Octubre 2014 - Petroleum 297

www.petroleumag.com

R

1 7 20 4 - 0 l a e, 0 ia b i mbr c m vie Ofi l o • No a C oogotá ist B ev

Octubre 2014

4

INTERVIEW

Germán Espinosa

ESCENARIO

2° Simposio de Exploradores

ESpecial

¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana?

Tecnología

Generación de energía en campos offshore

Contenido

www.petroleumag.com Petroleumag

Octubre 2014 Año 30, Nº 297 Portada:

10

Instalaciones de la empresa mixta Petroboscán en el campo Boscán, de crudo pesado, situado 40 km al suroeste de Maracaibo, estado Zulia (Foto: Mirna Chacín)

10

El equipo de LMKR en el lanzamiento de GeoGraphix® 2014 en Bogotá

24

México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente

42

La turbina de gas Siemens SGT-500 - de 15 a 20 MW de potencia

12

CUADRANTE WAREHOUSE GENTE CALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA

LMKR presentó nueva versión de GeoGraphix La actualización 2014 de la avanzada herramienta de interpretación geológica ofrece nuevas técnicas de visualización 3D y mapeo que mejoran la comprensión del yacimiento, así como capacidades de planificación rápidas y fáciles de usar, ahora también en campos no convencionales

COFLU&CEMPO Colombia La organización del Primer Congreso Colombiano de Fluidos, COFLU&CEMPO, avanza. El 20 de Agosto se realizó en Bogotá la conformación de su Junta Directiva y Comités Técnicos

14

DuPont presentó su línea de Tecnología de Protección

16

Petrobras declara la comercialidad de áreas de la Cesión Onerosa

17 17

Pdvsa y Rosneft fortalecen alianzas para extracción de gas

20

SECCIONES 8 46 47 48 50

IN SITU

24

Nueva base de PMI Energy Services en Louisiana

INTERVIEW

Germán Espinosa se despide de la industria petrolera colombiana

Escenario

30

2° Simposio de Exploradores

34

Primer Foro del Agua en la Industria Petrolera Colombiana

36

I Simposio Latinoamericano Talento Humano y Gestión del Conocimiento

Del 27 al 29 de Agosto se celebró en Bogotá la segunda versión del encuentro organizado por la Sociedad Colombiana de Geología para debatir sobre los actuales temas que dificultan la exploración de hidrocarburos y minerales

En su misión de realizar operaciones respetuosas con el medio ambiente, Cepcolsa realizó el 22 de Agosto una actividad especial en pro de la preservación del recurso hídrico

La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe-Arpel, reunió a más de 120 especialistas con el fin de promover el crecimiento del capital humano, intelectual y organizacional de la industria en la región

La empresa líder en innovación mostró recientemente en Bogotá sus prendas de protección personal, incluyendo algunas de las marcas más reconocidas en la industria

E&P

@petroleumag

38

2nd. Latam Oil&Gas Summit

39

Summer NAPE Expo 2014

40

El evento organizado por BNamericas se centró en los cambios regulatorios que se están produciendo en el sector de petróleo y gas

Del 20 al 22 de Agosto se realizó en Houston la más grande exhibición para el mercado upstream de E&P

REFINACIÓN

ICG brinda consultoría especializada al Proyecto Reficar

Tras 43 años de servicio y contribución al crecimiento de la industria, tomó la decisión de pasar a retiro para emprender un nuevo ciclo de vida cuyo eje es la familia

Industrial Consulting Group da soporte al proceso de Precomisionamiento, Comisionamiento, Arranque (PCS) y Entrenamiento del proyecto de ampliación de la Refinería de Cartagena

ESPECIAL

TECNOLOGÍA

¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana?

México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente al poner fin a 76 años de monopolio estatal del petróleo y el gas

42

Desafíos de la generación de energía en campos de petróleo pesado offshore Michael Welch, Gerente de Marketing Petróleo y Gas, Turbomaquinaria Industrial, Siemens

Octubre 2014 / Petroleum 297

3

Cornisa

EdicióN

La edad de piedra no terminó porque se acaba-

jos. Los gigantes descubrimientos costafuera y, más

ron las piedras”. Esta manida frase se le atribuye

recientemente, la producción de petróleo y gas de

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 Laura Albarracín, Redactora lalbarracin@petroleum.com.ve

a Ahmed Zaki Yamani (La Meca, 1930), quien du-

las formaciones no convencionales (lutitas), han

COORDINACIÓN GENERAL

rante un cuarto de siglo, de 1962 a 1987, copó la

contribuido a que en la actualidad exista una so-

Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

escena petrolera mundial, primero como Ministro

breoferta del preciado carburante y que el mundo

Producción

de Petróleo del reino de Arabia Saudí y luego como

se sienta seguro de contar con una fuente de energía

Presidente de Saudí Aramco, la empresa petrolera

relativamente abundante, y realmente no tan bara-

más grande del mundo, y Secretario General y Pre-

ta, pero accesible al bolsillo de la gran mayoría de

sidente de la Organización de Países Exportadores

los consumidores.

Jorge Zajia, Editor

“

de Petróleo, OPEP.

Estamos tratando de justificar y comprender

Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN

Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve

Circulación

El Jeque Zaki Yamani tuvo una gran influencia

la realidad del negocio petrolero en la actualidad,

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

en el desarrollo de la industria petrolera de nuestros

porque en el ambiente se percibe que ha habido una

SUSCRIPCIONES

días y, gracias a la seguridad en sí mismo, a su talen-

desaceleración de la febril actividad de exploración

to para la estrategia y las negociaciones, contribuyó

y producción de petróleo y gas, a la que existía un

notablemente al aumento de los precios del petró-

lustro atrás. No es una caída brusca como la de ci-

leo en 1973-1974, que convirtieron a Arabia Saudí,

clos anteriores de subida y bajada de los precios,

con el 30% de las reservas mundiales probadas en

sino una situación más suave, que podría ser la con-

ese momento, en una superpotencia económica. Esa

secuencia directa de una sobre oferta del recurso,

gran influencia la utilizó también para liderar las

combinado con un cambio sostenido, sutil e imper-

exigencias de los países de la OPEP en su propósito

ceptible, del patrón de consumo de energía.

por lograr una mayor participación y el control absoluto de su industria petrolera.

La evolución de la humanidad es una constante vital. El progreso y desarrollo de nuevas y mejores

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

Canada Correspondent Mirna Chacín www.mirnachacin.com

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

Eran otros tiempos y todavía subyace en la

formas de vida es indetenible. Esos nuevos estados

memoria como las famosas “Siete Hermanas”

del comportamiento humano, con una marcada

(frase creada por Enrico Mattei para referirse a

influencia espiritual y filosófica ajena en el pasado

las compañías que monopolizaban el mercado

reciente, incide en un ahorro y reducción del consu-

mundial del petróleo: Exxon, Shell, BP, Mobil,

mo de bienes y servicios. Si bien es creciente e inde-

Chevron, Gulf y Texaco), empresas que operaban

tenible la masa humana que accede al consumo de

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

como un cartel que mantenía muy bajos los pre-

energías “nobles”, bien vale la pena incorporar a la

COLOMBIA

cios del oro negro y la lucha tenaz de los países

ecuación energética global el consumo per cápita.

productores para obtener un precio justo por su

Es casi evidente que este consumo individual

valioso recurso. La creación de la OPEP en 1960

tiende hacia la baja. Hoy, por ejemplo se tiene más

y la ola de nacionalizaciones que se concretaron,

conciencia de la necesidad de ahorrar electricidad

en su mayoría, en la década de los 70´s, son el

y gasolina. La alimentación, el vestuario y los bie-

resultado más visible de esa etapa de la historia.

nes de consumo en general, se han optimizado.

Vale la pena recordar la angustia que generó la

Esta tesis puede parecer temeraria, pero ha-

certeza del agotamiento dramático de las reservas

bría que conceptualizarla en un escenario distinto

mundiales de hidrocarburos -según el pronóstico de

al actual, donde la industria energética en general

universidades e institutos de investigación y hasta

y en particular la industria petrolera, están diseña-

de la propia agencia de inteligencia de Estados Uni-

das para atender una demanda futura basada en la

dos, la CIA-, lo cual ocurriría apenas llegara el Siglo

incorporación de mayor cantidad de personas con

XXI; o sea en el lejano ya año 2000, lo que desper-

un patrón de consumo de energía tal y como lo es

tó la necesidad imperiosa de ahorrar y desarrollar

en la actualidad, sin tomar en cuenta que, aunque

fuentes alternas de energía.

el consumo de energía va a seguir en ascenso, lo va

El aumento sostenido de los precios de los hi-

hacer a una tasa individual menor que la actual.

drocarburos -con una caída severa, pero coyuntu-

En conclusión, a la luz de los recientes des-

ral a finales de los 90´s-, estimuló el desarrollo de

cubrimientos de hidrocarburos a nivel mundial,

nuevas tecnologías que han permitido monetizar

parafraseando a Yamani podemos decir “Que la

reservas de petróleo y gas, que jamás se hubiesen

era del petróleo no se va a terminar porque se

podido desarrollar en un escenario de precios ba-

acabe el petróleo”.

4

Octubre 2014 / Petroleum 297

CARACAS

Fabiola Villamizar / Marketing Manager Calle 114A, No. 19A-05. Bogotá - Colombia 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

Nuevos Ministro de Petróleo y Minería y Presidente de Pdvsa Asdrúbal Chávez está ahora al frente del Menpet.

Eulogio Del Pino reemplazó a Rafael Ramírez como Presidente de la petrolera estatal venezolana

Asdrúbal Chávez, Ministro de Petróleo y Minería de Venezuela

A

sdrúbal Chávez asumió como Ministro de Petróleo y Minería de Venezuela, en reemplazo de Rafael Ramírez, quien pasó a ser Canciller de la República y comandará la Vicepresidencia de Soberanía Política, que tiene como misión la transformación del Estado.

Chávez es ingeniero químico egresado de la Universidad de Los Andes en 1979 y comenzó su carrera en la industria en el proyecto de expansión de la refinería El Palito.

En 1989 fue asignado a la empresa UOP, en Estados Unidos, para realizar una especialización en procesos. En 2001 fue nombrado Gerente de Recursos Humanos de Bitúmenes del Orinoco pasando luego a formar parte de la junta directiva de la empresa. En 2003 fue nombrado Director

Eulogio del Pino, Presidente de Petróleos de Venezuela

Ejecutivo de Recursos Humanos de Pdvsa.

En 2004 fue designado Director Ejecutivo de Comercio y Suministro de la petrolera estatal y en 2005 Director de Pdvsa y de Citgo. También fue representante de diferentes filiales y empresas mixtas vinculadas a la estatal venezolana.

En 2007 fue nombrado Vicepresidente de Refinación, Comercio y Suministro de Pdvsa, y en 2009 Viceministro de Petroquímica.

Central de Venezuela, UCV, en 1979, con

Nuevo Presidente de Pdvsa

rectiva de Pdvsa, desempeñándose también

maestría en Exploración en la Universidad de Stanford en 1985.

Inició su carrera profesional en la filial de Investigación y Desarrollo Intevep, donde permaneció desde 1979 hasta 1990, cuando comenzó a trabajar con una empresa estadounidense. A su regreso al país se reintegró a Pdvsa donde ha ocupado distintas posiciones en el área de Exploración y Producción.

Desde 2005 es miembro de la Junta Di-

Eulogio del Pino fue designado como nuevo Presidente de Petróleos de Venezuela.

como Presidente de la Corporación Venezolana de Petróleo.

Del Pino, quien desde 2005 ejerció como

El Presidente de Venezuela Nicolás Madu-

Vicepresidente de Exploración y Producción

ro destacó el rol desempeñado por Ramírez,

de la estatal petrolera venezolana, es inge-

quien estuvo 12 años al frente de la política

niero geofísico graduado en la Universidad

petrolera de la Revolución.

Indice de Anunciantes

6

www.anh.gov.co

5

www.deepcasingtools.com

14

www.expooilandgascolombia.com

45

www.jereh-pe.com

51

www.lhramericas.com

37

www.lmkr.com/geographix

25

www.magnetrol.com

13

www.nov.com/rig

19

www.panthersmachinery.com

7

www.petroleumag.com

49

www.saudiaramco.com

15

www.saxonservices.com

41

2

www.gruposugaca.com

27

www.sungemini.com.co

17

www.tescocorp.com

21

www.tradequip.com

48

www.usergioarboleda.edu.co

33

www.varelintl.com

9

www.welltec.com

23

www.winsted.com

44

www.anteksa.com

www.slb.com

11

www.axuretechnologies.com

www.halliburton.com

Acceda a nuestro sitio web

Octubre 2014 / Petroleum 297

12

www.clampon.com

22

52

www.ihs.com

29

www.petroleumag.com

Cuadrante

P

emex inició su reestructuración interna a fin de aprovechar las herramientas que le ofrece la Reforma Energética y contar con una estructura más ágil, flexible y eficiente. La empresa contará con dos subsidiarias: una de Exploración y Producción y otra de Transformación Industrial. Asimismo, se anunció la creación de tres filiales que fortalezcan las actividades sustantivas para el desarrollo de Pemex: una de Perforación, que prestará servicios a los nuevos actores de la industria; otra de Logística y Transporte, para ofrecer servicios de manera competitiva y confiable, y una para la Cogeneración de Energía Eléctrica para colocar los excedentes en el mercado nacional, en coordinación con la Sener y la Comisión Federal de Electricidad, CFE.

P

etrobras comprobó la extensión del descubrimiento de gas y petróleo ligero en el área de Moita Bonita de la Concesión BM-SEAL-10, Cuenca de Sergipe-Alagoas, con la perforación del pozo Moita Bonita 3 (3-BRSA-1244-SES / 3-SES-182). El pozo se localiza a 82 km del litoral de Sergipe, a unos 5 km del pozo descubridor Moita Bonita 1-BRSA-1088-SES (1-SES-168) y a una profundidad de agua de 2.790 metros. Durante la perforación se constató la existencia de reservorios con espesor de 40 m, con buenas condiciones de permeabilidad y porosidad. Una prueba de formación confirmó la presencia de petróleo de 41ºAPI y la buena productividad del reservorio.

Petrobras es la operadora de BM-SEAL-10, con 100% de participación.

C

anacol informó que el pozo Palmer 1, el primero del programa de tres pozos de exploración de gas en el contrato de E&P Esperanza en la cuenca del Valle Magdalena Inferior, probó 15.5 millones de pies cúbicos estándar de gas seco por día (2.730 boepd). Tras completar la prueba de flujo para determinar la capacidad final de entrega del reservorio, el pozo se unirá a la facilidad de procesamiento y transporte de gas operada por la compañía en Jobo. La Compañía tiene identificadas 2 locaciones siguientes para evaluar y desarrollar el descubrimiento Palmer a principios de 2015, una vez haya realizado el programa de perforación de exploración en Esperanza, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

F

ugro, la compañía de servicios de recopilación, procesamiento e interpretación de datos geológicos más grande del mundo, ganó un contrato de Pemex para realizar un survey geofísico multi site y geotécnico offshore. Dicho estudio fue adjudicado a Fugro México en conjunto con sus asociados Constructora Subacuática Diavaz, S.A. de C.V. Estas actividades apoyarán el diseño y/o instalación de plataformas, oleoductos, jackups e instalaciones de aguas profundas. El valor total del contrato es de US$31,5 millones, y todo el trabajo que inició en Septiembre de 2014 deberá culminar en Mayo 2015.

K

erui Colombia impuso un nuevo récord de Tiempo no productivo (TNP) en jornadas de perforación. La empresa reportó que en el primer semestre de 2014 el pozo Z103H –un proyecto de perforación realizado para Party A en el sur de Colombia- finalizó sin inconvenientes. Los períodos de perforación, finalización y construcción del pozo fueron de 12,35, 22 y 28 días, respectivamente. El TNP se redujo a 2.5 horas, sobre la base del TNP previo del pozo, de 5.5 horas. Desde 2010 el proyecto se había topado con muchos problemas, y mediante medidas orientadas a mejorar efectivamente la organización de la producción y la operación del proyecto, se logró cumplir el objetivo.

