Noviembre 2014 - Petroleum 298 by Revista Petroleum

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Noviembre 2014

ESCENARIO

SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference Shale Colombia 2014

INTERVIEW

Tecnología

José Luis Bashbush

Evolución en Aceros Especiales para Tuberías de Perforación

Director del Centro Regional de Tecnología–México de Schlumberger

Contenido

www.petroleumag.com Petroleumag

Noviembre 2014 Año 30, Nº 298 Portada:

Tuberías de acero tratadas con revestimiento anticorrosivo triple capa. Patio de almacenamiento de Atlántida-Socotherm S.A, Anaco, Venezuela (Foto: Mirna Chacín)

FairfieldNodal y sus clientes examinaron tecnologías de vanguardia para la adquisición de datos sísmicos

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SECCIONES 8 54 56 57 58

CUADRANTE SOFTWARE CALENDARIO GENTE ÚLTIMA PÁGINA

FairfieldNodal presentó nuevas tecnologías de adquisición sísmica Expertos geofísicos y de exploración de la industria petrolera colombiana asistieron el 17 de Septiembre en Bogotá a la conferencia ofrecida por la firma especializada en servicios y herramientas de captación de datos sísmicos

Escenario

SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference

34 38

ANÁLISIS

México y el Petróleo: Rompiendo Mitos

Nueva Ley de Hidrocarburos Argentina en pos de un marco nacional equilibrado

La histórica decisión adoptada en Agosto de permitir la participación privada nacional y extranjera en el negocio petrolero mexicano establece un nuevo paradigma en el manejo de los recursos energéticos mexicanos

La conferencia inaugural de la Society of Petroleum Engineers sobre petróleo pesado y extra pesado para América Latina superó la asistencia esperada con cerca de 500 delegados, quienes atendieron a un programa centrado en avances tecnológicos, oportunidades y desafíos en la exploración y producción de estos recursos

Finalmente fue debatido en el Congreso argentino el proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos con miras a establecer mecanismos que permita a los gobiernos federal y provinciales la administración adecuada de los ingresos derivados de los hidrocarburos, incluyendo los no convencionales

INTERVIEW

REPORTE

José Luis Bashbush “Crecimiento de la producción petrolera en América Latina está asociado a crudos pesados” Para el Director del Centro Regional de Tecnología – México de Schlumberger y Presidente del Comité Técnico de la conferencia inaugural de SPE sobre Petróleo Pesado y Extrapesado para América Latina, las dinámicas de los hidrocarburos han cambiado estableciendo nuevos retos para la industria en la Región

La SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference se realizó del 24 al 26 de Septiembre en Medellín, Colombia

Fabricantes de tuberías de perforación continúan desarrollando productos con mayor resistencia mecánica

IN SITU

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Escenario

La tecnología permite valorizar los crudos livianos y súper livianos, de tal manera que ya no sea necesario mezclarlos con extrapesados

Shale Colombia 2014 El Congreso para el Desarrollo de los No Convencionales en Colombia convocó a importantes líderes del sector y estuvo principalmente enfocado a la participación de compañías operadoras

Simposio Internacional de Perforación de Petróleo y Gas SINPER 2014 Profesionales de 12 países asistieron del 24 al 26 de Septiembre al encuentro técnico organizado por Pdvsa y celebrado en Maturín, estado Monagas, con la finalidad de intercambiar mejores prácticas en operaciones de perforación y rehabilitación de pozos

El IMP desarrolla tecnología para mejorar el transporte de crudos extrapesados

TECNOLOGÍA

2004-2014: Una Década de Evolución en Aceros Especiales para Tuberías de Perforación a ser Utilizadas en Ambientes Sulfurosos Vicent Flores y Hector Arévalo, Vallourec Drilling Products

SHA

Mansarovar Energy, Desempeño sobresaliente en seguridad industrial Fernando Correa, Gerente de Higiene, Seguridad y Ambiente, habló con Petroleum sobre las exitosas estrategias de Prevención y Control de Riesgos de la compañía recientemente galardonada con la Cruz Esmeralda, máxima distinción conferida por el Consejo Colombiano de Seguridad

Noviembre 2014 / Petroleum 298

Cornisa

El petróleo a $100 es tiempo pasado

Jorge Zajia, Editor

l Chairman de la Agencia Internacional de Energía, IEA, afirmó que el pico de la producción de crudo –el famoso “peak oil” de Hubbert- ocurrió en el 2006; lo cual luce como un dislate a la luz de los últimos acontecimientos que dicen en voz muy alta que las fuentes del carburante por excelencia de nuestro días son tan abundantes que se puede decir que son infinitas, pues las entrañas de la tierra todavía van a contener mucho petróleo cuando este ya deje de ser importante y útil a la humanidad. Como lo es hoy la leña o el carbón vegetal, por ejemplo. Sin embargo todavía hay quienes afirman que el pico de la producción mundial ocurrirá alrededor del 2030, justo dentro de unos 20 años. Ese pronóstico nos retrotrae a principios de la década de los 80 del siglo pasado, cuando cundió el pánico mundial, pues –en base a estudios muy serios de la IEA, la U. de Pensilvania y la CIA, entre otros-, se pronosticó que las reservas del oro negro apenas alcanzarían a unos 20 años y que los yacimientos de petróleo y gas estarían totalmente agotados, secos, en el año 2000. Ahora se invirtieron los pronósticos gracias al desarrollo de las grandes, inmensas, reservas de hidrocarburos contenidas en lo que se ha dado por llamar yacimientos no convencionales; las que se suman a los ingentes recursos contenidos en áreas nunca soñadas como son los reservorios en aguas súper profundas y en lugares en tierra muy inhóspitos como las selvas amazónicas y las heladas llanuras de Alaska y Siberia. 4

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En fin, con un petróleo coqueteando con los 100 dólares por barril todas las naciones del orbe se lanzaron en una febril carrera en pos de incrementar sus reservas y su producción de hidrocarburos cuyos resultados están a la vista. Prácticamente todas las cuencas sedimentarias del planeta están saturadas de petróleo y gas y los únicos requisitos para su explotación son la tecnología, cuyos desarrollo ha sido particularmente fabuloso, y el dinero, que nunca falta a la hora de financiar proyectos que garanticen jugosas ganancias. El resultado principal de esta situación es que en la actualidad el mercado tiene más oferta que demanda de petróleo y gas, en un escenario por demás complicado por los tristes e indeseables acontecimientos que amenazan la paz mundial. Eso explica el desplome en caída libre de los precios desde los 105 dólares por barril en Junio hasta los 85 de mediados de Octubre, al momento de escribir esta nota editorial, con tendencia a seguir bajando. Los hacedores de opinión, o una parte muy importante de los analistas energéticos, afirman con propiedad y conocimiento de causa que el petróleo a 100 dólares por barril es una cuestión del pasado, una quimera. Por supuesto que esa es una mala noticia para todos, porque la experiencia indica que un ambiente de precios bajos del petróleo afecta todas las ramas de la economía y como solían decir en las pasadas crisis de precios “… hasta el barbero de la esquina, ve disminuido sus ingresos”.

EdicióN

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

COORDINACIÓN GENERAL

Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

Producción

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

ADMINISTRACIÓN

Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve

Circulación

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

SUSCRIPCIONES

Arístides Villalobos / Cel: (58 414) 629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

ASESORES EDITORIALES

Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

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

CARACAS

Esteban R. Zajia / Marketing Manager Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve

COLOMBIA

Fabiola Villamizar / Marketing Manager 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

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Daniel Yergin distinguido por la Secretaría de Energía de EE.UU.

El Vicepresidente de IHS, autoridad reconocida en materia de política internacional, economía y energía, recibió la “James R. Schlesinger Medal for Energy Security” del U.S. Department of Energy

l experto en energía y ganador del premio Pulitzer, Daniel Yergin, fue honrado en la primera entrega de la medalla creada para reconocer las contribuciones para una mejor comprensión de los asuntos relacionados con la seguridad energética de los Estados Unidos. La “James R. Schlesinger Medal for Energy Security” está inspirada en el fallecido Schlesinger, el primer Secretario de Energía cuya trayectoria y obra encarna el enfoque de interacción de los aspectos económicos, de seguridad y energía, en el mundo académico, de servicio público y la industria.

Durante la ceremonia por el 37 aniversario del U.S. Department of Energy, DOE, el Secretario de Energía Ernest Moniz, destacó que Yergin “ha hecho contribuciones únicas al debate sobre energía, así como a la comprensión pública de las tendencias futuras”. A su vez, Yergin dijo sentirse muy honrado, enfatizando que “el fortalecimiento de la energía de Estados Unidos a través de avances como la revolución liderada en la producción de petróleo y gas no convencional, la continua innovación y el progreso de las energías renovables, es una de las principales novedades de este siglo”.

Ernest Moniz, U.S. Secretary of Energy, junto a Daniel Yergin, IHS Vice Chairman

El Vicepresidente de IHS puntualizó que “la necesidad de enfocarse en la seguridad energética refuerza el gran énfasis en la materia que James Schlesinger definió claramente”. El más reciente best-seller de Yergin, The Quest: Energy, Security and the Remaking of the Modern World fue considerado “una pieza magistral” por The Economist, mientras el New York Times lo calificó como “lectura necesaria para directores generales, conservacionistas, legisladores y escritores”.

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Cuadrante

l Gobierno mexicano ofertará 169 bloques para exploración y extracción de hidrocarburos, que representan 28.500 km2 e inversiones estimadas en US$12.600 millones anuales entre 2015 y 2018. Del total de bloques a licitar a partir de Febrero próximo en la denominada “Ronda Uno”, 109 corresponden a proyectos de exploración y 60 a producción. Esta Ronda contempla 11 bloques en áreas profundas, correspondientes al Área Perdido, 17 bloques en aguas profundas de la Región Sur y 18 bloques en la cuenca de Chicontepec, entre otros.

a producción de crudo Opep aumentó en 810.000 bpd en Septiembre 2014, impulsada por el aumento de los suministros de Libia e Irak, mientras Arabia Saudita y otros países del Golfo mantuvieron su producción estable o al alza. En general, los suministros de la Opep se situaron por encima de la meta de 30 millones de bpd. El cartel se reúne en Noviembre con el fin de analizar el ajuste de su cuota de producción para el primer semestre de 2015.

NI confirmó el hallazgo de un yacimiento de petróleo en Ecuador con la perforación del pozo exploratorio Oglan-2, localizado en el bloque 10, a 260 km de Quito. Estimaciones tempranas sugieren un potencial en sitio de unos 300 millones de barriles. El pozo fue perforado a una profundidad de 2.000 m, encontrándose una columna de crudo de 16° API a 72 m. Durante una prueba de producción el pozo fluyó a 1.100 bpd. Los datos adquiridos indican una capacidad de producción de hasta 2.000 bpd.

etrobras identificó la presencia de gas durante la perforación del pozo de extensión 3-BRSA-1022-SES (3-SES-181), localizado en el área del plan de evaluación del descubrimiento de Pozo Verde, concesión BM-SEAL-4, en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Sergipe-Alagoas. El pozo, conocido como Pozo Verde 1, está localizado a 58 km de la costa de Aracaju, a una profundidad de agua de 2.196 m. Se verificó la existencia de reservorios con buenas condiciones de porosidad, confirmando las expectativas del proyecto.

acific Rubiales recibió la certificación Equitable Origin (EO) en la categoría “barriles sostenibles”, que evalúa las prácticas de responsabilidad social y ambiental en áreas de exploración y producción de petróleo y gas. Las facilidades de producción de los campos de Quifa y Rubiales, en el Meta, Colombia, obtuvieron un resultado de 100/100 en el puntaje. “Estamos muy complacidos en otorgar a Pacific Rubiales la primera certificación EO100 por haber cumplido de manera verificable los altos requerimientos de la norma en sus campos”, dijo Stephen Newton, Director Ejecutivo de Equitable Origin. La producción certificada de estos campos es de 250.000 bpd, cerca de 25% de la producción total en Colombia.

a Secretaría de Energía de México –Sener- prevé el otorgamiento de 14.930 permisos para actividades de transporte, almacenamiento, refinación y distribución de hidrocarburos, petroquímicos y derivados en los próximos cinco años, según se expone en el Anteproyecto de Reglamento de la Ley de Hidrocarburos. Se estima que el interés de privados ante la implementación de estos reglamentos traerá inversiones anuales por 26.262 millones de pesos en las actividades secundarias a la exploración y producción de hidrocarburos, ya que se contempla la construcción de una refinería con una inversión de 46.608 millones de pesos y de un Centro Procesador de Gas Natural, por 800 millones de pesos.

aker Hughes realizó el lanzamiento comercial de su servicio de medición de amina Topguard™, diseñado para ayudar a los refinadores a predecir y controlar el impacto corrosivo de mezclas de crudo específicas y condiciones de operación, detectando rápidamente niveles bajos de monoetanolamina (MEA) en unidades de crudo. Con Topguard es posible proporcionar los datos críticos de presencia y concentración en tan sólo una hora, con lo cual las refinerías pueden hacer los ajustes oportunos y poner en práctica programas de mitigación para mejorar la eficiencia operativa.

a primera planta de licuefacción de gas, GNL, en Colombia, que operará la empresa belga Exmar y que exportará el gas producido por Pacific Rubiales Energy en el campo La Creciente, tendrá un costo US$305 millones, los cuales serán financiados por la Corporación Financiera Internacional, filial del Banco Mundial y por la banca tradicional. La planta estará ubicada en Tolú, cerca del puerto de Coveñas. La infraestructura básica de la unidad flotante se encuentra lista y este año se iniciará la instalación de los equipos de licuefacción, estimándose su llegada al país en Junio de 2015. Estará conectada a un gasoducto de 84 km desde el campo productor, de los cuales 4 km serán de línea submarina.

hell celebró 100 años de presencia ininterrumpida en Argentina, desde la llegada en Septiembre de 1914 de un buque petrolero con una carga de fuel oil y asfalto mexicano enviado por la Royal Dutch Shell a la Anglo Mexican Petroleum Products Co., con sede en Buenos Aires. A lo largo de este siglo la empresa ha registrado importantes logros, contando a la fecha con una red de 623 estaciones de servicio. En 2012, Shell sumó la exploración de yacimientos no convencionales de petróleo crudo y gas en la Cuenca Neuquina.

mpresas británicas del sector energético estuvieron de visita en Perú del 22 al 26 de Septiembre como parte de una misión comercial organizada por la oficina comercial del Reino Unido, UK Trade & Investment, la Embajada Británica y el Consejo Británico de Energía. La delegación se reunió con representantes de empresas del mercado peruano como Graña y Montero Petrolera, Repsol, Savia, Odebrecht y Perú Ingeniería, entre otras.

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In Situ

tendiendo a una propuesta de Ecopetrol y con el fin de ofrecer productos y servicios para las actuales necesidades de la industria colombiana, FairfieldNodal presentó sus más recientes tecnologías de adquisición sísmica en aguas someras, profundas y ultraprofundas. La empresa es reconocida por el desarrollo de servicios globales de adquisición de datos marinos a través de la tecnología de nodos que ha marcado una gran diferencia por su alta eficiencia, fiabilidad y

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Matt Basnight, Sales Manager Data Acquisition Division, FairfieldNodal; Chuck Keller, Marine Processing Manager, FairfieldNodal; Jacobo Quesada, Pacific Rubiales; Tulio Campo, Regional Sales Consultant, FairfieldNodal; y Chirs Verret, Operations Manager, Seismic Equipment Solutions

calidad en la adquisición de los datos sin impacto ambiental. FairfieldNodal opera con su propia flota de buques de fuente sísmica y recientemente adquirió un buque de fuente híbrida que también sirve para el manejo de los nodos, con esta tecnología y su capital humano especialista en desarrollo de software están trabajando en proveer algoritmos de procesamiento para ofrecer a la industria del petróleo y gas soluciones integradas que

garanticen la adquisición sísmica, segura y de alta calidad en ambientes difíciles. Chuk Keller, Marine Processing Manager de FairfieldNodal, habló de las ventajas de los nodos. Las adquisiciones de datos 2D, 3D, 4D y 4C de FairfieldNodal permite desplazamientos (offsets) más largos, datos de azimut completos y en todos los ángulos, longitudes de registro ilimitadas, registro continuo - reproduce segmentos de tiempo de cualquier longitud de registro, flexibilidad en el diseño de los levantamientos sísmicos, sistema optimizado de recuperación de nodos con cuerdas pasivas - elimina los problemas de fugas y acoplamiento y fidelidad vectorial superiores. Sobre la tecnología Z3000, explicó que ha sido exitosa tanto en zonas de aguas profundas como en aguas someras congestionadas donde los nodos sin cables pueden ser fácilmente desplegados. Es ideal para generar imágenes superiores debajo de intrusiones salinas; aplicaciones sísmicas de intervalos de tiempo (4D); cavidades de relleno; y nubes de gas en aguas profundas. Las unidades Z3000 cuentan con un hidrófono y tres geófonos, lo que le permite a los nodos actuar como multicomponentes (4C) y registrar la onda convertida. Matt Basnight, Sales Manager, presentó el sistema Z700 totalmente autónomo y sin cables, lo que representa una gran ventaja cuando se navega cerca de obstáculos peligrosos que suelen encontrarse en zonas de transición de aguas poco profundas. El Z700 proporciona datos de calidad superior con ventajas operativas y financieras y una fiabilidad comprobada de más de 98%.

In Situ

Las seccionales de la Society of Petroleum Engineers son sede del Programa de Oradores Distinguidos de la SPE en temas de exploración y producción

l Programa de Oradores Distinguidos de la SPE, también conocido como SPE Distinguished Lecturer Program, es uno de los más respetados entre los asociados de la SPE. Cada año, alrededor de 30 especialistas comparten su conocimiento técnico a través de presentaciones en las seccionales de la SPE alrededor del mundo. Este programa es financiado por la Fundación de la SPE, Offshore Europe, AIME y compañías que permiten a sus profesionales participar como oradores. El objetivo del Programa de Oradores Distinguidos de la SPE es ayudar a que las seccionales tengan presentaciones técnicas de alta calidad. Más de 450 presentaciones son ofrecidas cada año. Cada una de las 190 seccionales alrededor del mundo puede recibir hasta 3 oradores por año. Ingresa a www.spe. org/dl para aprender más de este programa.

¿Qué comentan los asociados de la SPE del Programa de Oradores Distinguidos? “Valoro la cobertura de los desarrollos tecnológicos y las vías por las que esta información es diseminada a los colegas alrededor del mundo. Me encanta el Programa de Oradores Distinguidos de la SPE, el cual expone a sus asociados las perspectivas de los más respetados líderes de la industria del petróleo”. Dr. Adolfo Puime Pires, directivo de la seccional de la SPE Macae e ingeniero de reservorios. Ver más en www.spe.org/latinamerica

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Con la presentación de oradores de diversas disciplinas y profesiones, el Programa Oradores Distinguidos de la SPE enfatiza tendencias de la industria, retos y aplicaciones tecnológicas en diversos temas.

Te animamos a aprovechar este interesante programa y tomar esta oportunidad para incrementar tu conocimiento técnico y crecer profesionalmente El cronograma del Programa de Oradores Distinguidos de la SPE 2014-2015 inició el pasado Septiembre. Visita www.spe.org/dl para ver la lista completa de los próximos oradores de la SPE o ver videos de presentaciones anteriores. A continuación la lista de las próximas presentaciones en América Latina: • Seccional de la SPE Argentine Petroleum (Buenos Aires, Argentina) 10 Nov 2014 – 12:30 pm David M. Anderson, IHS. Reservorios No Convencionales, Requieren de Técnicas de Análisis No Convencionales • Seccional de la SPE Caracas Petroleum (Caracas, Venezuela) 10 Dic 2014 –6 pm Julio Vásquez, Halliburton. Enfoque Holístico de Diagnóstico: La Clave del Éxito en Concordancia con la Ingeniería • Seccional de la SPE Golfo San Jorge (Comodoro Rivadavia) 17 Dic 2014 –2 pm

Julio Vásquez, Halliburton. Enfoque Holístico de Diagnóstico: La Clave del Éxito en Concordancia con la Ingeniería • Seccional de la SPE México (México City, México) 3 Nov 2014 – 6 pm Néstor Eduardo Ruiz, Gyrodata. Posición del Wellbore, Control de Calidad, Errores Graves y Modelos de Errores • Seccional de la SPE Patagonia (Neuquén, Argentina) 11 Nov 2014 – 4 pm David M. Anderson, IHS. Reservorios No Convencionales, Requieren de Técnicas de Análisis No Convencionales • Seccional de la SPE Western Venezuela Petroleum (Maracaibo, Venezuela) 9 Dic 2014 – 5 pm Julio Vásquez, Halliburton. Enfoque Holístico de Diagnóstico: La Clave del Éxito en Concordancia con la Ingeniería Para ver lista completa de presentaciones ingresa a www.spe.org/dl

¿Has tenido oportunidad de asistir a alguna presentación de un tema relevante para la industria de exploración y producción? ¿Era el presentador un líder en su campo y contaba con habilidades de oratoria? Comparte tu historia con lac@spe.org.

Escenario

La conferencia inaugural de la Society of Petroleum Engineers en petróleo pesado y extra pesado para América Latina superó la asistencia esperada con cerca de 500 delegados, quienes atendieron a un programa centrado en avances tecnológicos, oportunidades y desafíos en la exploración y producción de estos recursos

Rubén Figuera, Director de Proyectos de Crudo Pesado de Pdvsa; Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger Perú, Colombia y Ecuador; Francy Ramírez, Vicepresidenta Regional de Orinoquia, Ecopetrol y José Luis Bashbush, Chairman SPE Heavy And Extra Heavy Oil Conference

on la finalidad de ampliar el conocimiento acerca de las mejores prácticas de campo y enriquecer el entendimiento sobre el mejoramiento de la productividad y los factores de recobro, se realizó la primera Conferencia en Crudo Pesado y Extra Pesado de la SPE para América Latina, cuyo lanzamiento fue propiciado por el gran potencial que en este tipo de crudos posee la región -45% de sus reservas son de crudo pesado- y las promisorias perspectivas que plantea su explotación. Países como México, Venezuela, Brasil y Colombia enfocan el desarrollo futuro de su industria en los pesados. Venezuela, por ejemplo - con las mayores reservas certificadas a nivel mundial, ubicadas en 298,4 mil millones de barriles, de los cuales 220.000

16 Noviembre 2014 / Petroleum 298

millones son de crudo pesado-, tiene entre sus retos elevar el factor de recobro actual de 8 -10% a 20 – 30%. México tiene por delante el desarrollo de varios proyectos. 52% de sus reservas totales corresponde a crudos pesados o extra pesados, mientras Colombia experimenta un aumento en producción, de los cuales 60% corresponde igualmente a pesados y extra pesados. También Argentina, Brasil, Ecuador y Perú poseen considerables reservas de estos recursos. El desafío está en movilizarlos a través de toda la cadena de valor, considerando además el hecho de estar localizados en áreas socialmente sensibles lo que aumenta los retos operacionales. El programa de esta conferencia inaugural contó con 23 sesiones técnicas, dos

sesiones plenarias sobre el futuro de la industria del petróleo pesado y extra pesado en América Latina y las experiencias con el funcionamiento de los dispositivos de control de flujo (ICDs), y un curso de capacitación pre-evento, denominado “Una Mirada a la Recuperación de Crudo Pesado”, impartido por el Presidente de la SPE en 2010, Behrzooz Fattahi, quien brindó a los participantes la oportunidad de conocer las diferentes técnicas de recuperación, con énfasis en la inyección de vapor. El Comité Técnico integrado por 35 especialistas, tuvo a cargo la responsabilidad de evaluar más de 200 resúmenes de trabajos, de los cuales se seleccionaron 75 experiencias centradas en las últimas perspectivas internacionales.

Escenario Ceremonia de Apertura César Augusto Patiño, Presidente de SPE Sección Colombia, tuvo a su cargo las palabras de bienvenida en las que resaltó que “las reservas de crudo pesado se han convertido en recursos estratégicos para el abastecimiento energético y el crecimiento de los países”. Puntualizó asimismo que varios países latinoamericanos están desarrollando estrategias para la producción de estos recursos, como es el caso de México con su apertura y reforma energética; Perú con descubrimientos en la cuenca Marañón; Surinam y los planes que abarca Staatsolie; Trinidad y Tobago con su desarrollo de tecnologías y métodos de recobro mejorado; Venezuela y su producción en la Faja del Orinoco y Colombia en el Magdalena Medio, Llanos Orientales y Putumayo. Por su parte José Luis Bashbush, Presidente del Comité Técnico de la Conferencia y Director Técnico de Schlumberger en Latinoamérica, resaltó el trabajo realizado por la SPE en la organización del evento, un esfuerzo que tomó más de un año de

Este año los participantes atendieron un programa de primera clase que incluyó más de 75 experiencias centradas en las últimas perspectivas internacionales en materia de crudos pesado y extra pesado

planificación, reuniones y teleconferencias para reunir a expertos mundiales en un programa de primera clase que permitió desarrollar el mejoramiento de procesos de E&P de recursos de crudo pesado. El experto compartió un análisis sobre la importancia de estos crudos para el continente y afirmó que estos yacimientos implican altos costos de operación y desarrollo, especialmente si no se práctica la filosofía de hacer las cosas bien, “plani-

ficando un desarrollo escalonado para el manejo inteligente de fluidos, aplicando de manera adecuada los procesos de producción tanto en frío como con calor que más convengan al objetivo global”. Agregó que se debe propiciar el entendimiento adecuado con los reguladores que permita aplicar condiciones contractuales propicias acordes con el bien de la nación en una relación justa y económicamente atractiva de ganar-ganar.

Reconocimiento a

Pdvsa

César Patiño, Presidente SPE Sección Colombia; David Atencio, Geragg Chourio y Carlos Márquez, SPE Western Venezuela Section; Rubén Figuera, Director de Proyectos de Crudos Pesados PDVSA; y José Luis Bashbush, Chairman SPE Heavy and Extra Heavy Oil Latin America Conference

Durante la sesión inaugural la SPE otorgó el Premio Regional al Servicio Corporativo a Pdvsa el cual fue recibido por Rubén Figuera, Director de Proyectos de Petróleo Pesado, en compañía de sus colegas Carlos Márquez y Geragg Chourio. El ganador de este premio es elegido por los asociados de la SPE y su objetivo es reconocer las empresas que apoyan y contribuyen con las actividades de la SPE en la región.

18 Noviembre 2014 / Petroleum 298

En esta oportunidad la distinción fue conferida por el respaldo brindado por la empresa a sus profesionales en la SPE y por ser el motor de LACPEC 2014, y en reconocimiento por la inclusión de 1000 nuevos miembros de Pdvsa, empresas mixtas y el Ministerio de Petróleo y Minería, logrando posicionar a Venezuela como el primer país en miembros activos de la Sociedad en Latinoamérica y el Caribe. Por tal motivo

SPE nombró entre sus miembros vitalicios a Rafael Ramírez, Canciller de Venezuela; Eulogio del Pino, Presidente de Pdvsa; Orlando Chacín, Director Ejecutivo de Pdvsa; Josefina Salazar, Presidenta de Pdvsa Intevep; Willfredo Briceño, Presidente de Pdvsa Servicios y Vice-presidente de SPE Sección Occidente; Antonio Caldera, Consultor de Pdvsa y Presidente de SPE Sección Occidente; Carlos Márquez, Gerente General de Exploración y Estudios Integrados de Pdvsa Intevep y Director de Programas Educacionales SPE Occidente; Geragg Chourio, Líder de Modelo Dinámico Pdvsa Occidente y Director de Membrecía SPE Occidente y Jean Jiménez, Petrofísico y Director de Programas Técnicos de SPE Occidente.

Escenario

Panel inaugural: El futuro de los crudos pesados Presentar una perspectiva futura de la producción de crudo pesado desde la óptica de las compañías operadoras y de servicios fue el objetivo de esta sesión Intervinieron como panelistas Rubén Figuera, Director de Proyectos de Crudo Pesado de Pdvsa; Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger Perú, Colombia y Ecuador y Francy Ramírez, Vicepresidenta Regional de Orinoquia en Ecopetrol. Francy Ramírez, presentó la meta de Ecopetrol de producir un millón de barriles limpios. Señaló que en los últimos años hubo un incremento de producción superior al 86%, apalancado en crudos pesados. Ramírez explicó que también se está produciendo en los campos Chichimene, Acacias y Caño Sur de crudo extra pesado. En cuanto al factor de recobro afirmó que actualmente es de 5 - 7% previéndose llegar a 8% y 13% en crudo extra pesado. Se han aplicado tecnologías en diseño de pozos, verticales, horizontales y desviados. El reto es un pozo multilateral con más de dos brazos. En cuanto al mejoramiento de crudo se está realizando un piloto de nafta con dilución en fondo, en los conectores y en la parte de bombeo, sin embargo se están buscando otros diluyentes alterna-

tivos, como los reductores de viscosidad, ya que el costo es relevante. Rubén Figuera destacó que Venezuela tiene un gran volumen de crudo pesado y extra pesado cuya importancia aumenta debido a la declinación en la producción de livianos. Manifestó que se están realizando grandes inversiones para el funcionamiento de refinerías, mientras se reafirma la visión de explotar este crudo de forma responsable y traerlo en el equilibrio de la defensa de los precios. Refiriéndose a la producción en la Faja Petrolífera del Orinoco, específicamente en los bloques Carabobo, Ayacucho y Junín –este último donde están los mayores desarrollos- dijo que el horizonte de Pdvsa para 2016 es alcanzar una producción de 6.2 millones de barriles, de los cuales 4 millones serán de crudos pesados y extra pesados, fundamentándose en los nuevos desarrollos, la creación de nuevas empresas mixtas, consorcios internacionales y compañías nacionales. A la fecha se han invertido US$143 mil millones en infraestructura en centros de procesamiento de crudo y refinación.

Mauricio Vargas, aportó la visión de las empresas de servicios al enfocar sus centros de investigación en la planificación, ejecución y producción de este tipo de recursos. Afirmó que solamente Canadá y Rusia tienen recursos similares a los de Latinoamérica y que los procesos de recuperación primaria, secundaria y terciaria, arrojan nuevos retos tecnológicos, por lo que es fundamental la innovación y tratar de buscar la mejor forma de hacer económico este recurso. Destacó la capacidad de las compañías de servicio de hacer sus aportes en múltiples aspectos, especialmente en materia de viscosidad, innovación e ingeniería, para asegurar el flujo del hidrocarburo, así como el proceso de posproducción. Concluyó que se amerita inversión a largo plazo, buena planeación, ingeniería y estrategia, modelos de negocios, más incentivos fiscales, compromiso a mediano y largo plazo, múltiples inversores y un equipo de trabajo unido. Finalizó su intervención señalando que “el aceite pesado no es algo que se pueda tomar liviano”.

Sesiones Técnicas El SPE Heavy And Extra Heavy Oil Conference contempló 23 sesiones técnicas que cubrieron las áreas de Evaluación de Formaciones, Caracterización de Reservorios, Geofísica y Geología; Perforación y Completación; Optimización de Producción; Facilidades; Campos Maduros de Petróleo Pesado; Procesos de Recobro (Térmicos, no Térmicos, Químico EOR e Inyección de Agua); Green and Brown Fields; Gerencia de Energía y Medio Ambiente; Tecnologías Emergentes y Estimación de Recursos. Hubo presentaciones innovadoras, como las de Silas Rodrigues, de Clariant, “Productos Verdes para Reducir la Viscosidad del Petróleo Pesado y Extra Pesado”; Rodolfo Camacho, de Pemex, “Nuevo Modelo para Interpretar Pruebas de Presión en Yacimientos Fractu-

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Atahualpa Villareal, Baker Hughes; Carlos Márquez, Pdvsa, y Juan García, Pinacle Technologies

rados”; y Eric Delamaide, de FP Tecnologías (Canadá), “Estado del Arte el Uso en Polímero (EOR) para Petróleo Pesados y Extra Pesado”.

Evaluación de Formaciones, Caracterización de Reservorios, Geofísica y Geología Este tema fue cubierto en cuatro sesiones en las que se presentaron 12 trabajos correspondientes a empresas de servicios, operadoras y universidades, realizados en

Colombia, Surinam, Brasil, Ecuador, México y USA. Se mostraron diferentes metodologías como el Differencial Cased-Hole Shear Anisotropy (DCHSA), integración de NMR en registros convencionales, metodologías para determinar la saturación de agua, así como estrategias utilizadas en campos como Yulebra y Culebra, en Ecuador, entre otras pruebas e investigaciones que tuvieron por objetivo la evaluación y optimización de

Escenario diferentes recursos para el entendimiento de los yacimientos y su producción. Soerin Nandlal, de Staatsolie, presentó el trabajo “Integración de NMR y Registros Convencionales Para Evaluar Altas Permeabilidades en Reservorios de Crudo Pesado” en el que expuso un método que consiste en la combinación de NMR y registros por cable convencionales para medir la pérdida de señal y calcular la viscosidad del aceite, donde la viscosidad in situ es mayor que unos pocos cientos cP. El especialista sostuvo que las combinaciones adicionales con los registros convencionales se pueden formar con las mediciones de difusión de RMN para inferir los volúmenes de agua móviles. Indicó que estos volúmenes pueden ser utilizados para refinar las interpretaciones de los registros de resistividad, indicando alteraciones en la humectabilidad y proporcionando una estimación mejorada de la permeabilidad en yacimientos de petróleo pesado. En el trabajo presentó la validación de este método implementado en más de 20 pozos en la cuenca Surinam - Guyana.

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Perforación y Completación: Esta sesión presentó seis trabajos realizados por investigadores de Pacific Rubiales, Schlumberger, Universidad de Calgary, Inflow Control, Halliburton, Pemex y la Universidad Nacional de Colombia. Se analizaron técnicas utilizadas en pozos verticales y desviados, diseño y optimización de pozos, casos de perforación en la Faja del Orinoco, tecnologías aplicadas en el sur de México con inyecciones de vapor, entre otros.

Procesos de Recobro de Crudo Pesado y Extra Pesado Esta sesión permitió dar a conocer diferentes tipos de métodos de recuperación, abarcando los procesos de recobro térmico y no térmico, inyección de agua, inyección de vapor y químicos EOR. Los 15 trabajos presentados mostraron casos aplicados en México, Venezuela, Argentina, Estados Unidos, Colombia, Surinam, Canadá y Perú. En cuanto a los procesos de recobro químico, se destacó el trabajo presentado por Eric Delamaide, de IFP Technologies,

en el que explicó que la inyección de polímeros es una solución económica para la producción de petróleo pesado, esencial en la fase de planificación. El experto expuso las fases de este proceso (detección, estudio de viabilidad, preparación de piloto, piloto de ejecución y despliegue en campo completo, cada una de las cuales requiere de cuidado y atención a los detalles para evitar obstáculos y llegar a la etapa final de la implementación completa.

Facilidades Se presentaron seis trabajos provenientes de México y Colombia, cuyos autores mostraron problemas asociados a la extracción de crudos pesados, nuevas tecnologías, caracterización de fluidos para la evaluación del nivel de asfaltenos, mejoradores de flujos, así como productos ambientales para reducir la viscosidad del crudo pesado. Silas Rodrigues Ferreira, de Clariant, explicó que el objetivo del trabajo “Productos Verdes para Reducir la Viscosidad del Petróleo Pesado y Extra Pesado” fue desarrollar productos ambientalmente ami-

Escenario gables que actúan reduciendo la viscosidad. Mencionó que en un campo de Colombia se realizaron las muestras de aceite y explicó que se han desarrollado productos que contienen mezclas de diferentes agentes químicos poliméricos ambientalmente correctos con la intención de promover una sinergia multifuncional. Afirmó que los resultados obtenidos en la reducción de viscosidad en un aceite sin tratamiento previo fue de 180.000 cP, a 25 cP. Rodolfo Camacho, de Pemex, autor del “Nuevo Modelo para Interpretar Pruebas de Presión en Yacimientos Fracturados”, explicó el alcance de un proyecto de investigación orientado a garantizar la seguridad de circulación óptima para el desarrollo de crudos pesadosde yacimientos offshore, teniendo en cuenta varias instalaciones de campo, que incluyen la aplicación óptima y el rendimiento de los productos químicos para suprimir o atenuar la precipitación de depósitos orgánicos e inorgánicos, inhibidores de corrosión, así como el tratamiento de emulsiones producidas debido a la presencia de agua de formación durante

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la producción. Su propuesta tuvo por objetivo establecer la base para optimizar el aseguramiento del flujo, reduciendo al mínimo la dosis de producto químico en las instalaciones de producción y de transporte, maximizando la vida útil de los productos químicos empleados.

Green And Brown Fields Esta sesión se dividió en dos paneles en los que se presentaron seis trabajos desarrollados por Baker Hughes, Staatsolie, Pdvsa, Schlumberger, Emerald Energy y Siemens Industrial Turbomachinery, sobre estudio de casos referentes a próximos proyectos o proyectos en etapa de iniciación en China, Colombia, Venezuela y Surinam. Oscar Valbuena, de Emerald Energy, presentó el trabajo “Primer Desarrollo de Crudo Extra Pesado en la Cuenca de Caguán-Putumayo, en el Campo Capella”. Resaltó las características geológicas del terreno, los mecanismos de producción y su comportamiento, así como los principales condicionantes de desarrollo, incertidumbres y los detalles de la estrategia de

desarrollo del campo. Capella es el primer desarrollo de petróleo extra pesado en la parte norte de la cuenca. El experto sostuvo que se desarrollarán pozos horizontales complementándolos con pozos verticales. El factor de recuperación esperado estará por debajo de 10% por la alta viscosidad del aceite. Con base a los análisis las mejores alternativas identificadas para incrementar el factor de recuperación será la estimulación térmica con vapor de agua (CSS), cíclica y continua, con algunos pilotos ya realizados en campo.

Energy Management and Environmental El objetivo de esta sesión fue promover las mejores prácticas en gerencia de recursos energéticos y ambientales utilizadas para la producción de crudo pesado y extra pesado. Se presentaron tres trabajos que mostraron nuevas herramientas integradas, análisis de casos para conservación de los acuíferos ante la extracción térmica de bitumen en el crudo pesado y nuevos modelos de gerencia en la inyección continua de vapor.

Escenario Tecnologías Emergentes Esta sesión reunió cinco trabajos realizados en Colombia, Corea del Sur y México. Los expertos presentaron lecciones aprendidas, tecnologías de procesos térmicos híbridos, metodologías integradas para la optimización del CO2 para la reducción de asfáltenos y el diseño de un generador electrostático para inhibir la precipitación de parafinas. Cristian Jiménez, presentó el diseño y construcción de un Generador Electrostático para Pruebas Experimentales de la Inhibición de Precipitación de Parafinas. En su trabajo describió la construcción de un dispositivo capaz de establecer un campo electrostático en paralelo a un flujo de un líquido en una tubería. El dispositivo generador basa su funcionamiento en una configuración de placa paralela plana debajo de una tensión. El modelo E = V/d se utiliza para describir el comportamiento electrostático validado

en dos formas diferentes: la primera en una experiencia de laboratorio y el segundo a través de una ejecución de la simulación. En la experiencia de laboratorio se incorporan (de manera indirecta) la magnitud del campo electrostático y permitividad eléctrica del líquido. A través de la ejecución de la simulación y el valor experimental permitividad, se estima, además de la intensidad, la disposición geométrica del campo generado. Se validó un rango de operación para la intensidad del campo electrostático entre 0 y 1 [kV/mm]. El rango recomendado para la distancia entre las placas es de 5 a 14 [mm]. Para una bomba de aceite con un caudal de 5 a 55 [ l / min ], el tiempo de exposición es de entre 10,71 y 329,1 [ms].

Estimación de Recursos La sesión presentó los trabajos realizados por Schlumberger en Brasil y Pdvsa en

Venezuela. El primero de los casos mostró el uso de un medidor de flujo multifásico para probar pozos costa afuera de crudo pesado en Brasil, específicamente en el campo Atlanta en la Cuenca Santos, en el que se tienen 1.5 mil millones de barriles de petróleo in situ. En el siguiente caso se habló sobre el proceso de caracterización del área Junín en la Faja del Orinoco, Venezuela, en la que se realizó una evaluación detallada de los datos de reservas de Pdvsa, demostrando que el crudo extra pesado se puede extraer económicamente con la producción de frío a mayores tasas de producción que las observadas en otras regiones con hidrocarburos de características similares. Se presentaron los fundamentos y procedimientos de caracterización de yacimientos y hallazgos de los estudios importantes, entre ellos los relativos a los volúmenes de cuotas de petróleo original en factores de lugar y de recuperación.

Panel de Clausura:

Dispositivos de Control de Flujo, Experiencias de Rendimiento en Latinoamérica El objetivo del panel fue mostrar experiencias reales del uso de dispositivos de control de flujo utilizados por compañías operadoras en Ecuador, Colombia y Perú

José Luis Bashbush, Chairman SPE Heavy And Extra Heavy Oil; Vanessa Aguas, Andes Petroleum; Francisco Porturas, Halliburton; Hernando Trujillo, Hocol; Ramón Correa, ENI AGIP Oil Ecuador; José Rojas, Petroamazonas y Jorge Alberto Flores, Pacific Rubiales

Intervinieron como panelistas Vanessa Aguas, de Andes Petroleum Ecuador Ltd; Ramón Correa, de AGIP Oil Ecuador BV; José Rojas, de Petroamazonas EP y Jorge Alberto Flores, de Pacific Rubiales Energy, quienes analizaron los casos según los planes de producción de cada compañía, ubicación geográfica de los bloques y los retos de producción, en cuanto a acuíferos, viscosidades y condiciones adversas de conectividad. Ramón Correa detalló que se instalaron ICDs en tres pozos, dos horizontales y uno desviado a 60°, de los cuales sólo el último

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produjo bien. Por su parte José Rojas hizo referencia a un caso en la Cuenca Oriente de Ecuador, de un pozo en el que se logró incrementar la producción de petróleo pero en poco tiempo volvió a producir un mayor volumen de agua. Jorge Alberto Flores mostró los resultados obtenidos en el campo Rubiales, en el que se han perforado 936 pozos horizontales, produciendo 3.242 barriles de agua por 346 barriles de petróleo. En este campo se optó por utilizar 4 ICDs de diferentes compañías que no fueran afectados por viscosidad, sin embargo

los resultados no fueron los esperados. Los expertos concluyeron que se debe trabajar en lograr disminuir la producción de agua y aumentar la de petróleo entre 8 y 12%, también se resaltó que las herramientas deben ser mejoradas y que los simuladores deben conectarse porque las simulaciones del ICD son independientes a las del reservorio. Las presentaciones técnicas están disponibles en la biblioteca virtual de multi-sociedades, OnePetro; una biblioteca en línea de literatura técnica para la exploración de petróleo y gas y la industria de producción.

Interview

José Luis Bashbush

“Crecimiento de la producción petrolera en América Latina está asociado a crudos pesados” Zulay Socorro C./Laura Albarracín

Para el Director del Centro Regional de Tecnología – México de Schlumberger, y Presidente del Comité Técnico de la conferencia inaugural de SPE sobre Petróleo Pesado y Extra pesado para América Latina, las dinámicas de los hidrocarburos han cambiado estableciendo nuevos retos para la industria en la Región

aber presidido el Comité Técnico de la primera SPE Heavy And Extra Heavy Oil Conference Latin fue sin duda un honor, como grande la responsabilidad y compromiso de liderar a un equipo de grandes ligas en la conformación de un programa que respondiese a las expectativas de los participantes y de la comunidad petrolera en general. La exitosa realización del evento fue el marco propicio para abordar a José Luis (Pepe) Bashbush, destacado profesional de la ingeniería de petróleo, reconocido en la industria petrolera latinoamericana y global, por su aportes a una mayor comprensión de los yacimientos, el mejoramiento de prácticas operacionales y la aplicación de nuevas técnicas, especialmente en el campo de los crudos pesados y extrapesados, de los cuales es un acucioso estudioso, conferencista y autor de numerosos trabajos, en los que comparte los esfuerzos de investigación y desarrollo adelantados por Schlumberger, empresa en la que labora desde hace muchos años y en la que se desempeña actualmente como Director del Centro Regional de Tecnología – México, posición que le ha permitido igualmente conocer de manera directa el panorama global y los proyectos emprendidos en distintos países para el desarrollo de reservas de crudos pesados. La multiplicidad de aspectos de la industria es lo que lo apasiona. “Se ha venido usando tecnología de punta en todos los eslabones de la cadena de valor y continúa

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avanzando progresivamente”, afirma, agregando que “siempre hay oportunidad de aprender y mejorar procesos para hacer las cosas más eficientemente, apalancando las experiencias de nuestros colegas. El reto de desarrollar yacimientos a miles de metros bajo la superficie, del mar o de la tierra, integrando la aportación de múltiples disciplinas es enriquecedor en cualquier etapa de la carrera profesional de un individuo, es para mí un estímulo poderoso de la mente y el espíritu”.

Su legado a la industria Egresado de la Universidad Autónoma de México, UNAM, la trayectoria profesional de Bashbush suma ya 45 años, de los cuales ha trabajo 26 en Schlumberger, colaborando y dirigiendo equipos de profesionales en planes de explotación y optimización de yacimientos, así como en la ejecución de estudios integrados de recuperación mejorada y recuperación térmica en yacimientos de diversas características ubicados en América Latina, África, Medio Oriente, Mar del Norte, Norte América y Asia. En el ámbito académico goza igualmente de un bien ganado prestigio en la UNAM, la Universidad de Austin y la Universidad de Pensilvania, entre otras instituciones, dada su convicción de que la academia es un motor esencial para la industria, razón por la cual impulsa a estudiantes y jóvenes profesionales a vincularse en espacios de

intercambio científico que les permitan relacionarse con casos prácticos de la industria. Ha impartido más de 200 cursos sobre ingeniería petrolera en México, Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Colombia, Ecuador, Emiratos Árabes, Estados Unidos, Japón, Kuwait, Perú, Reino Unido y Venezuela. A su juicio la relación entre industria y academia se debe fortalecer aún más, ya que existe un cambio generacional que se acrecentará en la próxima década con la jubilación de profesionales experimentados. “Se requiere que la industria apoye este cambio con mentores que guíen a las nuevas generaciones y que les permitan desarrollarse propiciando la innovación y la excelencia con una conciencia social acendrada”. Al referirse al legado que quisiera dejar a la industria petrolera, manifestó su deseo de seguir aportando con su trabajo, compartiendo experiencias y aprender de sus colegas. De manera particular enfatizó su objetivo de promover la interacción Panamericana entre los profesionales y compañías en la región, “una parte importante de mi actividad profesional se ha desarrollado en América Latina y el Caribe y me ha permitido enlazar relaciones y experiencias productivas entre individuos y compañías estatales e internacionales. Podemos aprender mucho unos de otros y enriquecernos más compartiendo nuestras experiencias locales, no solo en tecnología sino también en responsabilidad social”.

Interview Subrayó la importante contribución del programa desarrollado en el marco de la conferencia de crudos pesados de la SPE en Medellín, como una oportunidad única de compartir ideas innovadoras para encarar desafíos específicos para lograr que yacimientos de este tipo sean más productivos. “Mayormente el crecimiento de producción en América Latina estará asociada a petróleos viscosos cuya producción está normalmente relacionada a altos cortes de agua y a bajas relaciones gas-petróleo, por esto debemos enfocarnos en hacer las cosas bien desde la primera vez, con planificación y la correcta aplicación de procesos de producción”, expresó.

Los crudos pesados en América Latina Bashbush afirma que la industria petrolera latinoamericana enfrenta grandes desafíos en muchos aspectos. Las dinámicas de los hidrocarburos han cambiado y países anteriormente importadores han generado una revolución, que a su vez ha impulsado nuevas prácticas de producción, alterando el flujo del crudo a nivel mundial. Varios países en la región cuentan con un gran po-

tencial de petróleo pesado, lo que implica nuevos retos. Como ejemplos menciona el caso de Venezuela que tiene por objetivo duplicar su producción y el de Colombia, que estima sobrepasar la barrera del millón de barriles por día, y por lo cual se deben mejorar los factores de recuperación y los métodos de producción de los yacimientos. “La relación Reservas/Producción se ha incrementado tremendamente en Latinoamérica mientras que en el Medio Oriente se ha estabilizado, y todo gracias a los crudos pesados”, acotó el experto. Precisamente, la iniciativa de organizar el SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference-Latin America tuvo eco por los grandes volúmenes de petróleo viscoso y súper viscosos que hay en México, Cuba, Guatemala, Trinidad y Tobago, Surinam, Brasil, Venezuela, Colombia y Perú, explicó Bashbush, resaltando la calidad técnica de las experiencias presentadas en trabajos que permitieron conocer la aplicación de técnicas innovadoras, nuevas tecnologías, lecciones aprendidas, entre otros aspectos que permiten mejorar la recuperación de

petróleo, ofreciendo nuevas perspectivas tanto en exploración como producción.

Profundización de áreas claves Mejores prácticas y avances tecnológicos en exploración y producción de crudo pesado y extra pesado fue el punto central de la conferencia, cuya organización congregó a un grupo especializado de profesionales vinculados a la industria en Latinoamérica y con experiencia en diferentes partes del mundo, quienes tuvieron a su cargo la selección y evaluación de los trabajos. - En cuanto a la selección tratamos de evitar los sesgos -destacó Bashbush- por eso el Comité Técnico se conformó con 35 especialistas ubicados en diferentes países de América Latina, pertenecientes a diferentes centros de investigación, compañías operadoras y de servicios. Se recibieron más de 200 resúmenes, los cuales fueron evaluados y de acuerdo a la calificación promedio se seleccionaron finalmente los mejores trabajos. Es de resaltar que dichos resúmenes fueron presentados por profesionales de 25 nacionalidades, lo que refleja

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Interview la importancia que se le da en América Latina a este tipo de yacimientos. Respecto al temario explicó que el objetivo fue abarcar todos los tópicos principales en materia de crudos pesados, desde el yacimiento, producción, levantamiento artificial, tratamiento y mejora del uso de diluyentes, estudios de laboratorio, efectos de pozos horizontales y desviados, caracterización de yacimientos y fluidos, proyectos de análisis y simulación de yacimientos, todo ello con la finalidad de tener un punto de vista holístico e integrado para poder optimizarlos. - La sesión plenaria sobre funcionamiento de los dispositivos de control de flujo mostró casos de éxitos y fracasos, analizados desde el punto de vista de cinco operadoras: Andes Petroleum, AGIP Oil, Petroamazonas, Repsol y Pacific Rubiales Energy. Hay muchos desarrollos impresionantes que nos ayudarán a mejorar la producción. Un aspecto destacado especialmente fue el costo de los diluyentes y el transporte, en cual vemos que se está avanzando. Tenemos en la región muchos especialistas en emulsiones, así como

ingenieros químicos, cuyo aporte es fundamental en la superación de los retos.

La industria colombiana Sobre la experiencia de Colombia, Bashbush considera que es un ejemplo a seguir. “Hace 15 años se decía que con la declinación de Cusiana y Cupiagua, si no se hacía algo drástico el país tendría que pasar de ser un exportador a importador, pero las reglas de juego cambiaron, demostrando cómo una reforma energética puede hacer que un país en declinación ahora esté superando metas de producción y adquiriendo cada vez más protagonismo, gracias a las soluciones puestas en marcha por las empresas para garantizar el mayor aprovechamiento de estos recursos. Desde luego, hay muchos puntos pendientes por resolver, algunos operativos y logísticos, pero con seguridad también estos esfuerzos serán adelantados, tomando en cuenta los distintos avances en la aplicación de técnicas y métodos, lecciones aprendidas y la exitosa experiencia de empresas establecidas ya en el país”.

Responsabilidad Social y Ambiental Como parte de su filosofía de gestión la Society of Petroleum Engineers promueve las operaciones respetuosas y responsables con el medio ambiente y las comunidades, por esta razón se exigió que cada uno de los trabajos expuestos en esta conferencia diera a conocer técnicas e innovaciones que al aplicarlas en los yacimientos y en toda su cadena de valor no alteren ni afecten la salud de los trabajadores, la seguridad, el medio ambiente y la relación con el entorno. De igual forma se optó por crear espacios técnicos que presentan noticias y desarrollos para el mejoramiento de prácticas de la ingeniería de petróleos que tienen una estrecha relación con estas áreas, así como con temas de regulación. Sobre este aspecto en particular Bashbush comentó que toda acción orientada a estimular un mayor compromiso con la responsabilidad social y ambiental nunca está demás. Se requieren muchos más esfuerzos y eso es lo que motiva a nuestra sociedad profesional en su interés de ampliar el conocimiento en estos temas, mediante la organización de foros especializados en temas ambientales. Actualmente la discusión gira en torno a la explotación en tres campos grandes de Ecuador ubicados en ambientes sensibles, Ishpingo, Tiputini y Tambococha, localizados en un parque nacional de gran diversidad. La idea es encontrar la mejor forma de realizar nuestras prácticas.

Talento humano La participación estudiantil y de nuevos profesionales en la conferencia fue notoria, siendo otro factor clave en el éxito alcanzado. “Tuvimos profesionales de diferentes empresas y países aportando ideas sobre cómo producir más eficientemente, y estudiantes de universidades nacionales, lo que en mi opinión es un canal idóneo para brindarles la oportunidad de conocer los resultados de la aplicación de nuevas técnicas, y estar presente en la discusión de temas claves. Esta sinergia de intercambio de información de una manera abierta, no comercial, puede ayudar con soluciones a la comprensión y correcta producción de los yacimientos, lo que a su vez contribuye al logro de las metas de producción que tiene cada país, como en este caso, Colombia”.

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SISTEMA 3 ERRES

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BOP CAN Protege las líneas de potencia y control, a la vez que permite realizar pruebas de producción sin necesidad de retirar la bop e instalar el Hanger, ahorrando así tiempos operativos.

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Y-Check Una válvula automática ubicada al interior del Y-Block lo que permite correr registros sin necesidad de correr y retirar un Blanking Plug, ahorrando tiempos de operación.

Escenario

Edilberto Peñaranda Correa, Subdirector de Instrumentos, Permisos y Trámites Ambientales de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, en su intervención resaltó el esfuerzo de ANLA para acelerar el proceso de obtención de permisos

on la misión de profundizar en los pasos fundamentales para la comercialización del gas no convencional en Colombia, se realizó esta nueva edición del evento organizado por American Business Conference, el cual reunió a más de 100 representantes del sector de hidrocarburos, quienes participaron activamente en el debate sobre potencial de los recursos no convencionales del país, las condiciones del marco regulatorio e infraestructura. No obstante su potencial, el desafío para Colombia radica en la variabilidad y profundidad en sus cuencas por lo que es fundamental alcanzar un mayor grado de conocimiento en cuanto a los datos de caracterización geológica, a lo que se suma lograr garantizar la viabilidad económica de las perforaciones y el completamiento de pozos. El congreso cubrió un total de 8 sesiones tituladas Valorando los Factores Normativos y de Cadena de Abastecimiento de La Industria No Convencional Colombiana; Generación del Respaldo Público Para el Desarrollo de No Convencionales en el

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País; Infraestructura Para los Servicios de Perforación y Terminación; Balance Hídrico; Cuantificación del Potencial de Recursos e Identificación de los Métodos Óptimos Para la Caracterización de Reservorios No Convencionales y Evaluación de Técnicas más Adecuadas en Materia de Manejo de Aguas; Caracterización de Reservorios: Cuencas No Convencionales Colombianas y Optimización de Perforación, Completación y Espaciado de Pozos.

Valorando los Factores Normativos y de Cadena de Abastecimiento de la Industria No Convencional Esta sesión se centró en el análisis de cómo las normas ambientales y fiscales, la demanda interna de energía y la disponibilidad de servicios de fracturamiento hidráulico condicionarán la primera etapa del desarrollo de la industria no convencional en Colombia. Se dieron a conocer los planes de gobierno para incluir los recursos no convencionales en la normativa vigente y se aclaró el impacto que tendrán las nuevas políticas en la rentabilidad de los proyectos.

El Congreso para el Desarrollo de los No Convencionales en Colombia convocó a importantes líderes del sector y estuvo principalmente enfocado en la participación de compañías operadoras Alejandra Mejía, Geóloga de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, resaltó que Colombia apuesta por una aventura responsable con unas directrices ambientales muy importantes, apoyándose en el desarrollo económico, la caracterización de la roca y en resolver la preocupación de los medios y las personas del común. Sostuvo que la ANH ha realizado diferentes estudios donde se demuestra que existe una roca prospectiva, así como comparaciones con análogos productivos, con el fin de apostar por el objetivo del país de incrementar reservas para el bien de toda la nación. Edilberto Peñaranda, Subdirector de Instrumentos, Permisos y Trámites AmbientalesANLA, resaltó que actualmente existe una evolución de la normativa ambiental para los procesos de terminación, gestión del agua y estudios sísmicos. Sostuvo que actualmente se está diseñando una estrategia para acelerar el proceso de obtención de permisos. Explicó que la ANLA debe reforzar el seguimiento de los procesos y que las operadoras no han cumplido en su totalidad. Argumentó que ellos son defensores del medio ambiente pero

Escenario que no se oponen al desarrollo de Colombia, por lo que son ejecutores de la política estatal del país y están obligados a prepararse de la mejor manera.

Generación del Respaldo Público para el Desarrollo de No Convencionales La discusión se orientó a identificar los mitos comunes en el fracturamiento hidráulico y colaborar con los agentes locales que son influyentes claves en la sociedad colombiana para desarrollar una estrategia de relaciones públicas, comunicaciones y responsabilidad social corporativa que contribuya a superar la oposición social a la producción de shales en Colombia. Ricardo Prieto, Gerente Funcional de Perforación, Terminación y Workover de Equión Energía, resaltó la importancia de separar los mitos sobre el fracturamiento hidráulico de los riesgos reales para contribuir a superar las percepciones públicas erróneas sobre el desarrollo no convencional. El experto sostuvo que los riesgos deben afrontarse con la verdad e hizo referencia a los mitos más grandes por los que existe desconfianza hacia el fracturamiento hidráulico. Con relación al temor por la contaminación de los acuíferos, explicó que los químicos utilizados no los contaminarán ya que previamente han sido registrados y probados, a lo que se añade el hecho de que estando a 4000 Mts. de profundidad se hace imposible que suban a la superficie. Concluyó en que de las buenas prácticas depende el éxito de la producción de este tipo de yacimientos. Luis Alfredo Mogollón, Profesional Especialista en Gerencia de Hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales de Ecopetrol, explicó que es de gran importancia comprender el concepto de valor compartido y su utilidad en la mejora de la imagen corporativa y manejo de comunidades de empresas de E&P para la exploración de no convencionales. A su juicio es fundamental que en el diseño de producción se tenga en cuenta no sólo la prospectividad o el potencial del recurso, sino el entorno en general, vinculando a la comunidad y entendiendo sus necesidades. Sostuvo que la empresa debe estar preparada para presentar soluciones y afirmó que “una comunidad no abalará el uso de agua, así sea poca; si ella carece del recurso”. Acotó que el valor

compartido va más allá de crear proyectos de responsabilidad social o de lo que dice la ley. Es crear junto a las comunidades proyectos de valor, lo que genera una estrategia corporativa y una ventaja competitiva.

Infraestructura para los Servicios de Perforación y Terminación Carlos Santos, Gerente de la Cadena de Abastecimiento de Equión Energía y Ángelo Moreno Sanabria, Asesor Estratégico Inde-

pendiente en Cadena de AbastecimientoEAM, cuantificaron la disponibilidad de los equipos de perforación y terminación en Colombia para delinear estrategias en la reducción de costos. Explicaron que actualmente hay disponibilidad de taladros de 1.500 Hp a 3.000 Hp, pero que no hay capacidad en los mayores a 3000 Hp. En direccional hay poca competencia porque sólo hay 4 jugadores. En su análisis de infraestructura puntualizaron que la entrada

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Escenario Caracterización de Reservorios: Cuencas No Convencionales Colombianas y Optimización de Perforación, Completación y Espaciado de Pozos

Carlos Vargas, Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología; Greg Schlachter, Gerente de Ingeniería de Reservorio, Sintana Energy y Gervasio Barzola, Vicepresidente de Subsuelo y Desarrollo, Pioneer Natural Resources

en Colombia es altamente costosa, por lo que se debe tener en cuenta en el análisis de riesgo, desabastecimiento por personal y equipos, así como los costos por stand by y los ajustes de contratación que ofrezcan resultados ganar-ganar entre ambas partes. Richard Moorman, Asesor Ejecutivo de Ingeniería de Accelerate Resources, explicó que se deben predecir los costos de equipamiento, terminación y producción para determinar la viabilidad económica media de la producción comercial de este tipo de recursos. Apuntó que se debe analizar el capital inicial y tener en cuenta que estos proyectos pueden ser mucho más largos de lo que se espera incidiendo en un incremento de precios en caso tal de que el proyecto sea exitoso. Asimismo, destacó que es esencial tener en cuenta tanto las características operacionales como la capacidad financiera, el acceso a la tierra y los costos de adquisición, equipos y servicios de completación, servicios sísmicos especiales, entre otros aspectos. Finalmente concluyó que es de vital importancia reducir los riesgos por medio de la conformación de equipos de gerencia con experiencia en la perforación y completación, así como la anticipación a los posibles problemas relacionados con reglamentación, política y oposición social.

Balance Hídrico Esta sesión analizó cómo las últimas técnicas de aprovisionamiento, tratamiento, desecho, transporte y reciclado de agua pueden garantizar la seguridad y la rentabilidad en las operaciones no convencionales en Colombia.

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Andrés Londoño, Asesor Técnico Independiente para Pacific Rubiales Energy, presentó un trabajo desarrollado por la compañía con el fin de integrar el balance hídrico del riego agrícola con agua derivada de la producción petrolera no convencional, explicó que se pretende buscar otros usos a los recursos producidos en exploración y producción de no convencionales, teniendo en cuenta que por cada barril de petróleo están produciendo 9 barriles de agua. La estrategia se orienta a convertir esta agua residual industrial con métodos convencionales de disposición aprobados por la ANLA, en agua para uso del riego agrícola. Los estudios químicos y ambientales indican que este recurso después de ser tratado estará en óptimas condiciones para su uso.

Cuantificación del Potencial de Recursos e Identificación de Métodos Óptimos para la Caracterización de Reservorios No Convencionales y Evaluación de Técnicas Adecuadas en Materia de Manejo de Aguas Gervasio Barzola, Vicepresidente de Subsuelo y Desarrollo de Pioneer Natural Resources, presentó datos críticos, herramientas de exploración y técnicas de integración para aumentar la exactitud para examinar una cuenca no convencional. En su estudio utilizó la ubicación de Eagle Ford y explicó el proceso de la revolución de los no convencionales en Estados Unidos. El experto sostuvo que es importante buscar las mejores prácticas, aprendiendo de las perforaciones verticales y realizando la comparación con pozos horizontales.

Esta sesión contempló la evaluación de los parámetros petrofísicos, geoquímicos y litológicos del Magdalena Medio, la formación La Luna, La Cordillera Oriental, Llanos y César-Ranchería para estimar volúmenes de reservorios e identificar puntos óptimos para el desarrollo. El panel estuvo compuesto por Greg Schlater, Gerente de Ingeniería de Reservorio de Sintana Energy, Alejandra Mejía Molina, Geóloga de la ANH; Juan Camilo Rodríguez, Analista de la Universidad de Texas en Austin y Mario García, Geólogo de la Universidad Industrial de Santander. Los expertos mostraron estudios comparativos entre las diferentes cuencas y concluyeron que los plays demostraron que en el Valle del Magdalena Medio se encontraron buenas condiciones, en especial en las formaciones de La Luna y Tablazo, para el análisis se tuvo en cuenta el porcentaje de TOC (Contenido de materia orgánica), porosidad, fragilidad y contenido de gas. Concluyeron que en la formación Tablazo se presenta la presencia de bitumen sólido técnicamente evolucionado a lo largo de la secuencia de la roca generadora, lo que contribuye a elevar los contenidos orgánicos reportados y evidencia que la roca pudo generar petróleo, sin embargo parte de estos no alcanzaron a migrar o migraron cortas distancias donde fueron craqueados a gas y bitumen sólido. Se analizaron también las características geoquímicas y petrofísicas, así como los ambientes deposicionales del Magdalena Medio. Un análisis comparativo entre la formación Tablazo, La Luna, Vaca Muerta y Eagle Ford, demostró que existe gran prospectividad y mucha similitud entre las cuatro formaciones. Se demostró que existe un gran potencial en esta cuenca, pero se especificó que para su producción se requiere inversión en capital y que Colombia debe competir con otros países por este. Alejandra Mejía Molina, resaltó que para la producción del shale gas, no sólo se debe tener en cuenta la roca, si no un buen contenido en las biomicritas ya fraccionadas, aseguró que se debe tener potencialidad en los dos aspectos. Afirmó que los datos pueden romper antiguos paradigmas y

Escenario sostuvo que la ANH ha estado estudiando las Cuencas de César Ranchería, Valle Medio del Magdalena, Llanos y la Cordillera Oriental para derribar antiguos paradigmas con datos sustentables. José Carlos Cárdenas Montes, Ingeniero de Reservorio de Ecopetrol, complementó el análisis con un examen de las últimas técnicas volumétricas que se aplican para mejorar la exactitud de la estimación de volúmenes de los reservorios no convencionales. Presentó también las reglas de oro para los ingenieros de simulación, en lo que resaltó que se deben entender los problemas y sus objetivos. Explicó la metodología para el modelamiento de producción post fractura en proyectos de shale plays en el que definió tres pasos, el primero comprende la identificación de parámetros críticos por medio de la simulación predictiva, el segundo comprende la reducción de incertidumbre por medio de la distribución de la probabilidad y el tercero, la optimización de flujo por medio de la definición, completamiento y perforación de pozos.

Hernando Vásquez, Presidente, Fepco; Ricardo Prieto, Gerente Funcional de Desempeño, Equión; y Yasmín Ordoñez, Gerente de Contratos de Producción, ANH

Gervasio Barzola evaluó las últimas estrategias de optimización de completamiento de pozos para posibilitar operaciones económicamente viables en Colombia, el experto mostró los resultados obtenidos en la perforación de tres pozos ubicados en Eagle Ford, caracterizó los reservorios, mostró la modelación de perforación y resaltó el éxito que obtuvieron en la logística

de las locaciones. Adicionalmente, enfatizó en los factores claves para el espaciado de pozos con el fin de determinar la medida óptima y conseguir el mayor drenado por unidad, enfatizó en las condiciones de pozo, la presión de la formación, el gradiente de fracturas y la presencia de fallas para poder llevar a cabo un análisis integrado que permita optimizar el proceso.

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Escenario

l Simposio Internacional de Perforación de Petróleo y Gas, SINPER 2014, se realizó en la sede de la Dirección Ejecutiva de Producción Oriente de Pdvsa con la participación de 450 profesionales provenientes de Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Colombia, Cuba, Ecuador, Alemania, Estados Unidos, México y Venezuela. El objetivo principal de esta jornada organizada por Pdvsa Intevep y la Dirección Ejecutiva de Producción Oriente, fue promover el intercambio de experiencias en avances tecnológicos y operativos entre

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Orlando Chacín, Director de Pdvsa

equipos técnicos de Costa Afuera, Faja Petrolífera del Orinoco, Áreas Tradicionales y Ambiente, en línea con el interés de profundizar conocimientos e impulsar la investigación y desarrollo, según lo resaltó en la instalación Orlando Chacín, Director de Pdvsa, quien acotó que el principal reto en Venezuela “es perforar mejor y más rápido los pozos de la Faja”. En los próximos cinco años se contempla la perforación de más de 10 mil pozos en la Faja Petrolífera del Orinoco, un “reto que no tiene ningún otro país del mundo, lo cual

Escenario

Josefina Salazar, Presidenta de Pdvsa Intevep

sólo será posible desarrollando tecnologías y generando nuevos métodos de trabajo”, afirmó Chacín. El SINPER reunió a especialistas de las distintas áreas operacionales, filiales, empresas mixtas, operadoras internacionales y empresas de servicio, además de estudiantes de pregrado y posgrado de universidades nacionales. El programa incluyó 13 charlas magistrales ofrecidas por conferencistas nacionales e internacionales, quienes disertaron sobre nuevas tecnologías, optimización de operaciones, perforación y rehabilitación de pozos y ambiente, además de la presentación de 60 trabajos técnicos.

Operaciones Costa Afuera En el marco de esta jornada Carmelo Milano, Subgerente Operativo de la División Costa Afuera Oriental, señaló que Pdvsa avanza en la ejecución de distintos proyectos para la extracción de gas y crudo en el lecho marino de manera de convertir esas reservas en desarrollo. Milano explicó que Costa Afuera ejecuta proyectos de envergadura únicos en el país y en Suramérica, como el de campo Dragón en el cual se tienen grandes reservas de gas. Puntualizó que el esfuerzo se orienta a extraer esas reservas y llevarlas hasta Güiria, y desde esta región se traslada hasta Anaco, al Complejo Criogénico “José Antonio Anzoátegui”, y de allí al mercado interno.

Consolidación de Pdvsa Intevep La gestión del Centro de Investigación y Desarrollo de Pdvsa, Intevep, también fue resaltado por su Presidenta, Josefina Salazar, quien acotó que hoy esta filial concentra y orienta el esfuerzo de más de 1.700 traba-

jadores en proyectos que generen resultados e impacto a corto plazo, “específicamente en áreas prioritarias establecidas en función de los planes estratégicos de Pdvsa, entre los que destacan el desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco, lo cual pasa por el aumento del factor de recobro en 20% y la reducción del uso de diluentes para el transporte de crudos pesados y extra pesados”. Salazar se refirió al esquema organizativo del Centro de I+D, el número de patentes que posee en el mundo, tecnologías en desarrollo y las etapas en que se encuentran. También destacó cómo es el proceso de identificación de necesidades para orientar el desarrollo tecnológico y cómo es el modelo de relaciones con las organizaciones públicas y privadas con capacidad para masificar las tecnologías creadas por el brazo tecnológico de Pdvsa. Adicionalmente, Pdvsa Intevep sigue apoyando el trabajo de las áreas de producción petrolera, así como la adecuación del parque refinador venezolano y el desarrollo del gas costa afuera. “En producción, se ha avanzado en el desarrollo de la tecnología de estimulación INTESURFTM, la cual aumenta en 20% la productividad de los pozos. Esta tecnología también comienza a dar sus primeros pasos en recuperación mejorada”, dijo. Destacó también el desarrollo de los fluidos de perforación, INTEFLOW® y ORIMATITA®, así como la tecnología SOLSURF® en cementación de pozos y la tecnología INDEFLOC™ en producción. En materia de mejoramiento de crudo, hizo énfasis en el desarrollo AQUACONVERSION®; tecnología que permitirá disminuir el consumo de diluentes en la Faja. Salazar resaltó como un hecho importante para Intevep como centro de investigación, que la tecnología HDHPLUS®SHP esté en etapa de implantación en la Refinería de Puerto La Cruz. “La clave para que Intevep haya acelerado y reinventado sus procesos de investigación y desarrollo en los últimos años, es nuestra política de soberanía tecnológica. Pdvsa es una de las empresas petroleras más importantes del mundo y el lineamiento es claro. Tenemos que luchar para importar menos y producir más y así apuntar hacia el desarrollo sostenible del país”, enfatizó Salazar. Noviembre 2014 / Petroleum 298 39

Análisis

México y el Petróleo: Rompiendo Mitos José Ignacio Moreno León*

La histórica decisión adoptada en Agosto, establece un nuevo paradigma en el manejo de los recursos energéticos mexicanos El agotamiento de algunos yacimientos mexicanos y las actividades de extracción cada vez más complejas, ha elevado considerablemente los costos de inversión, con requerimientos de nuevas tecnologías y recursos financieros de los que el país no dispone

a evolución de los países de América Latina ha estado plagada de complejos y mitos derivados del “realismo mágico”, y de una cultura del subdesarrollo que ha tenido perversos efectos en el devenir de nuestros pueblos. Son posturas de la identidad cultural de la región alejadas de la realidad, cuando tenemos que enfrentar problemas económicos y relaciones con el resto del mundo, en un entorno de nuevas realidades que obligan a cambios de actitudes y concepciones para encarar con éxito las demandas y retos del siglo XXI. Sólo los países que entiendan estas nuevas circunstancias y cuyo liderazgo político sea capaz de promover los cambios requeridos tendrán las posibilidades de progreso en el proceso de la globalización contemporánea. Estas reflexiones introductorias vienen al caso cuando observamos las acciones que se están iniciando en México para reorientar el manejo de su industria petrolera, deslastrándola de los vicios del estatismo, del populismo y del clientelismo político, que son ingredientes de la cultura del subdesarrollo que le han hecho mucho daño a esa industria vital de la economía mexicana. El petróleo surge en México como recurso emblemático vinculado al proceso posrevolucionario, y la actividad petrolera se inicia durante el gobierno de Porfirio Díaz, quien en 1901 promulgó la Ley de Petróleo para impulsar esa industria dando facilidades a los inversionistas nacionales y foráneos, mediante el sistema de concesio-

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nes, para su participación en la exploración y explotación. Sin embargo, frente a un complejo conflicto laboral y ante la intransigencia de las empresas para resolverlo, las mismas fueron nacionalizadas y el gobierno asumió el control de la industria cuando, el 18 de Marzo de 1938, el presidente Lázaro Cárdenas expropió esas empresas. El 7 de Junio de ese mismo año promulgó la creación de Petróleos Mexicanos, Pemex, como compañía estatal para explotar y administrar, con carácter monopólico, los yacimientos de hidrocarburos del estado mexicano. Todo ello fundamentado en el

Desde tiempos posrevolucionarios el petróleo ha sido considerado como el elemento emblemático de la soberanía mexicana. Sin embargo, la dramática crisis del sector representa un peligro inminente, pues si no se producen pronto los cambios fundamentales, México puede convertirse en una economía importadora de hidrocarburos”

histórico artículo 27 de la Constitución, (reformado en Noviembre de 1940) para eliminar el régimen concesionario y mantener el control absoluto del estado sobre la explotación de los hidrocarburos. México alcanzó su mayor nivel de producción petrolera en 2004 con una cifra de 3.4 millones de b/d, pero ya para 2012 dicha producción había caída a 2.5 millones de b/d. Las reservas probadas que en 1999 eran de 47.822 millones de barriles, para 2012 habían descendido a sólo 10.260 millones de barriles. Este cambio dramático ha sido consecución de un marcado proceso de deterioro de Pemex, acentuado desde finales de los 80 por una excesiva politización y notorios casos de corrupción. Ello forzó al gobierno de ese entonces a impulsar reformas en la empresa, no pudiendo adelantar otros cambios por limitaciones constitucionales y resistencia política. Además se ha producido el agotamiento de algunos yacimientos y las actividades de extracción se han hecho más complejas con reservas ubicadas en sitios más difíciles, lo que ha elevado considerablemente los costos de inversión, con requerimientos de nuevas tecnologías y de elevados recursos financieros de los que el país no dispone. Pemex sufre un elevado endeudamiento que supera los 61 mil millones de dólares, cifra que casi se duplica al agregar los pasivos laborales de la empresa. A todo lo anterior se agrega la creciente demanda energética interna

Análisis de México que se sustenta en petróleo gas natural y carbón mineral en un 90%, lo cual está generando importantes incrementos en las importaciones de gasolina a los Estados Unidos, así como compras externas de gas natural. Históricamente en México el petróleo -como en Venezuela- ha sido el recurso fundamental de la economía del país. Los ingresos generados por los hidrocarburos representan la tercera fuente de divisas de la nación y aportan cerca del 8% de su PIB. Desde los tiempos posrevolucionarios, el petróleo ha sido considerado como el elemento emblemático de la soberanía mexicana. Sin embargo, la dramática crisis del sector representa un peligro inminente, pues si no se producen pronto los cambios fundamentales, México puede convertirse en una economía importadora de hidrocarburos. Por ello, el gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto, con el apoyo de las fuerzas políticas mayoritarias ha logrado romper con los mitos y complejos nacionalistas, modificando, entre otros, el emblemático artículo 27 de la Constitución. El objetivo es facilitar de nuevo la

participación privada nacional y extranjera en el negocio petrolero, mediante contratos de servicio y de producción compartida. Esa histórica decisión, adoptada el pasado mes de Agosto, establece un nuevo paradigma en el manejo de los recursos energéticos mexicanos. Dicho cambio fue difícil de entender por el estamento político, especialmente por la recalcitrante izquierda radical, sumida en los tradicionales complejos estatistas y populistas y reacia a la comprensión de las nuevas realidades globales. Realidades que, especialmente en el ámbito energético, asoma cambios fundamentales en áreas como la tecnología y el surgimiento de nuevos recursos energéticos. Así está aconteciendo en los Estados Unidos que ya es autosuficiente en gas natural y apunta a satisfacer toda su demanda energética a mediano plazo con probabilidades de que en los próximos tres años pueda convertirse en el mayor productor mundial de petróleo, e incluso llegar a transformarse en un importante exportador de hidrocarburos. Venezuela en la actualidad y, a pesar de tener las mayores reservas mundiales

de petróleo (básicamente de crudos medianos y pesados, cuyo desarrollo no supera el 5%), presenta una crisis similar a la mexicana. Nuestra empresa estatal Pdvsa, altamente burocratizada y politizada, cuya producción cayó de representar el 4.8% de la producción mundial en 1998, al 2.7% -apenas- en el presente, confronta graves dificultades financieras y operacionales y un endeudamiento similar al de Pemex, todo lo cual apunta a la necesidad de que el liderazgo político nacional, superando complejos patrioteros y chauvinistas, al igual que lo ha hecho el mexicano, entienda la necesidad impostergable de impulsar cambios fundamentales en nuestra industria petrolera, así como la de romper con la cultura del rentismo que ha sido un lastre para el desarrollo. Este es el mayor reto que tiene Venezuela a corto plazo. * jmoreno@unimet.edu.ve Director General del CELAUP Universidad Metropolitana www.unimet.edu.ve > celaup twitter: caratula 2009

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Análisis

Nueva Ley de Hidrocarburos Argentina en pos de un marco nacional equilibrado Tras intensas discusiones protagonizadas por funcionarios nacionales, especialistas del sector y gobernadores de provincias petroleras, el proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos fue debatido en el Congreso argentino con miras a establecer mecanismos que permita tanto los gobiernos federales y provinciales la administración adecuada de los ingresos derivados de los hidrocarburos, incluyendo los no convencionales

rgentina ha puesto en marcha un debate sobre un proyecto de ley de hidrocarburos que le permita superar la instancia de los gobiernos para lograr el anhelado sueño del autoabastecimiento. La tensión ha saltado a la vista en los gobiernos federales y provinciales en cuanto a cómo pueden obtener una cuota apropiada de ingresos provenientes de las reservas de hidrocarburos del país y al mismo tiempo manejar un nivel razonable de costos sin desalentar la inversión en el sector. En el país del cono sur la soberanía sobre sus recursos ha pasado entre las provincias y el Estado federal. Con la reforma constitucional de 1994 la soberanía sobre los recursos naturales reside en las provincias, incluyendo las reservas de hidrocarburos. No obstante, los hidrocarburos siguen estando regidos por la ley federal, además de la legislación provincial, de manera que el Estado federal es el que estipula el cálculo de las regalías. Para conceder licencias de exploración y explotación, cada provincia posee procedimientos propios pero igual debe manejarse dentro de los parámetros de la ley federal de hidrocarburos. Debido a que las provincias están restringidas en el monto de las regalías a cobrar, se han creado nuevas formas de obtener ingresos, y una manera clave es transferir los derechos y títulos de propiedad de todas las reservas a compañías

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cuya propiedad son de la provincia, que luego pueden entrar en joint ventures con compañías petroleras para desarrollar sus activos. El gobierno federal ha intentado obtener mayores ingresos de los hidrocarburos para el mayor beneficio del estado. El impuesto sobre la exportación de petróleo que se introdujo en Febrero de 2002, fue fijado en un principio en 25% pero en Agosto de 2004 el Ministerio de Economía le añadió una tasa adicional cuando el precio del WTI estuvo en más de $32 por barril. En consecuencia, ahora se aplica el 45% sobre la exportación. Desde 2011, los productores de petróleo y gas han requerido repatriar el 100% de las ganancias de sus exportaciones, mientras que con anterioridad se había aplicado una excepción del 70% de los ingresos. Así, los gobiernos federal y provinciales han dado pasos que de manera combinada han hecho menos viable las inversiones en el sector de lo que podría haber sido, llegando a un punto crítico en 2011, cuando por primera vez en dos décadas Argentina se convirtió en un importador neto de hidrocarburos.

inversión. Asimismo cuestiona el papel de las empresas intermediarias creadas por los gobiernos provinciales que suelen tener una participación en cada proyecto de no menos del 10%, y que considera como innecesarias ya que no aportan ningún capital. Los gobiernos provinciales arguyen por otro lado que estas empresas que son de su propiedad manejan proyectos en lo que de otro modo no se habrían hecho inversiones debido a medidas federales. Consideran que muchos de esos proyectos tienen un mayor efecto sobre la inversión en el sector energético. El proyecto de ley propuesto por el gobierno nacional encuentra resistencia en los cuatro gobiernos provinciales -Neuquén, Río Negro, Mendoza y Chubut. Estos aducen que el objetivo del gobierno nacional y YPF es sancionar una ley que sea conveniente para su junta directiva, y que sólo el gobierno nacional apoya, ya que debe ser ratificado posteriormente por las legislaturas provinciales. En resumen, solo dialogando y llegando a serios acuerdos, YPF y las provincias podrán alcanzar un nuevo instrumento que beneficie a todas las partes.

Lo que se discute

Proyecto de reforma

Si bien el debate actual que se plantea con la nueva ley de hidrocarburos que se discute en el país, es precisamente entre la empresa YPF y las provincias, al ser el estado federal el mayor accionista de YPF, entonces lo que vive es, en esencia, un debate entre las provincias y el Estado federal. Entre los puntos álgidos que expone YPF es que existen procedimientos y procesos de licitación en cada provincia, difíciles de manejar e inapropiados para la

El proyecto de reforma propuesto por el partido político Frente para la Victoria del gobierno actual se centra en la necesidad de promover la explotación de hidrocarburos no convencionales mediante el financiamiento y aumento de la inversión extranjera además de la promoción de asociaciones privadas en este renglón; evitar la importación de hidrocarburos no convencionales, y prescindir de la práctica del acarreo (carry).

Análisis El nuevo marco legislativo busca, en muchos otros objetivos: complementar la legislación vigente y regular específicamente la explotación de hidrocarburos no convencionales; establecer un nuevo mecanismo de licitación para la exploración y explotación de hidrocarburos y de asociación entre las empresas energéticas privadas y empresas públicas; crear mecanismos impositivos uniformes sobre las actividades de explotación de hidrocarburos a nivel nacional, provincial y municipal. También persigue el establecimiento de normas mínimas para un uso regulado, previsible y uniforme de la mecánica de selección de concesionarios. Que las compañías petroleras puedan utilizar una parte de los impuestos a pagar, para la amortización de capital. De igual modo busca establecer los requisitos mínimos para la protección del medio ambiente en todas las regiones y nuevos límites para los términos de explotación y exploración. El debate pica y se extiende. El proyecto de reforma de la Ley de Hidrocarburos propuesta por el Ejecutivo recibió dictamen

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en el Senado, instancia que aprobó y giró a la Cámara de Diputados el proyecto de ley de Hidrocarburos con 38 votos a favor, 28 en contra y dos abstenciones durante más de diez horas de debate. A partir de esta norma, cuya redacción final contó con el acuerdo de las provincias petroleras, se adaptará la legislación a las nuevas formas de exploración y explotación unificando criterios entre los diferentes distritos. Además, le permitiría a YPF, la petrolera de mayoría estatal, mejorar las condiciones para atraer inversiones de eventuales empresas asociadas. El proyecto contempla concesiones por espacio de 35 años para los yacimientos no convencionales y de 30 años para los desarrollos offshore en la plataforma marítima argentina, entre otros detalles. Además, acorta los plazos de los permisos con la finalidad de incentivar las inversiones en la etapa de exploración. Para las nuevas licitaciones, en tanto, se determina que “se suprimen las reservas de áreas”, mientras que las empresas provinciales “podrán participar en la etapa de desarrollo de los proyectos de acuerdo a su inversión”.

Los puntos principales El proyecto elaborado por el Ejecutivo fija nuevos plazos para las concesiones, diferenciados según el tipo de explotación: 25 años para los yacimientos convencionales, 35 para los no convencionales y 30 para los desarrollos offshore en la plataforma marítima argentina. Durante el debate se introdujo un cambio al artículo 19 de la norma que establecen los porcentajes de hidrocarburos respecto de los cuales se aplicarán beneficios impositivos. Será del 20% en el caso de la explotación convencional y no convencional, y del 60% en el caso de la explotación costa afuera. Las provincias podrán otorgar prórrogas de 10 años a las empresas que cumplan con las inversiones, que además deberán pagar mensualmente regalías por un 12%, monto que los gobiernos provinciales podrán incrementar un 3% como máximo. La iniciativa también acorta los plazos de los permisos con el objetivo de incentivar las inversiones en la etapa de exploración, las cuales no podrán ser inferiores a 250 millones de dólares.

Reporte

IMP desarrolla tecnología para mejorar

el transporte de crudos extrapesados La tecnología permite valorizar los crudos livianos y súper livianos, sin necesidad de mezclarlos con extrapesados

esde hace varios años el brazo tecnológico de Pemex ha canalizado esfuerzos en la búsqueda de soluciones para la explotación, transporte y procesamiento de crudos pesados y extrapesados. Recientemente el Instituto Mexicano del Petróleo dio a conocer que como resultado del proyecto Desarrollo de Biotensoactivos para el Transporte de Crudo Pesado y Extrapesado Mediante Emulsiones en Agua y su Rompimiento, se desarrolló una tecnología para la producción de bioproductos con propiedades de superficie que mejora tanto la viscosidad del crudo como su envío a través de ductos. Dicha tecnología se encuentra actualmente en etapa de validación para posteriormente formalizar su comercialización. México posee yacimientos de petróleo de los más pesados o viscosos que existen en el mundo y gracias a este desarrollo, el IMP estará en capacidad de ofrecer soluciones no solo a uno de los problemas que presenta el crudo extrapesado que se extrae de campos como Ku-Maloob-Zaap, Samaria, Cacalilao y Campeche Oriente, el cual debe ser mezclado con crudos livianos, sino que además contribuye a minimizar problemas operativos como las caídas de presión, la precipitación de asfalteno o parafinas. El proyecto se inició luego de que junto con especialistas de la Región Marina Sur de Pemex Exploración Producción, se vio la necesidad de buscar una alternativa para transportar el crudo pesado y extrapesado. En la entonces Coordinación de Investigación en Procesos de Transformación se realizó un análisis de las tecnologías que existían para ese fin y se detectaron tanto la reducción de la viscosidad mediante emulsiones inversas, como el calentamiento y la dilución, las dos últimas tecnologías convencionales aplicadas por Pemex. Se identificó la posibilidad de desarrollar básicos IMP basados en bioproductos, que además tienen propiedades de biodegradabilidad que no se encuentran normalmente en

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productos existentes actualmente en el mercado, los cuales son de origen petroquímico, fósil y su biodegradabilidad es mínima en comparación con los basados en moléculas presentes en la naturaleza. A diferencia de las tecnologías convencionales, la desarrollada en el IMP funciona a temperatura ambiente. Los productos utilizados son biodegradables y el acondicionamiento del crudo para su refinación es mucho menos extensivo que el tratamiento normalmente aplicado en el uso de productos comerciales, lo cual le da una ventaja competitiva. En el IMP se hizo el escalamiento en el nivel de kilogramos de dos bioproductos: el IMP-H4, un agente reductor de viscosidad de emulsiones inversas cuya formulación base-agua no usa disolventes orgánicos; y el IMP-GlyC14, un agente desemulsionante de emulsiones inversas, que actualmente está en formulación sólida, aunque también podría ser líquida. El escalamiento se hizo exclusivamente con estos dos bioproductos por ser los que mejor funcionaron. Al agente reductor de viscosidad se le denomina biotensoactivo porque en su estructura principal contiene un azúcar que reduce la tensión interfacial agua-aceite; mientras que el compuesto químico básico principal del agente desemulsionante es un aminoácido. Jorge Aburto Anell, Líder de Proyecto, destacó que la ventaja de estos bioproductos en comparación con otros productos existentes actualmente en el mercado, es que tienen una biodegradabilidad intrínseca que reduce su impacto ambiental, además que en la reducción de la viscosidad, la biodegradabilidad hace que la emulsión inversa de crudo que se forma para poder transportarlo por ducto, se vaya perdiendo conforme se transporta, de tal manera que cuando el crudo llega a las baterías de separación o a la deshidratación electrostática, es mucho más sencillo separar el agua. “Otros productos

El proyecto se inició luego de que junto con especialistas de la Región Marina Sur de Pemex Exploración Producción, se vio la necesidad de buscar una alternativa para transportar el crudo pesado y extrapesado

disponibles en el mercado pueden reducir la viscosidad del crudo, pero para deshidratarlo y acondicionarlo es mucho más complicado. En estos casos se necesita una mayor inversión tanto de productos químicos como de condiciones de tratamiento, probablemente un mayor voltaje, mayor tiempo de residencia en el deshidratador y mayor temperatura”.

Pruebas en planta piloto Los productos del IMP ya fueron probados a nivel de planta piloto en el Laboratorio de Sistemas de Combustión, ubicado en el estado de Veracruz. Se hizo el escalamiento de la producción de la emulsión inversa y del transporte por ducto en un sistema hidrodinámico, en el cual se midieron las pérdidas de presión en el transporte de la emulsión inversa. Se observó que son similares a las pérdidas de presión del crudo extrapesado diluido con un crudo ligero. “A ese nivel —señaló Aburto Anell— las pérdidas de presión son mucho menores que si se tratara de transportar exclusivamente crudo extrapesado, en el que las pérdidas de presión son enormes y no sería posible que fluyera el crudo por el ducto, a menos que se calentara a una temperatura superior a los 60 grados Celsius”.

Tecnología

2004-2014: Una Década de Evolución en Aceros Especiales para Tuberías de Perforación a ser Utilizadas en Ambientes Sulfurosos Vicent Flores y Héctor Arévalo, Vallourec Drilling Products

Seguridad y Retos durante la Perforación

en 2005. NACE especifica cuatros métodos de ensayos para tubos: A,

El ácido sulfhídrico (H2S) es altamente nocivo para la salud humana,

B, C y D. Estos métodos no son equivalentes entre si ya que cada uno

los organismos vivientes y el medio ambiente. Esta es la razón por

tiene un rol específico. El método A evalúa la capacidad de respuesta

la cual históricamente, los pozos con presencia de ácido sulfhídrico

del material, en presencia de H2S y bajo una solicitación mecánica tra-

eran cementados cuidadosamente y posteriormente abandonados.

ducida en una carga axial, a un nivel de que puede ser muy cercano al

Dependiendo de la concentración de H2S, los sujetos expuestos, pueden

nivel de esfuerzo al que estará sometida la tubería durante la operación.

experimentar síntomas como tos, irritaciones oculares, pérdida del

El Volumen 1 de las “Prácticas Recomendadas de la Industria” (IRP,

sentido de olfato, perturbaciones respiratorias, pérdida de conciencia

por sus siglas en inglés), documento con alcance regional fue publicado

o incluso muerte del individuo.

por primera vez en el año 2004 en Canadá(1). Este estándar está enfo-

Tubulares de acero como las tuberías de perforación pueden ser

cado en la seguridad industrial, proporciona propiedades específicas a

expuestos al ácido sulfhídrico durante operaciones de perforación en el

los materiales y recomendaciones aplicables a los controles de calidad,

caso de pérdida de control del pozo. Si diversos factores desfavorables

ensayos e inspecciones durante el procesos de fabricación de tuberías

coinciden, el contacto del H2S con el acero puede iniciar un agrietamien-

de perforación destinadas a operar bajo servicio amargo.

to que puede propagarse hasta convertirse en una ruptura catastrófica. Esta situación puede ocasionarse incluso a niveles de esfuerzos inferiores al límite de resistencia elástica del material.

Una Década Utilizando Tubería de Perforación Resistente al H2S Tuberías de perforación para servicio amargo tal que definida

El número creciente de rupturas en tubulares de acero por agrieta-

por la IRP, y otros componentes de la sección inferior de la sarta de

miento en presencia de ácido sulfhídrico y una preocupación creciente en

perforación (como pueden ser las tuberías pesadas y portamechas), se

cuanto a Seguridad, Salud y Medio Ambiente ha incitado a la industria al

han utilizado durante los últimos 10 años en Canadá, específicamente

desarrollo de nuevos grados de acero para tubería de perforación con carac-

en la región de Alberta donde las concentraciones de ácido sulfhídrico

terísticas mejoradas para un adecuado desempeño bajo estas condiciones.

pueden ser elevadas.

Selección de Materiales para Tubería de Perforación Resistentes al H2S La selección de materiales para tubería de perforación en ambientes sulfurosos es bastante complejo ya que no existen estándares internacionales dedicados a este segmento. Organismos de estandarización como API o ISO aún no han incluido requerimientos técnicos para tubería de perforación en presencia de H2S en las normas que rigen la fabricación de tuberías de perforación tales como la API 5DP, API 7-1 o la ISO 11961. La recomendación de materiales MR-0175 escrita por la NACE (Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión, por sus siglas en inglés), en 1975, no cubre productos de perforación ya que estos son supuestamente utilizados en ambientes controlados a través del fluido de perforación. Los trabajados realizados por las compañías operadoras BP y Elf a principios de los años 90 contribuyeron a la definición de los denominados dominios en condiciones de servicio amargo. Las normas NACE MR-0175 / ISO 15156, revisadas en el año 2004, definen cuatro dominios de aplicación en función de la susceptibilidad del material a la presencia de H2S. La NACE MR-0175 es considerada como una guía durante la selección de tubería de revestimiento de pozo (casing) y de producción de pozos (tubing) fiable. NACE también define métodos de ensayos en su publicación TM-0177. Estos métodos fueron publicados por primera vez en 1977 y revisados posteriormente

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Tecnología La industria canadiense, pionera en la exploración y desarrollo de

condición en presencia de gas amargo proporciona retos técnicos en

campos con alta concentración de ácido sulfhídrico utilizó soluciones

términos de integridad del material así como de seguridad operacional

diseñadas para ambientes amargos antes incluso de la existencia de las

ya que el incremento de la resistencia del material fomenta la fragilidad

prácticas recomendadas por la IRP. El nacimiento de la IRP hace una

del mismo. Para solventar esta situación se necesitan innovaciones en

década ha fomentado la obligación de utilizar materiales especiales para

cuanto a composición química de los aceros y procesos de tratamiento

los pozos con condiciones críticas de H2S en Canadá y cabe destacar

térmico(6). Las zonas de la tubería de perforación más susceptibles a

que desde entonces no se ha reportado ninguna ruptura originada por

fragilización por hidrógeno son el recalque y el área de soldadura por

la presencia de ácido sulfhídrico.

fricción. Esta susceptibilidad se debe a factores metalúrgicos asociados

El desarrollo de varios campos en la cuenca de Sichuan en China,

a la microestructura, composición química tanto del cuerpo del tubo

ha generado retos en la perforación y seguridad industrial a causa de

como de las juntas roscadas, así como de los valores de dureza generados

la profundidad del yacimiento y a su alto contenido de gas amargo

posterior al tratamiento térmico localizado.

(alrededor de 14%). Debido a varios incidentes causado por el H2S en

Desde un punto de vista regulatorio cabe destacar que las iniciati-

las etapas de exploración y desarrollo, se ha empujado a las compañías

vas en curso como la revisión del IRP Volumen 1 y la emergente IRP

operadoras a seleccionar productos de perforación diseñados especí-

Volumen 6. Este último fue publicado en el 2004 y aborda prácticas de

ficamente para reducir mitigar los riesgos de rupturas y accidentes. En

perforación bajo balance con concentración crítica de H2S.

años anteriores al 2006 ocurrieron fallas importantes en este país por

De igual forma, la industria en China ha diseñado su propio es-

agrietamiento en presencia de sulfhídrico(2). La experiencia de los prin-

tándar para perforación en pozos con ácido sulfhídrico. Este estándar

cipales fabricantes tuberías de perforación ha permitido el desarrollo de

fue emitido por la Administración Nacional de la Energía de este país

grados de acero diseñados especialmente para resistir las condiciones

e implementado en el 2012(5). La especificación contiene elementos

más severas y fomentar prácticas de perforación más seguras. Estos

inspirados en la IRP 1.8 y la IRP 6.3 e incluye especificaciones para el

grados propietarios son fabricados teniendo en cuenta los métodos de

área de la soldadura por fricción en tubería de perforación.

ensayos propuestos por TM-0177-A de la NACE y las especificaciones de la IRP 1.8(3). La capacidad de estos grados a reducir el riesgo de ruptura ha sido corroborada después de 2006 por la exitosa utilización de los mismos en los pozos más difíciles de la zona.

Conclusiones La existencia de tubería de perforación con resistencia a la fragilización por hidrógeno se debe a una necesidad de la industria. Los

Otro ejemplo más reciente de la eficiencia de estas tuberías se

crecientes requerimientos en seguridad industrial y desempeño mecánico

ilustra con la exploración realizada en la región de Kurdistán al norte

han impulsado a los principales fabricantes a desarrollar materiales

de Iraq, donde la extracción de hidrocarburos comenzó en el 2007.

para tuberías de perforación capaces de resistir las condiciones más

Los pozos en esta área contienen cantidades significativas de gas H2S

desfavorables en cuanto a concentración de H2S se refiere. Hoy en

y pueden tener profundidades de hasta 20.000 pies. La utilización de

día existen especificaciones como la IRP Volumen 1 de Canadá que

grados convencionales de acero para tubería de perforación condujo

aborda la problemática de productos de perforación en presencia de

a fallas catastróficas en el 2010 después de haber perdido el control de

gas amargo. Los productos fabricados bajo esta especificación han sido

un pozo(4). Después de esta experiencia, la mayoría de las compañías

satisfactoriamente utilizados durante la última década. De igual manera,

operadores en la región han seleccionado cuidadosamente tubulares

la complejidad de los pozos que se perforarán en el futuro impulsará a

de perforación con alta resistencia al H2S para evitar tales incidentes.

fabricantes a continuar desarrollando materiales y productos con mayor

En Latinoamérica, cantidades significativas de productos de perfo-

resistencia mecánica y a la fragilización por hidrógeno.

ración para servicio amargo, especialmente tuberías pesadas y cuellos de perforación, han sido utilizados exitosamente tanto en pozos en tierra como en costas afuera. La utilización de estos productos en lugar de

(1) http://www.enform.ca/safety_resources/publications/PublicationDetails.aspx?a=15&type=irp

aquellos fabricados en base a especificación API ha resultado en una

(2) SPE#14968 - The Evolution of the Drill String Design on Sour

extensión de la vida útil de estas herramientas de hasta 10 veces el nú-

field (Puguang) to improve Performance and Safety margins in

mero de horas de rotación en pozo antes de ser retirados de la operación.

Sour environments (V. Flores, K. El Bachiri - Vallourec, F. Li, Y. Li,

Proyección de Futuro Con el aumento en la demanda de gas natural en diferentes partes

D. Zhang - Sinopec) (3) SPE#131268 - How to define a new higher strength drill pipe for maximizing safety margins in sour environments (V. Flores, K. El

del mundo, pozos con altas concentraciones de H2S que en algún mo-

Bachiri, A. Bertrand, A. Gateaud, H. Marchebois - Vallourec)

mento se pensó que era tarea imposible están siendo explotados. Para

(4) http://www.iraq-businessnews.com/2010/11/23/sterling-energy-

poder explorar, evaluar y desarrollar estos campos, que en algunos

shares-slump-after-broken-drill-pipe-in-kurdistan/

casos combinan la presencia de gas amargo con perfiles complejos

(5) Petroleum and Natural Gas Industries – OCTG used for special

que incluyen zonas direccionales y horizontales que generan solici-

environment. Part 2- Drill pipe used in sour oil & gas fields (Na-

taciones mecánicas adicionales, es necesario contar con la integridad del material seleccionado.

tional Energy Administration of China, 2012) (6) SPE#167939: New Generation of High Strength Sour Service Drill Pipe:

Es un hecho que para perforar pozos de profundidad o desviacio-

A Breakthrough Innovation to Address Ultra-deep and Extended-Reach

nes significativas se requieren aceros con mayor resistencia mecánica

Drilling Challenges Combined With H2S Environments (V. Flores, R.

para aguantar las cargas de tensión, torque y arrastre existentes. Esta

Rodrigues, K. Gedeke, F. Thebault, A. Thomazic - Vallourec)

Noviembre 2014 / Petroleum 298 49

SHA

Fernando Correa, Gerente de Higiene, Seguridad y Ambiente, habló con Petroleum de las exitosas estrategias de Prevención y Control de Riesgos de la compañía recientemente galardonada con la Cruz Esmeralda, máxima distinción conferida por el Consejo Colombiano de Seguridad

Fernando Correa, Gerente de Higiene, Seguridad y Ambiente de Mansarovar Energy

Mansarovar Energy

desempeño sobresaliente en seguridad industrial

l sector petrolero se ha caracterizado por ser líder en temas de seguridad industrial. Este año el Consejo Colombiano de Seguridad confirió la Cruz Esmeralda en la categoría de “Excelencia” a las compañías con menor accidentalidad laboral, un reconocimiento a las buenas prácticas en materia de prevención de riesgos, y en el que también son evaluados aspectos como el liderazgo gerencial, normas y procedimientos aplicados, investigación y análisis de los accidentes, métodos de entrenamiento y comunicación, higiene industrial, protección ambiental, uso de elementos de protección personal y preparación para emergencias. Una de las empresas distinguidas en 2014 fue Mansarovar Energy Colombia, operadora que explora, explota y transporta hidrocarburos con estándares internacionales y un control total de todos sus procesos, incluyendo la prevención y seguridad laboral. Para conocer más del conjunto de políticas y estrategias que en este ámbito ha implementado la compañía, conversamos con su Gerente de HSE, Fernando Correa, quien dijo a Petroleum que a lo largo de seis años lograron bajar sustancialmente las tasas de accidentalidad. “Gracias al compromiso asumido desde la alta gerencia y todas las instancias de la compañía, a partir de 2009 establecimos diferentes metas y objetivos a

50 Noviembre 2014 / Petroleum 298

3, 6 y 12 meses, lo que demandó un gran esfuerzo de comunicación y capacitación. El propio Presidente de la empresa se involucró en la difusión de los planes y estrategias de acción. Quisimos crear un sistema de gestión de una forma estructurada que permitió a los empleados contar con unas normas y estándares claramente definidos”. Además del compromiso visible de la dirección de la empresa, los objetivos establecidos como punto de partida para un modelo de gestión exitoso incluyeron: El diseño e implementación del programa de HSE, bajo las normas ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:2007. • Contratación de personal de HSE altamente calificado. • Controlar los riesgos de HSE de los procesos con la intención de mitigar los accidentes con tiempo perdido. • Definir las funciones, responsabilidades y competencias en HSE. • Formación en HSE a nuestros trabajadores y contratistas. • Reportar e investigar todos los incidentes, reporte de los actos y condiciones subestandar, para identificar y eliminar las causas básicas que generan los accidentes de trabajo. • Contratar con empresas de altos estándares en HSE.

Cultura Organizacional El éxito del programa radicó principalmente en que se hizo parte de la cultura organizacional de Mansarovar, explicó Correa, quien sostuvo que el personal en todos los niveles de la organización hasta los contratistas fueron capacitados en los aspectos de HSE, de esta forma los avances comenzaron a ser notorios y en Febrero de 2010 se obtuvieron las certificaciones ISO 9001. “Trabajamos también en el tema de cultura, no sólo porque la compañía quería que sus trabajadores realizaran sus labores de forma segura, sino también siendo consientes de su integridad y el resguardo de su entorno. Cada uno de los trabajadores regresa a su casa de la misma forma en que ingresa a la compañía”. Para la consolidación de una cultura de HSE, se buscaron modelos internacionales exitosos, optando finalmente por el proceso HSE 24/, donde todos los empleados asumen su competencia y responsabilidad por su propia seguridad y salud, respetando el ambiente y bienestar de todos quienes le rodean, un modelo que a su vez demanda acciones claves, tales como el mejoramiento continuo, la gestión de riesgos e impactos ambientales, el fortalecimiento de competencias en HSE, gestión de HSE para los contratistas, inspecciones gerenciales, reporte de actos y condiciones, manejo e

SHA investigación de incidentes y auditorías. Con el asesoramiento de Intertek, se realizó una encuesta para tener un diagnóstico inicial, pasando luego a los talleres con la alta gerencia para definir metas y objetivos, los cuales fueron socializados en cada uno de los niveles de la organización junto al taller de capacitación en el que se reforzaron los conceptos de HSE 24/7, que implica el análisis personal del por qué se debe trabajar de forma segura. Estos talleres cubrieron cinco pasos específicos: 1. Observar los comportamientos seguros y las condiciones de riesgo. 2. Acentuar las cosas que se están haciendo bien, comentarle al trabajador que su acción es correcta. 3. Realización de preguntas abiertas sobre cómo lo está haciendo y por qué lo está haciendo. 4. Enfatizar en la situación de riesgo. Se busca la peor situación y se pregunta sobre lo que podría pasar si alguna acción, elemento y/o persona causa un accidente. 5. Establecimiento de acuerdo con cada

trabajador. Se muestra la forma más segura de operar. El objetivo no es castigar sino incentivar el cambio de actitud de forma positiva. ¿Qué otros aspectos engloba la capacitación de los trabajadores? - Todos los trabajadores deben asistir a un taller previo. En casos de riesgos altos, es el equipo y el asesor quien evalúa hasta dónde puede trabajar alguien en ciertas condiciones. El supervisor en seguridad también es capacitado para exigir e insistir en el tema de seguridad. El taller ya ha sido interiorizado por profesionales de Mansarovar, quienes a su vez continúan entrenando a otros trabajadores de forma continua.

Resultados Refiriéndose a los resultados del programa, Correa enfatizó que han sido categóricos: “en Diciembre de 2008 finalizamos con 18 incidentes con tiempo perdido por millón de horas-hombre trabajadas, mientras que en Diciembre de 2013 cerramos con 0.2 incidentes con tiempo perdido por millón de horas-

hombre trabajadas. En total hemos alcanzado 5 millones de horas hombre sin accidentes”. En materia de Salud partimos igualmente del reconocimiento de la responsabilidad que tiene cada trabajador en su propio resguardo. En la empresa manejamos diferentes programas preventivos para todo el personal, a nivel cardiovascular, óseo, articular y psicosocial. Si alguien tiene problemas en estos niveles contamos con programas dirigidos por especialistas. Regularmente se práctica el chequeo médico ocupacional anual y en base a los resultados se hacen programas personalizados.

Ambiente En el tema de impacto ambiental, Correa puntualizó que Mansarovar va más allá del cumplimiento de la normativa legal. “Manejamos programas de biodiversidad, por ejemplo, creamos un programa de vigilancia del Chavarri, un ave en peligro de extinción que está en nuestros campos en Moriche, y que gracias a esta iniciativa cuenta con un medio que le permite sobrevivir. También realizamos programas de reforestación voluntaria, el repoblamiento de peces en la

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SHA

SEGURIDAD INDUSTRIAL. Durante un entrenamiento para emergencias con sustancias químicas, el colaborador porta un traje para protección de inhalación de vapores

laguna de Palagua, cerca de nuestras instalaciones, y estamos creando programas más estructurados en el área de sostenibilidad y manejo de residuos. Queremos producir más con menos recursos, con el fin de ahorrar agua y energía, así como también disminuir la huella de carbón”.

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Alcance de los programas Además de la labor al interior de la empresa los programas se aplican por igual a las compañías contratistas, beneficiando también a las comunidades, las cuales se dan cuenta del impacto positivo que nuestros programas tienen en ellas.

“Para nosotros es imposible contratar a alguien que no entienda lo vital que es la seguridad para su trabajo y la operación de la compañía, por eso capacitamos a las empresas contratistas, a los gerentes, supervisores y trabajadores. Hemos dictado talleres y diplomados específicos para empresas locales, es decir, no sólo capacitamos a nuestros trabajadores, sino también a las personas de la comunidad que quieren trabajar con nosotros, de esta forma exigimos pero también ofrecemos las herramientas para que se puedan vincular”. Por otra parte, los programas de educación ambiental son dirigidos a la comunidad y autoridades ambientales. Además, la compañía se ha integrado al CECODES -una red de empresas industriales- para aprender otras prácticas que le permitan mejorar y compartir sus casos de éxito. “Nuestros retos operacionales apuntan a ser cada vez mayores, y la seguridad de procesos proporciona un medio para alcanzar un desempeño de excelencia”, concluyó el Gerente de HSE de Mansarovar.

Software

implementa software Ikon Sciencie RokDoc RT Para el control de presión de poro en tiempo real durante la perforación

eatherford International licenció el sistema de software RokDoc RT™ de Ikon Science para apoyar su equipo global de especialistas de presión de poro en la plataforma basada en tiempo real. El sistema RokDoc RT ofrece herramientas de modelado críticos que permiten recalibrar el plan del pozo a las características de la formación y límites reales de presión de poro encontrados durante la perforación (PPwD). El monitoreo PPwD en tiempo real es una actividad de rápido crecimiento y operadoras en todo el mundo han aumentado su inversión en manejo y mitigación de riesgos en perforación costafuera profunda y ultraprofunda. Incidentes relacionados con la

presión de poros representan más del 40% de todos los tiempos no productivos (NPT) durante las operaciones de perforación. “Ikon Science se complace en apoyar a la División de Registro de Superficie de Weatherford con una herramienta madura y eficaz para manejar el riesgo de presión durante la perforación”, dijo Martyn Millwood Hargrave, CEO de la empresa. “Con más de 50 años de experiencia en PPwD, esperamos con interés trabajar con una de las compañías de servicios petroleros de primer nivel para monitorear y anticipar eventos de presión de poro, reducir los costosos TNP y permitir a los perforadores de pozos diseños complejos con total seguridad”.

Por su parte David Tonner, Director de Sistemas de Registro de Superficie de Weatherford, dijo que “los conceptos innovadores y sólidas tecnologías entregados por la plataforma RokDoc es un good match para nuestros experimentados consultores de localización de pozo y las herramientas avanzadas y servicios de apoyo”. Destacó el compromiso de la compañía hacia la optimización del proceso de perforación y en todas las áreas de prestación de servicios, con lo cual la adopción de un nuevo sistema de software avanzado “para nuestros especialistas de presión de poro es otro activo para ayudar a los clientes a alcanzar sus objetivos de forma rápida y segura”.

Torneo de Golf Prieto Invitacional 2014 Ricardo Ramírez, Milton Méndez, Alexander González, Alan Black, Carlos Sánchez, Edgar Peláez, Laura de Prieto, Carlos Antonio Prieto, Marinela de Prieto, Ana María de Prieto, Rodulfo José Prieto, Dr. William Fisher y Winston Carrillo en la entrega del certificado del Fondo

seis meses de establecido el Fondo Permanente a la Excelencia, en Memoria del geólogo Rodulfo Prieto Cedraro, sus amigos, colegas y familiares anunciaron el logro de la meta administrativa-financiera requerida por este fondo que será destinado exclusivamente a beneficiar la reconocida Cátedra del Dr. William Fisher, en la Facultad Jackson de Geociencias de la Universidad de Texas en Austin. Fisher fue un admirado profesor y mentor de Prieto Cedraro durante su formación académica en esa casa de estudio. La recolección de fondos para cumplir la meta establecida se llevó cabo el 4 de Octubre durante el “Torneo de Golf Prieto Invitacional 2014” en el Club de Golf Cinco Ranch de Katy, Texas. Allí, más de 100 jugadores inscritos y asistentes en general compartieron un día de golf, almuerzo, premios y celebraciones a

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la memoria de Prieto, quien en vida fue socio activo del club y frecuente jugador. El evento fue honrado con la presencia del Dr. William Fisher quien anunció el cumplimiento de los objetivos del proyecto que implicaban reunir una cantidad sustancial de aportes, en un plazo de tres años, para dar al fondo perpetuidad financiera en la universidad. Hoy este Fondo Permanente se compone de más de 180 contribuciones individuales de familiares, amigos, colegas, conocidos y corporaciones. “Rodulfo dijo varias veces que uno de sus proyectos a realizar era enseñar, dedicarse a la docencia. Otro proyecto logrado; el fondo a su memoria hará de ese deseo una realidad desde ahora y hasta siempre en su querida universidad”, comentó el Comité Organizador del Torneo.

Software

lanza plataformas de software 2014 Las nuevas versiones 2014 de los softwares líderes en la industria E&P Petrel, Techlog, Studio y Ocean mejoran la integración, colaboración y productividad de equipos multidisciplinarios Petrel 2014 ofrece una nueva experiencia de usuario para un cambio de ritmo de la productividad

“

Las decisiones de inversión en exploración y producción son impulsadas cada vez más por modelos digitales que permiten los análisis de datos físicos a través de la aplicación de flujos de trabajo que incorporan las mejores prácticas de la industria,” dijo Uwem Ukpong, Presidente de Schlumberger Information Solutions. “Las plataformas de software Schlumberger 2014 están diseñadas para ofrecer un cambio de ritmo de la productividad e integración de equipos multidisciplinarios que trabajan a lo largo de toda la cadena de hidrocarburos, desde el espacio poroso a las facilidades de producción”. Petrel 2014 ofrece flujos de trabajo de colaboración con la mejor tecnología en su clase y la innovación líder que une a la perfección los dominios del subsuelo de la geofísica, geología, modelización geológica, ingeniería de yacimientos y perforación, en un ambiente de productividad sin precedentes. Este enfoque permite a las empresas estandarizar los flujos de trabajo desde la exploración hasta la producción para tomar decisiones más informadas con una clara comprensión de las oportunidades y los riesgos. Techlog 2014 ofrece un entorno altamente integrado para procesar datos de pozos y entregar resultados, con un cambio radical en el rendimiento y escalabilidad, así como una amplia gama de nuevas características y mejoras en todo el sistema. Organiza de manera eficiente no sólo datos, sino también los flujos de trabajo interdisciplinarios en todo el ciclo de vida de E&P. Esta nueva versión incluye funcionalidad para ampliar la oferta de perforación en la

plataforma Techlog y simplifica la administración de una multitud de datos complejos para reducir el tiempo de respuesta y la transferencia de datos. Studio 2014 se entrega con la plataforma Petrel e impulsa la colaboración multidisciplinaria. Los usuarios pueden buscar datos en contexto, y de forma óptima compartir y gestionar esta información. Las nuevas herramientas de visualización de

contenido permiten la vista previa de los resultados de búsqueda. Asimismo, Ocean ofrece a las compañías de petróleo y gas la libertad para crear una ventaja mediante la construcción o integración de tecnologías especializadas y flujos de trabajo directamente dentro de las plataformas de software Schlumberger, incluyendo Petrel E&P y Studio E&P. www.software.slb.com

Noviembre 2014 / Petroleum 298 55

Calendario

03 - 07 Noviembre VIII INGEPET Lima, Perú

www.ingepet.com

Media Partner

04 - 06 Noviembre

Ingeniería 2014 Latinoamérica y Caribe - Congreso y Exposición Buenos Aires, Argentina

04 - 07 Noviembre

Expo Oil & Gas Colombia 2014 Bogotá, Colombia

www.expooilandgascolombia.com

www.ingenieria2014.com.ar

Revista Oficial

2 0 1 4

20 - 22 Enero 2015

27 - 29 Mayo 2015

Pan American Mature Fields Congress

I Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos

Veracruz, México

Cartagena, Colombia

www.maturefieldscongress.com

Media Partner

www.coflucempo.com

Revista Oficial

2 0 1 4 03 - 07 Noviembre - IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos “Rompiendo Paradigmas” Mendoza, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2014/conexplo/

04 - 06 Noviembre Deepwater Operations Conference & Exhibition

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

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

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

Galveston, USA - www.deepwateroperations.com/

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

08 - 11 Noviembre - 34ª Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica

26 - 28 Noviembre - 11th Southern Cone Energy Summit

11 - 12 Noviembre - 11th Southern Cone Energy Summit

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

Río de Janeiro, Brasil - www.apla.com.ar

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

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

www.energy.fleminggulf.com/

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

10 - 11 Diciembre - GTW Colombia 2014: Expanding Unconventional Resources in Colombia with New Sciences

12 - 14 Noviembre 2do Congreso Internacional de Responsabilidad Social

10 - 12 Diciembre - NAPE Rockies 2014

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

Buenos Aires, Argentina - www.cirs2014.com/

Bogotá, Colombia - www.aapg.org

Denver, USA - www.napeexpo.com/nape-shows/nape-rockies

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

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Gente

Nuevo Director General de la ANLA

ernando Iregui Mejía asumió como nuevo Director General de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA, entidad responsable de revisar, analizar y otorgar los permisos para poner en marcha proyectos mineros, energéticos y de infraestructura en Colombia. Iregui es abogado de la Universidad del Cauca y Especialista en Derecho Ambiental de la Universidad del Rosario. Previo a su nombramiento se desempeñaba como Jefe de la Gerencia Social Ambiental de la Vicepresidencia Fernando Iregui Mejía de Planeación y Entorno de la Agencia Nacional de Infraestructura, ANI. Desde Octubre 2011 a Junio 2012 apoyó jurídicamente las actividades de la ANLA relacionadas con proyectos, obras o actividades, sujetos de licenciamiento, permiso o trámite ambiental. Desde 2005 a Septiembre 2011 fue Asesor Jurídico en el área de Licencias, Permisos y Trámites Ambientales de la Dirección de Licencias del anterior Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.

Presidente Ejecutivo de Campetrol

Viceministra de Minas de Colombia

aría Isabel Ulloa fue juramentada como Viceministra de Minas de Colombia, en reemplazo de César Díaz, quien ejerció el cargo durante el periodo del Ex Ministro Amylkar Acosta. Es abogada de la Universidad de Los Andes, con maestría en Administración Pública de la Universidad de Nueva York. Tiene amplia experiencia en el sector público y asuntos políticos. Fue asesora de Presidencia de la República, María Isabel Ulloa del despacho del Ministerio de Hacienda y el Ministerio del Interior. También trabajó en el Ministerio de Minas y Energía, donde fue Secretaria Privada del Ex Ministro Federico Renjifo, y estuvo involucrada en el desarrollo de varios de los lineamientos de la política minera. Recientemente, venía desempañándose como Coordinadora del Grupo de Regalías de Minhacienda, cargo en el que se ocupó de implementar las funciones relacionadas con el Sistema General de Regalías.

Rubén Darío Lizarralde

a Junta directiva de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol, creó la Presidencia Ejecutiva del gremio, designando para ocupar esta posición a Rubén Darío Lizarralde. Por su parte, Margarita Villate fue ratificada como Directora Ejecutiva. Lizarralde posee una amplia trayectoria, desempeñándose como Ministro de Agricultura y Desarrollo Rural; Gerente General Indupalma; Secretario de Hacienda de Bogotá; Asistente por Colombia y Perú en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Corporación Financiera Interamericana en Washington; Vicepresidente Administrativo de la Compañía Colombiana Automotriz y Viceministro de Desarrollo Económico, entre otros importantes cargos. El nuevo Presidente Ejecutivo de Campetrol afirmó que el sector al que representa esta institución es uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se va a soportar el desarrollo económico y social de Colombia. Noviembre 2014 / Petroleum 298 57

Última Página

La silenciosa revolución del Mini GNL Álvaro Ríos Roca*

Un proyecto de Mini GNL por barco está a punto de iniciar operación en Colombia el 2015 para servir mercados más cercanos en Centro América, el Caribe o Sur América

ace solo dos décadas atrás, cuando se descubrían recursos o reservas de gas natural, la desazón era grande. La búsqueda se centraba en buscar petróleo. Esta sensación aún perdura hasta nuestros días, pero no en la misma intensidad. La gran problemática del gas natural es que es costoso de transportarlo y mucho más aun de almacenarlo, comparado al petróleo y sus derivados. Por ende su monetización fue, es y seguirá siendo más compleja. Los gasoductos empezaron desarrollando la industria del gas natural en un contexto más nacional o regional. Se dio luego la tecnología del Gas Natural Licuado, GNL, como alternativa para transportarlo en forma líquida a través de océanos y a más largas distancias, donde podía competir con los grandes gasoductos. Así se unieron grandes reservas y demandas existentes en diferentes partes del globo. Hoy día, el GNL representa ya algo más de 10% del total de la demanda de gas natural a nivel global. La tecnología para licuar, transportar y regasificar ha evolucionado y reducido los costos. En especial se ha optado por barcos más grandes y los nuevos proyectos de licuefacción flotante, FLNG, que son ya una realidad en algunas partes del planeta. Empero en los cinco años pasados, lo que estaba reservado para grandes distancias y volúmenes de GNL, está haciéndose realidad para pequeños volúmenes y distancias menores, mucho más proclives a transporte en tierra que por océanos. Hablamos del Mini GNL o Small LNG que se prolifera a pasos agigantados en varios lugares del planeta y en especial en Norte América (USA, Canadá y México, que tienen un mercado integrado). Expliquemos por qué. La principal razón es el desacople de los precios del petróleo y sus derivados en rela-

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ción a los precios del gas natural en Norte América, por efecto de los shales. Por varios años los precios de mercado (fijados por la oferta y demanda) entre el petróleo y gas natural en términos energéticos eran muy parejos. Esto ocurre hasta el año 2004/2005, fecha a partir de la cual se da un desacople muy fuerte y todo indica que continuará por varios años más, sino décadas. En los últimos seis años, la diferencia (spread) en precio en términos energéticos del petróleo con el gas natural ha sido en promedio de 10 USD/MMBTU. Si miramos el promedio con respecto al diesel y gasolina, que tienen costo de refinación, estamos hablando de una diferencia promedio de 14 a 15 USD/MMBTU. Para referencia el precio de venta de gas natural de Bolivia a Brasil está cercano a los 9 USD/MMBTU en frontera y el precio de venta de gas natural a usuarios eléctricos e industriales en Perú está en 5 a 6 USD/MMBTU. Este diferencial de precio ya observado desde hace casi una década en Norte América, está disparando el ingreso acelerado de gas natural al sector transporte (camiones, trenes, barcos, tractores, orugas, aviones, etc., etc.) vía Mini GNL o Small LNG. Existen fuertes inversiones en investigación y desarrollo tecnológico en dos frentes. Una para hacer menos costosa y más

eficiente (modular) licuefacción, transporte (camiones y trenes) y regasificación del gas natural (modulares). Otro frente son las inversiones en investigación y desarrollo tecnológico para cambiar el uso del sector transporte hacia el gas natural. Es así que ya se ven flotas de camiones, barcos, maquinaria y hasta motocicletas que están girando hacia el gas natural. Es más, un proyecto de Mini GNL por barco está a punto de iniciar operación en Colombia el 2015 para servir mercados más cercanos en Centro América, El Caribe o Sur América, donde las distancias y demandas son menores. Este impulso del Mini GNL está siendo introducido en otros países que tienen diferencial de precios entre los derivados del petróleo y los de gas natural, como es el caso de Perú y Colombia, o en proyectos de masificación del uso de gas natural con carácter social como son el caso de Ecuador, Perú y Bolivia. Lo cierto es que el gas natural no solo se perfila como el energético preferido en la combustión para generar energía eléctrica o generar calor, sino que hace una fuerte incursión en el segmento transporte. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo