resources • Advances in Well Construction and Completion Technologies www.spe.org/events/lacpec/2013/es

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Offshore SEA 2014 26 - 28 de Marzo • Cartagena, Colombia

Este año el enfoque de la Conferencia girará en torno a tópicos principales como la Gerencia de Proyectos, la Perforación y la Caracterización de Yacimientos

L

a Sección Colombiana de la Society of Petroleum Engineering, se ha propuesto cristalizar la segunda versión de la novedosa Conferencia Offshore SEA (SPE Colombia Energy Alternatives) que este año se realizará del 26 al 28 de Marzo en la Isla Barú, ubicada entre las islas del Rosario y Cartagena.

El objetivo será nuevamente examinar todo el conocimiento y la tecnología que está facilitando el desarrollo de proyectos de hidrocarburos en alta mar, aun más ahora de cara a los desafíos que se presentan en Colombia con el anuncio de la Ronda

Colombia 2014 de la ANH, que incluye 10 bloques marinos en el Caribe y tres en el Pacífico colombiano.

El enfoque de la Conferencia girará este año en torno a tópicos principales como la Gerencia de Proyectos, la Perforación y la Caracterización de Yacimientos.

El Comité Organizador ha dado cuenta de la recepción de más de 38 presentaciones técnicas que harán referencia a desarrollos y experiencias en Trinidad, México, Brasil, Bolivia, Ecuador y otros países con actividad costafuera de Latinoamérica.

Hace dos años se celebró la primera versión de este evento en la Isla de Múcura, entonces atendido por más de un centenar de profesionales de múltiples disciplinas y provenientes de ocho países, movidos por el interés de compartir los resultados observados en la aplicación de innovadoras tecnología en perforación, producción, protección ambiental, así como consideraciones en materia de logística, tema fundamental para operar en entornos marinos.

Para mayor información, visite: www.offshoresea2014.com

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Warehouse

BroadBand Sequence Schlumberger ha desarrollado una nueva técnica de fracturamiento que busca incrementar de manera significativa la productividad en las completaciones de yacimientos no convencionales

B

roadBand Sequence, es una técnica de fracturación que permite la estimulación secuencial de clusters de perforación en pozos en yacimientos no convencionales.

Su objetivo es aíslar las fracturas en el pozo para asegurar que cada grupo en cada zona sea fracturado con una mayor eficiencia de la producción y la completación en comparación con métodos convencionales.

En su desarrollo usa un fluido compuesto que comprende una mezcla patentada de fibras degradables y partículas multimodales. La técnica es adecuada para ser utilizada en pozos nuevos, en recompletaciones y particularmente apropiada para operaciones de re-fracturamiento, dada su capacidad de promover el aislamiento temporal del clúster sin la ayuda de dispositivos mecánicos, tales como tapones puente.

La técnica aborda el reto de optimizar la estimulación de los clusters de perforación en yacimientos no convencionales e incrementa la producción de pozos al mejorar el contacto de la estimulación en cada zona en el yacimiento. La misma ha proporcionado un rendimiento consistente en más de 500 operaciones llevadas a cabo hasta la fecha en varios plays no convencionales, incluyen-

La técnica utiliza un fluido compuesto que comprende una mezcla patentada de fibras degradables y partículas multimodales

do las lutitas de Eagle Ford, Haynesville, Woodford, Spraberry y Bakken.

BroadBand Sequence es el primer lanzamiento de la familia de tecnologías

de completación BroadBand orientada a maximizar la productividad de pozos en yacimientos no convencionales. www.slb.com/BroadBand

Paradigm VIP Consultant Program La compañía lanzó un programa para proporcionar software libre a consultoras independientes

Y

a se encuentra en marcha el programa VIP Consultant de Paradigm destinado a proporcionar a consultores de petróleo y gas individuales en todo el mundo acceso tanto al software como el entrenamiento de esta compañía líder en soluciones para la industria petrolera.

Consultores seleccionados para este programa recibirán un contrato de un año renovable para el software de la empresa, con acceso ilimitado a cursos de formación a través de Paradigm Online University, y acceso temprano al software “beta”.

Los participantes del programa trabajarán conjuntamente para promover el valor de soluciones geofísicas que utilizan la ciencia avanzada en toda la gama de disciplinas G&G. Ello, supone, permitirá disponer de

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y poniendo a prueba soluciones de Paradigm.

“La suite de aplicaciones integra el liderazgo avanzado de la ciencia en geofísica, petrofísica y la geología, así como yacimientos e ingeniería de perforación”, dijo Indy Chakrabarti, Vicepresidente Senior de Estrategia y Comercialización en Paradigm.

El programa brinda a las organizaciones de consultoría de petróleo y gas en todo el Un formulario de calimundo acceso a las soluciones de software de Paradigm ficación está disponible en una voz independiente para la aplicación a el sitio web Paradigm para las empresas nivel mundial de estas soluciones mediante consultoras del sector interesadas en ​​ formar la autoría de documentos técnicos y libros parte de este innovador programa. blancos, asegurando testimonios de clientes www.pdgm.com

Warehouse

Simulador de perforación de NOV en la Universidad de Texas La institución universitaria ahora cuenta con un nuevo simulador virtual de perforación donado por National Oilwell Varco

N

ational Oilwell Varco, NOV, ha dedicado un simulador de perforación, valorado en aproximadamente US$2,7 millones, a la Universidad de Texas en Austin, que estará disponible en el edificio de Ingeniería de Química y Petróleo.

“National Oilwell Varco se complace en asociarse con la Universidad de Texas, al proporcionarle un simulador de perforación para su Automation Drilling Lab”, comentó A. “Pete” Miller Jr., Chairman y CEO Merrill de NOV. “El simulador permitirá a los estudiantes aprender más sobre la perforación en un escenario de vida real, sin tener que salir del salón de clases”.

El simulador virtual tiene la apariencia de un sistema de videojuegos sofisticado e incluye dos sillas CyberbaseTM y un

ordenador para la representación de un pozo costa afuera que es proyectada en una pantalla en forma de cúpula.

El propósito es dar a los estudiantes una buena aproximación de lo que es controlar realmente un equipo de perforación, pieza a la que normalmente sólo tiene acceso un operador de perforación en el campo, y no un ingeniero.

El profesor de la UT Eric van Oort aseguró que en el laboratorio profesores y estudiantes en todas las disciplinas de la ingeniería y afines podrán abordar los desafíos de perforación en tierra y mar.

“Este equipo nos permitirá enseñar a los estudiantes acerca de la perforación moderna en el campo. Tenemos la perforación virtual en nuestras manos”.

ClampOn suministra equipos para aguas profundas de Brasil

Sensores con excelentes propiedades acústicas serán utilizados en el entorno submarino de alta presión del proyecto BC-10, de Shell en la cuenca de Campos

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lampOn fue seleccionada por FMC Technologies para suministrar varios monitores de arena para aguas profundas como parte de la tercera fase del proyecto BC-10 de Shell en Brasil.

Este proyecto se desarrolla a 6.561 pies (2.000m) de agua en la cuenca de Campos, cerca de los campos Massa y Argonauta, los cuales serán enlazados a la FPSO Espirito Santo, con planes de producción para principios de 2015.

La entrega de los equipos está programada para el segundo trimestre de 2014.

Consiste en sensores acústicos no invasivos con cámaras atmosféricas y de alta presión, verificación de contactos de tubería, soldadura por haz de electrones y electrónica dual independiente.

Desde 1998 ClampOn ha suministrado alrededor de 2.000 sensores submarinos a la industria del petróleo y gas para aplicaciones a nivel mundial.

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Warehouse

Directive™ Detección de vibraciones en tiempo real y mediciones correctivas rápidas

Exitoso transporte de embarcación C-Worker por vuelo chárter Entrega de carga para la industria petrolera de forma rápida y organizada

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Directive tiene un diseño simplificado, robusto y compacto

L

as técnicas de perforación de pozos horizontales y direccionales han dado lugar a la producción de grandes cantidades de hidrocarburos, anteriormente no rentables y difíciles de alcanzar en los yacimientos. Para ayudar a reducir los costes operativos y aumentar la productividad, GE lanzó el sistema Directive™, una versión mejorada de la herramienta clave dentro de su familia Measurement While Drilling (MWD) de equipos de perforación de fondo de pozo.

El sistema añade capacidades de choque y medición de las vibraciones en tiempo real al Módulo Tensor Direccional de GE, reconocido en la industria por la precisión y confiabilidad de la medición.

Está diseñado para ayudar a los clientes a optimizar las tasas de penetración de perforación, permitiendo ajustes y correcciones que deben efectuarse con rapidez sobre la base de datos en tiempo real.

Por otra parte, el manejo en tiempo real de las vibraciones de fondo de pozo suele reducir los daños en el equipo, lo que contribuye a evitar posibles retrasos en la perforación de pozos y reducir los costos en general.

Directive tiene un diseño simplificado, robusto y compacto, con un menor número de componentes y un diseño mejorado para una larga vida útil a una temperatura de operación de hasta 175 °C. www.ge-energy.com

hapman Freeborn y sus socios de logística SPI International y Logik Logistics International anunciaron recientemente la entrega oportuna y exitosa de la primera embarcación C-Worker© - un vehículo de superficie no tripulado (USV) para las operaciones de petróleo y gas-, desde Portsmouth, Reino Unido a Lafayette, Louisiana, EE.UU. La embarcación de 20 pies, diseñada para llevar a cabo el posicionamiento autónomo, la topografía y la vigilancia ambiental submarina, fue transportada en un avión carguero Boeing 747-800 de British Airways, coordinado por Chapman Freeborn vía chárter. Mediante la utilización de personal desde sus oficinas en el Reino

Foto: ASV Ltd.

Unido y los EE.UU., la empresa coordinó el transporte transatlántico seguro y eficiente de esta carga.

El proyecto de logística de transporte tomó un año y comenzó con estudios de factibilidad de carga antes incluso de la construcción del C-Worker. Chapman Freeborn se mostró complacida con la experiencia, en la que demostró que una carga esencial puede ser trasladada a cualquier plataforma de petróleo y gas en cualquier parte del mundo para acción inmediata, en cuestión de días.

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Calendario

26 - 28 Marzo

Offshore SEA 2014 Cartagena, Colombia

www.facebook.com/spesea.offshorecolombia

Revista Oficial

2 0 1 4

26 - 28 Marzo

LATINVE&P 2014 Foro y Exposición Lima, Perú

www.latinvep.org

02 - 04 Abril 4th Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition Cartagena, Colombia

Media Partner

www.cwccolombia.com

Media Partner

25 - 26 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2014

14 - 16 Mayo

10o Congreso Internacional de Minería y Petróleo

Cartagena, Colombia www.cinmipetrol.com

23 - 25 Julio

Colombia Investment Conference Oil & Gas Cartagena, Colombia

info@colombiaoilandgas2014.com

Media Partner

Media Partner

2 0 1 4 15 - 16 Abril - AADE Fluids Technical Conference & Exhibition Houston, Texas - www.aade.org

01 - 03 Abril - SPE Unconventional Resources Conference - USA The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2014

23 - 24 Abril - Cuencas Emergentes No Convencionales Latinoamérica 2014 Cartagena, Colombia - www.espanol.emerging-shale-plays-latin-america.com

06 - 09 Abril - AAPG Annual Convention & Exhibition Houston, Texas - www.aapg.org/houston 2014

05 - 08 Mayo - International Oil Spill Conference - IOSC Savannah, USA - www.iosc.org

08 - 09 Abril - Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Exhibition Madrid, España - www.iadc.org

05 - 08 Mayo - OTC 2014 Houston, Texas - www.otcnet.org/2014

08 - 10 Abril - 5th Rio Gas & Power Forum Río de Janeiro, Brasil - www.cwcriogas.com

20 - 23 Mayo - Congreso de Integridad en Instalaciones en el Upstream y Downstream de Petróleo y Gas Buenos Aires, Argentina - www.iapg.org.ar

12 - 16 Abril - SPE Improved Oil Recovery Symposium Tulsa, USA - www.speior.org

21 - 23 Mayo - SPE Latin American and Caribbean Petroleum Enegineering Conference - LACPEC 2014 Maracaibo, Venezuela - www.spe.org/events/lacpec

Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos

48 Marzo 2014 / Petroleum 290

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Brasil y los resultados del PRON-GAS Alvaro Ríos Roca*

En Enero de 2013, estimulada por el gobierno, Petrobras anunció la creación del Programa Onshore de Gas Natural (PRON-GAS), dirigido a exploración, producción y monetización de gas natural en cuencas sedimentarias terrestres brasileñas, en reservorios convencionales y también no convencionales

E

l PRON-GAS pretende identificar potencial de gas natural y evaluar costos asociados para su aprovechamiento, que integra la generación termoeléctrica cercana a las líneas de transmisión, la producción complementaria de fertilizantes nitrogenados para atender el agro negocio creciente y usuarios industriales mayormente intensivos de energía.

Resumiendo, la estrategia de largo plazo del PRON-GAS es: 1) Apostar por nueva producción de gas natural lejos de la costa e intentar gasificar el interior de Brasil bajo otra modalidad, 2) Dejar de construir costosa infraestructura de transporte de gas y apostar mas por líneas eléctricas ya desarrolladas y por opciones de Gas Natural Comprimido y Mini GNL, 3) Reducir importaciones de Bolivia y muy principalmente de GNL que están dirigidas a la electricidad, 4) Abaratar precios de gas natural para energía eléctrica, petroquímica y usos industriales.

En Norteamérica (Canadá, México y USA), que tienen un mercado integrado de gas natural, los precios de este energético en 2013 fueron en promedio de 3 a 5 USD/MMbtu para generación eléctrica, petroquímica y usos industriales. En Brasil fueron de 11 a 15 USD/MMbtu, es decir 3 a 5 veces más.

Generar energía eléctrica en promedio en 2013 en Norte América y principalmente en USA (base carbón y gas natural), resultaron en precios cercanos a los 35 USD/MWhr, mientras que en Brasil el precio promedio de generación durante el 2013 fue cercano a los 150 USD/MWhr, cerca a 5 veces más.

Brasil debe competir con Norteamérica y también con China, que aunque socialis-

50 Marzo 2014 / Petroleum 290

ta es pragmática y tiene gran parte de su generación de energía eléctrica en base a carbón y por ende muy competitiva, muy a pesar que muchas de sus ciudades están con elevadísimos índices de contaminación.

Precios de energía y de materia prima elevados son tremendamente detrimentales para cualquier industria productiva que desea competitividad global. Principalmente para la industria manufacturera intensiva en energía, que debe competir en la exportación como en su mercado interno. Esto lo entiende muy bien Brasil y este uno de los objetivos del PRON-GAS. Dentro de esta estrategia, en Noviembre de 2013, la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil lanzó la doceava ronda de licitación para atraer postores para explorar y explotar gas natural en tierra (onshore).

Un total de 240 bloques fueron ofertados por la ANP, 110 en cuencas de nueva frontera y 130 en cuencas maduras. En nueva frontera se adjudicaron 18 bloques (16%) y en cuencas maduras 54 bloques (41%).

Lo anterior señala muy claramente que los incentivos para cuencas de frontera no son suficientes y la ANP tendrá que revisar su estrategia para ver que hace si desea que el programa PRON-GAS tenga los objetivos deseados más adelante.

Petrobras como dueña del programa PRON-GAS, se adjudicó 43 bloques (59%) y el sector internacional 23 bloques (41%).

En la cuenca Paraná, la más prospectiva para shales, con recursos técnicamente recuperables cercanos a los 80,5 trillones

de pies cúbicos, se adjudicaron 16 de los 19 bloques ofertados, 9 a ser operadas por Petrobras y 7 por Petraenergia. Otras empresas que apostaron en otras cuencas y se adjudicaron bloques fueron Nova Petróleo (4), Geopark (2), Cowan (2), Albopetro (4) y Trayectoria (10).

Como se puede observar, las empresas que tomaron bloques no son muy conocidas y no conocemos si tienen el respaldo tecnológico, humano y financiero para hacer grandes desarrollos como los que necesita Brasil y este programa PRON-GAS en particular.

Destacar la total ausencia de las grandes IOC’s o NOC’s (majors) en todo este proceso onshore. Tampoco encontramos muchas empresas experimentadas en los desarrollos de shales y donde Petrobras recién comienza una curva de aprendizaje. Probablemente las que se adjudicaron bloques harán un poco de geología de superficie y sísmica y trataran de buscar socios en el futuro.

Resumiendo, los incentivos otorgados no son suficientes para el riesgo exploratorio y comercial y por el momento el programa PRON-GAS no ha tenido el éxito deseado.

Petrobras no pasa por su mejor momento y tiene muchos recursos humanos, tecnológicos y de capital centrados en el Presal.

Veremos en los próximos meses que hace Brasil a este respecto. * Actual Socio Director de Gas Energy LA y Drillinginfo