S

ierra Oil & Gas, la primera empresa privada mexicana de exploración y producción de hidrocarburos, anunció que obtuvo US$525 millones de tres fondos de capital privado: Riverstone Holdings y EnCap Investments, de Estados Unidos, e Infraestructura Institucional, de México. Las inversiones de Sierra estarán enfocadas principalmente en las oportunidades que puedan detectar en las áreas de exploración, desarrollo y optimización de producción petrolera relacionadas con la reforma energética. Cada uno de los tres inversionistas tiene la opción de duplicar el capital comprometido a Sierra una vez que el monto inicial haya sido invertido en su totalidad.

Y

PF descubrió petróleo y gas convencional en bloque denominado “Los Perales” en la provincia patagónica de Santa Cruz, con un potencial de producción diaria de 200.000 metros cúbicos de gas y 370 barriles de petróleo. El pozo alcanzó una profundidad de 2.770 m. YPF es la principal productora de hidrocarburos de Argentina, con una participación que supera el 35% del mercado local de petróleo y gas. En Santa Cruz la producción diaria de la empresa de gas creció 15,2% en el segundo trimestre de 2014 respecto al mismo periodo de 2013, mientras la de petróleo creció 3,7%.

P

etrobras recibió el premio a la Mejor Empresa de Petróleo y Gas en la 14ª edición del Anuario Valor 1000, otorgado por el diario Valor Económico, que elige las mejores empresas en 26 sectores de la economía brasileña. El ranking presenta anualmente las mil empresas más grandes de Brasil por ingresos netos. La selección de ganadores se realiza de acuerdo a criterios de rendimiento tales como rentabilidad, liquidez, crecimiento sostenible, beneficio y creación de valor. Entre 2014 y 2018, el Plan de Negocio y Gestión de Petrobras prevé una inversión total de US$220.6 mil millones, lo que duplicará la producción en el país de 4,2 millones de bpd a 5,2 millones de bpd en 2020, incluida la producción de sus socios y la perteneciente al Gobierno Federal.

Y

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos –YPFB, se ubicó como la segunda empresa petrolera con mayor utilidad en América Latina, en el ranking de América Economía. La mejor en términos de utilidades con respecto a las ventas fue Petroecuador, con 38%. La ubicación de la petrolera boliviana, con el 23%, superó a Ecopetrol (21%); Pdvsa (17%); Petrobras (7,7%) y YPF de Argentina (5,7%).

Por la comercialización de gas natural durante 2013, YPFB se ubicó en la posición 88 del ranking de ventas de la revista, avanzando 45 escaños con relación al estudio de 2012.

8

Octubre 2014 / Petroleum 297

In Situ

LMKR presentó nueva versión de

La actualización 2014 de la avanzada herramienta de interpretación geológica ofrece nuevas técnicas de visualización 3D y mapeo que mejoran la comprensión del yacimiento, así como capacidades de planificación rápidas y fáciles de usar, ahora también en campos no convencionales

E

xpertos de LMKR presentaron el 27 de Agosto en Bogotá lo nuevo de GeoGraphix® 2014, el módulo GeoGraphixPRO diseñado para incorporar herramientas que ayudan a reducir tiempos y costos en la toma de decisiones.

César Bolívar, Vicepresidente de Ventas para América Latina de LMKR-GeoGraphix, tuvo a su cargo la apertura de la reunión con los clientes, en la que compartió información sobre la empresa, actualmente presente en 19 países, incluyendo Colombia a través de Asesoría en Ingeniería de Petroleos-AIP. Carlos Yáñez, Líder Técnico de Asistencia al Cliente de LMKRGeoGraphix, dijo que GeoGraphix® 2014 ofrece la integración más estrecha entre el geólogo y las interpretaciones geológicas y geofísicas. Entre otras características, la herramienta mejora la precisión del conocimiento del yacimiento a través del modelado de superficie sellada. Permite realizar análisis de registros de pozos múltiples con capacidades de ecuaciones definidas por el usuario y visualizar superficies, pozos, diagramas sísmicos y diagramas de cercas en un entorno dinámico en 3D.

Lo nuevo de GeoGraphix LMKR Volume Attribute: Herramienta de cálculo de atributos de volumen para los estudios sísmicos 3D. Incluye atributos de tiempo (Sample, Windows y Hillbert) como atributos de frecuencia de curvatura, geométricos y CAPS basados en una técnica patentada de descomposición espectral que permite obtener resultados con mayor precisión; capacidad de cálculo para producir diferentes combinaciones de los atributos, lee SEG-Y y GeoGraphix 3D datos, asimismo escribe en SEG-Y, GeoGraphix 3D y 3dh.

Volume Attribute (VA), una herramienta versátil que agrega valor en proyectos de interpretación de datos sísmicos, ofrece atributos convencionales y de última generación,

10 Octubre 2014 / Petroleum 297

Stan Abele, Vice President Product Management, LMKR; Nixon Leguizamon, Director de Negocios Corporativos, AIP; Carlos Yáñez, GeoGraphix Support - Team Lead, LMKR; César Bolívar, VP Sales Latin America, LMKR; Sandra Pinzón, Comercial AIP; Juan Mario Aguas, Gerente General AIP; Gabriel Gil, VP Quantitative Interpretation, LUMINA; Jahanzeb M. Khan, Regional General Manager North & South America, LMRK y Leyda Parra, Coordinadora de Negocios AIP

así como una total integración con GeoGraphix (lectura y escritura de archivos 3dx).

No Convencionales: GeoGraphix facilita el estudio de yacimientos no convencionales dentro del módulo smartSECTION, utilizando una base de datos única.

En este módulo se puede utilizar PRIZM (módulo de petrofísica) para el cálculo de TOC, fracturamiento de la lutita, entre otros cálculos y plantillas en una sección geológica integrada.

Planificación de Campo y Pozo GeoGraphix PRO/Field Planner: Ofrece nuevas posibilidades de diseño de parcela que establece el número de franjas y pozos por cada lado de la parcela, así como su orientación. Crea propuestas para todos los bloques que permite la selección de objetos; establece destinos por encima o por debajo de la superficie; calcula el campo de la planificación de pozos, analiza múltiples escenarios durante la planificación, y crea pozos propuestos sólo cuando es necesario; por medio del GeoAtlas permite ver las parcelas, lugares, propuestas y escenarios en capas separadas.

LMKR WellPlanner: Es un nuevo módulo diseñado con las necesidades claves de la planificación del campo. Ayuda a la planificación de múltiples pozos, con la capacidad de visualizar la geología de superficies, crear rápidamente los surveys y con la misma facilidad hacer cambios en los planes existentes. Proporciona a los geólogos las capacidades necesarias para diseñar con precisión los pozos propuestos para maximizar la productividad. Se integra completamente con LMKR GeoGraphix para ofrecer un fácil flujo de trabajo del día a día y la planificación.

GeoGraphix PROVisualización Avanzada 3D: Permite obtener una mejor comprensión del yacimiento. Utiliza las plantillas PRIZM existentes y el interpolado de curvas para predecir características entre pozos, así como el relleno de litología, proporcionado claridad en el geomodelo.

Simplifica la interpretación y visualización de datos y su flujo de trabajo, define fácilmente el área de interés en visualización 3D y su contenido mediante la selección del área a desplegar del mapa de trabajo.

In Situ

La organización del Congreso Colombiano de Fluidos, COFLU&CEMPO, avanza.

El 20 de Agosto se realizó en Bogotá la conformación de su Junta Directiva y Comités Técnicos

E

n su misión de ampliar las fronteras del conocimiento técnico y científico en las áreas de fluidos de perforación, completación, cementación, fracturamiento, reparación, estimulación, control de sólidos, tecnologías en tierra y costa afuera, el COFLU&CEMPO ha conformado un grupo de expertos profesionales quienes se encargarán de la organización

del que promete ser el evento técnico en fluidos y cementación más importante para el país.

El COFLU&CEMPO se realizará del 27 al 29 de Mayo 2015 en Cartagena con la finalidad de reunir a especialistas en fluidos de perforación, completación, cementación, fracturamiento, reparación, estimulación, control de sólidos y tecnologías en tierra y costafuera, de empresas estatales, operadoras internacionales y contratistas.

El objetivo del COFLU&CEMPO es compartir experiencias prácticas de diferentes empresas, con el fin de ampliar e intercambiar conocimientos, a la par de ofrecer un espacio comercial que permita a las compañías mostrar sus nuevas tecnologías y realizar nuevas conexiones con clientes estratégicos”

Comité Técnico y Junta Directiva La Junta Directiva quedó conformada por expertos de la industria, quienes tendrán por objetivo la organización, difusión, dirección y elaboración del plan de presupuesto, entre otras funciones para el correcto desarrollo del evento. Sus miembros son: Wi-

12 Octubre 2014 / Petroleum 297

lliam Uribe, Ecopetrol; Juan Alberto Torres, Schlumberger; Mario Sedano, CPVEN; Orlando González, World Oil Tools; Henry Rueda, Hocol; Cristian Ferreira, Halliburton; Alex Camacho, Schlumberger y Jorge Zajia, Petroleum.

El Comité Técnico tendrá a su cargo la aprobación de formatos de resúmenes y trabajos técnicos, así como su selección, calificación y clasificación para su presentación el 27, 28 y 29 de Mayo de 2015.

Este comité se encuentra dividido en cuatro secciones: Comité de Cementación, Comité de Fluidos, Comité de Control de Fluidos y Comité Internacional.

Comité de Cementación: Gino Nucci, Ecopetrol; Sergio Acosta, Ecopetrol; Fazael López, CPVEN; Juan Alberto Torres, Schlumberger y Sebastián Calderón, Estrella International Energy Service.

Comité de Fluidos: Andrés Acosta, Schlumberger; Jaime Castellanos, Qmax; Henry Galindo, Ecopetrol y Ubaldo Marcuzzy, Fluidos y Servicios.

Comité Control de Fluidos: William Donoso, Halliburton; Freddy Tovar, Ecopetrol; Jorge Lizarazo, Ecopetrol; Larry Gómez, Qmax; Alejandro Prieto, MI Swaco y Over González, NOV. Comité Internacional: Alan Arbizú, LMJ Supply; Hugo Osorio, Saudi Aramco; René Rivers, Fluidos y Servicios; Carlos Toro, Baker Hughes; Juan Carlos Rojas y William Durán, BPA. Un aspecto clave del congreso es su propósito de contribuir con la memoria histórica del desarrollo y evolución de las tecnologías aplicadas en el ramo.

In Situ

presentó su línea de Tecnología de Protección La empresa líder en innovación mostró recientemente en Bogotá sus prendas de protección personal contra fuego, arco eléctrico, productos químicos y partículas

D

upont combina innovación científica con su experiencia en manufactura, para ofrecer una amplia variedad de productos y soluciones que ayudan a las industrias a tener un mejor desempeño en la prevención de riesgos.

Javier Subirain, Líder de Marketing de la Unidad de Negocios Tecnologías de Protección de Dupont, destacó que la compañía combina innovación científica con su experiencia en manufactura, para ofrecer una amplia gama de soluciones basadas en el conocimiento científico.

En la línea de ropa existen opciones

14 Octubre 2014 / Petroleum 297

Juan Medina, Líder de Ventas Zona Andina; Javier Subirain, Líder de Marketing Tecnologías de Protección; Yurubí Fuenmayor, Comunicaciones Externas y Walid Jabba, DuPont Protection Technologies

para tareas específicas, como el traje DuPont™ Nomex®, que ofrece protección contra fuego; o el Protera®, una prenda de protección contra arco eléctrico. Asimismo existe Tychem®, diseñado para manejo de productos químicos, limpieza de derrames o descontaminación y el Tyvek®, que ofrece protección ante peligros asociados con partículas sólidas, aerosoles líquidos y brumas pulverizadas.

Todos estos productos son ampliamente utilizados por profesionales de seguridad en la industria petrolera, por su efectividad en la prevención de riesgos o pérdidas de

personal, activos, productividad y costos operativos.

Walid Jabba, DuPont Protection Technology, realizó una demostración que permitió apreciar la calidad del material con el cual está confeccionado el Tyvek®, una microfibra que garantiza el mejor balance de protección, durabilidad y comodidad en condiciones extremas frente a productos similares en el mercado.

Los expertos de Dupont enfatizaron que el reto de la firma seguirá siendo desarrollar las soluciones necesarias para garantizar la seguridad de las personas y su entorno.

Escenario

Octubre 2014 / Petroleum 297 15

E&P

Petrobras declara comercialidad de áreas de la Cesión Onerosa

En la propuesta presentada a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustible, ANP, los nombres sugeridos para los nuevos campos fueron Sul de Sapinhoá (Sul de Guará), Sépia (Nordeste de Tupi) e Itapu (Florim)

P

etrobras presentó a la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), la declaración de comercialidad de las acumulaciones de petróleo y gas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim, áreas previstas en el contrato de Cesión Onerosa, localizadas en el presal de la Cuenca de Santos.

El volumen contratado a través de la Cesión Onerosa para las tres áreas, de 1.214 millones de barriles de petróleo equivalente, fue constatado en la fase exploratoria. Los reservorios del presal en estos campos son portadores de petróleo de buena calidad, entre 26 y 29 grados API. Durante la ejecución del Plan Exploratorio Obligatorio, Petrobras adquirió datos sísmicos 3D en todas las áreas, perforó tres pozos obligatorios y dos pozos adicionales, con el objetivo de delimitar y caracterizar los reservorios de los yacimientos. Además, se realizaron tres pruebas de formación y una prueba de larga duración para evaluar la productividad de los reservorios.

Los nuevos campos de Sépia e Itapu están localizados entre 185 km y 260 km de la costa del estado de Río de Janeiro a profundidades de agua de entre 1.850 metros y 2.250 metros. El campo Sul de

16 Octubre 2014 / Petroleum 297

Sapinhoá está localizado a unos 320 km de la costa del estado de São Paulo a una profundidad de agua entre 2.200 metros y 2.250 metros.

Conforme se divulgó en el Plan de Negocios y Gestión 2014-2018 de la compañía, las áreas de NE de Tupi (Campo de Sépia) y de Florim (Campo de Itapu) tendrán inicio de producción comercial en 2018 y 2020,

Con la declaración

de comercialidad de las áreas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim se da seguimiento al proceso formal de revisión del contrato de Cesión Onerosa, que será realizado bloque por bloque, teniendo en consideración las premisas técnicas y económicas de cada área”

respectivamente. Petrobras está analizando las alternativas para el desarrollo del área de Sul de Guará (Campo de Sul de Sapinhoá) e informará la fecha del inicio de producción cuando ocurra la divulgación del Plan de Negocios y Gestión 2015-2019.

Las fechas mencionadas de entrada en producción de estos nuevos campos están en revisión y podrán ser modificadas o confirmadas cuando del Plan de Desarrollo de cada área sea sometido a la ANP. Con la declaración de comercialidad de las áreas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim se da proseguimiento al proceso formal de revisión del contrato de Cesión Onerosa, que será realizado bloque por bloque, teniendo en consideración las premisas técnicas y económicas de cada área. La expectativa es que la revisión del Contrato de Cesión Onerosa sea concluida en 2015.

Este proceso de revisión está en curso en las áreas de Franco y Sul de Tupi, cuyas declaraciones de comercialidad se hicieron en diciembre de 2013. De todos los bloques de la Cesión Onerosa solo el área denominada Entorno de Iara todavía no ha hecho efectiva su declaración de comercialidad, lo que debe ocurrir hasta Diciembre de 2014.

E&P

Pdvsa y Rosneft fortalecen alianzas para extracción de gas Durante un encuentro celebrado recientemente en Cumaná, directivos de ambas empresas evaluaron mecanismos para extraer el gas de los campos Mejillones y Río Caribe del Proyecto Mariscal Sucre

C

omo parte de las alianzas estratégicas entre Venezuela y Rusia, representantes de OJSC Oil Company Rosneft y directivos de Pdvsa se reunieron con el propósito de realizar un estudio conjunto de oportunidades del gas costa afuera, específicamente en los campos Mejillones y Río Caribe.

Durante el encuentro se evaluaron diferentes mecanismos para extraer el gas de los yacimientos, con reservas importantes de hidrocarburos, y las potencialidades de estos campos.

El director de Pdvsa y director Ejecutivo de Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos, Orlando Chacín, explicó que estos posibles acuerdos también son parte del intercambio de experiencias entre la empresa rusa y Pdvsa, para utilizarlas en el desarrollo de otras áreas costa afuera.

Subrayó asimismo, que la producción de estos hidrocarburos mar adentro, estaría destinada principalmente a satisfacer la demanda interna, en lo que se refiere a la generación de energía eléctrica y otras áreas que lo ameriten, y posteriormente se exportaría a mercados de Suramérica y el Caribe.

En Mayo de este año, ambas empresas suscribieron un acuerdo para suministro de crudos y productos.

El Proyecto Mariscal Sucre contempla el desarrollo de cuatro campos ubicados al norte de la Península de Paria, Dragón y Patao (gas no Asociado), Mejillones (gas húmedo) y Río Caribe (condensado), para producir hasta 1.200 MMPCND de gas y hasta 28 MBD de condensado.

Nueva base de PMI Energy Services en Louisiana PMI Energy Services, compañía de Superior Energy Services, anunció la apertura de una base costera en Morgan City, Louisiana, que brindará apoyo a las actividades de plataformas de producción y perforación

L

a “shorebase” de PMI situada en la costa de Luisiana, ofrecerá mayor protección ante fenómenos meteorológicos que los puertos situados directamente en la costa. Mantiene una estrecha proximidad a muelles de combustible y de lodos, estaciones de transferencia de residuos, patios de fabricación, astilleros, entre otras facilidades para apoyar a operadores de petróleo y gas costa afuera o tierra adentro.

Con un muelle de 600 pies puede albergar los servicios de una instalación de primera clase. Incluye una amplia superficie para el manejo de materiales y almacenamiento temporal, tanto abierto como cerrado, para productos secos y equipos sensibles; estacionamiento de corto y largo plazo; marinos y tripulantes de aviación; salas de reuniones; un centro de entrenamiento de seguridad; espacio de oficina para clientes; y oficinas satélite para coordinadores de logística.

“A medida que la demanda de recursos en el puerto de Louisiana se ha incrementado con las proyecciones de actividades de perforación en aguas profundas, PMI proporciona una solución alternativa para los operadores”, dijo Don Mehrtens, Vicepresidente de PMI.

Octubre 2014 / Petroleum 297 17

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18 Octubre 2014 / Petroleum 297

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Reservoir Surveillance of Mature Floods Using Streamline-based Workflows Dr. Rod Batycky 02 Oct 0930 EDT – Duración: 90 minutos Cofounder Streamsim Technologies CSB report on Deepwater Horizon BOP Stan Christman 07 Oct 0930 EDT – Duración: 90 minutos Exxon/ExxonMobil, Retirado.

Global Decommissioning - Doing it Different!

Jim Christie October 16 1300 EDT – Duración: 75 minutos Marathon Oil Corporation Gas-Lift Rajan Chokshi and Bill Lane October 21 0930 EDT – Duración: 90 minutos, Weatherford.

Interview

Germán Espinosa se despide de la industria petrolera colombiana Tras 43 años de servicio en los que trabajó para Ecopetrol, Arco y Cepcolsa, tomó la decisión de pasar a retiro para emprender un nuevo ciclo de vida cuyo eje es la familia

C

onocido por su amor a la profesión, por creer en la geología del país y trabajar con altos estándares de calidad, que den seguridad a las operaciones en materia ambiental y en el relacionamiento con las comunidades, Germán Espinosa, un visionario y líder del sector petrolero, decidió que ya era hora de entregarse por entero a la familia y a sus hijos; a su vida personal.

Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad Industrial de Santander, trabajó durante 25 años en Ecopetrol, cuatro años en Arco y 14 años en Cepsa Colombia. A lo largo de su trayectoria labró una amplia experiencia en muchos campos, por lo que hoy es un convencido de las muchas posibilidades que tiene Colombia. “Creo mucho en la gente, así que me retiro de la Gerencia General de Cepcolsa con la satisfacción del deber cumplido, tal como lo hice de Ecopetrol y Arco, con el orgullo de haber contribuido a formar un equipo humano de alta calificación, con sentido de pertenencia y un gran compromiso con su empresa, a quienes les duele este país”, expresó con orgullo.

Seguro de que su ejemplo de vida seguirá siendo la línea operacional para Cepcolsa, agregó que se va tranquilo, y confía en que la compañía cuenta con la plataforma para seguir operando de manera exitosa; hace parte de su cultura organizacional actuar con ética y responsabilidad, y coherencia entre el discurso y la acción.

Visiblemente emocionado nos dijo: “Ayer recibí una nota de una de mis hijas

20 Octubre 2014 / Petroleum 297

deseándome mucha suerte en mi nueva vida. Agradecía que tanto ella como sus hermanos fuesen formados bajo principios y valores que les ayudaron a ser grandes seres humanos y por ende, exitosos empresarios.

La familia ha sido muy importante para mí, y lo es ahora en la decisión que he tomado; influyeron mi esposa Amparo y mis hijos, pero sobre todo, mis cinco pequeñas y poderosas razones, mis nietas”.

En la industria no

necesitamos genios pero sí buenos profesionales, buenos colombianos y seres humanos” Hoy quiere darse la oportunidad de tener tiempo para ellos y para sí mismo; poder hacer cosas que no pudo por los compromisos y dedicación que implica estar al frente de una compañía de exploración y producción en Colombia.

Enamorado de la ingeniería de petróleos Al preguntarle qué le motivó a estudiar ingeniería de petróleos, argumenta que desde muy joven le cautivó el tema de la exploración y producción de hidrocarburos.

“Con el tiempo, la universidad y los años en la industria, uno termina enamorándose de esta profesión, que además de talento y

conocimiento requiere de mucha perseverancia y mucha constancia. En la industria hay muchos retos y muchas metas que sobrepasan las capacidades de uno como persona y de la misma compañía. Es lo que la hace tan especial”.

Agrega que el manejo de los riesgos es muy importante porque en toda actividad, pero especialmente la industrial, lo único cierto es la incertidumbre y los riesgos asociados. “En esta industria se requiere creatividad, talento, arte para formular teorías y probarlas para encontrar petróleo, y producirlo técnica, eficiente y económicamente”.

Respecto a sus propias expectativas en el sector, refiere que fueron sobrepasadas, por ello se va satisfecho, sintiéndose además privilegiado de haber podido estar en el lugar y momento oportunos de los grandes desarrollos petroleros del país en los llanos, en el Valle Superior del Magdalena, en Caño Limón, como Gerente General del Proyecto de Cusiana y Cupiagua de Ecopetrol, en el Piedemonte llanero y, más recientemente, en Cepsa Colombia.

El desarrollo de la industria Compartiendo su visión sobre el crecimiento de la industria petrolera colombiana, Espinosa refiere que ésta ha venido madurando y progresando por etapas.

La primera parte con los desarrollos en Casanare y Huila, con la construcción de oleoductos regionales, la segunda etapa, con el descubrimiento de Caño Limón -“donde alcanzamos la autosuficiencia petrolera y

Interview logramos estar en el mercado de exportación de crudos”-, y luego el desarrollo de Cusiana y Cupiagua, que son los campos de producción más grandes del país.

- “Aprendí que tenemos muchos más descubrimientos pendientes por concretar, pero se requiere dedicación y perseverancia.

Colombia tiene un contrato petrolero muy bueno y contamos con una Agencia Nacional de Hidrocarburos especializada. Cuando ella fue creada se estableció un contrato de concesión moderno y hoy contamos con un nuevo sistema de oleoductos en el país.

También hemos ido avanzando en el tema de seguridad física y jurídica, todo lo cual apunta a la sostenibilidad del negocio. Ahora estamos en una coyuntura un poco difícil, se deben ampliar los horizontes que tiene el país y se presentan grandes retos como el offshore, los crudos no convencionales, crudos pesados y el desarrollo del recobro mejorado, que hacen que Colombia sea aún más atractiva para la inversión”.

Sobre la posibilidad de nuevos descubrimientos, afirma que se necesita más actividad y exploración.

22 Octubre 2014 / Petroleum 297

Lo que más enfatizo

es la humildad y el trabajo.

Ha sido la línea con mis hijos y en las empresas en donde he estado” - “Creo que el país sí tiene prospectividad pero se necesitan programas de exploración mucho más agresivos… más pozos; es la única manera de saber si tenemos petróleo o no. Es lo que nos ha faltado, una actividad más agresiva, porque si bien el país pudo llegar a la meta del millón de barriles por día, la mayor parte de ella fue de campos viejos con aplicación de nueva tecnología, lo que ha sido muy importante, pero tenemos unas cuencas muy grandes poco exploradas, cuencas onshore y offshore en las que nos falta completar la tarea”.

¿Cuáles son los desafíos que afectan actualmente al sector?

- “Hay unos factores coyunturales que están afectando el desempeño de la industria. Por ejemplo, el tema del licenciamiento ambiental y de conflictividad social. Hay una desconexión entre lo central y lo regional, entre el país político y el país nacional, tenemos que comenzar a mirar más a las regiones y comenzar a impulsarlas como factor de desarrollo. Otro asunto coyuntural es la seguridad, que obviamente está impactando la actividad en cuencas muy específicas. El desafío más grande no sólo para el sector sino para el país es el horizonte de autosuficiencia tan precario que tenemos; hay que incorporar reservas nuevas que renueven el inventario petrolero del país, de modo que podamos extender ese horizonte de autosuficiencia a términos razonables acordes a las necesidades del mismo”.

Su gestión en Cepcolsa - “Cepsa Colombia ha sido un proyecto de éxito muy gratificante. Empezamos de cero hace 14 años y hoy tenemos una producción de 25.000 barriles por día y un plantel de 330 trabajadores, e integrando a los contratistas suman más de 2.300 personas. Hemos ido creciendo por etapas y de forma muy exitosa, demostrando que ha sido un proyecto que nos ha dado muchas satisfacciones. Hoy la compañía cuenta con una plataforma operacional de primer nivel que le permitirá crecer en nuevas áreas”.

A su juicio ¿cuál ha sido el factor de éxito en la dirección de Cepcolsa?

- “Sin lugar a dudas nuestro programa de Responsabilidad Social. Trabajar de manera ardua y constante en el tema del post conflicto y acciones enfocadas al manejo del agua. Para Cepsa los principios y valores no se negocian, debe existir coherencia entre el discurso y la acción, y el objetivo es muy sencillo, simplemente hacer las cosas bien. La empresa mira a las regiones, es responsable en sus operaciones, con el entorno y el medio ambiente.

Una de las iniciativas bandera es el programa denominado “Iniciativa por el Agua”, el cual tiene como objetivo la conservación, preservación y sostenibilidad del recurso hídrico. Y en cuanto al entorno se tiene un compromiso muy grande, garantizar una operación limpia sin vertimientos, con muy bajas emisiones

Interview

Colombia necesita programas exploratorios más agresivos, afirmó Germán Espinosa

atmosféricas y despachando el crudo en su gran mayoría por oleoducto para evitar los riesgos ambientales”. ¿Conocen las comunidades estos programas?

- “Si. Recientemente hicimos el programa sísmico Peguita 3D, un proyecto de

mucho éxito que involucró a las comunidades. Comunidades que hoy defienden la sísmica y la forma cómo se realizó el proyecto. Se involucró al sector empresarial de Puerto Gaitán, brindando oportunidades a la gente en la región. Para Cepsa es importante generar confianza y creer en las comunidades, lo cual ha sido un factor de éxito en los 7 años que llevamos operando en esa región. Y se ha visto reflejado cuando se han presentado situaciones complejas, en las que hemos contado con el apoyo de la comunidad”.

La actuación gremial Para un profesional con las inquietudes y visión de Espinosa, un pilar fundamental de su actuación ha sido la participación gremial; una experiencia enriquecedora por la posibilidad de compartir experiencias con

los colegas y de hacer aportes cardinales en la lucha por los futuros profesionales y la industria.

- “Hay dos tipos de asociaciones, las profesionales y los gremios que agrupan a las compañías de exploración y producción.

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, Acipet, ha ejercido un liderazgo indiscutible en el país en materia de hidrocarburos. Personalmente, tuve el honor de participar desde muy joven en toda la proyección de Acipet y la fortuna de ser el fundador del Congreso Colombiano de Petróleo y Gas en 1986, cuando se realizó con el patrocinio de Ecopetrol y del Centro Santander. Creo que la Asociación, cuerpo consultivo del Gobierno Nacional, está tomando un rumbo alineado a lo que el país espera de sus mejores profesionales; una dirección adecuada que le permite a Acipet opinar sobre los grandes temas nacionales del sector, sobre los cuales debe existir un buen balance entre gobierno, industria y asociaciones profesionales, que sean críticos pero también constructivos, que siempre ofrezcan soluciones”.

Octubre 2014 / Petroleum 297 23

Especial Especial MÉXICO

¿Qué sigue a la Reforma

Energética Mexicana?

México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente al poner fin a 76 años de monopolio estatal del petróleo y el gas

T

ras mucha controversia entre diversos sectores políticos y sociales de México, finalmente fue aprobada la reforma que permitirá la participación privada nacional y foránea en la industria energética, y el establecimiento de un nuevo modelo de desarrollo en el país.

Desde la expropiación de la industria realizada en 1938 por el entonces Presidente Lázaro Cárdenas (1934-1940), el petróleo ha sido un símbolo de soberanía nacional para los mexicanos, razón por lo cual los intentos de abrir el sector al capital privado se vieron siempre frustrados.

Anunciada en Agosto de 2013, la reforma comenzó su debate en el parlamento siendo declarada constitucional por la Comisión Permanente del Congreso en Diciembre del mismo año, tras ser aprobada en el congreso federal por una mayoría calificada, y después de alcanzar el aval de 26 congresos estatales. Con esto se modificaron los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución y se aprobó que la legislación de México permita los contratos con empresas privadas nacionales y extranjeras en la explotación y extracción de petróleo y demás hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo.

24 Octubre 2014 / Petroleum 297

Saliendo al paso a las descalificaciones hechas a la reforma, acusada de antipatriota y antinacionalista, el Presidente Enrique Peña Nieto sostuvo que por el contrario, esta preserva y asegura la propiedad de la nación sobre Pemex, CFE (Comisión Federal de Electricidad), los hidrocarburos en el subsuelo y la renta petrolera. Afirmó que la reforma abre las puertas a las inversiones privadas y a tecnologías de punta, lo que permitirá incrementar la producción de energéticos de forma transparente, eficiente, competitiva y sustentable.

El nuevo marco legal

de la industria petrolera en México permitirá generar un entorno atractivo para la inversión, fortalecer a Pemex y mantener el control de la Nación sobre los recursos naturales”

“Con esta reforma podremos extraer petróleo de aguas profundas y aprovechar mejor nuestros vastos yacimientos de lutitas. A partir de ello, el país reducirá su dependencia del exterior y garantizará la seguridad energética”, aseguró el mandatario, destacando asimismo el establecimiento de un nuevo modelo de desarrollo y crecimiento para las industrias petroleras y eléctricas y para que Pemex y CFE puedan modernizarse y prosperar en este nuevo entorno. “La Reforma las convierte en empresas productivas del Estado, es decir, siguen siendo empresas públicas pero ahora cuentan con más autonomía para incrementar su competitividad internacional”.

Entre las acciones a implementar en el corto plazo están: • Acelerar la Ronda Cero de Pemex, cuyas asignaciones fueron presentadas el pasado 13 de Agosto.

• Iniciar los trabajos de la Ronda Uno. • Decretos de creación del Centro Nacional de Control de Energía y el de Gas Natural.

• En Septiembre, Creación del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo y presenta-

laiMÉXICO cepsE Especial dernización del Instituto Mexicano del Petróleo, para fortalecer su misión como órgano nacional de investigación y desarrollo de la industria; y publicación de lineamientos para la emisión de los Certificados de Energías Limpias, estableciendo los incentivos necesarios para su desarrollo.

• En un lapso de tres meses, Emisión del reglamento de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección del Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.

El Presidente mexicano, Enrique Peña Nieto

ción del Programa Estratégico para la Formación de Recursos Humanos en materia de hidrocarburos, que incluirá becas a nivel de posgrado y técnico.

• En Octubre, publicación de todos los reglamentos de la legislación secundaria de la reforma energética; presentación del decreto de reestructuración y mo-

Puntos sobresalientes de la reforma Pemex y CFE pasan de ser organismos descentralizados a “empresas productivas del Estado”, cuya operación se sustentará en criterios de eficacia, eficiencia, honestidad, productividad y transparencia con base en las mejores prácticas de su sector respectivo.

Mientras cambian de régimen, ambas podrán celebrar contratos con particulares bajo el nuevo marco legal vigente. Se establece un plazo de dos años, a partir de la publicación

de la reforma, para que ambas se conviertan en empresas productivas del Estado.

Se excluye al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) de participar en el Consejo de Administración de Pemex, con lo que desaparecerá su influencia en las decisiones que a futuro tome este órgano de gobierno. Dicho Consejo se conformará por cinco consejeros del gobierno federal, incluyendo el secretario de Energía -quien lo presidirá y tendrá voto de calidad-, y cinco consejeros independientes.

Pemex y CFE deberán establecer normas de administración, organización, funcionamiento, procedimientos de contratación así como el régimen de remuneraciones de su personal para garantizar eficacia, honestidad, productividad, transparencia y rendición de cuentas. Sin embargo, los derechos laborales de los trabajadores actualmente enrolados en la plantilla de Pemex y sus subsidiarias serán respetados a cabalidad. Los nuevos criterios de remuneraciones y prestaciones entrarán en vigencia a partir de la reforma.

Octubre 2014 / Petroleum 297 25

Especial MÉXICO En materia de hidrocarburos…

• Los esquemas de contratación reconocen que el petróleo es propiedad de la nación en carácter de inalienable e imprescriptible, por lo que un esquema de concesiones permanece prohibido.

• La nación llevará a cabo la exploración y explotación de los hidrocarburos (líquidos y gaseosos) mediante asignaciones a empresas productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con particulares, en los términos de la ley reglamentaria. Las empresas productivas del Estado podrán también contratar con particulares.

• Se establecen cuatro modelos contractuales básicos para la exploración y extracción de hidrocarburos: 1) de servicios (con pagos en efectivo); 2) de utilidad compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la utilidad aún no establecido formalmente); 3) de producción compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la producción aún no establecido formalmente); 4) licencias (con pagos hechos por medio de la transmisión onerosa de los hidrocarburos, una vez extraídos éstos del subsuelo). También es posible una combinación de las cuatro opciones.

• La Secretaría de Energía, Sener, estará facultada a fin de otorgar permisos para tratamiento y refinación de petróleo, así como para el procesamiento del gas natural.

• La Secretaría de Hacienda determinará las condiciones relativas a los términos fiscales de los contratos y licitaciones en exploración y explotación de hidrocarburos que expida la Secretaría de Energía.

• La Comisión Nacional de Hidrocarburos deberá brindar asesoría técnica a la Secretaría de Energía. Además, podrá autorizar servicios de reconocimiento y exploración superficial, la realización de las licitaciones, asignación de ganadores y suscripción de los contratos para exploración y explotación de hidrocarburos, la supervisión de los planes de extracción que maximicen la productividad del yacimiento en el tiempo y la regulación en materia de exploración y extracción de hidrocarburos.

26 Octubre 2014 / Petroleum 297

Pemex inició el proceso de reestructuración interna a fin de aprovechar las herramientas que le ofrece la reforma energética y contar así con una estructura más ágil, flexible y eficiente

• La Comisión Reguladora de Energía tendrá facultades para otorgar permisos de almacenamiento, transporte, distribución por ductos de petróleo, gas natural, gas natural comercial, petrolíferos, la regulación de acceso de terceros a los ductos de transporte y almacenamiento de hidrocarburos y la regulación de ventas de primera mano de los mismos.

• Pemex someterá a la consideración de la Secretaría de Energía (Sener), dentro de un plazo de 60 días naturales tras la aprobación del decreto, cuáles son las áreas en exploración y los campos en producción que el aún hoy organismo descentralizado esté en capacidad de operar, a través de asignaciones. La Sener contará con un plazo de 180 días naturales para dar su veredicto. Esto es lo que se denomina Ronda Cero.

• Pemex podría continuar trabajando en

La inversión que se

obtenga permitirá a México consolidar un modelo de hidrocarburos sostenible en el largo plazo”

proyectos vigentes en exploración por un plazo de tres años, prorrogables dos años más. Si hay éxito la empresa podría continuar con las actividades de extracción. De lo contrario el Estado atraerá de nuevo los proyectos a fin de reasignarlos o eliminarlos.

• Si en el proceso de adjudicación de asignaciones “se llegaran a afectar inversiones de Petróleos Mexicanos, éstas serán reconocidas a su justo valor económico en los términos que para tal efecto disponga la Sener.

• En un plazo no mayor a 12 meses de entrada en vigor la nueva Ley Reglamentaria del artículo 27 constitucional, el Ejecutivo tendrá que crear el organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de Control del Gas Natural, encargado de la operación del sistema nacional de ductos de transporte y almacenamiento.

En Electricidad…

• La nación conservará el control exclusivo del Sistema Eléctrico Nacional, el cual será operado por el órgano correspondiente, así como el servicio público de transmisión y distribución -en estas actividades no se otorgarán concesiones-, sin perjuicio de que la nación pueda celebrar contratos con particulares en los términos que habrá de establecer la legislación secundaria. Se quitan las

laiMÉXICO cepsE Especial palabras “generar”, “conducir”, “transformar” y “abastecer” energía eléctrica como potestades exclusivas de la nación.

• La generación y la comercialización de energía eléctrica serán abiertas a la participación de particulares, quienes por cuenta propia podrán llevar a cabo, entre otras tareas, la instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura necesaria para prestar el servicio público de transmisión y distribución de la energía eléctrica que produzcan.

• La Sener establecerá los términos de estricta separación legal en la electricidad para fomentar el acceso abierto del sector, y el Congreso debe ajustar el marco regulatorio en el cual operará la Comisión Reguladora de Energía.

• En un plazo de 120 días naturales después de la entrada en vigor de la Ley Reglamentaria de la industria eléctrica, el Presidente deberá crear el Centro Nacional de Control de Energía, el cual estará encargado del control operativo del Sistema Eléctrico Nacional, de operar el mercado mayorista, y del acceso abierto a las redes de transmisión y distribución. CFE deberá transferir los recursos materiales y humanos al Centro para la operación del sistema y éste será independiente de la CFE.

Las visiones Lo que analistas del sector esperan es que según se vayan materializando las reformas se verán sus efectos positivos en la economía. El abaratamiento de la energía traería incrementos de eficiencia en todas las industrias.

Se busca establecer las

bases para que el tratamiento y refinación del petróleo, el procesamiento de gas natural, así como el transporte y almacenamiento pueda ser realizado tanto por Pemex como por el sector privado”

En teoría la reforma acaba con el monopolio de Pemex y la Comisión Federal de Electricidad –CFE- , pero para que ese espacio no lo tomen grandes empresas extranjeras se requiere de un Estado fuerte con los mecanismos necesarios para garantizar tal fin, así como empresas productivas en capacidad de competir.

Para el Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas la reforma abre grandes oportunidades para las empresas mexicanas en áreas de petróleo y gas natural, por lo que se considera como un cambio en la estructura de la economía nacional que tendrá un impacto en el largo plazo para el producto interno bruto (PIB) de 1.5 a 2%.

El presidente del organismo, Daniel Calleja, declaró que era bienvenida la apertura a la competencia de áreas que hasta ahora fueron exclusivas de empresas del Estado.

A su juicio la consecuencia inmediata de la reforma energética no será la baja de precios de electricidad y gas, pero sí la apertura de grandes oportunidades para las empresas mexicanas en el sector petrolero. Será un

Órganos Reguladores • La Comisión Nacional de Hidrocarburos y la Comisión Reguladora de Energía se convertirán en órganos reguladores coordinados. Seguirán como órganos administrativos desconcentrados de Sener, aunque se les dotará de personalidad jurídica propia, autonomía técnica y de gestión.

Desarrollo Sustentable • Se introduce el concepto de “sustentabilidad” en el artículo 25 constitucional para que en el desarrollo económico se tome en cuenta el entorno ecológico.

• En las leyes secundarias, el Congreso deberá crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos como órgano administrativo desconcentrado de la Semarnat, con autonomía técnica y de gestión.

Octubre 2014 / Petroleum 297 27

Especial MÉXICO contratos asciende a US$1.380 millones.

También se contempla la migración de otro paquete de 11 contratos integrales o de obra pública financiada en Chicontepec y en Burgos, con más de 1.600 millones de barriles en reservas 2P. Estos contratos migrarán a las nuevas modalidades entre Febrero y Agosto de 2015, con una inversión aproximada para explotar las reservas 2P de US$33.000 millones.

2. La búsqueda de socios para el desarrollo de campos asignados a Pemex en la Ronda 0. Un grupo de 10 proyectos que por su alta complejidad técnica, intensidad de capital o por otras consideraciones estratégicas se pueden beneficiar de la participación de compañías que complementen el capital, el conocimiento, y la capacidad operativa de Pemex. Dichos proyectos se agrupan en cuatro paquetes: Campos maduros, incluye 3 campos terrestres en los que el objetivo es optimizar el factor de recuperación y rentabilidad mediante la aplicación de tecnologías de punta (en conjunto concentran 248 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y requieren una inversión mínima de US$1.700 millones en los siguientes cinco años); los campos de crudo extra-pesado Ayatsil, Tekel y Utsil (estos campos tienen reservas 2P de 747 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y suponen una inversión de más de US$6.200 millones en los siguientes 10 años); desarrollo de dos campos gigantes de gas en aguas profundas (contienen 212 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y suponen inversiones de US$6.800 millones en un horizonte de diez años); desarrollo de los campos recientemente descubiertos en aguas profundas en el área de Perdido, en particular, Trión y Exploratus.

3. Definición de aquellas asociaciones para que puedan fortalecer la posición competitiva de Pemex y que signifique un desarrollo de competencias técnicas y organizacionales para competir en las rondas 1 y subsecuentes en la Comisión Nacional de Hidrocarburos en los siguientes meses.

Pemex debe alcanzar niveles de eficiencia operativa a la altura de las mejores empresas del mundo en actividades de transformación y definir con precisión el mercado objetivo

reto importante que pequeñas y medianas empresas nacionales estructuren atractivas propuestas para los grandes grupos empresariales que hoy dominan el mercado, para lo cual se requiere ir capacitando personal y definir estrategias de negocio.

Aunque en el corto plazo Pemex y la CHE seguirán siendo los actores dominantes, se aspira a que de la reforma no quede un oligopolio de socios de Pemex.

Algunos beneficios que el gobierno y organismos internacionales estiman que derivarán de la reforma están los siguientes: • Captación de inversiones extranjeras por US$10.000 millones anuales adicionales.

• Creación de cerca de medio millón de empleos adicionales durante el actual ejercicio gubernamental (2012-2018) y dos millones y medio hasta el 2025.

• Incremento de la producción de petróleo de 2,5 millones de barriles diarios actualmente a tres millones en 2018 y 3,5 millones en 2025.

• Crecimiento económico de 1% en 2018 y aproximadamente 2% más para el 2025. De acuerdo al Fondo Monetario Internacional (FMI) el crecimiento podría ser cercano a un 4% de la economía local en unos cinco años.

Puesta en marcha Atendiendo a los lineamientos emanados de la Presidencia de la República, de acelerar la ejecución de la reforma, a mediados de Agosto de este año la Sener presentó las asignaciones de áreas de exploración y producción que conservará Pemex, a fin de que la petrolera tenga mayor certeza y

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defina sus estrategias de inversión hacia el futuro, conocida como Ronda Cero y los trabajos de la llamada Ronda Uno. El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, sostuvo que el tamaño total del área asignada a Pemex en la Ronda Cero alcanza una superficie cercana a 90.000 km2 y un estimado de 20.600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 15 años y medio de explotación al ritmo actual y otros cinco años en superficies de exploración.

Las áreas exploratorias asignadas, son aquellas que han sido estudiadas en mayor detalle por Pemex por lo que existe mayor certeza de descubrir más reservas con costos de descubrimiento relativamente bajos o competitivos.

Para aprovechar las ventajas de asociarse con otras empresas, se diseñó una estrategia que abarca tres frentes: 1. La migración de los contratos existentes, los CIEPS o Contratos Integrales de Exploración y Producción y los COPF o Contratos de Obra Pública Financiada, a los nuevos esquemas contractuales previstos a partir de la Reforma.

El primer paquete consistirá en la migración de los contratos de 11 campos en los próximos seis meses. Se trata de campos de la Región Sur, y de los activos en Poza Rica Altamira y Burgos en la Región Norte, con más de 569 millones de barriles de reservas 2P y recursos prospectivos de casi 1.300 millones de barriles. En estos campos, la inversión requerida para explotar la totalidad de la reserva 2P a lo largo de la vida de estos

Escenario

En el marco de este evento se analizó la relación reservas y producción de Colombia, que alcanza los 6.6 años, justificando como prioridad nacional la intensificación de la actividad exploratoria que se ha visto retardada por excesivos requerimientos ambientales y sociales

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Participantes del Foro Nuevas Tendencias Exploratorias de la industria del O&G: Alejandro Niño Muñoz, Tamayo & Asociados; Hernando Dueñas, Bioss SAS; Carlos Vargas, Presidente Sociedad Colombiana de Geología, Juan Fernando Martínez, VP Técnico de la ANH; Jaime Checa, Presidente Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo y Andrés Reyes, Director del Instituto Colombiano del Petróleo

el 27 al 29 de Agosto representantes de organismos gubernamentales, profesionales y representantes gremiales del sector geológico y minero en Colombia se reunieron en el II Simposio de Exploradores realizado en Bogotá para debatir sobre los actuales temas que dificultan la exploración de hidrocarburos y minerales, presentar tendencias sectoriales, propuestas para la adecuada administración e historias de caso.

El evento fue organizado por la Sociedad Colombiana de Geología, con el patrocinio de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG; la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo; la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos; la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Agencia Nacional de Minería, Ecopetrol, Equion y el Servicio Geológico Colombiano.

“Los retos que presenta la industria actualmente son muy diferentes a los de hace 30 años: Ideas y presupuesto era suficiente para incorporar hallazgos”, enfatizó Carlos Vargas, Presidente de la SCG, quien agregó que las dinámicas del sector siempre son fluctuantes y la industria debe prepararse

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para enfrentar las circunstancias negativas que se presentan, la competencia internacional, así como los retos técnicos y científicos, para mantener el equilibrio del sector y de la economía colombiana.

Ante la preocupación existente por las actuales dinámicas del sector, se resaltó la importancia que tienen las profesiones de las geociencias para el presente y el futuro del país, y a lo largo de tres días de discusión diferentes expertos exhortaron a sus colegas a reflexionar sobre la eficiencia de su carrera.

La industria no debe

reemplazar las funciones del estado pero sí realizar un trabajo conjunto que viabilice las operaciones del sector y la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos”

“El futuro del país está en la exploración y la exploración está en ustedes geólogos y geofísicos. Acá está la sabiduría que se debe ordenar para producir resultados y llegar a los descubrimientos que necesitamos”, afirmó Hernando Barrero, Presidente de la Acipet.

Programa El programa abordó temas de desarrollo para el sector minero energético, tomando como eje de discusión los conocimientos técnicos y científicos para afrontar las actuales dificultades. Se realizaron tres cursos dirigidos a geólogos, geofísicos, ingenieros de petróleos y profesionales de otras áreas. También se desarrollaron seis paneles denominados Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Oil and Gas, Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Minera, Conciliando Medio Ambiente y Exploración, Conciliando Sociedad y la Actividad Exploratoria de los Recursos Minero Energéticos y Retroalimentando el Marco Regulatorio de los Recursos Minero-Energéticos.

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Foro Nuevas Tendencias Exploratorias de la Industria del O&G Coordinador: Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH Panelistas: Francisco Lloreda, Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo – ACP; Jaime Checa, Presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo – ACGGP; Andrés Reyes, del Instituto Colombiano del Petróleo –ICP/Ecopetrol y Hernando Dueñas, CEO de Asociados Francisco Lloreda compartió sus reflexiones sobre los desafíos de la industria y aseguró que en Colombia no se ha entendido que es determinante lograr mantener la autosuficiencia. “Existe una necesidad imperante de viabilizar la exploración para incorporar nuevas reservas que sustenten el Marco Fiscal del Mediano Plazo”, dijo, alertando sobre el hecho de que no se entienda claramente lo que puede significar para Colombia que a la vuelta de siete años sus reservas de hidrocarburos no sean suficientes. Aseguró que la ACP entiende las complejidades existentes y trabaja en infraestructura, seguridad, el modelo de licenciamiento ambiental, los desafíos desarrollados en los entornos ambientales y la competitividad para lograr este incremento.

Jaime Checa expresó que el tema no es sólo de los petroleros si no del país, así que se debe entender el contexto del marco fiscal con las reservas probadas porque se muestra un vacio gigante que desencadena la pérdida de la perspectiva fiscal y salir a

comprar hidrocarburos. Dijo que las repercusiones ya se están notando con impuestos como el 4 por mil y la declaración de renta; no obstante, el país no es consciente de esto y sólo la exploración podría sacarlo de esta situación.

Hoy la industria de

los hidrocarburos aporta a los ingresos nacionales recursos del orden de 32 billones de pesos, que son el 15% del presupuesto nacional y el 21% de los recursos corrientes de la nación que se reflejan en impuestos y regalías”

Hernando Dueñas señaló que el establecimiento de líneas ambientales regionales debería ser suficiente para los ejercicios exploratorios. Sin embargo, para Andrés Reyes, hay otros elementos a tener en cuenta para garantizar éxito en la exploración, tales como la incorporación de nuevas tecnologías y la formación del talento humano.“Es inexplicable que no existan en Colombia programas de pregrado en Geofísica a pesar de su gran demanda”, acotó.

Juan Fernando Martínez y Alejandro Niño concluyeron que existe un enorme potencial en los contratos de Exploración y Producción firmados con la ANH. Su adecuada gestión institucional y efectiva inversión, podrían garantizar la incorporación de nuevas reservas. Martínez puntualizó la necesidad de cambiar paradigmas para hacer de lo real algo útil. “Hace falta rigurosidad técnica y la restructuración mental, porque así se tenga un entorno ideal no se encontrará petróleo hasta no dar un enfoque diferente”, dijo.

Foro Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Minera Panelistas: Rafael Alfonso, Gerente General de Este-Oeste Minerals; Alessandro Cecchi, Vicepresidente de Exploración de Gran Colombia Gold; Mauricio Castañeda, Vicepresidente de Exploración de Continental Gold; Timoleón Garzón, Principal Geologist - Project Generation de Anglo Gold Ashanti; Carolina Rojas, Gerente de Promoción de la Agencia Nacional Minera–ANM; Gloria Prieto, Directora de Recursos del Subsuelo del Servicio Geológico Colombiano – SGC; Juan Carlos Molano, Profesor Asociado del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia y Gloria Patricia Gamba, Subdirectora Ejecutiva de la Cámara de Asomineros–ANDI Este foro concluyó con una invitación a enfrentar con liderazgo el contexto negativo en las calificaciones perceptivas internacionales sobre el ambiente político para el desarrollo de la actividad minera en Colombia.

La modernización del proceso minero en Colombia se podría centrar en el desarrollo de proyectos de alto tenor y el descarte de proyectos extensos de bajo tenor cuya rentabilidad económica es marginal, expuso Alessandro Cecchi. Pero en este contexto,

se requiere superar la percepción negativa de algunas comunidades sobre la industria minera, como lo afirmó Rafael Alfonso.

En las exposiciones de Mauricio Castañeda, Timoleón Garzón y Juan Carlos Molano, se puso en evidencia las interesantes posibilidades técnicas con que cuenta Colombia para hacer efectiva una exploración de clase mundial. Sin embargo, temas como la minería ilegal anexa a grandes proyectos, principalmente de oro, desestimulan la

exploración que por muchos años y a altos costos hicieron las compañías formales; “se requiere de más control por parte del Estado”, afirmó Castañeda.

Carolina Rojas señaló que la ANM tiene el compromiso de fortalecer temas de control y viabilizar estos proyectos, además, afirmó que esta actividad se articula en procesos competitivos con una preparación, diseño, lanzamiento, evaluación y adjudicación.

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Conciliando Sociedad y la Actividad Exploratoria de los Recursos Minero Energéticos

Coordinador: Oscar Paredes Zapata, Director General del Servicio Geológico Colombiano-SGC Panelistas: Marcela Reina, Profesional del área Social de Ecopetrol; Eduardo Chaparro, Director Ejecutivo de la Cámara AsominerosANDI; Aida Giraldo, Gerente de Soluciones Ambientales y Sociales; Sorelli Paredes, Consultora Social; y Oscar Javier Quesada, Director de Planeación para la Exploración de Minera Esta sesión giró en torno a la viabilidad social para el desarrollo de la exploración.

Eduardo Chaparro sugirió que se debe fortalecer la confianza hacia la industria, la cual ha venido disminuyendo por la desinformación y falta de conciencia sobre el concepto de minería moderna. Sostuvo asimismo que existe una falta de claridad en las políticas mineras y ambientales, las cuales demoran la otorgación y uso de los títulos mineros.

Marcela Reina al explicar el proceso llevado a cabo durante la realización del programa sísmico Silvestre 2D, dijo que para Ecopetrol es esencial cumplir rigurosamente cada uno de los reglamentos de la consulta previa.

Aida Giraldo, sustentó cuatro puntos críticos que afectan la exploración: 1) la pequeña y altamente demandada red de vías, 2) el poco rigor en los estudios de

Carlos Vargas, Presidente Sociedad Colombiana de Geología; Oscar Javier Quesada, Director de Planeación para la Exploración, Mineros S.A; Marcela Reina, Gestión Social de Ecopetrol; Aida Giraldo, Gerencia de Soluciones Ambientales y Sociales; Sorelli Paredes, Consultora Social y Eduardo Chaparro, Director Ejecutivo, Cámara Asomineros-ANDI

consulta previa, 3) la poca comunicación entre Estado-Industria-Comunidad, y 4) la falta de evaluación social del impacto de los proyectos. Sorelli Paredes afirmó que se debe ampliar la capacidad de los ministerios para la creación de protocolos que

rijan de manera correcta la Consulta Social.

Oscar Paredes recalcó la necesidad de mejorar la percepción que existe de la industria, las licencias y títulos otorgados e invitó a que construyan mejoras en los conceptos que sustentan estos temas.

Foro Conciliando Medio Ambiente y Exploración Coordinadora: Brigitte LG Baptiste, Directora General del Instituto Alexander Humboldt Panelistas: Cristian David Rojas, de la Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía; Gonzalo Andrade, del Instituto de Ciencias Naturales de la Universidad Nacional de Colombia; Edgar Aguirre, Junta Directiva de Acipet; Juan Fernando Martínez, VP Técnico de la ANH; Luz Mila Sotelo Delgadillo, de la Subdirección de Gestión y Manejo de Áreas Protegidas de Parques Nacionales de Colombia y Manuel Rodríguez Becerra, Ex Ministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible Una de las principales conclusiones de este foro se basó en proponer al Gobierno Nacional el estudio de posibles áreas de E&P desde toda la rigurosidad ambiental antes de ser asignados. Los costos de estos estudios se trasladarían a las compañías adjudicatarias.

Cristian Rojas, sustentó el rol articulador del Ministerio de Minas y Energía con diferentes instancias del Gobierno para hacer viable las actividades exploratorias de los recursos minero-energéticos de Colombia. En tal sentido, Gonzalo Andrade ilustró cómo los trabajos liderados por instancias académicas y varios ministerios han permitido el desarrollo de inventarios sobre biodiversidad; a su juicio “en un trabajo coordinado es posible conciliar áreas de especial cuidado ambiental con actividades exploratorias”.

Edgar Aguirre por su parte planteó la

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problemática de desinformación, particularmente relacionada con el verdadero impacto de las actividades de la industria sobre el Medio Ambiente. “Debe educarse a los medios de comunicación y canalizar respuestas institucionales sobre las problemáticas ambientales”, afirmó.

Luz Mila Sotelo, presentó el avance de una propuesta desarrollada por Parques Naturales y la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH, centrada en la definición de una zona de amortiguación ambiental alrededor de Parques Naturales; para Sotelo se debe iniciar un diálogo “entendiendo que estas zonas no quedan excluidas para las actividades de E&P, pero se debe tener extremo cuidado”. Según Juan Fernando Martínez, existe todo el compromiso institucional por parte de la ANH para hacer actividades de

E&P con extremo cuidado. Afirmó que “la definición de bloques para ser adjudicados, se basa en las definiciones propuestas por las autoridades ambientales”.

Para Manuel Rodríguez prevalece una desconfianza hacia las entidades estatales, debido a los antecedentes ambientales que la comunidad no ha olvidado. En su opinión se debe “crear un nuevo contexto de responsabilidad institucional sobre los temas ambientales y mejora del conocimiento para la toma adecuada de decisiones ambientales”.

Brigitte Baptiste reconoció que se está haciendo mucho desde la institucionalidad para legitimar esta responsabilidad, sin embargo, aún se requiere mayor esfuerzo que involucre a las instituciones académicas e investigativas para apoyar esta cultura.

Escenario

Retroalimentando el Marco Regulatorio de los Recursos Minero-Energéticos Coordinador: Alberto Moncada, Profesor de la Universidad Externado de Colombia Panelistas: Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH; Iván Giraldo, Gerente de Contratación Minera, Agencia Nacional de Minería-ANM; Camilo Gómez, Asesor de la Unidad de Planeación Minero EnergéticaUPME; y Sandra Leyva, Asesora de la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME

Alberto Moncada, Profesor Universidad Externado de Colombia; Diana Daza, Representante Ministerio de Minas; Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH e Iván Giraldo, Gerente de Contratación Minera, Mineros S.A.

En este foro se profundizó en los aspectos más relevantes de la regulación minera y petrolera en Colombia. Diana Daza, Iván Giraldo y Carlos Mantilla presentaron los elementos legales que marcan el Régimen de Contratación. Mantilla explicó la forma como se realizan los Contratos de Concesión y Asociación de Exploración y Producción y TEAs, en un procedimiento de contratación abierta (Ronda Colombia). Manifestó que se está analizando la opción de otorgar contratos por asignación directa en áreas menos atractivas y con menor competencia. Concluyó en la importancia de realizar una modernización de la regulación, una reforma al régimen técnico.

Alberto Moncada presentó un análisis crítico del contrato petrolero. Argumentó tres condiciones para revitalizar la industria petrolera en Colombia: 1. Creación de una Superintendencia Petrolera adscrita a la ANH que garantice un adecuado control a los temas de E&P, 2. Asignación de bloques licenciados ambiental y socialmente, 3. Revisar el carácter sancionatorio de la actual legislación petrolera.

Camilo Gómez puntualizó la necesidad de incorporar mejoras en el Plan de Ordenamiento Minero en busca de garantías para el desarrollo de una minería formal y más sustentable.

Sandra Leyva por su parte, presentó proyecciones de producción e incorporación de nuevas reservas petroleras, para viabilizar el marco fiscal de mediano y largo plazo, así como, planificar escenarios de exploración para los próximos años.

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Escenario

Primer Foro del Agua en la Industria Petrolera Colombiana

En su misión de realizar operaciones respetuosas con el medio ambiente, Cepcolsa realizó el 22 de Agosto esta actividad especial en pro de la preservación del recurso hídrico

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ada la importancia que tiene para la industria petrolera conocer y evaluar el potencial de los ecosistemas presentes en las áreas donde se realizan sus actividades de exploración y producción, se realizó en las instalaciones del Metropolitan Club de Bogotá el Primer Foro del Agua, en el cual gobierno, regiones, científicos ambientales y la industria se pronunciaron a favor de un uso consciente del vital líquido.

Cepcolsa ve el agua como recurso de vida y eje de la interdependencia entre especies silvestres, ecosistema y seres humanos, motivo por el que toma la vocería en este tema, intimamente vinculado con una operación responsable con el medio ambiente.

El foro reunió a públicos estratégicos con la finalidad de compartir la iniciativa con otras compañías del sector, en el interés de propiciar estrategias orientadas a la conservación.

Mauricio López, Director Ejecutivo del Pacto Global de Las Naciones Unidas para Colombia, presentó el Mandato por el Agua que tiene por objetivo llamar a los gerentes y líderes de negocios a nivel mundial a llevar acabo estrategias para la supervisión y gestión del agua en los siguientes niveles: Operaciones directas, llevar a cabo una evaluación completa del agua para conocer el alcance de uso de la empresa y establecer metas para la relación de la conservación del agua y el tratamiento de aguas residuales, uso de tecnología, aumento de conciencia sobre la sostenibilidad del agua en la cultura corporativa y la inclusión de consideraciones de sostenibilidad del agua en la toma de decisiones del negocio; Cadena de Suministro, animar a los proveedores a mejorar sus prácticas entorno a la conservación del agua, desarrollar capacidades para analizar y responder a los riesgos de la cuenca; Acción Colectiva, construir vínculos más estrechos con las organizaciones de la sociedad civil

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a nivel regional y local, así como el trabajo con el gobierno y el público nacional; Políticas Públicas, contribuir con insumos y recomendaciones para la formulación de la regulación, ejercicios de negocios a través de los CEO junto al estado para ser defensores de la sostenibilidad del agua; Compromiso con la Comunidad, tratar de entender los problemas de agua y saneamiento en las comunidades en donde se opera, fomentar y proporcionar apoyo a los grupos locales, gobiernos e iniciativas a favor del recurso; Transparencia, incluir una descripción de las acciones en marco al Pacto Mundial enfocado al Mandato sobre el Agua.

Estudios Ambientales José Saulo Usma, Director del Programa de Agua Dulce de WWF, resaltó que sólo existe un 2.5% de agua dulce en el planeta contenida en los humedales y sólo el 1% para el consumo humano, del cual 70% está destinado a la agricultura, 22% a la industria y 8% a uso doméstico. El experto sostuvo que existen cambios demográficos, aumento en la escasez de agua, cambios en la seguridad alimentaria, cambio climático e indiferencia ciudadana que generan dife-

rencias en el futuro hídrico global. Sugirió realizar investigaciones sobre la biodiversidad para su conservación y comercialización justa, identificación de áreas de alto valor de conservación para concertar con sectores productivos su no conversión; huella hídrica, custodia del agua y la gobernanza por el agua de parte de comunidades locales.

Brigitte Baptiste, Directora del Instituto Von Humboldt, presentó los datos de la variación de la oferta hídrica en la región de Orinoquía disponible mensualmente durante el año, durante condiciones hidroclimáticas secas. Asimismo, expuso los resultados de un análisis de las variables claves para la transformación del territorio, analizando los sectores de hidrocarburos, minería, hidroeléctrica, infraestructura vial y líneas de transmisión eléctrica. En hidrocarburos se concluyó que tiene incidencia en la remoción y pérdida de la cobertura vegetal, generación de residuos sólidos y escombros, cambios temporales en el uso del suelo y la generación o dinamización de procesos erosivos; sin embargo, se comprobó que los otros sectores tienen igual o mayor incidencia en el medio ambiente, incluyendo factores como el ahuyentamiento

Fernando Trujillo, Director Científico Fundación Omacha; José Saulo Usma, Coordinador Programa de Agua Dulce WWF; Brigitte Baptiste, Directora Instituto Von Humboldt; Felipe Arias, Presentador y Moderador; Germán Espinosa, Gerente General Cepcolsa

Escenario cífica y oficial para el sector, la realización de estudios participativos comunitarios en el piedemonte de la Orinoquía y zonas alto andinas, en colaboración de la academia, con experiencias demostrativas alrededor de actividades en sísmica que incorporen las percepciones de la comunidad y aclaren la realidad sobre la actividad, entre otros estudios participativos comunitarios en el piedemonte de la Orinoquía y zonas alto andinas, con experiencias demostrativas alrededor de actividades en sísmica que incorporen las percepciones de la comunidad y aclaren la realidad sobre la actividad.

Durante el desarrollo del panel sobre Regiones, Edgar Emilio Rodríguez, Asesor para la ANH; César Augusto Cortés, Subdirector de Control y Calidad Ambiental Corporinoquia; Catalina Cortés, Coordinadora del Grupo de Adaptación al Cambio Climático Ministerio de Ambiente y Giovanna Barrera, Directora General Cormacarena

de comunidades faunísticas y el incremento de la demanda de agua en donde la industria petrolera tiene la menor incidencia.

Regiones Giovanna Barrera, Directora General de Cormacarena, presentó la política Nacional de Gestión del Recurso Hídrico, cuyo objetivo es garantizar la sostenibilidad del recurso, mediante una gestión y uso eficientes, articulados al ordenamiento y uso del territorio, mediante la implementación de instrumentos económicos, seguidos de la evaluación, seguimiento y control a las autorizaciones ambientales, formulación de reglamentación de corrientes priorizadas, el plan regional de monitoreo del recurso y apoyo a programas de mejoramiento de la calidad hídrica. La política se ha implementado con éxito desde 2013, cuando se inició su divulgación en siete municipios y 3 veredas del departamento del Meta.

Gobierno Catalina Cortés, Coordinadora del Grupo de Adaptación al Cambio Climático del Ministerio de Ambiente afirmó que la temperatura va a aumentar y se perderá precipitación por lo cual es importante planificar una acción frente a este fenómeno, ya que la suma de la condición de vulnerabilidad y el riesgo no gestionado podría desencadenar un desastre. El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático tiene por objetivo reducir el riesgo y los impactos socio económicos y ecosistémicos asociados a la variabilidad y al cambio climático en el país, teniendo como ejes estratégicos la

Industria

El I Foro del Agua concluyó con el biodiversidad y los ecosistemas, el recurso lanzamiento por parte de Cepcolsa de la hídrico y las zonas costeras, los sistemas Iniciativa por el Agua, programa que tiene alimentarios resilientes al clima, la infraes- por objetivo la gestión integral del recurso tructura básica y los sectores privados, por hídrico en las operaciones de la compañía lo que se diseñó un plan de ruta para la for- bajo el marco de sostenibilidad, así como mulación del plan de adaptación a aplicar la evaluación del ecosistema y el establecien cada territorio. miento de la oferta y la demanda de recursos Edgar Emilio Rodríguez, Asesor en la naturales en las áreas de operación, para Gerencia de Seguridad, Comunidades y buscar medidas que reduzcan o eliminen Medio Ambiente para la Agencia Nacional los impactos negativos en los ecosistemas. de Hidrocarburos tuvo a su cargo la presentación “El Agua Como Eje de la Gestión de la ANH”, destacando que en la estrategia ambiental 2014 - 2018 se contempla el licenciamiento y la planificación ambiental para el sector de hidrocarburos, nuevos retos ambientales en offshore y no convencionales y el conocimiento y manejo del recurso hídrico. Dijo que para el sector de Eduardo Montealegre, Gerente de Responsabilidad Integral de Cepcolsa; Alfredo Gruber, Gerente General de Vetra; Germán Espinosa, Gerente General Cepcolsa hidrocarburos se busca dinamizar los procesos de ordenamiento La compañía incluye cuatro estrategias para ambiental del territorio en 59 cuencas hidro- impulsar iniciativa: Proyectos de conservagráficas que serán ordenadas por las CAR ción de cuencas hidrográficas en las áreas vía Ministerio de Ambiente y en 18 cuencas de interés de la empresa, minimización de la hidrográficas en las que se encuentran 64 captación de agua de fuentes superficiales, bloques de hidrocarburos; en cuanto al gestión de alianzas con los grupos de interés conocimiento y manejo del recurso hídrico para proteger el recurso hídricos, innovación se contempla la repotenciación e instalación en los tratamientos de aguas residuales e de estaciones meteorológicas e hidrológicas implementar el reuso de agua, la generación del IDEAM en la Orinoquía para generar y divulgación de información sobre el agua y información meteorológica periódica, espe- su uso responsable en los proyectos.

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Escenario

Hubert Arbidi, de Ancap; Jaime Roa Marchant, de Enap y Oscar Guerra Perdomo, de Ecopetrol, durante la sesión sobre Liderazgo del Futuro en la Industria de Petróleo y Gas en la Región

La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe-Arpel, reunió a más de 120 especialistas con el fin de promover el crecimiento del capital humano, intelectual y organizacional de la industria en la región

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l Simposio celebrado el 26 y 27 de Agosto en Lima, Perú, contó con participantes de 36 empresas pertenecientes a 13 países. Entre distintos temas relevantes se recorrieron tanto la visión estratégica del área como la gestión involucrada en distintos aspectos del conocimiento y del talento para la industria.

Amanda Pereira, Directora de Asuntos Estratégicos de Arpel; Esteban Bertarelli, Gerente de Proyectos de Petroperú y María Jesús Blasco, Presidente del Comité de Talento Humano y Gestión del Conocimiento de Arpel, tuvieron a cargo la apertura del evento, en la que enfatizaron la importancia de analizar tendencias, desafíos y mejores prácticas en la gestión de personas que las empresas asociadas vienen realizando.

Durante el primer día se desarrollaron conferencias, sesiones plenarias y mesas redondas en torno a temáticas relevantes tales como: tendencias de la gestión de recursos humanos, el alineamiento de la estrategia de recursos humanos a la estrategia del negocio, las universidades corporativas y sus procesos de gestión e implementación, las expectativas de la alta dirección, planes de carrera y sucesión.

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En el segundo día, los especialistas intercambiaron experiencias y conocimientos respecto a Liderazgo; Atracción y retención de talentos; Generación de valor en las relaciones sindicales así como el trabajo articulado de gestión de conocimiento, talento humano e innovación.

Destacados

conferencistas debatieron sobre los mayores desafíos y oportunidades que enfrenta el sector de petróleo y gas en el área de talento humano y gestión del conocimiento y qué evolución se prevé para los próximos años” En el orden de gestión de conocimiento se expusieron ejemplos y experiencias de Universidades corporativas, las de Petrobras, Repsol, Ecopetrol y la inicial

de Petroperú. Al respecto, María Jesús Blasco, Directora del Centro Superior de Formación de Repsol, España, destacó que las “universidades corporativas tienen visión de largo plazo, además de la posibilidad real de trabajo, lo que siempre permite mejorar el conjunto de competencias prácticas necesarias para la ejecución de las tareas”.

Una de las mesas plenarias se centró en la importancia del diálogo con sindicatos, con la participación de un representante de la Federación Ancap y representantes de relaciones sindicales de distintas empresas. “Trabajar el diálogo con un sindicato fuerte y representativo permite construir”, según Hubert Arbildi, Gerente de Servicios Compartidos de Ancap, Uruguay.

Finalmente las reflexiones sumaron el rol de liderazgo y sus características para el futuro. “Los líderes que necesitamos deben ser humanos, equivocarse y dialogar.

No alcanza con el conocimiento técnico”, expresó Jaime Roa Marchant, Jefe del Departamento de Desarrollo Organizacional de Enap Refinerías, Chile.

Fuente: Arpel

Escenario

La segunda versión del evento organizado por BNamericas se centró en los cambios regulatorios que se están produciendo en el sector de petróleo y gas en la región, escenarios de inversión y oportunidades de negocio para la comunidad petrolera internacional

Jorge Zajia, Editor de Petroleum; Luis Giusti, Presidente del CCLAEN y Pedro Neuman, Gerente Comercial LINSAYCA

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l negocio de los hidrocarburos en Latinoamérica y la cooperación energética, fueron algunos de los importantes temas analizados en el marco de la segunda versión del LatAm Oil & Gas Summit, celebrado el 10 y 11 de Septiembre en Houston, reuniendo nuevamente a destacadas personalidades vinculadas directamente con el sector en la región.

El programa se dividió en cinco grandes bloques temáticos: Panorama Regional del Sector Petróleo y Gas, Petróleo y Gas Costa Afuera, Petróleo en la Zona An-

dina, Potencial no convencional en América Latina, Procesamiento y Refinación, y Gas Natural e Integración Energética, cada uno de los cuales fue ampliamente cubierto con un total de 24 conferencias y 6 paneles de discusión.

Luis E. Giusti, Presidente del Centro Latinoamericano de Energía, CCLAEN, abrió el primer bloque con una ponencia sobre “La apertura petrolera latinoamericana”, en la que profundizó en el proceso que se está gestando en México con la reforma energética, cuyo desarrollo, dijo, no será nada fácil y sobre la marcha deberá hacer

frente a muchas dificultades, especialmente de orden político. En su disertación Giusti se refirió igualmente a las posibilidades de replicar en países de la región la experiencia de Estados Unidos con la “revolución de los esquistos”. A su juicio Argentina es el que más oportunidades tiene, aun cuando el riesgo político es muy elevado.

Otros temas de amplio debate fueron los retos de los campos pre-sal costa afuera de Brasil, los desafíos de la exploración en aguas profundas en el Golfo de México y las perspectivas del mercado GNL en América Latina.

Venezuela, reto para los inversionistas Mauricio Canard, Ex Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, afirmó durante su intervención en el LatAm Oil & Gas Summit que Venezuela ofrece grandes oportunidades de negocios en el sector de hidrocarburos

E

n su conferencia titulada “El Negocio de los Hidrocarburos: Un continuo cambio”, Mauricio Canard se enfocó básicamente en proyectar al país como el mejor destino de inversión en petróleo y gas, por sus reservas probadas para largo plazo, su ubicación geográfica privilegiada y la decisión del Estado de apalancarse en la empresa privada.

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“La clave es comprender el entorno, planificar estratégicamente a largo plazo y concebir las alianzas oportunas que garanticen el éxito”, afirmó.

Tras algunas referencias al tema del cambio como una constante global, Canard enfatizó que Venezuela no ha sido la excepción y el negocio en hidrocarburos ha cambiado aceleradamente. Como ejemplos

Mauricio Canard

mencionó la nacionalización en 1975, el retorno al esquema de concesiones con la apertura petrolera a partir de 1986, la aprobación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos en 1999, que abrió la posibilidad del manejo del gas natural no asociado al petróleo, la conversión a Empresas Mixtas de los 32 convenios

Escenario operativos con el sector privado en el sector petrolero en 2006 y los cambios experimentados en 2007 en la utilización de empresas de servicios petroleros, pasando algunas a ser propiedad del Estado.

Respondiendo a la interrogante de cuál será el próximo cambio, Canard dijo no saberlo, si bien se mostró particularmente optimista.

Refiriéndose al contexto actual, recordó que las reservas certificadas de petróleo y gas de Venezuela son de tal dimensión que aseguran cualquier actividad durante los próximos 300 años, a lo que se suma la decisión reiterada por el Ejecutivo de incrementar la producción petrolera en el corto plazo y de realizar importantes inversiones en el sector gasífero. Por otra

parte, dijo, “nuestra economía depende en más del 90% de la renta petrolera, lo que es un factor determinante para la promoción de las inversiones en el sector”.

Canard soportó sus planteamientos en datos divulgados por Pdvsa que refieren una producción actual de 2.878 MMBd de crudo y unos 7.400 MMpcd de gas. Agregó que la proyección de plan de negocios de la empresa apunta a lograr una producción de crudo de 4.034 MMBd en 2014, y 6.060 MMBd hacia 2019. Para lograr esa meta, la estatal se apoya en el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, para el cual se estiman inversiones de US$81.421 millones (2012-2019). Estos nuevos desarrollos están a cargo de empresas mixtas creadas con otras petroleras extranjeras.

Concluyó su intervención afirmando que el sector privado nacional e internacional pueden tener presencia en el desarrollo potencial de actividades en las áreas de suministro de bienes y servicios básicos, servicios especializados (pozos, yacimientos), ingeniería y construcción, inspección de obras, inversión y participación en empresas mixtas y participación y financiamiento de proyectos en el Plan Siembra Petrolera de Pdvsa. “La amplitud de oportunidades es tan grande como sea la capacidad real de participar, y el vehículo para hacerlo es la Cámara Petrolera, la cual agrupa a 700 empresarios dispuestos a asumir riesgos y a invertir en asociaciones estratégicas con inversionistas del exterior”.

La edición de verano de la mayor y más importante exhibición del sector de petróleo y gas en los Estados Unidos tuvo lugar del 20 al 22 de Agosto en el George R. Brown Convention Center de Houston, su ciudad sede por más de 20 años

C

ompradores y buscadores de ofertas en el mercado de exploración y prospección de petróleo y gas de todo el mundo, no faltaron a la North America Prospect Expo, NAPE, a la cual muchos acuden prestos a comprar prospectos ricos en petróleo, más ahora, con el resurgimiento en la producción de petróleo y gas En los Estados Unidos. El programa arrancó con la Conferencia de Negocios en la que participaron expertos en temas regulatorios y legales, tecnología e inversión. El orador de la Conferencia Almuerzo fue Ray Perryman, fundador y Presidente del Grupo Perryman, conocido por su experiencia en materia de análisis económico y financiero y quien compartió con los asistentes sobre las principales diferencias entre la industria de hoy día y el ciclo de auge y caída de la década de los 70´s y 80´s.

Perryman señaló que la industria petrolera actual es menos vulnerable a las fluctuaciones de los precios, tiene más dinero en efectivo disponible y flexibilidad y se beneficia de los aumentos de producción basados en la tecnología. Agregó que mientras que la industria tiene que lidiar con la geopolítica, su impacto es menos significativo que durante los días del embargo y la guerra fría. La sesión de apertura también incluyó una vista previa de los datos de estudio de Perryman, que demuestra que el petróleo y el gas siguen siendo un motor económico importante, con un crecimiento más rápido que el resto de la economía estadounidense.

Durante un panel moderado por Lee Fuller, Vicepresident Government Relations, IPAA, intervinieron Jeremy Fitzpatrick, Director of Legal & Regulatory, RKI Exploration & Production; Alex Mills, President &

Chief of Staff, Texas Alliance of Energy Producers y Gifford Briggs, Vice President for Government Affairs, Louisiana Oil and Gas Association, quienes compartieron sus perspectivas sobre los climas legales de sus respectivos estados, así como la forma en que sus organizaciones están abordando los desafíos creados por la legislación en sus regiones.

A pesar de los desafíos que enfrentan los operadores aguas arriba, ponentes y asistentes se mostraron optimistas, y centraron el debate en las importantes oportunidades en la industria, una visión compartida igualmente por los conferencistas que abordaron tópicos de tecnología y tendencias del empleo en empresas de exploración y producción.

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Refinación

brinda consultoría especializada al Proyecto Reficar Industrial Consulting Group da soporte al proceso de Precomisionamiento, Comisionamiento, Arranque (PCS) y Entrenamiento del proyecto de Ampliación de la Refinería de Cartagena, donde se incrementará la capacidad de refinación de crudo de 80.000 BPD a 165.000 BPD

Personal altamente calificado en el área de PC&S de refinerías de ICG asumió el compromiso de llevar a cabo la puesta en marcha del Proyecto Reficar

I

ndustrial Consulting Group, ICG, es una compañía colombiana con presencia internacional especializada en precomisionamiento, comisionamiento y arranque de las instalaciones petroleras y gasíferas, destacando por su liderazgo, no sólo por la calidad de sus profesionales sino porque sus procesos se ejecutan impecablemente con total confianza y garantía de resultados. La empresa enfoca sus esfuerzos en el sector petrolero y gasífero abarcando sus tres sectores: Upstream, Midstream y con este proyecto Downstream, en los cuales el arranque temprano y seguro de las instalaciones es vital para garantizar la productividad y rentabilidad de los proyectos.

El precomisionamiento y comisionamiento es un proceso que permite garantizar la puesta en marcha para operaciones estables donde se revisa previamente todos los equipos mecánicos, eléctricos y de automatización, instrumentación y control que se requieren dentro de una instalación petrolera o de gas, para lo cual es esencial revisar que cada pieza esté en su punto para evitar cualquier demora en la puesta en marcha o que se presente algún desperfecto o acciden-

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te en el arranque que retrase la entrada en operación de los equipos. Cuando se alcanza la entrada en operación temprana de una instalación petrolera son millones de dólares de ingresos que representan cada día.

El objetivo del Proyecto Reficar de duplicar la refinación de petróleo se alcanzará al pasar a una nueva configuración de 14 unidades de proceso y dos unidades de servicios industriales. La configuración actual es de cuatro unidades de proceso y una de servicios industriales.

El enfoque de

ICG es asegurar rapidez y confiabilidad operacional gracias a su equipo de talento humano, expertos en el área”

Al respecto el Presidente de ICG, Eduardo Rivodó, comentó que “más que una expansión se trata prácticamente de una nueva refinería. No sólo es un reto interesante sino también un momento histórico para Colombia a nivel nacional e internacional como productor de petróleo y sus derivados, y para asumir este reto estamos creciendo rápida y fuertemente habiendo tenido un aumento de nuestra fuerza de trabajo e ingresos por aproximadamente seis veces”.

Destacó asimismo que ha sido muy importante para ICG tener las certificaciones a su sistema integrado de gestión: ISO 9001 de Calidad, ISO 14001 de Medio Ambiente y OHSAS 18001 de Salud Ocupacional por Bureau Veritas. Esto posiciona a la empresa entre los estándares internacionales de calidad en sus servicios. “Dentro de este contexto y por ser locales, se vio en nosotros un aliado perfecto para el ambicioso proyecto de expansión de la Refinería de Cartagena”, afirmó Rivodó.

Talento humano especializado Para la ejecución del proyecto se requiere de personal altamente calificado con años de experiencia en el área de PC&S de Refinerías

Refinación o Petroquímicas. El alcance contempla el suministro de personal calificado con experiencia en verificación de estado de construcción, precomisionamiento, comisionamiento, arranque y puesta en marcha de unidades de refinación, incluyendo unidades de crudos y de destilación al vacío, coquización retardada, manejo de coque, FCC, alquilación, hydrocracker, plantas de hidrógeno, patio de tanques de almacenamiento, tea, unidad de gas natural, unidades de aire de planta y de instrumentación, unidades de tratamiento de agua, servicios, generadores de vapor, generadores de potencia eléctrica, entre otros. Todos estos equipos estarán bajo la mira del grupo de colaboradores de ICG que desde ya están comprometidos para llevar a cabo a tiempo la puesta en marcha de este gran proyecto de Reficar filial de Ecopetrol.

El personal del proyecto incluye técnicos, especialistas y supervisores de completamiento, comisionamiento de campo y de consola en cuarto de control, además de técnicos de mantenimiento en las especialidades de mecánica, electricidad e instrumentación principalmente, así como también de

Líderes de ICG: Vielman Salas, Orlando Silva, Beiba Calle, Luis Peñuela y Hernando Vélez

técnicos y supervisores de evaluaciones de obras/servicios/materiales, programadores, técnicos de seguridad, salud y ambienteHSE, administradores de proyecto y otros profesionales de soporte. La mayoría del personal seleccionado cuenta con una experiencia promedio de 15-20 años de carrera dentro de la industria especialmente en el área de refinación y petroquímica.

Seguir creciendo en Colombia Para ICG Colombia seguirá siendo el foco principal de su gestión, y sobre el

tema Rivodó acotó que adicionalmente a los proyectos que tienen en producción, transporte/despacho y refinación para este año, la empresa adelanta su propia expansión en Colombia. “Queremos incrementar proyectos tanto en el upstream, midstream y downstream, ya que nuestro objetivo es ser un aliado estratégico para todos nuestros clientes. Por lo tanto vamos a seguir creciendo nuestras alianzas con las diferentes operadores establecidas en Colombia agregando valor para ellos y para el país”.

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Tecnología

Desafíos de la generación de energía en campos de petróleo pesado offshore Michael Welch, Gerente de Marketing de la Industria - Petróleo y Gas, Turbomaquinaria Industrial de Siemens

Un caso para las turbinas de gas

cantidades y las elevadas temperaturas del calor requerido llevarían Son muchos los factores físicos y financieros que determinan la solución a la necesidad de la instalación en alta mar de las calderas, mientras de una óptima generación de energía en una estructura en alta mar, que la generación de energía in-situ podría incorporar un sistema de incluyendo los requisitos de espacio, peso, fiabilidad, mantenimiento recuperación de calor residual (WHRS por sus siglas en inglés) para producir parte o todo el calor requerido, reduciendo el número y el e impacto ambiental.

En los campos convencionales de petróleo en alta mar, el gas aso- tamaño de las calderas necesarias.

Con la generación de energía in-situ, la fuente o las fuentes de comciado suele estar disponible para proporcionar el combustible para la generación de energía. Los campos de petróleo pesado tienden a ser bustible necesitan ser seleccionadas, especialmente si no hay suficiente deficientes en gas; con gas asociado insuficiente sobre la vida de cam- gas asociado. En algunos lugares, puede ser económicamente viable importar gas desde la costa o desde po para alimentar totalmente una una plataforma cercana rica en gas planta de energía. Por lo tanto, popara utilizarlo como combustible dría ser necesaria la importación de la plataforma. Si la importación de combustibles como el diesel o de gas no es posible, entonces el el fuelóleo pesado (HFO por sus operador tiene que buscar en los siglas en inglés), lo que incrementa combustibles líquidos. Hay una los costos operativos. amplia variedad de combustibles Podría ser necesario tener en líquidos que se pueden tener en cuenta el uso del propio petróleo cuenta con base en el precio y la crudo producido como combustidisponibilidad; sin embargo, los ble para la generación de energía, combustibles líquidos tienen un lo que requiere una consideración mayor contenido de carbono que con detenimiento por parte de los el gas natural y, por lo tanto, dará proveedores de las diferentes teclugar a un impacto ambiental más nologías de generación de energía elevado. Además, las emisiones de potencial.

Al considerar el diseño de la La turbina de gas Siemens SGT-500 - de 15 a 20 MW de potencia - se puede utilizar en la combustión tienden a ser mayores operación de combustible dual y la quema de una serie de diferentes combustibles, que en los combustibles líquidos en planta de energía, se debe tener en incluyen incluso la combustión de fuelóleo pesado comparación con los combustibles cuenta muchos factores. La capacidad de combustible, la disponibilidad y la flexibilidad son criterios gaseosos. Para el diseño de la plataforma también se debe examinar el clave, así como la eficiencia energética, el espacio ocupado, el peso, la espacio necesario para la correcta descarga y el almacenamiento de los facilidad de transporte, el costo de capital (CAPEX), el reabastecimiento combustibles líquidos; la contaminación del combustible puede provocar fallas en el equipo. y el impacto ambiental.

El diesel y el gasóleo para uso marítimo (MGO por sus siglas en Para las operaciones en alta mar, hay dos opciones básicas que se pueden realizar al considerar la principal fuente de energía: la energía inglés) son las opciones, técnicamente, menos difíciles.

Estos se pueden obtener fácilmente y se pueden utilizar en la madesde la costa, o la generación de energía in-situ.

La energía desde la costa implica el suministro de electricidad yoría de las tecnologías de generación de energía. No obstante, estos desde la red eléctrica del país anfitrión a la plataforma en alta mar por combustibles líquidos refinados premium son caros. Una opción podría medio de un cable submarino. Es muy probable que de todas formas ser utilizar combustibles de menor calidad de refinación tales como se instale una generación de energía en la plataforma como una fuente intermedia (IF) y el fuelóleo pesado (HFO). Estos combustibles poseen de respaldo, en caso de pérdida del suministro de la costa. El operador altas viscosidades y contenidos de azufre mayores que los motores de la plataforma también tiene que ser consciente de la posibilidad de diesel y MGO, lo que los hace más baratos, pero reduce las opciones los aumentos en los precios de energía durante la vida útil del campo tecnológicas disponibles para la planta de energía. La opción final para el combustible líquido es utilizar el propio petróleo crudo producido. petrolífero.

La generación de energía in-situ permite que el operador de la Esto elimina los problemas de transporte y almacenamiento, pero el plataforma sea autónomo y que una planta de energía habitual basada petróleo crudo, especialmente el petróleo crudo pesado, es un combusen un diseño de unidad ‘n +1’ tenga redundancia incorporada para tible difícil que pocas tecnologías son capaces de quemar, sobre todo en las cámaras de combustión de bajo nivel de emisión. asegurar la máxima fiabilidad.

Los principales retos de las tecnologías de generación de energía La energía desde la costa tiene un inconveniente en la producción de petróleo pesado: la necesidad de calor de proceso. Las altas asociados con el petróleo crudo son la viscosidad, el contenido de

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Tecnología metal alcalino y pesado, y el índice de acidez total (TAN por sus siglas en inglés). La viscosidad se puede reducir a un nivel adecuado calentando el aceite crudo, o mezclando el aceite crudo con una fracción más ligera, como el diesel. Los efectos de la contaminación de metal alcalino y pesado del petróleo crudo se pueden mitigar mediante el uso de procedimientos de tratamiento del combustible.

Desde la perspectiva de un operador, la situación ideal sería hacer uso máximo del gas asociado disponible y luego “rellenar” con combustible líquido cuando el gas disponible sea insuficiente. Esto se conoce como bi-combustible, funcionamiento mixto de combustible o combustión simultánea. Hay tecnologías disponibles para sacar provecho de esta opción, aun cuando el petróleo crudo pesado es el combustible líquido.

Hay tres tecnologías principales de generación de energía que se pueden considerar cuando se trata de petróleo crudo: turbinas de gas, motores recíprocos (o de pistón) y caldera/turbinas de vapor. En los tres casos, no todos los modelos de la turbina, el motor o la caldera pueden funcionar con petróleo crudo, y algunos aspectos especiales, tales como el tratamiento previo del combustible, siempre son necesarios para garantizar un funcionamiento fiable.

La solución de la caldera/turbina de vapor es potencialmente la más robusta, ya que no tiene partes móviles, pero tiene el inconveniente de espacio y peso. Este sistema también tiene la eficiencia de generación de energía más bajo de las opciones disponibles, por lo general, en el rango es de 18 a 25%.

Hay un número de modelos de motor recíproco (o de pistón) que puedan funcionar con petróleo crudo, pero para tales aplicaciones en alta mar es más frecuente considerar tecnologías de combustible dual, de forma que el gas asociado se pueda utilizar. En este caso, el diesel se requiere a menudo como el combustible inicial para el funcionamiento con combustible líquido y como un paso intermedio al cambiar entre el funcionamiento de combustibles gaseosos y del petróleo crudo. Un pequeño piloto de combustible líquido continuo se utiliza en el funcionamiento con gas combustible e igualmente puede requerirse en la operación del petróleo crudo. El índice de acidez total (TAN) del petróleo crudo puede ser un problema, puesto que en los niveles altos se acelera la degradación de aceite lubricante y la corrosión en los inyectores de combustible y los cilindros.

El motor de combustible dual ofrece la más alta eficiencia eléctrica de las tres tecnologías - se puede alcanzar más del 40% - y en consecuencia las emisiones más bajas de CO2 para la generación de energía, aunque en la operación de combustibles gaseosos existen grandes emisiones de metano mediante la pérdida metano.

La mayoría de los motores de combustible dual no poseen la capacidad bi-combustible y, por lo tanto, no son capaces de maximizar el uso del gas asociado (el funcionamiento mixto de combustible es posible en la denominada tecnología diesel a gas, pero esto requiere que el gas combustible sea suministrado a presiones muy altas). Si bien la eficacia es alta, los motores de combustible dual tienen algunos inconvenientes, en particular el tamaño y el peso de las unidades de velocidad media, la necesidad de un suministro constante de diesel para actuar como un combustible piloto y el nivel de consumo del aceite lubricante. Los motores de combustible dual tienen el tiempo más corto entre los intervalos de mantenimiento (aproximadamente cada 3.000 horas de funcionamiento) y los reajustes significativos se deben llevar a cabo en el lugar, lo que requiere importantes interrupciones del servicio de electricidad.

Hay muy pocas turbinas de gas que puedan funcionar con petróleo crudo debido a los problemas de viscosidad y de contaminación, pero aquellas que pueden, por lo general tienen la capacidad de bi-combustible. Estas tienden a ser los modelos más antiguos, con bajas temperaturas de combustión, y así tienen eficiencias eléctricas relativamente bajas en comparación con las turbinas de gas modernas. La eficiencia de generación de energía estará en el intervalo de 25 a 32%, dependiendo del modelo. Sin embargo, la eficiencia de combustión es muy alta y las emisiones de hidrocarburos sin quemar son muy bajas. Las turbinas de gas ofrecen un paquete de generación de energía muy compacto y de peso ligero en comparación con las tecnologías alternativas, con la mayoría de los sistemas auxiliares instalados en el patín de turbina de gas o en la parte superior de la estructura, simplificando la instalación.

El HelWin1 es la primera plataforma en alta mar (offshore) con conexión a red eléctrica que Siemens ha instalado en el Mar del Norte

Por lo general, las turbinas de gas requieren intervenciones de mantenimiento mínimo (cada 6.000 u 8.000 horas de funcionamiento, lo que se puede incrementar a 10.000 horas o más si la turbina no está funcionando a plena carga). El tiempo muerto del mantenimiento se puede reducir mediante el uso de una filosofía de “intercambio de núcleo”, donde se lleva a cabo el intercambio de componentes en tierra firme en un taller especializado. Se debe recordar que para los avances de petróleo pesado, se requieren cantidades importantes de calor durante el procesamiento y almacenamiento. El calor residual de la generación de energía puede ser utilizado para proporcionar el calor de proceso requerido con una planta de cogeneración, y esto puede tener un impacto significativo en la eficiencia total de la energía con menor consumo de combustible y emisiones de CO2.

Las tres tecnologías de generación de energía se consideran que son adecuadas para la cogeneración. Para una solución de caldera/turbina de vapor, la energía térmica de la generación de energía se presenta en forma de vapor de agua recogido en varios puntos a lo largo de la turbina o mediante el uso de una turbina de vapor de tipo de contrapresión en lugar de una de tipo de condensación. El problema con la instalación de una turbina de tipo de contrapresión es que sin la carga de calor no es posible generar electricidad, mientras que la extracción de vapor de una turbina de vapor de tipo de condensación reducirá la cantidad de energía generada. Las soluciones de turbinas de vapor son las más adecuadas para aplicaciones de cogeneración con una alto índice de calor por potencia - 4:01 o superior - con el fin de lograr una óptima eficiencia energética total.

Los motores de combustible dual tienen calor residual que puede ser recuperado de los circuitos de la refrigeración del motor y la refrigeración del aceite lubricante y de los gases calientes de escape. Únicamente

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Tecnología los gases de escape son apropiados para las altas temperaturas requeridas para la producción de vapor o el calentamiento de aceite térmico, así que esto limita el potencial de producción de vapor y la eficiencia energética total. Para las instalaciones que requieren agua caliente a baja temperatura, se puede lograr la energía total de muy alta eficiencia (alrededor del 90%). Para la producción de vapor con un bajo índice de calor por potencia (menos de 1:1), se pueden obtener las eficiencias razonablemente altas de energía (alrededor del 60%). La insuficiencia en la producción de vapor puede ser compensada mediante la instalación de las calderas independientes. Esto aumentará la eficiencia energética total del sistema hasta la marca de 70 a 75%, pero aumenta los requerimientos de CAPEX y de espacio.

En contraste con los motores de combustible dual, la mayoría del calor residual en una turbina de gas se encuentra dentro de los gases calientes de escape, haciendo la turbina de gas muy conveniente para las aplicaciones de producción de vapor y el calentamiento de aceite térmico. La turbina de gas es una buena opción para los proyectos con un índice de calor por potencia entre 1:1 y 1.5:1, con

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eficiencias totales de energía realizable de más del 70%. Con alto contenido de oxígeno todavía presente en los gases de escape, la alimentación suplementaria se puede utilizar para aumentar la producción de vapor para lograr un índice de calor por potencia de hasta quizás 4:01. Esto permite alcanzar una eficiencia de energía total de hasta 90%.

El petróleo crudo no es un combustible adecuado para las bajas emisiones en seco (DEL por sus siglas en inglés) de los quemadores de las turbinas de gas, por lo que si se requiere un funcionamiento de petróleo crudo, entonces, la tecnología de combustión convencional debe ser empleada.

Esto crea emisiones más altas para un sistema DLE tanto con gas como con combustibles líquidos, pero las emisiones de NOx se puede reducir mediante inyección de agua. Para los motores de combustible dual, en la actualidad la única posibilidad de reducción de NOx es la limpieza posterior a la combustión utilizando SCR o tecnología similar.

En términos de espacio y peso - aspectos extremadamente importantes para aplicaciones en alta mar - la opción de turbina de gas ofrece la solución más compacta y ligera

con el transporte de menor complejidad. El concepto de intercambio de núcleo ayuda a reducir el tiempo muerto del mantenimiento, los requerimientos de mano de obra, el espacio de almacenamiento de los repuestos y los gastos de envío.

En términos de eficiencia energética, la cogeneración es una solución ganadora con una reducción en el costo del combustible y en las emisiones de CO2. La tecnología que ofrece la más alta eficiencia energética total depende de la relación calor por potencia requerida por la instalación y la forma en que se necesita el calor.

En cuanto a la fiabilidad, todas las opciones son interesantes sobre todo porque la redundancia se diseña generalmente, con una fiabilidad alcanzable superior al 99%.

En general, para las operaciones de petróleo pesado en alta mar, una opción de turbina de gas parece más probable que proporcione la mejor solución total para la energía necesaria, pero esto depende de si el modelo de la turbina de gas es apropiado para el petróleo crudo o el funcionamiento del bi-combustible que se encuentra disponible en las salidas de potencia requeridas.

Warehouse

Nuevos motores Navi-Drill de La solución más completa para plays no convencionales. Permite ahorrar tiempo y dinero, a la par de acelerar la recuperación de hidrocarburos

B

aker Hughes anunció el lanzamiento comercial de dos nuevos motores diseñados para la perforación de yacimientos no convencionales. El 7-in. Navi-Drill™ Ultra XL45™ que ofrecen alta potencia y torque para perforar de forma fiable a través de largas secciones en formaciones duras, y el 5-in. Navi-Drill™ X-treme™ eXtend, el cual proporciona una mayor potencia y fiabilidad de perforación en secciones horizontales de diámetro reducido (slimhole).

El motor 7-in. Ultra XL45 cuenta con la potencia más larga en la industria, lo que le permite perforar tramos verticales

largos sin necesidad de corregir las desviaciones, y su alta capacidad de torque también minimiza stick/slip para aumentar el rendimiento y la vida de la broca. El motor utiliza un elastómero de alto rendimiento que proporciona potencia adicional para ayudar a alcanzar mayores tasas de penetración y reducir los costos de perforación.

El motor 5-in. X-treme eXtend perfora fácilmente secciones de diámetro reducido que a menudo presentan un desafío para las tecnologías de motor convencionales.

Su diseño único proporciona hasta un 100% más de torque que los motores convencionales. La energía adicional permite a los operadores perforar utilizando brocas

de PDC de alta resistencia a través de largas, duras y abrasivas secciones horizontales, tales como los de la cuenca Williston.

Durante las últimas tres décadas se han hecho mejoras continuas que hoy permiten acelerar la recuperación de hidrocarburos con ROP más rápido, realizar corridas mas largas con mayor fiabilidad y obtener una mejor respuesta en la dirección y calidad del hoyo.

A principios de este año, Baker Hughes anunció el lanzamiento de su 6¾-in Navi-Drill™ Ultra Curve™, que perfora en curvas de alta tasa de construcción con control direccional preciso como los encontrados en los yacimientos de esquisto Barnett, Williston, Marcellus y Woodford/ Anadarko. El Ultra Curve también tiene capacidad para perforaciones verticales y las secciones horizontales en una corrida.

Con la adición de estos tres motores, Baker Hughes ofrece una solución total para la perforación en plays no convencionales en toda América del Norte.

www.bakerhughes.com

nuevo diseño de motores de imán permanente El motor PR Series 1,600-hp es un motor robusto y eficiente diseñado para su uso en bombas de lodo de perforación de petróleo

D

RS Technologies, Inc., una compañía de Finmeccanica, anunció que en colaboración con Weatherford, vendió sus cuatro primeros motores de imán permanente PR Series 1,600-hp - permanent-magnet, PM, los cuales se pueden montar en el EH-1600 Triplex Mud Pump de Weatherford.

Como resultado de esta aplicación se logró una reducción de 25% en volumen de deslizamiento de la bomba y 12% de ahorro

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de peso, por lo que el tránsito es más fácil y menos costoso, lo que se traduce en un ahorro importante de combustible. Esto es posible por el alto torque y alta eficiencia del motor PM y su capacidad para eliminar las correas y poleas de equipo asociados con motores tradicionales.

“Las exitosas pruebas y las primeras ventas de este diseño de motor son alentadores», dijo Rich Armstrong, Vicepresidente

y Gerente General de DRS Power Technology, quien agregó que DRS y Weatherford trabajaron en estrecha colaboración con los contratistas de perforación para realizar el diseño mecánico y eléctrico detallado y la integración. Tras seis meses de pruebas de los motores en las instalaciones de Weatherford en Magnolia, Texas, las demandas de los clientes aceleraron el desarrollo de un motor de 1,600-hp.

Gente

Nuevo Ministro de Minas y Energía de Colombia

A

l frente de la cartera de Minas y Energía de Colombia se posesionó el economista Tomás González Estrada, quien tiene un gran conocimiento del sector y llega al Ministerio en reemplazo de Amylkar Acosta.

Además de levantar el ritmo de la locomotora de Minas y Energía, González tiene entre sus retos el relacionamiento con las comunidades que han impedido la ejecución de proyectos estratégicos, destrabar el Código Minero, estructurar estrategias para proteger la infraestructura de los atentados y, en general, aumentar las inversiones extranjeras.

González es economista de la Universidad de los Andes con Maestría en Ciencias de la Economía y Ph.D. en Economía de la Universidad de Londres. Cuenta con más de 15 años de experiencia en los sectores público y privado. Fue Viceministro de Minas y

Presidente de la

F

rancisco Lloreda Mesa asumió como nuevo Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo –ACP, en Francisco José Lloreda reemplazo de Alejandro Martínez.

Lloreda Mesa es abogado de la Universidad Javeriana de Bogotá, con maestrías en Administración Pública de la Universidad de Columbia en Nueva York y en Políticas Públicas en América Latina de la Universidad de Oxford en Inglaterra, y con Doctorado en Política de la misma Universidad de Oxford en Inglaterra.

Actualmente ejerce como Alto Consejero Presidencial para la Seguridad y la Convivencia. Cuenta con amplia experiencia en el sector público, donde se desempeñó como Ministro de Educación Nacional, Ministro de Desarrollo Económico ad-hoc, y Embajador de Colombia ante el Gobierno de los Países Bajos en La Haya.Asimismo, fue Director del Diario El País de Cali y Director Ejecutivo de la Federación Colombiana de Municipios.

Energía entre 2010 y 2013, tiempo durante el cual presidió la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), estuvo al frente Tomás González Estrada de la creación de la Agencia Nacional de Minería (ANM) y la reorganización del sector de gas. También se desempeñó como Consejero Económico del Presidente y Subdirector del Departamento Nacional de Planeación (DNP). Fue Secretario Técnico del Consejo Nacional de Política Económica y Social (CONPES).

Fue miembro de la junta directiva de diversas organizaciones públicas y privadas -incluidas ISA, ISAGEN y Hocol. Trabajó para BP Colombia como Gerente de Asuntos Externos y ha sido profesor en la Universidad de Londres y la Universidad de Los Andes, donde dictó el Seminario de Economía, Petróleo y Desarrollo.

VP de Exploración de Ecopetrol

E

copetrol informó que el geólogo Max Antonio Torres asumió como nuevo Vicepresidente de Exploración de la Empresa.

Torres es egresado de Universidad Nacional de Tucumán, Argentina con máster en Ciencias en Estratigrafía de Georgia State Max Antonio Torres University.

Entre Abril de 2013 hasta su llegada a Ecopetrol se desempeñó como Director de Exploración para Europa y Medio Oriente de Repsol. Cuenta con más de 28 años de experiencia exploratoria en Latinoamérica, Asia, Europa y África.

Inició su carrera en Repsol como Gerente de Proyecto, evaluando oportunidades de exploración, producción y nuevos negocios en Perú, Ecuador, Colombia y Argentina. Posteriormente fue Gerente de Exploración en Venezuela, Director de Exploración para Latinoamérica y Director de Exploración para Europa y África.

Cambios en

T

rond Olsen asumió como Presidente de la filial ClampOn, Inc., con sede en Houston, responsable de las ventas y Trond Olsen servicio en Norte y Sur América, efectivo a partir del 1 de Septiembre de 2014.

Antes de unirse a ClampOn, Trond se desempeñó durante siete años como CEO del Norwegian Centre of Expertise Subsea en Bergen, Noruega. Con formación en la Academia Naval Real de Noruega, Trond tiene una Maestría en Administración. En 2010 fue nombrado Presidente del Comité de Programa de la Underwater Technology Conference, UTC.

En su nuevo rol, estará dirigiendo una organización a la que aportará su conocimiento y experiencia de más de una década en la industria del petróleo y el gas de noruega Hans A. Wagner Hans A. Wagner, tras servir como Presidente desde 1999, fue nombrado Vicepresidente Senior de Desarrollo de Negocios, efectivo igualmente desde el 1 de Septiembre. Hans continuará su valiosa contribución al desarrollo de la empresa mediante la aplicación de nuevas oportunidades de negocios en las Américas.

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Calendario

15 - 17 Octubre

Heavy Oil Latin America Conference & Exhibition HOLA 2014 Isla de Margarita, Venezuela www.heavyoillatinamerica.com

2 0 1 4

03 - 07 Noviembre VIII INGEPET Lima, Perú

www.ingepet.com

Media Partner

04 - 06 Noviembre

Ingeniería 2014 Latinoamérica y Caribe - Congreso y Exposición

27 - 29 Mayo 2015

I Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos

Bogotá, Colombia

Cartagena, Colombia

Buenos Aires, Argentina www.ingenieria2014.com.ar

14 - 16 Octubre Deep Offshore Technology International

04 - 07 Noviembre

Expo Oil & Gas Colombia 2014

2 0 1 4

www.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

www.coflucempo.com

Revista Oficial

12 - 14 Noviembre IADC Annual General Meeting - New Orleans, USA

Houston, USA - www.deepoffshoretechnology.com/

www.iadc.org/event/2014-iadc-annual-general-meeting/

26 - 31 Octubre SEG International Exposition and 84th Annual Meeting

12 - 14 Noviembre 2do Congreso Internacional de Responsabilidad Social

28 - 30 Octubre Oil & Gas Pipeline Conference & Exhibition

19 - 20 Noviembre IMCA Annual Seminar - Londres, Reino Unido

03 - 07 Noviembre - IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos “Rompiendo Paradigmas”

20 - 21 Noviembre - Platts 18th Annual Mexican Energy Conference - Ciudad de México, México

Denver, USA - www.seg.org/seg

Houston, USA - www.pipelineweek.com/index.html#showcase_3

Buenos Aires, Argentina - www.cirs2014.com/

www.imca-int.com/events/imca-annual-seminar.aspx

Mendoza, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2014/conexplo/

www.platts.com/conferencedetail/2014/pc429/index

04 - 06 Noviembre Deepwater Operations Conference & Exhibition

04 - 05 Diciembre - 3 ª Anual Planta Confiabilidad y Mantenimiento Mayor - Rio de Janeiro, Brasil

Galveston, USA - www.deepwateroperations.com/

www.energy.fleminggulf.com/

11 - 12 Noviembre - 11th Southern Cone Energy Summit

20 - 22 Enero 2015 Pan American Mature Fields Congress

Lima, Perú - www.events.bnamericas.com/bnamericas_events/ southernconeenergysummit/

Veracruz, México - www.maturefieldscongress.com/

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

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Última Página

Perú: Un nuevo cordón umbilical en la Región Álvaro Ríos Roca*

El Gasoducto Sur Peruano entrará en operación a finales de 2018 o a principios de 2019

R

ecientemente en Perú ha ocurrido un hecho muy relevante en materia energética. Se trata de la adjudicación para la concesión del Gasoducto Sur Peruano (GSP), que impactará en muchos aspectos, no solo al país del pisco, sino que lo hará también en los países vecinos y la región en el largo plazo. Expliquemos por qué.

El GSP concesionado tiene algo de más de 1.100 km de largo, diámetros de 32”y 24” y considera algunas derivaciones en todo su trayecto. En su recorrido y área de influencia abastecerá el energético a las ciudades de Apurimac, Puno, Arequipa, Cuzco, Moquegua y Tacna. La cabecera de este gasoducto es el punto de conexión en la planta Malvinas en Cuzco y la otra punta está en Ilo, en el sur peruano, casi frontera con Chile.

El ducto tiene un capacidad de transporte (sin compresión adicional) de aproximadamente 1.500 Mmpcd y por el momento se sabe que existe demanda solicitada entre 500 a 700 Mmmpcd. Entrará en operación a finales de 2018 o a principios de 2019.

Muchos argumentan que no existen ni todas las reservas ni la toda la demanda para llenar este ducto. Por supuesto que no se llenará inmediatamente, pero podemos asegurar que 5 años después de su puesta en marcha, el mismo estará contratado y pidiendo demanda adicional.

Para que el gas natural esté disponible, el reto es que se puedan perforar varias de las cerca de 30 estructuras detectadas en los lotes 88, 56, 57, 76 y 58 y que están bajo contratos de exploración y explotación. El reto fundamental es que los permisos de consulta previa y licencias ambientales se resuelvan mucho más ágilmente y así los

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lotes no entren en fuerza mayor y la exploración no se detenga. Recordar que la zona tiene un potencial cercano a 50 TPC. En el lado de la demanda, fuera de atender usos domésticos, comerciales, vehicular, industriales y eléctricos en toda la zona de influencia del gasoducto, se debe estructurar e incentivar para que se anclen proyectos petroquímicos y por qué no exportación de energía eléctrica al sediento mercado del norte de Chile y GNL para exportación al mundo.

En particular, resaltamos la estrategia de mecanismo de ingresos garantizados utilizada para llevar adelante la concesión.

Bajo un esquema eminentemente privado este proyecto no se hubiera consolidado o hubiera tomado mucho más tiempo en hacerlo.

Este mecanismo garantiza de varias fuentes (subsidios cruzados), los flujos económicos al concesionario bajo regulación de costos por el regulador, si el volumen de demanda no se cumple. De esta manera el Estado no tuvo que destinar cerca de US$3.500 millones para construir el proyecto y puede invertir estos recursos en otros sectores prioritarios como salud y educación.

Entrando en los impactos, toda la zona de influencia del gasoducto recibirá un energético mucho más cómodo y más económico que los combustibles alternativos.

También se debe destacar que las inversiones a realizarse en el ducto y los proyectos generarán empleo productivo en una zona muy deprimida de Perú.

Hemos observado que empresarios de países vecinos y de otras partes del planeta que están estudiando instalar fábricas y plantas productivas de toda índole en el sur de Perú, aprovechando energía limpia y competitiva y mirando mercados de exportación, principalmente allá donde Perú tiene TLC’s. Existen beneficios adicionales como los ahorros en divisas por los derivados del petróleo que se dejarán de importar y las regalías y canon que se percibirán por la explotación del gas natural y los valiosos líquidos asociados.

Pero los beneficios no solo son para Perú. Si miramos el largo plazo, podemos ver que Ilo es un puerto donde Bolivia puede llegar a instalar facilidades de producción para su gas en el futuro mirando mercados de Asia al Pacífico, complementando sus exportaciones y proyectos de industrialización que ya tiene y está ejecutando y que miran hacia el Atlántico. Las facilidades portuarias y muchas otras sinergias estarán ya desarrolladas.

Finalmente, destacar que este gasoducto se suma a los muchos otros -algunos vacios lastimosamente por falta de exploración- y que en el futuro podrán servir para la red de gasoductos para la integración gasífera de los países del Cono Sur. Aplaudimos este nuevo cordón umbilical en la región que une reservas con los mercados. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo