Enero 2015 - Petroleum 300 by Revista Petroleum

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Enero 2015

TECNOLOGÍA

Análisis capacitivo: Medición versátil del corte de agua

Rendición de cuentas de la ANH

Producción de

campos maduros

Petroleumag

Enero 2015 Año 30, Nº 300 Portada:

Software For Formation Evaluation

Datalog Colombia celebró 25 años de servicio

Actividad petrolera en el sector Las Morochas, Costa Oriental del Lago de Maracaibo (Foto: Mirna Chacín)

Datalog Colombia enfocada en el servicio al cliente

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó su marco estratégico y logros obtenidos durante 2014

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CORNISA CUADRANTE LIBRARY WAREHOUSE CALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA

SPWLA-C.A.F.E. cerró su ciclo de conferencias de 2014 reuniendo a expertos en petrofísica y desarrolladores de software en un espacio de exposición de inquietudes y generación de soluciones informáticas

Desde 1989 la empresa ha ofrecido servicios especializados en interpretación geológica y de ingeniería

E&P Ecopetrol inauguró laboratorio para estudios de aumento del factor de recobro En el Golfo de México

Chevron inició producción en campos Jack y St. Malo

En 2014 Inversiones exploratorias de la ANH ascendieron a COP$245 mil millones

Por Susan Smith Nash, Ph.D., Directora de Educación y Desarrollo Profesional de la AAPG

Foro Preguntas y Respuestas del Fracking Expertos nacionales e internacionales discutieron sobre los beneficios y riesgos del desarrollo de yacimientos no convencionales en Colombia en el marco del foro organizado por la Revista Semana, con el auspicio del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos

Reporte Exploración en América Latina Perspectivas 2015 Las proyecciones para el sector de hidrocarburos en 2015 son un tanto sombrías. Concretamente en lo que respecta a América Latina, al cierre de 2014 la mayor parte de los reportes no eran nada halagüeños. Por el contrario, develaban la preocupación generalizada por el presagio de una menor inversión en exploración

tecnología Análisis capacitivo: Medición versátil del corte de agua para la industria petrolera

Por Robert J. Irving, Vicepresidente, AMETEK Sensor Technologies

La caída del precio del petróleo y la “enfermedad holandesa” En los últimos meses de 2014 este síndrome reapareció con consecuencias potenciales graves, frente a lo cual es importante identificar su impacto y los pasos para combatirlo

ESCENARIO

En aplicaciones que van desde la transferencia de custodia hasta la comprobación de pozos, los sensores capacitivos proporcionan una mezcla eficaz de exactitud y confiabilidad, con respecto a los costos

ESPECIAL

La entidad que tiene por objetivo promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos de Colombia, realizó el 11 de Diciembre su Rendición de Cuentas, ejercicio democrático en el que dio a conocer los resultados de su gestión

Curva de producción de un campo maduro

SECCIONES

IN SITU

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tecnología y comercio Tecnologías de producción para campos maduros Para las empresas de petróleo y gas es fundamental mejorar la recuperación de campos maduros. Ello centra el interés de la industria en buscar mejorar su rendimiento a través de tecnologías innovadoras que a su vez permitan maximizar sus reservas

PREVIEW Pan American Mature Fields Congress 2015 Veracruz, México 20 – 22 de Enero

ENERO 2015 I Petroleum 300

Contenido

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Cornisa

PETROLEUM 300 Jorge Zajia, Editor

uando Petróleo y Tecnología (revista antecesora de Petroleum) salió al público en Enero de 1977, el crudo marcador WTI (West Texas Intermediate) se cotizaba a 13.30 dólares el barril ($/Bbl). Un precio exorbitante comparado con los “piches” 2 dólares que promediaba a principios de esa década, en 1970. Cuando Petroleum vio la luz en 1984, el costo del preciado carburante -que se había mantenido rondando los 12 dólares-, promedió los 28 $/Bbl, producto del salto olímpico que había dado en 1979 cuando llegó a 30 dólares y que en esa época amenazaba con romper la barrera de los 40 $/Bbl al promediar su máximo histórico de 35.69 $/Bbl en 1980. Ese año cundió el pánico mundial ante los pronósticos que aseguraban que las fuentes de petróleo se agotarían hacia finales del siglo XX y que el precio del barril superaría la barrera de los 200 dólares. Cosas que, como todos sabemos, no han sucedido todavía. Petróleo y Tecnología dejó de circular en Diciembre de 1983. Los cinco primeros años fue bimestral y en sus dos últimos años se realizaron siete números en cada uno, para un total de 44 ediciones; las cuales al sumarlas a las 300 que hoy celebra Petroleum, totalizan 344. Petroleum, La Revista Petrolera de América Latina, inició sus ediciones en Mayo de 1984, con nuevos socios pero con el mismo equipo editorial de su antecesora, incluyendo a su editor, su directora, su diseñador y su administradora. Su nombre lo tomamos del Latin –Petra Oleum, Aceite de Piedra-, que aunque en Inglés se escribe igual, su pronunciación es diferente. Al principio se editó bimestralmente y desde 1991 se edita mensualmente, “todos los meses”, y hoy es la única revista petrolera de circulación mensual en Español en el mundo. En esos días, en 1990, los precios del oro negro habían repuntado a 23.76 $/Bbl. Muy bueno para la época, ya que los cinco años anteriores habían oscilado a un promedio anual entre los 14 y 18 dólares por barril. En 1994 se desploman nuevamente a 15.46 dólares y en 1996, en ese cíclico vaivén, repuntan y se sitúan en los 20.64 $/Bbl. A pesar de esa inestabilidad, propia del mercado petrolero mundial, Petroleum continuaba consolidándose año tras año como la revista con la mayor circulación en la región, con un contenido técnico de alto interés para los ejecutivos, profe-

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sionales y técnicos de la industria petrolera global y con información de actualidad sobre la dinámica del negocio petrolero a nivel mundial. 1998 fue un año especial. El precio del aceite de piedra se desplomó y llegó a tocar los 7 $/Bbl y ese año promedió un precio similar al de 1976: 12 $/Bbl, que en términos de dólares de 1999 significó que pasó de 35.83 dólares a 13,40 $/Bbl en 1998. Ese año se produjo otro hecho que habría de cambiar el rumbo de Venezuela y de muchos países de la región. En unas reñidas elecciones para la presidencia de la república resultó ganador Hugo Chávez. Al año siguiente, en 1999, su precio promedio ganó 5 dólares y desde entonces se había mantenido subiendo sostenidamente, con leves y puntuales fluctuaciones, año tras año. En el 2008 se produce un nuevo récord del precio del carburante al alcanzar un pico de 130 dólares por barril y promediar la cifra récord de 99.67 $/Bbl. Al año siguiente el crudo cae bruscamente a 40 $/Bbl, sin embargo, el promedio del año es de 61 dólares, muy buenos para esa época. En el 2014 el precio siguió la ruta ascendente, el cual hasta Octubre se mantuvo por encima de los 100 dólares, hasta que de repente y sin que nadie lo esperara, empezó a declinar abruptamente y al momento de escribir esta nota, el 16 de Diciembre, se cotizaba a 55.55 $/Bbl…y bajando. Petroleum, en definitiva, con una historia de 37 años cumplidos y 300 ediciones, ha aprendido a vivir y subsistir dentro del volátil mercado petrolero mundial, con sus alzas y sus bajas. Esta etapa de los últimos 15 años ha sido atípica por lo prolongado del tiempo que el petróleo mantuvo su precio tan alto. Mientras tanto seguiremos como siempre haciendo lo que mejor sabemos hacer que es trabajar duro, con honestidad y ética periodística a sabiendas que ya volverán los buenos tiempos. Que después de la tempestad viene la calma. Por lo tanto, al celebrar con ustedes, queridos lectores, anunciantes y amigos, esta edición No. 300 de Petroleum, queremos reafirmar nuestro compromiso de seguir profundizando los temas que marcan la pauta en el día a día de la industria que mueve al mundo, con artículos exclusivos sobre las tecnologías y los negocios y así brindarles el conocimiento que requieren y la proyección que necesitan para consolidarse en este competido y complejo mercado.

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

Estimado lector: El arribo de La Revista Petrolera de América Latina a su edición No. 300 es un logro que nos motiva muy especialmente, a agradecer la confianza que nuestros lectores nos han brindando a lo largo de casi cuatro décadas de trayectoria, divulgando los avances en la Industria del Petróleo y Gas en Latinoamérica. Hemos crecido juntos, consolidándonos año tras año como la única revista mensual especializada del Sector en español, con la mayor circulación, con un contenido técnico de alto interés para los profesionales de la Industria, e información de actualidad sobre las actividades y hechos más relevantes en la dinámica del negocio petrolero mundial y regional. Más de 10.000 suscriptores en las principales regiones petroleras del mundo reciben Petroleum para profundizar en los temas que marcan pauta en el día a día de la industria que mueve al mundo. Artículos exclusivos sobre tecnologías y negocios, reportes sobre las actividades de Exploración y Producción, entrevistas y reseñas de los principales escenarios petroleros brindan a nuestros asiduos lectores la actualización permanente que requieren. Nuestro desafío es seguir respondiendo a su preferencia, satisfaciendo sus necesidades de información. Por ello le invitamos a continuar a nuestro lado, en conexión estrecha con nosotros, vía portal web o redes sociales. Si ya está registrado en www.petroleumag.com actualice sus datos; si aún no se ha suscrito, hágalo hoy mismo, es gratis. Somos y seguiremos siendo su primera ventana a la industria petrolera de América Latina.

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Cuadrante

copetrol informó que su Junta Directiva aprobó para 2015 la realización de inversiones por US$7.860 millones, las cuales están “alineadas con la nueva estrategia corporativa a largo plazo (2030) enfocada en la generación de valor y la sostenibilidad, y acorde con la coyuntura actual de precios en el mercado internacional”. Del total de inversión, US$4.113 millones corresponden a proyectos de Ecopetrol y US$3.747 millones a proyectos de compañías filiales y subsidiarias. 92% de las inversiones se realizará en Colombia y el restante 8% en el exterior. El mayor porcentaje de los recursos se dirigirá a producción, a la culminación de la modernización de la refinería de Cartagena y al fortalecimiento de la capacidad de transporte. El mayor ajuste corresponde al negocio de exploración, al que se destinará US$503 millones de dólares vs. US$1.560 millones presupuestados en 2014.

chlumberger Ecuador y Massachusetts Institute of Technology celebraron un acuerdo de entendimiento para el intercambio profesional, tecnológico y educativo. En una primera fase la empresa de servicios petroleros acogerá a estudiantes de los prestigiosos GO−Lab y G−LAB del M.I.T para el desarrollo de sus proyectos de Action Learning, que contribuirá a la solución de problemas reales en Ecuador, con aplicaciones globales prácticas para varias industrias. Asimismo, la implementación de un FabLab (laboratorio de Innovación y Fabricación) conecta a la red global de laboratorios de desarrollo de innovaciones, contribuirá al apoyo de cambio de matriz productiva del país.

emex y Reliance Industries, de India, firmaron un memorándum de entendimiento para intercambiar experiencias e impulsar la colaboración tecnológica. Bajo este acuerdo ambas empresas explorarán conjuntamente oportunidades de negocios en diversas áreas de la cadena de hidrocarburos, tanto en temas de exploración y producción, como de refinación y transformación industrial. Asimismo se incluyen intercambios técnicos y la realización de talleres de capacitación, atendiendo el interés de ambas partes de fortalecer el talento humano y la formación especializada. Tanto Pemex como Reliance coinciden en el compromiso de impulsar actividades sustentables y de responsabilidad social.

PF y Petronas firmaron un acuerdo de inversión definitivo por US$550 millones para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, Argentina. En Marzo de 2015 se iniciará la primera de tres fases anuales para el desarrollo de un piloto de shale oil en el bloque La Amarga Chica, en el que Petronas aportará US$475 millones para la perforación de 35 pozos, verticales y horizontales; completar un programa de adquisición y procesamiento de sísmica 3D e instalar facilidades para evacuar la producción del área durante el piloto. YPF será el operador del bloque, que tiene una superficie de 187 km2. Concluida la etapa piloto y en función de los resultados, las empresas prevén la continuidad del proyecto en modo factoría, lo que conllevaría a un desarrollo completo del área de concesión con la perforación de más de 900 pozos.

acific Rubiales Energy firmó un acuerdo preliminar con Alfa S.A.B. de C.V. para la conformación de una empresa conjunta en México sobre una base 50/50. La empresa tendrá la misión de emprender un estudio conjunto de activos en la ronda licitatoria de petróleo y gas en 2015; la adquisición de contratos de servicios con miras a realizar la migración a contratos de E&P; el desarrollo de activos de petróleo y gas natural en México, así como de cualquier otro negocio complementario, incluyendo proyectos midstream.”Estamos complacidos por asociarnos con Alfa en este acuerdo, que une las fortalezas y ventajas de ambas compañías, para identificar y perseguir las oportunidades que ofrece la reciente apertura del sector energético mexicano a la inversión extranjera”, comentó Ronald Pantin, Director Ejecutivo de Pacific Rubiales.

etroEcuador confirmó que el precio de sus exportaciones de crudo se calcula en base al Argus Sour Crude Index (ASCI?), un índice de referencia publicado por el proveedor de cotizaciones de precios, inteligencia e información de los mercados de energía, Argus Media. El anuncio representa la primera aplicación constante de este índice para valorar las exportaciones de crudo latinoamericanas. PetroEcuador utiliza el ASCI? en los precios de crudo Napo y Oriente como elementos en su innovadora fórmula en la cual se calcula un descuento al precio de referencia estadounidense WTI. La fórmula está sujeta a ajustes por niveles de calidad y flete. El ASCI? es un promedio ponderado del precio diario del crudo mediano en el Golfo de México. Sus componentes son los crudos Mars, Poseidon y Southern Green Canyon.

l Gobierno peruano planea llamar a licitación a mediados de 2015 para construir un nuevo ducto que transportará gas a la región centro norte del país, en el marco de un plan integral que busca garantizar la seguridad energética y abastecer la creciente demanda interna de gas natural, que ha aumentado fuertemente en los últimos años por un mayor uso en la industria local y doméstica. La nueva línea abastecería de gas a las ciudades andinas del valle del Mantaro, en la región de Junín -al este de Lima- y avanzaría por la costa hasta la ciudad norteña de Talara, en la región de Piura, donde se ubican campos petroleros y la refinería de Petroperú.

ET México Pipeline Partners, subsidiaria de NET Midstream concluyó la construcción del gasoducto de 200 km que transportará gas de Eagle Ford Shale (Texas) a la frontera mexicana. El gasoducto va desde la central de conexión de Agua Dulce, en el condado de Nueces, en el sureste de Texas, hasta un punto cercano a la comunidad fronteriza de Río Grande City, en el condado de Starr. La línea de conducción está diseñada para transportar 2.300 MMpcd de gas pudiendo ampliarse hasta 3.000 MMpcd con compresión adicional. El gasoducto está anclado en un contrato de largo plazo con la compañía MexGas Supply Ltd., subsidiaria de Pemex Gas.

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In Situ

Software For Formation Evaluation

l 26 de Noviembre en el Centro de Convenciones AR de Bogotá, especialistas de Schlumberger, Baker Hughes, IBM y AIP presentaron diferentes soluciones de software aplicables en modelamientos petrofísicos. César Patiño, Presidente del Capítulo Colombia de la Society Petrophysics Well Log Analyst, SPWLA - C.A.F.E., tuvo a su cargo la instalación del evento, y en sus palabras destacó la importancia de crear escenarios en los cuales diferentes disciplinas se integran con el propósito de generar nuevos y mejores análisis frente a los actuales retos que se presentan en el entendimiento de los yacimientos, desde la ingeniería de petróleos, la geología y la geofísica. Software For Formation Evaluation reconoce la importancia de integrar la parte física pero también la química de la roca, así como su análisis, hacia lo cual se están enfocando las nuevas aplicaciones. Por esto no sólo vincula a ingenieros de petróleos y geólogos, sino también a ingenieros de sistemas, de monitoreo y físicos. Alex Cuadrado de AIP, realizó una comparación del desarrollo de modelos petrofísicos convencionales y no convencionales utilizando PRIZM-Geographyx Discovery. El experto mostró un ejemplo acerca del uso del software y afirmó que la herramienta es fácil de usar y permite crear sofisticados modelos petrofísicos. En el modelo secuencial expuesto se observó que el software genera registros rápidos e interactivos con un desempeño ágil para diferentes ecuaciones. Luisa Ana Barillas de Schlumberger, enfocó su presentación en la aplicación de flujos de trabajo petrofísicos en reservorios no convencionales, los cuales poseen diferentes características, siendo yacimientos complejos que ameritan una solución integrada desde la evaluación, la perforación, el completamiento y la producción. La experta demostró que por medio de Techlog se realizan diferentes evaluaciones sobre el contenido del carbono orgánico total, así como la correlación entre el TOC estimado y el contenido en el núcleo. En relación a la mineralogía y los fluidos, indicó que resulta ser litología muy compleja por lo que la espectroscopía es fundamental

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para su análisis. Estos datos se ponen en el Quanti. ELAN (módulo para crear un modelo multimineral y determinar la densidad del grano) para determinar el Phi y el hidrocarburo in situ. Tras explicar que todos estos parámetros se deben tener en cuenta para los intervalos de frac- Albeiro López, Thais Rebeiro, César Patiño, de SPWLA - C.A.F.E; Luisa Ana Barillas, Schlumberger; Álvaro Díaz y Manfred Martín, SPWLA - C.A.F.E; Soraya Silva, IBM; Elizabeth Vicente, Baker Hughes; turamiento, afirmó Alex Cuadrado, AIP y Maged Fam, SPWLA - C.A.F.E. que es un trabajo complejo en donde intervienen diferentes disciplinas que concluyen en Techlog para su análisis y una mejor toma de decisiones. Elizabeth Vicente de Baker Hughes presentó el caso “Aplicación de la tecnología de emulación de curvas en hueco abierto mediante la técnica de Pulso Neutrón en hueco entubado en el campo Sacha en la Cuenca Ecuador”. La Cuenca presenta diferentes restricciones relacionadas a

En cuanto a la calidad de la completación, es importante hacer un cálculo de los esfuerzos, tomando en cuenta la anisotropía de la formación porque juega un papel vital en el modelo geomecánico de la roca, buscando posibilidades para que el fracturamiento sea exitoso”

su geometría y condiciones y se han buscado las tecnológicas alternativas para romper la inhabilidad y correr el hueco abierto en los registros de pozos. Ante esta necesidad Baker Hughes desarrolló una técnica de emulación de neutrones en hueco abierto que usa información en una red neural con modelos de curva para medir resistividad, neutrones y densidad. La técnica NEO en la Cuenca Sacha, demostró la usabilidad obtenida en las curvas básicas de la evaluación petrofísica, de la evaluación geológica de las formaciones y la importancia de la selección del pozo. Los resultados obtenidos fueron exitosos gracias a la red neural que permitió obtener curvas sintéticas del hueco abierto. Soraya Silva de IBM se refirió a la tecnología Big Data para la industria química y petrolera y explicó que está plataforma tiene por objetivo la integración de información extra a los datos integrados de petrofísica y geología para entender de mejor manera los reservorios utilizando información cognitiva en IBM Watson e IBM Analytics. Señaló que IBM se enfoca en integrar las actuales redes informáticas que han modificado hábitos culturales y de consumo. La firma desarrolla actualmente un proyecto con Repsol que tiene por objetivo diseñar una aplicación que permitirá ahorrar tiempo en el manejo de decisiones, optimizar la producción y la ubicación de nuevos pozos.

E&P

In Situ

Datalog Colombia celebró 25 años de servicio

La empresa fue fundada en Calgary y desde 1989 ha ofrecido servicios de equipos y profesionales especializados en la interpretación geológica y de ingeniería

Álvaro Cárdenas, Gerente General Datalog Colombia

olaboradores de la compañía, amigos y empresarios de la industria hidrocarburífera colombiana, se reunieron el 27 de Noviembre en Bogotá en el marco del 25 Aniversario de Datalog, empresa reconocida por su amplia experiencia en el conocimiento, manejo e interpretación de la información geológica y de ingeniería. Álvaro Cárdenas, Gerente General de Datalog Colombia, expresó complacido que desde sus inicios la empresa se ha destacado por ser una organización enfocada en el servicio al cliente, el mejoramiento continuo de su Sistema de Gestión de la Calidad y sus procesos, el bienestar de sus trabajadores y su responsabilidad con el entorno y el ambiente. Destacó asimismo la importancia de trabajar con un equipo humano identificado con la cultura y el clima corporativo, lo cual se ve reflejado en la productividad y eficiencia de la empresa. El acto central giró en torno a un stand-up comedy conducido por el comediante Andrés López, cuya presentación reflejó los valores de Datalog, enmarcados en la sociedad colombiana, así como la convivencia familiar junto a geólogos e ingenieros de petróleos. El mensaje resultó ser un debate entre la ética y la

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El equipo Datalog Colombia reafirmó su compromiso con el servicio a los clientes

moral, mostrando a través de ejemplos de la vida cotidiana que actuar con sentido común no sólo trae beneficios individuales, sino también grupales y para el entorno. Finalizó su intervención con ejemplos de personas exitosas que además de generar impactos positivos en su ambiente, han atraído hacia ellos reconocimiento y recompensas económicas. Moraleja: las buenas decisiones por difíciles que parezcan siempre desencadenarán factores positivos.

Historia Datalog inició sus actividades a finales de la década de los ochenta en Canadá, ofreciendo servicios de registros de lodos,

Datalog suministra información oportuna a partir de monitoreo en tiempo real de parámetros de perforación, control litológico y transmisión de datos, ayudando a sus clientes en la toma de decisiones eficientes en pozos de petróleo y gas”

cromatografía y sistemas de detección de gas. Sus soluciones técnicas innovadoras se han traducido en hallazgos en petróleo y gas con menores costos y mayor seguridad. En 1990 se expandió a Reino Unido y en 1994 abrió la oficina en Colombia, seguido de Venezuela, Egipto, Túnez, Ecuador, Argentina, Perú, Bolivia, Kazajstán, Estados Unidos, México, Aberdeen y Dubái. También han operado en África Occidental y les han otorgado importantes contratos en el Mar del Norte. Entre sus más significativos desarrollos tecnológicos se encuentran equipos como Wellwizard, un nuevo sistema electrónico patentado de grabación de perforación, capaz de monitorear más de 200 parámetros en tiempo real, y el GasWizzard, un pequeño sensor, altamente eficiente, que mide el total de gas en lodo sin el uso de una trampa de gas tradicional. Desde 2006 Datalog se ha centrado en el desarrollo de aplicaciones de registros especializadas en pozos abiertos. Entre sus sistemas más avanzados se encuentra la herramienta de integración de datos de perforación y manejo de información, la cual genera una interface gráfica en Windows que permite monitorear el proceso desde cualquier parte del mundo.

E&P

Ecopetrol inauguró laboratorio para estudios de aumento del factor de recobro En las nuevas facilidades de 540 m2 ubicadas en Piedecuesta, Santander, se realizarán estudios experimentales de la tecnología de inyección de aire o combustión in situ

as instalaciones son las primeras de su tipo en Latinoamérica y terceras en el mundo con condiciones de operación hasta de 4.500 PSI de presión y 600 ºC de temperatura. El laboratorio fue construido en un plazo de 390 días en la sede del Instituto Colombiano del Petróleo como parte integral del laboratorio de recobro mejorado del Centro de Investigación y Desarrollo. El edificio incluye áreas de recepción y procesamiento de muestras, así como zonas y equipos que permitirán conocer el desempeño de los yacimientos cuando se les inyecta aire para desplazar el crudo hacia los pozos productores. Allí se simulará el proceso de combustión en yacimiento, con el fin de evaluar cómo se comportan los fluidos y las condiciones físico químicas del mismo, qué porcentaje de los

fluidos se recuperan y el tiempo de respuesta, entre otros factores. La principal ventaja de la instalación es que permite medir parámetros clave para A la inauguración del laboratorio asistieron Horacio Ferreira y Luis Fernando Ramírez, reducir riesgos técnicos miembros de la Junta Directiva de Ecopetrol (Foto: Ecopetrol) en la implementación en campo de la combustión in situ. namiento y preparación técnica de los profeEl laboratorio es totalmente automatizado sionales que estarán a cargo de las pruebas a través de la moderna sala de control, respal- experimentales. dada por un sistema de comunicaciones que El 38% del petróleo original in situ en abarca todo el edificio y un cuarto diseñado Colombia corresponde a crudos pesados. Recupara distribuir la energía eléctrica. perar el máximo de estos recursos le permitiría a Los equipos fueron construidos en Estados Ecopetrol y al país mantener la autosuficiencia Unidos con el acompañamiento de expertos petrolera, la sostenibilidad de la compañía y las mundiales y la estrategia contempló el entre- finanzas del Estado.

En el Golfo de México

Chevron inició producción en campos Jack y St. Malo Jack y St. Malo están entre los más grandes campos en el Golfo de México. Fueron descubiertos en 2004 y 2003, respectivamente, y se espera que la producción de la primera etapa de desarrollo alcance una tasa diaria de 94 mil barriles de crudo y 21 millones de pies cúbicos de gas natural

os campos Jack y St. Malo están localizados a unos 450 km al sur de Nueva Orleans, Lousiana, Estados Unidos. La profundidad de agua es de unos 2.100 metros en el área de Walker Ridge, en el Golfo de México, y la profundidad del reservorio es de 8.077 metros. Los campos fueron desarrollados con terminaciones submarinas que fluyen a un solo host, una unidad de producción semisumergible. La instalación es la más grande de su tipo en el Golfo de México y tiene una capacidad de producción de 170.000 barriles de petróleo y 1.2 millones de metros cúbicos de gas por día, con posibilidades para una futura expansión. Es la mayor plataforma semisumergible en desplazamiento instalada en

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el Golfo de México estadounidense, diseñada para operar durante al menos 30 años. Se prevé una recuperación -con las tecnologías disponibles actualmente- de más de 500 millones de barriles equivalentes de petróleo. La aplicación de técnicas mejoradas en las sucesivas fases de desarrollo, podrían permitir un aumento sustancial de la recuperación en los campos. “El proyecto Jack / St. Malo es el resultado de la colaboración de cientos de proveedores y contratistas y muchos miles de personas en nueve países durante un período de diez años ”, dijo Jeff Shellebarger, presidente de Chevron América del Norte Exploración y Producción, quien agregó que el proyecto pone de relieve el compromiso

de la empresa a largo plazo en la porción estadounidense del Golfo de México, donde Chevron es uno de los principales arrendatarios. Petrobras tiene una participación de 25% en el campo de St. Malo, mientras Chevron opera el consorcio con 51% adquirido a través de sus filiales Chevron U.S.A. Inc. y Union Oil Company of California. El resto de compañías que integran el consorcio son Statoil Gulf of Mexico LLC con el 21,4%, junto con ExxonMobil y Eni Petroleum US LLC, con el 1,25% cada una. Asimismo, Petrobras posee también el 15% de participación en la plataforma Jack-St. Malo.

Especial En apertura del acto de Rendición de Cuentas de la ANH, Luis Alejandro Dávila, Vicepresidente Administrativo y Financiero; Nicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas; Javier Betancourt Valle, Presidente; Haydee Daisy Cerquera, Vicepresidenta de Operaciones; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico y Carlos Mantilla, Vicepresidente de Contratos

En 2014

Inversiones exploratorias de la ANH ascendieron a COP$245 mil millones La entidad que tiene por objetivo promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos de Colombia, citó el 11 de Diciembre en el Hotel Tequendama de Bogotá a su Rendición de Cuentas, ejercicio democrático en el que dio a conocer los resultados de su gestión

n un espacio de interlocución entre los servidores públicos y la ciudadanía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó su marco estratégico y logros obtenidos durante el pasado año. En su misión de administrar estos recursos integralmente e incorporarlos de forma armónica con

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los intereses del Estado, la sociedad y las empresas del sector, se citaron medios de comunicación, representantes de la industria, inversionistas y comunidades, quienes tuvieron la opción de participar, realizar preguntas y encontrar una posible solución a sus problemáticas. Javier Betancourt, Presidente de la ANH, se refirió al marco estratégico de la Agencia en el que se incorpora la gestión del conocimiento, la promoción y asignación de áreas, la administración de contratos y fiscalización, la administración de regalías, control de operaciones, regiones y comunidades. Para el ejercicio 2004 fueron objetivos estratégicos la promoción de la actividad exploratoria mediante la integración de información y generación de nuevo conocimiento del potencial hidrocarburífero del país; adelantar la Ronda Colombia 2014, lograr el cumplimiento de las obligaciones de exploración, producción, ambientales y sociales; y optimizar los recursos hidrocarburíferos y fiscalizar las

actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Betancourt comentó que durante 2014 el sector petrolero aportó el 33% de la inversión extranjera en el PIB, asimismo se realizaron 26 suscripciones de contratos de hidrocarburos, se corrieron 35.038 km de sísmica 2D equivalente, superando la meta propuesta y se realizaron 101 pozos exploratorios. Explicó que la Ronda Colombia recaudó US$1.400 millones, siendo el segundo proceso competitivo con mayor inversión realizado por la ANH. Uno de los principales desafíos prioritarios para toda la dinámica del sector en los actuales momentos, es incrementar el factor Reservas/Producción. Igualmente son retos para la Agencia, avanzar en el programa de regionalización, fortalecer la relación con las comunidades y en asocio con las entidades competentes se deben fortalecer los procesos de licenciamiento ambiental y coadyuvar en la sostenibilidad medioambiental de las operaciones.

Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico, explicó que en materia de Gestión del Conocimiento el objetivo es evaluar el potencial hidrocarburífero, mediante la integración y el análisis de la información técnica de E&P y la generación de nuevo conocimiento geológico de las cuencas sedimentarias del país, con miras a definir áreas de interés exploratorio. Para cumplir este propósito se utilizan métodos remotos, métodos de superficie, métodos de visualización y el muestreo de subsuelo. En lo concerniente a métodos remotos se adquirió batimetría, aerogravimetría y aeromagnimetría en las cuencas y se aplicó tecnología satelital de búsqueda de aceite y de gas. En cuanto a los métodos de visualización se adquirió sísmica 2D, reprocesamiento sísmico para el mejoramiento de la calidad de imágenes de las cuencas, se realizaron sondeos magnetotelúricos y se realizó interventoría de la adquisición sísmica offshore, se optó por un muestreo de subsuelo y se realizó la descripción de núcleos y ripios en las cuencas de interés misional de la ANH.

En 2014 las inversiones exploratorias de la Agencia ascendieron a 214 mil millones de pesos vs. 250 mil millones en 2013, con proyectos que cubren todo el territorio Nacional en armonía con la comunidad y el medio ambiente. El esfuerzo de inversión estuvo enfocado principalmente en sísmica y pozos, con el propósito de aumentar el conocimiento geológico, que a la vez permitió promover áreas de interés petrolero e incentivar proyectos de inversión.

Promoción y Asignación de Áreas Nicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas, puntualizó la importancia de desarrollar e implementar estrategias de promoción y asignación de áreas dirigidas a atraer inversionistas nacionales e internacionales, para la exploración y producción de hidrocarburos en el país, con el objetivo específico de aumentar las reservas hidrocarburíferas que garanticen la autosuficiencia energética de Colombia. En tal sentido, se realizó un importante esfuerzo en la promoción de la Ronda 2014, lo cual

se tradujo en la recepción de ofertas para 26 áreas por parte de 19 empresas en un porcentaje de adjudicación del 28%. El proceso competitivo fue el que más hectáreas adjudicó por bloque o contrato firmado, con un promedio aproximado de 209 mil hectáreas por área adjudicada, siendo el proceso que más inversión traerá al país por contrato, con un promedio de US$54 millones por área adjudicada. En 2015 la ANH enfocará sus esfuerzos en establecer estrategias con sus clientes activos y posibles inversionistas, así como en desplegar un plan de regionalización basado en estrategias de comunicación para tener un acercamiento y actividades pedagógicas en las zonas donde se lleva a cabo las actividades de E&P.

Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de Contratos, destacó el seguimiento a los contratos vigentes de la ANH, que ascienden a 372, a la sísmica 2D adquirida y a los pozos exploratorios.

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Especial

Gestión del Conocimiento

Especial

anterior al SGR y proyectos de inversión incluidos en sus planes de desarrollo. Para el pago de Deudas del Régimen Subsidiado de Salud provenientes del desahorro del FAEP se entregaron US$22,6 millones para el pago, así como US$196 millones para las entidades territoriales por órdenes de levantamiento de suspensión de regalías ordenados por el Departamento Nacional de Planeación y se realizó un recaudo de US$470 millones por concepto de Derechos Económicos para la vigencia 2013 y durante 2014 US$410 millones que representa una ejecución presupuestal del 202%.

Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano

Las empresas con operaciones costa afuera en Colombia se comprometieron a invertir 1.600 millones de dólares en la perforación de ocho pozos para los próximos cuatro años

En cuanto al entorno socio-ambiental se incrementó el número en visitas de seguimiento y acompañamiento en temas de HSE en 27% y Social en 650% más que en los últimos tres años. Se realizó una caracterización ambiental y social de bloques ofertados en la Ronda 2014 para entregarlos libres de restricciones ambientales. Se hizo una inversión por 12 mil millones de pesos con nueve entidades para fortalecer sus funciones frente al sector hidrocarburos y se creó el Centro de Operaciones para la Protección Especial de la Infraestructura, COPEI. Actualmente se están enfocando en una estrategia de gestión territorial equitativa y sostenible, que establecerá programas en beneficio de las comunidades, cuyo fin es dar a conocer la inversión social que realizarán las empresas de la industria en su política de responsabilidad social; la ANH propenderá por su desarrollo sostenible y procurará por la integración con la comunidad.

Operaciones, Administración de Regalías y Participantes Haydee Daisy Cerquera, Vicepresidenta de Operaciones, dio a conocer que para 2015 se estiman inversiones del orden de US$8.000 millones que corresponden a la

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perforación de 1.086 pozos de desarrollo, sin contar las inversiones adicionales relacionadas con los proyectos de mejoramiento de factores de recobro. Durante 2013 y 2014 se transfirieron 14.8 billones de pesos al Sistema General de Regalías, SGR, que representa un cumplimiento de 102% del presupuesto bienal. De igual forma se giraron US$201,6 millones del Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, FAEP, a las entidades territoriales con destino a financiación de vías, para pago compromisos del régimen

as prioridades para L la ANH se centran en su enfoque en la competitividad, ampliación de las fronteras de exploración, la regionalización de la entidad, desarrollo de yacimientos no convencionales, estudios en aguas profundas y creación de una plataforma para el inversionista

Luis Alejandro Dávila, Vicepresidente Administrativo y Financiero, sostuvo que la Agencia participó en seis ferias durante 2014, realizadas en Cartago, Malambo, Tumaco, Caucasia y Yopal en el plan nacional de servicio al ciudadano, donde se atendieron de 500 a 900 personas en cada una de las ferias. Asimismo se realizaron dos encuentros con 180 estudiantes de Bogotá de calendario A y B. También se cumplió con cinco visitas a Riohacha, Uribía, Manaure, Tibú y Toledo en el programa de regionalización. Los requerimientos más frecuentes de la gerencia de Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente están relacionados a la problemática social y ambiental, la falta de socialización de los contratos, la copia de contratos y la incertidumbre sobre el Fracking. Las principales exigencias para la Vicepresidencia de Contratos se enfocaron en la expedición de copias de contratos E&P y TEAS, información sobre ubicación de los predios (mapa de tierras y exploración), compromisos de los contratos de hidrocarburos, proyectos de exploración y explotación a desarrollar dentro de un área. Los requerimientos más usuales de la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Reservas fueron: Recursos de regalías girados a los municipios, el por qué no se han girado las regalías o están suspendidas, qué reservas probadas existen en los campos, en qué estado se encuentran los campos y la consulta sobre el diligenciamiento de los nuevos formatos de reporte de información de producción y reservas.

Especial

La caída del precio del petróleo y la

“enfermedad holandesa”

Susan Smith Nash

Por Susan Smith Nash, Ph.D., Directora de Educación y Desarrollo Profesional de la AAPG

Con la súbita caída del precio del petróleo problemas estructurales han vuelto de repente a ser visibles, como “la enfermedad holandesa” que ha afectado a países de economías “petro-dependientes” en cada ciclo de “boom-bust.” En los últimos meses de 2014 este síndrome reapareció con consecuencias potenciales graves, frente a lo cual es importante identificar su impacto y los pasos para combatirlo La enfermedad holandesa: ejemplo en un pasado reciente Durante los años 1998 – 2004 tuve la oportunidad de trabajar en proyectos del Departamento del Estado de los EE.UU. (USAID) y con el World Bank. Los programas fueron implementados por la Universidad de Oklahoma y otras entidades. El propósito era enfocarnos en combatir un grave problema económico, la «enfermedad holandesa» en Azerbaijan. Este síndrome es, paradójicamente, más grave cuando hay más prosperidad (o, por lo menos, grandes influjos de dólares por la exportación primaria de un recurso natural). «Enfermedad holandesa» es el nombre que se usa en economía para «identificar las consecuencias negativas que sufre un país cuando experimenta un crecimiento en sus ingresos en divisas, asociado a la explotación de recursos naturales» (Acosta, 2014). El término se refiere a lo que le pasó a Holanda durante los años 60’s y el impacto del descubrimiento de yacimientos de gas natural en la provincia de Groninga, cerca del Mar del

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Norte (Acosta, 2014). El éxito causó daños a otras industrias y al sistema financiero. En mi caso, me involucré en proyectos diseñados para tratar de minimizar problemas, y vi y experimenté mucho en esos años en Azerbaijan, y otra vez ahora, al ver la situación actual en Rusia, Iraq, Irán, Nigeria, Venezuela, Colombia, México y las compañías norteamericanas que se han dedicado a la explotación del gas y petróleo de yacimientos no convencionales, principalmente los de esquistos/lutitas.

Aunque son inevitables algunas de las consecuencias de la enfermedad holandesa, encontrarse con muchos síntomas de este mal puede presentar unas oportunidades previamente no identificadas para implementar cambios positivos”

En Azerbaijan la enfermedad holandesa apareció después de la disolución de la Unión Soviética. Las industrias colapsaron tras la privatización y la incapacidad de sus productos de competir en el mercado mundial. El precio del barril de petróleo estaba relativamente estable y alto durante los primeros años de su independencia, y muy rápidamente, el país se enfocó en hacer todo lo posible para aumentar la producción y exportar. En unos años, fue evidente que el país se había convertido en una monoeconomía virtual, y hasta las exportaciones de fruta y vegetales a Rusia durante el invierno habían perdido su rol importante en la economía. Todo era una “boom” con los ingresos de petrodólares. Supuestamente, el tener tanta buena suerte en poseer grandes cantidades de petróleo y unos campos importantes en el Mar Caspio, sería una bendición. En realidad, no fue así y el éxito creó una dependencia absoluta del petróleo para subsidiar el presupuesto estatal del gobierno que utilizó la estructura para construir una

tuvo que establecer fuerte alianzas para estabilizarse. En este caso, EE.UU. creyó que era estratégicamente aconsejable tener buenas relaciones con un país rodeado de otros potencialmente problemáticos.

Y ahora, ¿Qué hacemos? Cuando veo el panorama de los países que producen petróleo, es evidente que habrá consecuencias por “pescar” la enfermedad holandesa. En 2014, existen más remedios y tácticas para combatir y recuperar. Es posible, con una respuesta multifacética y multidisciplinaria, utilizarla para avanzar a un nivel más alto y con potencial de tener mejor productividad aconsejable a fortalecer relaciones, y así asegurar el acceso a una parte del mundo muy cerca a zonas de interés. Todos los riesgos y posibilidades que se presentaron en 1998 siguen siendo relevantes ahora. Pero, con la tecnología y nuevas maneras de financiar proyectos y utilizar enlaces bancarios, existe algunas estrategias: 1. Utilizar la tecnología para optimizar los yacimientos para que el costo de la producción marginal (la nueva producción) cueste mucho menos que el costo del descubrimiento inicial. Por ejemplo, se puede re-entrar los pozos horizontales y a) refracturar b) penetrar un lateral que no quedó “en la zona” para mejorar el drenaje de un lugar preferencialmente enriquecido (“sweet spot”). 2. Concientizar al público (y los políticos) de la necesidad de tener infraestructura, específicamente, gasoductos y oleoductos, y también refinerías. Los países que tienen que exportar su petróleo y pagar su refinación pueden caer en un círculo vicioso de no tener control y también no recibir el beneficio del “valor agregado”. 3. Ayudar a los bancos y compañías inversionistas que han generado capital o han dado préstamos (como “bridge loans”) a las compañías, invirtiendo en operaciones con un retorno positivo basado en US$100 por barril. Es posible que el gobierno central tenga que intervenir y, de hecho, formar parte del equipo del proyecto, pero valdrá la pena si hay un plan disciplinado para el desarrollo del yacimiento, y de utilizar tecnología que resulte en nueva producción “marginal”

a un costo a menos de $40 por barril (idealmente cerca de $30 por barril). 4. Establecer nuevos fondos de cobertura y manejar el riesgo de la volatilidad de precios. 5. Aliarse con industrias que se benefician de precios bajos de petróleo para mantener cierto equilibrio y también comprender cómo la tecnología ayuda la eficiencia del consumo de combustible. 6. Utilizar el gas producido (que ahora se pierde) en el procesamiento del agua producida para eliminar la re-inyección en otras formaciones del yacimiento principal. Lo ideal sería reinyectar en la misma formación o capa para estimular el campo. Otra opción sería utilizar nueva tecnología para tratar el agua hasta el nivel utilizable para propósitos agropecuarios o municipales.

Referencias • Acosta, José Ramón. (2014) “¿Enfermedad holandesa? El Mundo. http://www. elmundo.com.ve/firmas/jose-ramonacosta/-enfermedad-holandesa-.aspx • Alianza el Heraldo-Universidad del Norte. (2014) “La enfermedad holandesa muestra síntomas en el país” 31 Agosto 2014. http://www.elheraldo. co/economia/la-enfermedad-holandesamuestra-sintomas-en-el-pais-164666. • Benedictow, Andreas; Fjaertoft, Danield; Lofsnaes, Ole. (2013) “Oil dependency of the Russian economy: An economic analysis” Economic Modelling 32: 400428. • Cassing, James H.; Wells, Jerome C.; Zamallos, Edgar L. (1987) “On resource booms and busts: Some Aspects of the Dutch Disease in Six Developing Economies” Eastern Economic Journal. 13(4): 373-387. • CNNMoney. (2014) “Ouch! Cheap oil is squeezing these countries.” CNNMoney. com 1 Dec 2014. • Dulger, Fikret; Lpucu, Kenan; Burgac, Almila; and Esra Balli. (2013) “Is Russia suffering from Dutch Disease? Cointegration with structural break” Resources Policy. 38: 605-612. • El Mundo. (2014) “Graves enfermedades económicas” El Mundo. http://www. elmundo.com.ve/firmas/sergio-arancibia/ graves-enfermedades-economicas.aspx van der Marel, Erik, and Iana Dreyer (2014) “Beyond Dutch Disease: When deteriorating rule of law affects Russian trade with and investment from advanced economies” Economics of Transition. Vol 22:2-341-364.

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Especial

burocracia grande con mucho empleo estatal, pero generalmente no muy productiva. También, tener a mano tantos petrodólares presentó un gran reto en cuanto a la transparencia en los negocios del Estado, subsidiados por el petróleo. Durante la época de precios altos, había inflación y una des-diversificación de la economía, pero para la mayoría de la población, no había ningún problema. Todos tenían sus puestos como empleados del gobierno, y la transición de los años soviéticos llenó a muchos con optimismo (a pesar de micro-guerras y conflictos regionales). La dependencia absoluta y las graves consecuencias se presentaron como un golpe muy brusco cuando cayeron los precios del petróleo en el año 1998. El rublo de Rusia colapsó, golpeando al comercio entre Rusia y Azerbaijan. Por primera vez, se podía ver los efectos más inmediatos: 1. Falta de diversificación en la economía, resultando en la importación de productos que en el pasado se producían, incluyendo alimentos, materia primae insumos industriales. 2. Falta de inversión en infraestructura y en mantenimiento, resultando en pozos muy viejos en muy malas condiciones. 3. La desindustrialización porque las fábricas de la Unión Soviética se hicieron anticuadas e inadecuadas, y cualquier emprendimiento no-petrolero no podía competir, y por eso, fue muy ineficiente y con menos productividad como industria (o inversión). 4. El dinero del país corrió el riesgo de colapsar; había cierta devaluación de su valor en comparación al dólar. 5. No había suficiente dinero para pagar los sueldos, y además, el Estado no había ahorrado cierto porcentaje para tener reservas en momentos de necesidad, alimentando el potencial para la rebelión, rabia y manifestaciones -y la necesidad de imponer una represión policial para controlar a la gente. 6. Surgió la economía “informal” -constituida de traficantes de cosas ilícitas (drogas, armas, etc.). 7. El desempleo de gente y la imposibilidad de encontrar un buen puesto empezaron a “radicalizar” a la juventud. 8. El país fue vulnerable a un golpe de Estado;

Escenario

Foro Preguntas y Respuestas del Expertos nacionales e internacionales discutieron sobre los beneficios y riesgos del desarrollo de yacimientos no convencionales en Colombia en el marco del foro organizado por la Revista Semana, con el auspicio del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos

os desafíos coyunturales que enfrenta el sector hidrocarburífero a nivel mundial están obligando a los países a tomar decisiones fundamentales sobre la exploración, el desarrollo y la producción petrolera. Colombia no es la excepción y actualmente el gobierno nacional ha optado por trabajar en tres ejes estratégicos: la exploración costa fuera, el factor de recobro y los yacimientos no convencionales; sin embargo, este último ha traído consigo múltiples debates por los riesgos asociados a la técnica de multifracturamiento, necesaria para llevar a cabo su producción. La Universidad de los Andes de Bogotá fue el escenario de este foro en el que el 1 de Diciembre académicos, representantes de ONG’s medioambientales y líderes de opinión sostuvieron una discusión sobre los principales cuestionamientos y realidades asociadas a la técnica de estimulación hidráulica. El espacio sirvió asimismo como plataforma para reflexionar sobre la reglamentación ambiental y técnica colombiana que regula las actividades hidrocarburíferas de yacimientos no convencionales. La técnica es polémica porque se le han acreditado riesgos con el entorno y el ambiente, en relación a la contaminación de acuíferos, el producir sismicidad inducida, entre otros. Los opositores a la práctica mencionan que han ocurrido accidentes en Estados Unidos y Canadá, sin embargo no existe ninguno reciente y el fracking ha sido modificado y mejorado para garantizar la seguridad. Por esta razón estos

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Tomás González, Ministro de Minas y Energía

Los Yacimientos No Convencionales representan una opción para Colombia de ampliar su frontera hidrocarburífera, y aumentar la relación de reservas/ producción, necesaria para asegurar la autosuficiencia energética y los recursos fiscales necesarios para el desarrollo del país. Si bien la técnica para la exploración de estos recursos conlleva riesgos reales, el país cuenta con un marco normativo ambiental y técnico robusto que reúne las mejores prácticas a nivel global”

dos países continúan aplicando la técnica, optando por una reglamentación ambiental clara y rigurosa, la cual ha generado la más importante revolución energética de la última década. Tomás González, Ministro de Minas y Energía, destacó que el Gobierno colombiano quiere desarrollar el tema de la forma correcta, motivo por el que se han tomado dos años de investigación y consulta para diseñar la actual reglamentación. Explicó que un tema que ha sido tan polémico es vital que cuente con espacios como estos para despejar dudas y entender mejor los retos de mano de los expertos. Mencionó que el Gobierno no ha ahorrado esfuerzos en hacer bien la actividad y que se debe proceder con metodologías de comunicación para divulgar con pedagogía en las regiones y comunidades lo referente a su desarrollo.

Potencial de No Convencionales en Colombia Carlos Alberto Vargas, Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología, habló sobre los shales y explicó que existen recursos importantes en el subsuelo y tienen permeabilidades bajas. Las cuencas que más prospectividad presentan son Catatumbo, Llanos Orientales y la parte occidental del Valle Medio del Magdalena. Se estiman recursos de 14 mil millones, en el peor de los casos hasta 400 mil millones aproximadamente. Afirmó que se necesitan más estudios para estimar la prospectividad y ampliar el conocimiento en este tema.

Escenario

Frederic Schneider, experto en el análisis del sistema petrolífero, de Beicip Franlab, aseguró que la diferencia entre los convencionales y no convencionales radica en que estos últimos tienen una baja permeabilidad por lo cual requieren estimulación hidráulica, con inyección de agua a alta presión con arena, para fracturar la roca y poder sacar el gas. En el proceso es fundamental el tamaño de la fractura, lo que implica que la zona de drenaje es demasiado reducida. Al principio cuando se perforaba con pozos verticales, su ubicación causó impactos ambientales, pero la técnica se ha mejorado con la perforación de pozos horizontales y pozos múltiples para reducir el número de plataformas de superficie. Con la tendencia a la baja del precio del crudo, la inversión en la producción a partir de los oil shales, está alcanzando el punto de equilibrio entre el costo y el ingreso por barril producido, sin embargo, en Colombia existe un potencial, cuya producción es viable pero debe hacerse bien por los riesgos que representa.

Kevin Schug, Profesor Universidad de Texas; David Neslie, Exdirector de la Comisión de Petróleo y Gas del Estado de Colorado y Mark Zoback, Profesor de Geofísica Universidad de Stanford

Aspectos relevantes en la Gerencia de No Convencionales David Yoxtheimer, Profesor Asociado de la Universidad de Penn State, resaltó que los yacimientos no convencionales utilizan

una gran cantidad de agua para estimular los reservorios. Por lo tanto es importante planear el uso del recurso especialmente en el tiempo de sequía. El experto consideró que Colombia presenta situaciones similares

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Escenario

a las de Pensilvania, ya que ambos tienen terrenos montañosos. En cuanto al uso específico del agua, mencionó que normalmente se emplean 4 millones de litros (24MBbls) por 300 metros laterales, comúnmente 20 millones de litros por pozo. En cuanto al retorno de fluidos el rango se encuentra entre 5-50%, el agua producida oscila entre 5-10 barriles por cada 1 MMpc de gas o 1 Bbl de petróleo producido. Mark Zoback, Profesor de Geofísica de la Universidad de Stanford, profundizó en el tema de la sismicidad inducida y señaló que en Oklahoma hubo serios problemas de sismicidad. Raramente la actividad ascendió de 2.5 a 3 en magnitud en la escala de Richter. A su juicio el problema ocurre cuando se inyecta agua cerca a fallas existentes, no obstante, la situación desaparece por completo si se recicla el agua. Afirmó que en total existen 12 casos de terremotos sospechosos después de 1.5 millones de tratamientos de fracturamiento hidráulico, de los cuales solo 6 fueron confirmados. Rob Jackson, Profesor Sistema de Ciencias Ambientales de la Tierra de la Universidad de Stanford, se centró en los aspectos relacionados a la seguridad y el ambiente. Planteó la importancia de tener en cuenta las consecuencias de los pozos abandonados, que pueden afectar los recursos de agua potable. En un pozo tradicional se utilizan entre 10-20 millones de litros de agua por pozo que debe ser removida en cierto periodo de tiempo a fin de evitar un colapso. El experto afirmó que es fundamental contar con una regulación rigurosa, ya que de 15 millones de litros de agua se pueden generar 7.8 millones de litros de agua residual, por lo que la integridad del pozo es la clave para prevenir la contaminación. Eduardo Behrentzm, Decano de Ingeniería de la Universidad de los Andes, habló sobre los diferentes aspectos que impactan al sector de hidrocarburos en Colombia: disminución de las reservas, el efecto geopolítico de los recursos no convencionales en los Estados Unidos, la decreción en la producción nacional y el devalúo de las acciones de Ecopetrol. Propuso iniciar un debate público que incluya todas las diferentes posiciones en la discusión. Frente a este contexto -dijo- se debe encontrar un balance que brinde seguridad y que proteja al medio ambiente.

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David Yoxtheimer, Profesor Asociado de la Universidad de Penn State

riesgo frente al ambiente o la salud pública. Sostuvo que es necesario ya que es deber de quienes llevan a cabo la técnica demostrar que el riesgo no va a ocurrir. Consideró que en Colombia se debe tener en cuenta los riesgos científicamente posibles, los riesgos graves y la incertidumbre existente y afirmó que el principio de precaución y el fracturamiento hidráulico necesitan una moratoria condicionada. David Neslin, Exdirector de la Comisión de Petróleo y Gas del Estado de Colorado, se refirió a las estrategias regulatorias que se tuvieron en cuenta para el marco legal colombiano. Explicó que se quiere proteger el ambiente por lo que existe un énfasis especial en los pozos perforados. Respecto a los riesgos dijo que el gobierno y el operador deben tener estudios previos antes de empezar la operación, asimismo deben prever cierta distancia mínima entre la fractura y los acuíferos que no permita su comunicación. Finalmente sostuvo que toda actividad humana conlleva riesgos pero que las regulaciones permite realizarlas con total responsabilidad.

Conclusiones

Mark Zoback, Profesor de Geofísica de la Universidad de Stanford

Aspectos relevantes en la Legislación Julio Fierro Morales, Profesor Geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, hizo enfásis en las consideraciones ambientales sobre el fracking, comentando al respecto que existen diferentes riesgos que representan amenazas para el ambiente. Señaló que estos riesgos son más altos dado que en Colombia no existe conocimiento geocientífico, por lo que es necesario generar conocimiento geoambiental para conocer la distancia a la que estarán ubicados los pozos de los acuíferos. Aseveró que la actividad se debe hacer más adelante con una reglamentación basada en la ciencia. Diana Rodríguez, Investigadora Principal del Centro de Estudios de Derecho, Justicia y Sociedad, habló sobre la necesidad de una moratoria condicionada y explicó que el objeto de precaución es un instrumento para actuar frente a un daño o un posible

El foro concluyó con un panel de debate en el que intervinieron David Yanovich, Socio Cerrito Capital; Ana Cristina Sánchez, Asesora del Ministerio de Ambiente; además de David Yoxthaimer, David Neslin, Mark D. Zoback y Julio Fierro. Como consideraciones generales se habló de mitigar los riesgos teniendo en cuenta cada uno de los detalles; en cuanto al tratamiento del agua se debe construir y sellar bien los pozos, asimismo se deben realizar pruebas para comprobar que no existan fluidos que migren. Se afirmó que es esencial el monitoreo micro-sísmico, aunque es muy poco probable que el agua fluya hacia arriba. Es de vital importancia tener en cuenta que las circunstancias del país son diferentes a la de los Estados Unidos y Canadá, así como su caracterización geológica, sin embargo, la mayoría de los expertos estuvo de acuerdo en que Colombia ha tratado de incorporar las mejores prácticas en su marco regulatorio, pero no existen normas perfectas, las cuales deben ser dinámicas y adaptarse al conocimiento geológico. Quedó claro que se pretende ser respetuosos con el medio ambiente y el entorno para mitigar

Escenario Ana Cristina Sánchez, Asesora del Ministerio de Ambiente participó en el panel final junto a los expertos David Yoxthaimer, David Neslin, David Yanovick, Mark D. Zoback y Julio Fierro

los riesgos. También fueron optimistas en creer que las instituciones son fuertes y junto con su infraestructura legal podrán trabajar juntos para vigilar y acompañar el proceso. Para la ANH las experiencias de otros países contribuyeron para conocer, prever y acotar los riesgos asociados al desarrollo de la técnica de la estimulación hidráulica.

Gracias a esta información que la normatividad de Colombia tuvo en cuenta, se logró una coordinación y articulación entre las entidades gubernamentales competentes: el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la ANH y la Agencia Nacional de Licencias Ambientales. Una medida importante que se

tomó en el país fue que sólo compañías de gran tamaño puedan llevar a cabo la operación. Se estima que entre 3 y 21 pozos se perforarán de aquí a cuatro años. Se espera que la regulación funcione ya que los no convencionales son una gran oportunidad y una necesidad para el contexto actual del país.

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Reporte

Exploración en América Latina

Perspectivas 2015

Pese a la urgencia de los países de intensificar la búsqueda de nuevos yacimientos con los que hacer frente a su propia estabilidad económica y seguridad energética, las proyecciones para el sector de hidrocarburos en 2015 son un tanto sombrías. Concretamente en lo que respecta a América Latina, al cierre de 2014 la mayor parte de los reportes no eran nada halagüeños. Por el contrario, develaban la preocupación generalizada por el presagio de una menor inversión en exploración, tal como reportamos a continuación

México: ¿ Llegó a tiempo la Reforma Energética? Tras la expectativa creada el pasado año por la aprobación de la Reforma Energética, y el lanzamiento que se hizo en Diciembre de la primera convocatoria de la licitación de áreas de exploración en aguas someras (Ronda Uno), la caída de los precios del petróleo puso en interrogante el éxito de este proceso, llevando a los organismos competentes a replantearse las estrategias, a fin de ofrecer condiciones que estimulen la participación de las empresas. La propuesta inicial de esta ronda contempla 169 bloques, de los cuales 109 corresponden a proyectos de exploración y 60 a extracción que serán licitados durante 2015 de manera escalonada por tipo de recursos: comenzando con los de aguas someras, luego campos maduros, aguas profundas y finalmente yacimientos

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no convencionales, previéndose la asignación de contratos de toda la ronda entre Julio y Septiembre de este año. Uno de los principales desafíos que encara México desde hace muchos años es precisamente la restitución de reservas al 100% y a un costo de descubrimiento competitivo, para lo cual se requiere reactivar las inversiones en exploración. La meta del gobierno es atraer inversiones anuales de US$12.600, para un total de US$50.400 entre 2015 y 2018. De acuerdo a los señalamientos hechos por el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, “con la Reforma Energética, los mexicanos hemos construido un nuevo paradigma, en el que a las actividades reservadas para el Estado, se suma ahora el concurso de los particulares en prácticamente toda la cadena de valor”. Destacó asimismo

Con la Reforma Energética se construyó en México un marco regulatorio sin precedentes, que pone al día al país en materia de licitación internacional, con la idea de que nuevas empresas se incorporen y aporten capital y tecnología en la exploración y extracción de los hidrocarburos”

que el entorno de volatilidad de precios del mercado internacional de crudo, obligará a las empresas a ser más selectivas en cuanto a los países y áreas donde invertirán. Esta circunstancia permitirá el despliegue de las fortalezas competitivas de la Ronda Uno, que ofrece un portafolio altamente diversificado de campos y áreas para la exploración y extracción, reglas claras y estables para la inversión, una Reforma Energética moderna que incorporó las mejores prácticas internacionales, mano de obra calificada, infraestructura, moderados costos de extracción y menores riesgos geológicos, así como transparencia y objetividad en los procesos licitatorios.

Colombia: Incrementar el factor R/P Para el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Javier Betancourt, la caída del precio del petróleo no debe verse como un obstáculo sino como una oportunidad para hacer los ajustes necesarios, y no detener la búsqueda de hidrocarburos. A su juicio, se requiere seguir trabajando para lograr sumar reservas, que hoy se sitúan en 2.445 millones de barriles de crudo y 6,4 terapies de gas. Sin embargo, frente al optimismo del Gobierno, el sector petrolero privado ve con preocupación que su actividad pueda resentirse aún más este año ante el pronóstico de tiempos más duros. La Asociación Colombiana de Petróleo-ACP alertó sobre la posibilidad de que un 47% de las empresas que agrupa disminuya sus inversiones en exploración en 2015, de acuerdo a los

vos planes de inversión en 2015, en un momento crítico de los precios del crudo, que hoy está levemente por encima de los US$60 el barril. (18 de Diciembre). El promedio nacional de producción reportado a fines de Septiembre fue de 987.000 barriles equivalentes diarios, llegando en Octubre a 1.002.000 barriles, en un complejo período en el que se incrementaron los atentados terroristas y los conflictos con las comunidades, atrasaron proyectos y afectaron la estructura de costos de las empresas, resultando en menores márgenes anuales para las compañías que operan en Colombia.

Se aspira a que en 2015 el Gobierno logre revertir esta tendencia, y poder respaldar la mejora de la relación R/P, mediante la aplicación de técnicas de recobro de los yacimientos y la mejora de la tasa de éxito exploratorio, y en paralelo, el incremento de la perforación offshore y el desarrollo de hidrocarburos no convencionales. De acuerdo a cifras manejadas por los especialistas, se requiere que el país perfore entre 300 y 400 pozos exploratorios este año para aumentar las reservas, representando un aumento considerable respecto a a 2014, con 113 pozos.

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Reporte

resultados arrojados por una encuesta realizada entre 37 compañías afiliadas. Ello como resultado del impacto de la caída de los precios que se sumó como un factor contundente a las ya complejas dificultades para operar en el país por las demoras en el otorgamiento de las licencias ambientales, los conflictos con comunidades y problemas de seguridad, todo lo cual empujaría a un 52% de las empresas a desplazar sus inversiones de exploración hacia otros países. El Presidente de la ACP, Francisco Lloreda, ha señalado que la conjunción de factores en Colombia no permite ver un panorama claro. A todo lo ya dicho se añade el impacto de la reforma tributaria aprobada ya por el Senado. Aun cuando se hicieron modificaciones al proyecto persiste la idea de que la inversión nacional y extranjera directa en el sector de hidrocarburos se verá afectada. De acuerdo a datos recientes de la ANH, se requiere un ritmo de perforación de 250 pozos exploratorios por año, para lograr tener reservas para diez años. El panorama se complica ante los anunciados recortes de las empresas en sus respecti-

Reporte

Brasil: presta para licitar nuevas áreas Brasil se prepara para la realización de su 13ª ronda de licitación de bloques de exploración de petróleo y gas natural en el primer semestre de 2015, tras la aprobación en Diciembre pasado por parte del Consejo Nacional de Política Energética. Este proceso de licitación en particular crea grandes expectativas, tras una ausencia prolongada de subastas que redujo las oportunidades para compañías extranjeras y privadas del sector, mientras se concretaban las reformas al marco legal. La ronda tiene como objetivo garantizar que las actividades de exploración en cuencas maduras y atraer inversiones para el descubrimiento de nuevos yacimientos en nuevas cuencas fronterizas. La oferta también busca mantener la producción en el mediano y largo plazo de las zonas de alto potencial de la oferta y estimular la participación de las pequeñas y medianas empresas en actividades de exploración y producción a través de la oferta de campos marginales.

Las áreas que se subastarán están fuera del llamado Polígono Subsal, región creada bajo la nueva ley y que ya alberga cerca del 80% de la producción de Brasil y la mayoría de sus reservas confirmadas y estimadas. De acuerdo con la nueva ley, todos los nuevos derechos en esa zona son vendidos según un sistema de producción compartida con el Gobierno brasileño, que se queda con una parte de todo lo extraído para venderlo por su propia cuenta.

I n n ova c i ó n e n t e c n o l o g í a petrolera Petrobras creó un centro de investigación para desarrollar tecnologías para explorar pozos súper profundos del presal junto con sus principales contratistas y proveedores. Al igual que en los descubrimientos originales, posibles mediante tecnología sofisticada, la explotación del presal requiere de investigación sobre la manera de operar a mayores profundidades. El centro de investigación cercano al parque de tecnología alberga a la mayoría de sus principales socios y contratistas.

En el caso de Brasil la caída de los precios del crudo se reflejó en la fuerte baja de las acciones de Petrobras”

Según lo informado por la Agencia Nacional de Petróleo-ANP, esta ronda se centra en la costa este de Brasil, concretamente en la Cuenca Oriental, una amplia zona que incluye desde el estado de Río Grande do Norte hasta Río Grande do Sul, en la frontera con Uruguay, en la que se han realizado los más recientes descubrimientos. Las reglas de concesión establecen que los derechos de exploración y producción de crudo son vendidos al mejor postor, cuyos derechos se mantienen vigentes, se paguen regalías y se cumplan unos objetivos mínimos de exploración y de contratación de equipos y servicios locales.

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El promedio diario de producción de los campos del presal ha crecido 10 veces desde 2010, superando los 600 mil barriles por día, que representa más del 20% de la producción total de Petrobras, y para 2018 se espera que alcance el 52% de la producción de petróleo de la compañía. La producción consolidada de petróleo y gas de Petrobras, en Brasil y en el exterior, se situó en 2 millones 795 mil barriles de petróleo equivalente por día (boed) en Octubre.

Argentina: anclada en los no convencionales Tras la aprobación el pasado año de una nueva ley de hidrocarburos en Argentina (centrada en la explotación de recursos no convencionales), la gran interrogante que abre 2015 es si finalmente logrará atraer las inversiones necesarias para superar el déficit energético que por años ha arrastrado.

Este país posee las cuartas reservas recuperables más grandes del mundo en petróleo no convencional, con 27.000 millones de barriles; la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional, con 802 millones de pies cúbicos; un recurso que ha adquirido un lugar determinante en la matriz de consumo de países desarrollados. El asunto está en que para recuperar su nivel de reservas se necesita inversiones, y aunque se reconoce públicamente que el gran potencial en no convencionales que tiene el país representa una oportunidad de negocios para todas las compañías que decidan participar, no está del todo claro la garantía de reglas claras y unificadas que favorezcan la inversión local y extranjera y faciliten el crecimiento del sector. Por lo pronto el sector celebró en Diciembre en un acto del IAPG los buenos resultados de 2014: disminución de la declinación de la producción; incremento de las reservas y la producción de recursos no convencionales. En materia de producción, la expectativa apunta a reportar un saldo neutro o incluso positivo en 2015. Particularmente en lo que respecta a no convencionales la producción tuvo un aumento interanual de 60% en petróleo y 44% de gas, lo que implica una participación actual de este tipo de yacimientos en un 3% y 9,3% de la producción, respectivamente. En cuanto a la formación Vaca Muerta, se ve con muy buenos ojos la asociación de la estatal YPF con Chevron, Dow y Petronas, así como las inversiones en exploración durante la etapa llamada la “curva de aprendizaje” de estos yacimientos, por parte de Total, Exxon, EOG, Medanito, Wintershall, Pluspetrol, Petrobras, entre otras empresas.

Perú: exploración petrolera pierde terreno A pesar de los anuncios de aumento en la producción petrolera en los próximos años, las proyecciones para la exploración de hidrocarburos en los próximos año no son muy halagadoras, con estimaciones que apuntan una caída a US$400 millones en 2015 y a US$360 millones en 2016, ubicándose a niveles del año 2008, según una proyección de Perupetro. Tanto en materia de contratos de exploración como de explotación se refleja una baja debido a los problemas confrontados también en este país con la permisología. Como una acción orientada a hacer frente al problema de pérdida de competitividad por el retraso de los proyectos, el pasado año se anunciaron medidas para acelerar las inversiones en el sector hidrocarburos, una de ellas, la exoneración de estudios de impacto ambiental, EIA, en la actividad sísmica. Al realizar el anuncio el Ministro de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga, observó que “la industria tiene prácticas bien establecidas y que el objetivo era pasar de la tramitología a la acción”. Otro anuncio importante fue el diseño de una zonificación para la actividad de hidrocarburos, tanto en Talara, lotes offshore y en la selva, considerando los niveles de exigencia en cada uno de estos lugares. De acuerdo a señalamientos públicos hechos por Mayorga, se propone incrementar la exploración (recolección de datos sísmicos 2D y 3D, perforación de pozos exploratorios), diversificando la actividad en cuencas frontera de mayor riesgo, incre-

mentando la exploración en los contratos vigentes y promoviendo con tecnologías sostenibles la explotación de las reservas probadas no desarrolladas. De igual forma, incentivar la exploración de áreas con prospectividad elevada de recursos de gas natural: Lotes: 88, 56, 57, 58, 76, Z1, Z2B, Z6 y XIII. Conforme al total de contratos vigentes en Perú (70) se debería tener 25 a 30 pozos exploratorios por año, igualmente insuficientes, por lo que la meta es llegar a 40 o 50 pozos.

Perupetro lanzó a mediados de Diciembre pasado una convocatoria por siete pozos de hidrocarburos en la selva, de un total de 26 listos para licitaciones. De los siete lotes, cinco ya tienen consultas previas y los otros dos no requieren este procedimiento”

Ecuador: un año difícil Este país inicia el ejercicio 2015 con la continuación del debate del proyecto de Ley de Hidrocarburos, el cual modifica la normativa vigente desde 1978. La propuesta determina como esquema contractual la prestación de servicios, en la que el Estado asume la exploración y explotación de todos los recursos hidrocarburíferos, delegándolos por excepción a compañías privadas. Se excluye de la Ley los esquemas de concesiones, regalías, inversiones, participaciones y compensaciones que contiene la norma vigente por considerar que son “obsoletas”. Ecuador enfrentará un año complicado: por una parte debe mejorar la producción y por otra, optimizar su capacidad para atraer inversionistas, además de modernizar su infraestructura y tecnologías de exploración y producción. En atención a su planificación estratégica en materia de hidrocaburos, Ecuador tiene entre sus desafíos ampliar en el corto y mediano plazo las reservas y la producción petrolera. El país cuenta con reservas

Reporte

Como se recordará, YPF presentó un plan de inversiones para el área donde Vaca Muerta es el horizonte. Aspira a obtener allí una concesión por 35 años en la que estima inversiones del orden de US$450 millones en un piloto de 31 pozos durante los primeros tres años. El desarrollo completo demandará un desembolso de US$10.000 millones. En general, no obstante los nubarrones que surcan la escena de 2015, se espera que la industria del petróleo y gas continúe liderando el cambio en Argentina, basado en la generación de conocimiento y valor agregado para explorar y producir las enormes reservas que le permitan al país dejar atrás el déficit energético que frena su crecimiento.

probadas de petróleo de 8.832 millones de barriles y de gas en 6 billones de pies cúbicos. La producción de crudo ha registrado una tendencia a la baja, por lo que se espera que en el quinquenio 2015-2020 mejoren condiciones legales, regulatorias y políticas de apertura a nuevos actores privados principalmente para introducirlos a la industria. Informes recientes refieren que se prevé aumentar en 170 millones de barriles las reservas mediante inversiones estimadas en US$2.120 millones, monto que involucra a la estatal Petroamazonas y un grupo de empresas, en su mayoría extranjeras. Dichas inversiones se destinarán a 17 campos maduros, cuya producción está en fase de declive y que, gracias a la optimización a la que serán sometidos generarán nuevos recursos petroleros.

Las empresas Schlumberger y Tecpetrol trabajarán los campos Pañacocha, Edén Yuturi y Tumali; Halliburton Latin America explotará el petróleo de los campos Lago Agrio, Charapa, Palo Azul, Pata y Pucuna, y el consorcio formado por Sinopec International y Sinopec Services, de China, lo hará en los campos Limoncocha, Indilana y Yanaquicha Este. Halliburton también operará en los campos Víctor Hugo Ruales, Tipishca Huaico, Arazá y Chanangue; la ecuatoriana Sertecpet junto a las colombianas Montecz y Edinpetrol se encargarán del campo Pacoa y la argentina YPF del campo Yuralpa. ENERO 2015 I Petroleum 300 29

Tecnología

Análisis capacitivo: Medición versátil del corte de agua para la industria petrolera por Robert J. Irving, Vicepresidente, AMETEK Sensor Technologies

a medición de la cantidad de agua en petróleo, o “corte de agua”, es una variable clave del control de procesos y de la administración

de la producción en los campos petroleros de la actualidad. También es un factor central para determinar exactamente cómo gran parte de estos fluidos que producen regalías en realidad logran ponerse a la venta. Dado que el corte de agua es una medida tan crítica, se han desarrollado varias tecnologías a lo largo de los años para medir la composición de las mezclas de petróleo y agua. Los densitómetros de Coriolis, los analizadores de microondas y los espectrómetros infrarrojos todos tienen fortalezas de aplicación en ciertos sectores; sin embargo, ninguno de ellos iguala la amplia capacidad de aplicación, eficaz con respecto a costos, del análisis de la capacitancia para las mezclas más comunes de agua en petróleo en el campo petrolero. Este artículo discute los principios operativos y las características clave de rendimiento de los analizadores capacitivos y su uso eficaz en tres aplicaciones comunes: optimización del separador, pruebas

Figura 2. La capacitancia medida de las mezclas continuas de petróleo dan un indicio claro de la composición del agua

automatizadas de los pozos y transferencia de custodia automática

nentes electrónicos del sistema pueden compensar los cambios dependien-

de cruce (LACT).

tes de la temperatura en la constante dieléctrica, en la fase de petróleo. Si bien este abordaje conceptualmente elegante tiene sus limitaciones,

¿Qué es el análisis capacitivo?

es simple y relativamente económico, y requiere poco mantenimiento en

El analizador capacitivo es, en efecto, un capacitor concéntrico en línea

relación a otras opciones. Las ventajas adicionales de los analizadores

(Figura 1) que aprovecha la diferencia relativamente grande en la constante

capacitivos de corte de agua incluyen:

dieléctrica entre el petróleo (k ≈ 2,3) y el agua (k ≈ 80) para inferir la composición de la corriente. El

• capacidades inigualadas de alta temperatura y presión (hasta 450°F

sistema transmite un voltaje

• recubrimientos no epóxicos que son resistentes incluso a mezclas

de radiofrecuencia (RF) al

• inmunidad relativa a la acumulación de parafina;

capacitancia entre la sonda

• los conjuntos de sondas de inserción son fáciles de instalar, fáciles

Cuanta más agua haya en el fluido interviniente, tanto

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erosivas, que contienen arena;

elemento sensor y mide la y la tubería circundante.

Figura 1. La sonda de un analizador capacitivo insertable de corte de agua forma un capacitor concéntrico con la tubería circundante, permitiéndole calcular la composición promedio de toda la corriente

y 1500 psi);

de limpiar y, por lo general, de calibración sencilla. La desventaja más notable del analizador capacitivo es que los efectos de la física subyacente lo limitan a mezclas continuas de petróleo.

mayor será su capacitancia.

A medida que aumenta el contenido de agua en una mezcla continua

Desde la capacitancia

de petróleo, ocurre un punto de inversión después del cual se dispersa

medida, el porcentaje de

petróleo en agua en lugar de agua en petróleo. En este punto, el fluido

agua en petróleo puede

se torna conductor y el capacitor efectivamente “entra en cortocircuito”.

calcularse en base a una

Desde un punto de vista práctico, esto limita el intervalo del analizador

relación predecible de las

capacitivo a 0-50% de agua con petróleo liviano, y 0-80% con petróleo

propiedades de los mate-

pesado. Otras tecnologías pueden medir a lo largo de todo el intervalo

riales (Figura 2). Además, si

de agua de 0-100%, pero son más complejos, requieren más manteni-

bien la constante dieléctrica

miento y típicamente cuestan tres a cuatro veces más. Afortunadamente,

del agua varía poco con la

la mayoría de las aplicaciones en campos petroleros no operan desde

temperatura, los compo-

el lado del espectro continuo de agua.

Control y optimización del separador

recipiente de prueba hasta que se llene a un nivel dado. Una vez per-

agua en operaciones en campos petroleros se encuentra el separador

mitida la separación, se calcula la cantidad neta de petróleo mediante

térmico, o “tratador calentador”. El mismo utiliza energía térmica

una combinación de análisis capacitivo del corte de agua de la fase de

junto con la inyección química y/o campos eléctricos de alto voltaje

petróleo, mediciones del nivel de agua, nivel de la interfaz petróleo-

para descomponer emulsiones de petróleo y agua. El tiempo de re-

agua, caudal másico (que por lo general se mide utilizando un medidor

sidencia en estas unidades normalmente horizontales permite que el

Coriolis) en el interior del tanque, y temperaturas y presiones asociadas.

petróleo relativamente seco y el agua relativamente libre de petróleo

La cantidad neta de petróleo es la cantidad neta de petróleo producido

sedimenten en dos corrientes paralelas para un ulterior procesamiento

con respecto a su contenido de “sedimento básico y agua” (BS&W). Un

o almacenamiento (Figura 3).

campo petrolero muy grande puede contener tantos como 100 AWTs, cada uno comprobando 20-50 pozos en una rotación programada.

Transferencia de custodia automática de cruce El movimiento de la producción de un campo petrolero a los oleoductos, camiones, vagones cisterna o tanques de almacenamiento con frecuencia representa una transferencia de custodia—un cambio en la propiedad o Figura 3. Junto con un medidor de nivel de interfaz de RF, un monitor capacitivo de corte de agua puede proporcionar el control eficaz de una unidad de separación térmica

asignación que indica un intercambio de divisas. En instalaciones más grandes, el petróleo

Para la garantía final de la calidad de la fase de petróleo, se utiliza

típicamente se vende por medio de una unidad de transferencia de

un analizador capacitivo de corte de agua junto con otra sonda de

custodia automática de cruce, o LACT, (Figura 4) que mide el caudal

radiofrecuencia para detectar el nivel de la interfaz eléctrica entre las

y la composición de crudo en el momento en que cambia de manos.

fases de petróleo y agua dentro del tanque. (Esta interfaz eléctrica dentro

Las unidades LACT, o varaderos, están diseñadas según normas API

de la capa de emulsión es, de hecho, la misma transición relativamente

y de modo de satisfacer cualquier norma adicional de medición y

nítida entre las fases de petróleo en agua, y de agua en petróleo, que

muestreo requerida por el comprador. El valor recibido por el crudo

hace que los analizadores capacitivos de corte de agua resulten inapropiados para determinar la composición de mezclas continuas de agua.) Juntas, estas mediciones proporcionan la base para el control óptimo de un separador en

Figura 4. Diagrama funcional simplificado de una unidad de transferencia de custodia automática de cruce (LACT)

buenas condiciones, lo que significa aquel con un espesor de emulsión predeciblemente constante. El monitor de corte

dependerá de su densidad, del corte de agua (contenido de BS&W) y

de agua indica el nivel al cual debe mantenerse la interfaz eléctrica

del volumen transferido.

(para proporcionar la sequedad necesaria del petróleo). El medidor

La exactitud de la medición de volumen se asegura mediante la

de interfaz, a su vez, determina la posición de la válvula de vaciado

validación periódica del caudalímetro contra un comprobador con una

de agua necesaria para mantener el nivel de interfaz en la posición

exactitud de ±0,2%. El contenido y la densidad del agua para propósitos

indicada por el monitor de corte de agua. Las capas de la emulsión

de compensación se calcula mediante el análisis de una muestra desviada

con un comportamiento más discontinuo pueden incluir un medidor

de la corriente principal, recogida de manera continua. (El caudal de

de interfaz de nivel alto o un conmutador para aumentar la inyección

la muestra se calibra para que siempre sea proporcional al flujo total,

química, reducir el rendimiento o tomar otras medidas para reducir el

de modo que la composición de la muestra reflejará de manera exacta

espesor de la emulsión.

la composición promedio de la corriente).

Pruebas automáticas del pozo

de calcular el valor del crudo transferido mientras supervisa el límite

En esta aplicación, un analizador capacitivo de corte de agua pue-

Si bien el separador de producción descrito en la sección anterior

superior de contenido de agua permitido. Si el contenido de agua se

puede utilizarse para procesar de manera continua la salida combinada

torna demasiado alto, se apagará la transferencia y se desviará el aceite

de muchos pozos a lo largo de un campo petrolero, los sistemas de

nuevamente a su fuente para un posterior procesamiento.

pruebas automáticas de pozos (AWT) son una herramienta importante

Las operaciones de separación, las pruebas automáticas del pozo y la

para evaluar y administrar la productividad de los pozos individuales.

transferencia de custodia automática de cruce son tres de las aplicaciones

Un sistema AWT, en contraste con un separador de producción, cons-

de los campos petroleros para las cuales el análisis capacitivo ha demos-

ta de un recipiente pequeño, orientado a la operación por lotes, que

trado tener un rendimiento confiable y eficaz con respecto a los costos.

se utiliza para comprobar secuencialmente la productividad y salida

En muchas otras situaciones en donde el petróleo se mezcla con el agua,

cualitativa de docenas de pozos por día.

los monitores capacitivos de corte también están demostrando su valor.

ENERO 2015 I Petroleum 300 31

Tecnología

En pocas palabras, la salida de un pozo en particular se dosifica al

Entre las aplicaciones comunes del análisis capacitivo de corte de

Tecnología y Comercio

Tecnologías de producción para campos maduros Dado que la mayoría de las cuencas petroleras del mundo han sido exploradas y grandes descubrimientos se producen con menor frecuencia, será fundamental para las empresas de petróleo y gas mejorar la recuperación de campos maduros. Ello centra el interés de la industria en buscar mejorar su rendimiento a través de tecnologías innovadoras que a su vez permitan maximizar sus reservas

xisten campos maduros en casi todas las regiones petroleras del mundo, campos que se encuentran en etapas avanzadas de sus vidas productivas. En la actualidad, alrededor del 70% de la producción mundial de petróleo proviene de estos campos, muchos en fases de producción secundaria o terciaria. Incluso se estima que dadas las vastas reservas restantes, cada aumento de un punto porcentual en la recuperación podría añadir dos años para el suministro global de hidrocarburos. De igual modo estudios recientes estiman que más de la mitad de la mezcla energética mundial durante los próximos 20 años provendrá de la producción de hidrocarburos de estos campos. Una de las grandes ventajas de estos campos son los grandes volúmenes de hidrocarburos en el lugar que han sido identificados a través de la perforación, pruebas, producción histórica y datos de presión. A pesar que en estos campos la producción ha alcanzado su punto máximo y sigue en baja, promedia un factor de recuperación de 70% para el gas y 35% para el petróleo. Los campos maduros - llamados también marginales- ofrecen excelentes oportunidades para experimentar con nuevas técnicas de manejo de yacimientos o tecnologías relacionadas con ciencias de la tierra, optimización de la producción, planes de recuperación mejorada, perforación y facilidades con el ob-

Curva de producción de un campo maduro Este gráfico es una curva de producción en el tiempo de un campo real en Canadá. El eje “y” representa el nivel de producción diaria. La producción comenzó a mediados de la década de 1950 y de manera constante aumentó hasta que llegó a su punto máximo en 1968. En este punto, la producción comenzó a declinar y el campo pasó a la categoría de campo maduro. Esta caída de la producción se llama curva de declinación. Es la pendiente de esta curva de declinación la cual se busca aplanar, extender o revertir a través de esfuerzos de recuperación que permitan extender la vida de los campos maduros. Fuente: Halliburton

32 ENERO 2015 I Petroleum 300

jetivo de mejorar los niveles de producción o reducir las tasas de declive de los campos. Dado que la mayoría de las cuencas petroleras del mundo han sido exploradas y los grandes descubrimientos se producen con menor frecuencia, será fundamental para las empresas de petróleo y gas mejorar la recuperación de campos maduros. Ello centra el interés de la industria en buscar mejorar su rendimiento a través de tecnologías innovadoras que a su vez permitan maximizar sus reservas. La estrategia de gestión de yacimientos en campos maduros incluye desde oportunidades de inversión EOR, manejo de datos copiosos, soluciones de desarrollo innovadoras, procesos EOR viables, innovaciones en el diseño de instalaciones de superficie, hasta soluciones a problemas de la industria a través de estudios de caso en campos maduros. Rejuvenecer estos campos y prolongar su vida productiva es posible con la aplicación de tecnologías adecuadas, lo que está impulsando a muchas empresas de servicios a plantearse qué se puede hacer para ayudar a las operadoras a mantener la rentabilidad económica de estos campos y extraer el máximo provecho de los recursos que contienen. A continuación un vistazo a algunos casos exitosos con el uso de nuevas técnicas y herramientas en campos petroleros de gran longevidad.

Tecnología y Comercio

Unidad de bombeo ayuda a incrementar producción en campo maduro de crudo pesado El levantamiento artificial por bombeo mecánico es de uso extendido en el área de Lagunillas (al oeste del Lago de Maracaibo), donde han sido perforados cerca de 5.000 pozos de crudo pesado, la mayoría inactivos por problemas mecánicos. El levantamiento es ideal ante la poca profundidad y la baja producción por pozo (10 bppb/1.59 m3/d), pero la alta viscosidad del fluido causa flotación y roturas prematuras de las varillas, lo que motivó al operador del área buscar una solución alternativa más eficiente. Unidad de bombeo MaxiStoke™ En un caso documentado, Halliburton recomendó la prueba de tres unidades piloto MaxiStroke™ para comprobar las ventajas del control independiente de velocidad en pozos con crudos viscosos. La prueba de 90 días dio como resultado, que el promedio de producción por pozo aumentara de 10 bppd (1.59 M3/día) hasta 28 bppd (4.45 M3/día), es decir, un 280%. MaxiStroke™ mejoró la eficiencia de la bomba permitiendo aumentar la producción del pozo. Ello fue el resultado del incremento de la longitud del stroke y de una reducción de la velocidad, gracias al sistema de control independiente de velocidad del MaxiStroke™.

Servicio de monitoreo CoilCommsm

a través de todo el horizontal. Esto se logró durante un trabajo de estimulación con ácidos y divergentes, y tomando decisiones en tiempo real basadas en perfiles de inyección. El pozo fue completado con 675 metros (2.214 pies) de liner de 4½ pulgadas y empacadores hinchables, con 150 metros (494 pies) de tubería transportadora de cañoñes distribuida en seis intervalos. CoilCommsm brindó monitoreo preciso al trabajo estimulación bombeado a través del anular. Los datos proporcionados utilizando DTS StimWatch® mostró los fluidos de estimulación que fueron inyectados sólo en el talón del pozo. Este hallazgo llevó a la cancelación de las etapas finales de ácido que ahorraron al operador casi US$120.000 en fluidos.

Sistema ESP entrega altas tasas de manejo de producción Un operador que buscaba reactivar un campo maduro en Argentina, requirió un sistema de bombeo electro sumergible (ESP) capaz de manejar tasas de producción de 70m3/d a 200 m3/d (440 b/d - 1.258 b/d). Junto a Baker Hughes se diseñó un sistema ESP con capacidad de pasar por una pata de perro de 2.5 °/100 pies y un ángulo de inclinación de más de 10°. Baker Hughes diseñó e instaló un sistema ESP ideal que incluyó una bomba de flujo mixto, un bomba de recirculación, un motor S375, un variador de velocidad (VSD) Electrospeed™ y servicios de monitoreo remoto AMBIT™ Plus.

Optimización de fluidos de estimulación con DTS y coiled tubing En México, Boots & Coots de Halliburton utilizó su servicio CoilCommsm para proporcionar monitoreo con fibra óptica en tiempo real como parte de una solución integrada de coiled tubing que incluyó el servicio de monitoreo de estimulaciones StimWatch® de Pinnacle. En un trabajo conjunto, se proveyó una solución integrada con el estado-del-arte que demostró ser altamente eficaz en la optimización de los costes y la eficiencia. La solución integrada fue para un pozo altamente desviado en un yacimiento carbonatado con un BHT de 140°C (284°F). Se requirió el monitoreo en tiempo real como parte de la estrategia global de la gerencia del yacimiento. El servicio CoilCommsm proporcionó el transporte ideal del servicio de prueba de temperatura distribuida (DTS) StimWatch®. En la DTS, la fibra óptica sirvió como elemento de detección. Al combinarse con el transportador de coiled tubing, el localizador de collar de casing y herramientas de presión y temperatura (CPAT), el operador pudo supervisar continuamente la temperatura del pozo ENERO 2015 I Petroleum 300 33

Tecnología y Comercio

Para obtener la flexibilidad necesaria, fue seleccionada una bomba SSD (servicio severo estabilizado) de Baker Hughes con 402 etapas, para entregar la carga dinámica total (TDH) necesaria. Esta bomba de flujo mixto proporcionó una rango de flujo flexible que variaba entre 65 y 330 m3/día (409 a 2076 b/d). La bomba de recirculación proporcionó un enfriamiento más eficiente en comparación con el provisto por los sistemas que emplean motores encubiertos, lo cual habría causado pérdidas de presión y disminución de la capacidad de enfriamiento. Debido al tamaño del casing y de la desviación del pozo, se instaló un motor MSP serie 375. La potencia requerida de 125 HP fue satisfecha con el uso de dos motores de 62.5 HP. También se instaló un módulo satelital SureFIELD™ que garantizó el monitoreo remoto continuo a través del servicio AMBIT™ Plus ESP, lo que permitió realizar de manera proactiva ajustes en respuesta al sistema en la medida en que cambiaban las condiciones de los pozos hoyo abajo. El equipo ESP proporcionó alta eficiencia mientras se mantuvo la temperatura estabilizada. La declinación de la presión natural del yacimiento fue monitoreada a través del servicio AMBIT™ Plus ESP por datos desde el sensor y el VSD. Se realizaron los ajustes al régimen de producción para mantenerla. La producción neta fue 62.700 m3 (394.383 barriles) en el primer año. El pozo continuó funcionando después de 18 meses con la solución del sistema ESP proporcionada por Baker Hughes.

Debido al volumen y la concentración del ácido, se aplicó el tratamiento durante tres días, utilizando coiled tubing, minimizando el riesgo y protegiendo la integridad y la mecánica del pozo. Inmediatamente después del tratamiento, la producción de petróleo aumentó de 197 barriles al día(31 m3/d) a 550 barriles al día (87 m3/d), y el corte de agua se redujo de 67% a 52%. El tratamiento ConformAcid™ aumentó los ingresos mensuales del operador a US$ 31.480 por día (US$1 millón por mes).

Productividad de pozo aumenta durante campaña de recompletación El consorcio Pardaliservices produce petróleo de la formación Napo “U” en el campo Libertador, ubicado en la cuenca Oriente de Ecuador. Esta formación tiene una permeabilidad que van desde 50 a 250 mD y una porosidad del 15 al 20%; comprende sucesiones de depósitos sedimentarios deltaicas y fluviales y es una formación sub hidrostática.

Modificador de la permeabilidad mejora la producción de petróleo Un operador en Ecuador tenía un pozo en un yacimiento de piedra arenisca que produjo cortes muy altos de agua de 60 a 70%. La producción asociada declinó incluso después de los tratamientos de estimulación. Históricamente, los cortes altos de agua en campos maduros de petróleo y gas ecuatorianos han reducido en gran medida la vida económica de los pozos. En algunos casos, han sido abandonados debido al fracaso de tratamientos de estimulación y baja producción. Después de realizar varios tipos de pruebas de núcleos y analizar los resultados, Baker Hughes recomendó su servicio ConformAcid™, que utiliza el modificador de permeabilidad relativa AquaFix™ con acidificación para controlar la producción de agua después de la estimulación.

Unidad de bombeo MaxiStoke™

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En anteriores intentos de aumentar la producción de los pozos se usaron tratamientos de acidificación matricial que no fueron 100% exitosos; en algunos casos, no removieron suficientemente el daño en estos yacimientos. En el mejor de los casos, el tratamiento de estimulación con acidificación matricial resulta en solo un doble incremento de la producción del pozo. Para proporcionar una penetración más eficiente y eficaz del tratamiento, Schlumberger propuso el fracturamiento hidráulico en combinación con el aditivo de control de flujo de retorno de apuntalante a base de fibra PropGUARD como estrategia recompletación, a fin de para evitar la zona dañada. En una campaña de estimulación inicial, se identificaron cinco pozos candidatos en el campo Libertador y se llevaron a cabo los trabajos. Este tipo de completación abrió la puerta no sólo para mejorar la productividad del campo, sino también para las reservas recuperables adicionales que de otro modo no estarían disponibles. Luego de la aplicación de la técnica de fracturamiento hidráulica, la producción del pozo aumentó cuatro veces. Debido al éxito, el periodo de recuperación se redujo en un 33% en comparación con el tratamiento convencional de acidificación matricial.

se retira de Campetrol Margarita Villate

Antes de concluir 2014, esta dedicada profesional anunció su retiro tras permanecer por más de cinco años al frente de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros

ue en Noviembre de 2008 cuando MargaritaVillate asumió como Directora Ejecutiva dirigiendo a buen puerto los destinos de este gremio petrolero. Es graduada en Biología con estudios de maestría en Planeación y Desarrollo de la Universidad de Delaware (EE.UU.) y cuenta con una especialización en alta gerencia de la Universidad de los Andes. Fue Directora de la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia y de la Asociación de Laboratorios Farmacéuticos de Investigación y Desarrollo.

Iniciativas Al anunciar su retiro, Margarita destacó el compromiso y contribución en el desarrollo de todas las actividades emprendidas de todo el equipo humano de Campetrol. Re-

cordó algunas de las principales iniciativas emprendidas para lograr la actual representatividad que refleja el gremio ante todas las audiencias del sector de hidrocarburos en el país y a nivel internacional. “Hemos crecido de 68 a 195 afiliados, mejorando la estructura organizativa para contar hoy con una mejor asociación, con objetivos claros, beneficios y valor agregado para sus asociados”, comentó. Entre las principales labores desarrolladas en estos años y que constituyen el eje central del quehacer en Campetrol, mencionó las tres versiones de la Expo Oil & Gas, dos ediciones del Congreso Latinoamericano de Crudos Pesados, los Encuentros Empresariales con las compañías operadoras, así como varias Ruedas de Negocios.

Villate también puso en marcha dos proyectos pilares del sector en las regiones y que integran activamente a los proveedores regionales en la cadena del valor de la industria: el Programa Desarrollo de Proveedores y el Programa de Sinergia Regional. Otra iniciativa hecha realidad fue la alianza entre Ecopetrol, SENA, LADS y Campetrol para desarrollar y poner en marcha el Proyecto Taladro Escuela, con el propósito de capacitar en forma gratuita a la mano de obra de la industria y de las comunidades en las regiones. Mencionó la conformación en una primera etapa de la Confederación Regional de Cámaras de la Industria de Bienes y Servicios Petroleros junto a la Cámara Petrolera de Venezuela, CAPIPE en Argentina, AMESPAC en México, con la estructuración de un Plan de Acción concreto a inicios de 2014. Finalmente hizo referencia al lanzamiento del Pacto Sectorial contra la Corrupción y por la Transparencia en Colombia, de conformidad con los principios del Pacto Global contra la Corrupción, al cual ya se han suscrito más de 45 empresas operadoras y de servicios.

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Gente

Margarita Villate

Library

El petróleo:

un viaje inconcluso

scrita por el ensayista e historiador Rafael Arráiz Lucca, acompañado por el petrolero Luis Pacheco en la narración de los videos y anécdotas, esta obra publicada por Pacific Corporate University, ofrece una recopilación esquemática de la historia de la industria petrolera en la que se mezclan contenidos audiovisuales y digitales en un intento, por demás exitoso, de contribuir a un mayor entendimiento de la compleja relación petróleo-sociedad, de forma amena, interesante y accesible a todo público.

Catorce capítulos, en 116 páginas, llevan la imaginación del lector a establecer vínculos de eventos renombrados de la historia con el fascinante mundo del petróleo, poco conocido y muchas veces mal entendido, con la novedad comunicacional que cada texto e ilustración incluyen las necesarias referencias con los enlaces (“links”) correspondientes. El libro puede ser leído en www.petroleounviajeinconcluso.com ó descargarse gratis en iTunes

OLADE

Informe de Estadísticas Energéticas - 2014 Publicación anual que presenta información histórica nacional, regional y mundial añadida de oferta y demanda de los 27 países de América Latina y el Caribe

a nueva versión del Informe elaborado por la Secretaría Permanente de OLADE, presenta las más importantes variables que describe el comportamiento del sector energético de la Región y de cada uno de los países que la componen, ofreciendo un producto basado en información oficial de los países miembros de la Organización que sirve de referencia para entender y mejorar el conocimiento de las características del sector. Realizado en base a información oficial obtenida de los Ministerios de Energía de los países miembros de OLADE, la presente edición contiene series estadísticas históricas desde 2004 hasta el 2013, agrupadas por sectores de energía (petróleo, gas natural, derivados de petróleo, electricidad, otros recursos renovables). En cada uno de los sectores se presentan datos de oferta, demanda e indicadores que vinculan al sector energético con el ambiente y la economía. El documento constituye un aporte para el mejor conocimiento de la situación histórica y resultados del sector en la región y de cada uno de los países miembros. Fuente oficial de consulta de información estadística, imprescindible en el desarrollo de estudios de planificación energética, de integración por subregiones y de fomento a inversiones públicas y privadas. El Informe Estadístico Energético 2014 es publicado en formato electrónico en los idiomas inglés y español y puede ser descargado del sitio web www.olade.org

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Preview

A través de sesiones técnicas y conferencias de negocios expertos regionales e internacionales analizarán en profundidad las estrategias para liberar el verdadero potencial de producción de estos campos maduros

omando en cuenta que los campos maduros de petróleo y gas representan más del 70% de la producción mundial, este Congreso se centrará en los principales desafíos de la región Panamericana de cara a los métodos de optimización y tecnologías para aprovechar una mayor recuperación de este tipo de campos. Se estima que actualmente el promedio del factor de recobro para el gas es del 70% y para el petróleo es del 35%, de manera que un aumento de este recobro podría añadir dos años de suministro de hidrocarburos global. Empresas operadoras, de suministro de bienes y servicios petroleros, institutos de investigación principalmente de México, Colombia y Venezuela tendrán amplia participación tanto en la exhibición como en el programa técnico de este Congreso, cuyas áreas se enfocarán en temas como: • Estudios integrados de subsuelo • Aguas profundas • Diseño y construcción de pozos • Gerencia y caracterización de yacimientos • Optimización de la producción • Estudios de casos sobre economía y evaluación de riesgos • Infraestructura e instalaciones de superficie • EOR / IOR • Tecnología de perforación • Optimización de la inyección de agua

Enero 20 – 22, 2015 Veracruz, México

sobre la estrategia de la estatal mexicana para la optimización de los campos maduros del país. Otras charlas girarán en torno a ejemplos globales sobre las mejores prácticas para maximizar el recobro, revitalización y extensión del ciclo de vida de campos maduros, avances y desafíos en EOR, las sociedades IOC/NOC y los desafíos frente al manejo del agua. Para mayor información sobre el Congreso visite: maturefieldscongress.com

La ceremonia de apertura estará a cargo del Presidente del Congreso Gustavo Hernández García, Director General de Pemex E&P, quien hablará ENERO 2015 I Petroleum 300 37

LMKR anuncia nuevas alianzas

Warehouse

y capacidades geofísicas

Con dos nuevas alianzas, novedosas herramientas y una nueva actualización de GeoGraphix® la compañía ofrece mayores capacidades para mejorar los flujos de trabajo

ecientemente LMKR anunció la firma de dos nuevas alianzas y el lanzamiento de nuevos productos que ayudan a geofísicos y geólogos hacer frente a problemas fundamentales que se presentan durante la búsqueda y explotación de hidrocarburos. Durante 30 años, Geographix ha entregado innovaciones continuas a sus usuarios. Fue el primer software de G&G en Windows, el primero en ofrecer capacidades y flujos de trabajo específicos para plays no convencionales y en ofrecer sísmica incluyendo geonavegación. En Marzo de 2014 LMKR lanzó la versión Geographix 2014 con avances clave en la planificación de campo, geofísica, geología y visualización 3D.

petroWEB Para ayudar al geocientífico a obtener el máximo provecho de los datos de varios dominios, LMKR entró en una alianza estratégica con petroWEB para proporcionar fácil acceso a los datos desde y hacia la base de datos corporativa de Geographix. petroWEB Enterprise DB es un sistema potente de gestión de datos de E&P construido sobre el modelo de datos estándar de la industria PPDM. Sirve como un organizador maestro de pozos, registro y organizador de información de pozos, proporcionando una solución única con autoridad necesaria para la gestión eficaz de grandes volúmenes de datos del subsuelo. Esta asociación ofrecerá una

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excelente conexión entre Geographix y petroWEB Enterprise DB para impulsar la productividad diaria geocientífica.

LUMINA La asociación tecnológica de LMKR con LUMINA está dirigida directamente a métodos mejorados para interpretar e integrar los datos geológicos y sísmicos críticos para maximizar la comprensión del yacimiento. LUMINA ofrece metodologías y herramientas únicas para la interpretación cuantitativa basada en la descomposición espectral y técnicas de optimización lo cual permite obtener información más geológica extraída de los datos geofísicos. La asociación de LMKR con LUMINA ha dado como resultado el próximo lanzamiento de Predecit 3D que se comercializará a principios de 2015.

Mejoras en Geographix 2014 Geophysics La velocidad y las herramientas en la interpretación sísmica han mejorado radicalmente, favoreciendo la integración con Geomodelos de profundidad, permitiendo al profesional de G&G convertir fácilmente las fallas a profundidad e incorporar todo esto en un modelo de la tierra sellada, así como la combinación de datos de interpretación sísmica y pozos. Mejoras en el modelado de velocidad y conversión de profundidad, hacen más fácil la conversión a profundidad con modelos de velocidad, generados a partir de las relaciones principales entre los horizonte-formación definidos. La nueva actualización incluye triangulación de fallas y un algoritmo mejorado de AutoTracker en horizontes 3D.

LMKR – Nuevo Atributo de Volumen

Diseñado por

geocientíficos para geocientíficos, LMKR Geographix es uno de los sistemas de interpretación geológica y geofísica más avanzado e integrado de la industria”

La herramienta de generación de atributos volumétricos en 3D integra cabalmente con Geographix 2014. Incluye tanto a base de rastro (sample, window, y Hilbert) y atributos basados en la frecuencia, incluyendo un conjunto completo de atributos semblanza basada en la curvatura, importante para una óptima comprensión y visualización de los reservorios. Todos los atributos basados en frecuencia usan una técnica de descomposición espectral patentada para obtener resultados de mayor resolución. Los atributos basados en expresión, permiten a los usuarios refinar o crear sus

LMKR’s Predict 3D Es una solución de inversión multi-atributo basado en descomposición espectral y técnicas de optimización desarrollada por LUMINA. Predict 3D está completamente integrado con los productos de Geographix, y también se puede utilizar en modo independiente. Este enfoque patentado muestra detalles geológicos no observables en los datos sísmicos convencionales, y permite interpretaciones más detalladas y precisas, las cuales son posibles combinando los datos de entrada y los métodos de inversión convencionales. El proceso de inversión de multiatributo predice propiedades de las rocas a partir de registros de pozos lejos de los mismos de y entre ellos que se han utilizado para la correlación, generando volúmenes que son muy valiosos para comprender las características del reservorio. Esto ayuda a comprender la naturaleza del reservorio lejos de los pozos; la reducción del riesgo en la planificación y el desarrollo del campo y sobre todo en capas finas o yacimientos de lutitas o esquisto. La respuesta de Predict 3D, combinado con otras interpretaciones sísmicas específicas, será rápido y fácil de integrar en una escena 3D.

pales herramientas petrofísicas del mercado que incluyen una ventana para definir y manipular ecuaciones y la extracción de atributo ilimitado. Geographix 2014.2 añade una utilidad de normalización de curva gráfica multi-método.

Field Planning Diseñado para reducir el tiempo requerido para el desarrollo de campo de manera eficaz, la planificación avanzada de campo proporciona la capacidad de crear, guardar, analizar y gestionar múltiples escenarios de la planificación de campo, antes de guardarlo en la base de datos. Cuando se combina con el nuevo planificador de pozo de LMKR, los surveys direccional para pozos individuales o escenarios enteros se pueden crear y editar fácilmente. Estas capacidades permiten flujos de trabajo de desarrollo de campo mucho más eficientes para los equipos. La última actualización de LMKR Geographix 2014.2 añade: Clip automático en la trayectoria de pozos en las locaciones, para mantener la mínima longitud lateral requerida para pozos planificados; calcula

la elevación de la locación/espacios en un modelo digital de elevación y actualiza fácilmente la ubicación de los espacios.

Cartografía y Visualización Las nuevas capacidades permiten a los profesionales de G&G sacar el máximo provecho de sus datos mediante la creación rápida de mapas base, diagramas de cercas y telones de fondo sísmicas, lo que les permite obtener una mejor comprensión de sus yacimientos. Mapas 2D pueden ser fácilmente visualizados en 3D, y sondas 3D ahora se puede definir en GeoAtlas, lo que permite la visualización instantánea de la sub-superficie. La visualización en 3D de las secciones transversales geológicas y diagramas de cerca, combinados con superficies cubiertas con capas, proporcionan una mayor comprensión de la verdadera naturaleza de la geología del subsuelo. GeoGraphix 2014.2 permite la integración de las plantillas de registro, diagramas de cercas, sísmica y atributos en la vista 3D integrada. Esta combinación permite la identificación y caracterización del mejor sweet spot.

Geología LMKR Geographix 2014 ofrece una integración más estrecha entre las interpretaciones geológicas y geofísicas. Se puede acceder la conversión a profundidad de los horizontes sísmicos y fallas directamente por el geomodelo y se combinan con el control del pozo para permitir una interpretación más amplia y completa. Adicionalmente, las mejoras en el modelado de la velocidad en tiempo real, ofrece una conversión de profundidad, mostrada como un telón de fondo sísmico en la sección transversal para mejorar la interpretación del geomodelo entre y más allá de control de pozo. La nueva visualización en 3D de los diagramas de cerca con la interpolación de mapas isopacos, superficies con atributos, y las secciones sísmicas convertidas a profundidad, ayuda mucho al intérprete a comprender la anisotropía del depósito y la estructura. Geographix utiliza las princiENERO 2015 I Petroleum 300 39

Tecnología Warehousey Comercio

propios atributos personalizados como combinaciones matemáticas de otros volúmenes de atributos.

Calendario

20 - 22 Enero 2015

Pan American Mature Fields Congress Veracruz, México

03 - 05 Febrero

SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference

www.maturefieldscongress.com

Media Partner

The Woodlands, USA

www.spe.org/events/hftc/2015

12 - 13 Febrero

Colombian Oil & Gas Conference “Offshore: Una Ventaja Competitiva” Barranquilla - Colombia www.iadc.org/event/2015

18 - 19 Mayo

Colombia Energy Summit www.latinmarkets.org/forums/colombiaenergy-forum/overview

Media Partner

2 0 1 5

Bogotá, Colombia

27 - 29 Mayo 2015

I Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos Cartagena, Colombia

Media Partner

www.coflucempo.com

Revista Oficial

2 0 1 5 28 - 29 Enero Oil Council Latin America Assembly

26 - 27 Febrero 14th Annual Platts Liquefied Natural Gas Conference

03 - 04 Febrero IADC Health, Safety, Environment & Training Conference & Exhibition - Houston, USA - www.iadc.org/event/2015

26 - 27 Febrero 4th Annual North American Crude Oil Summit

10 - 13 Febrero NAPE Summit

01 - 05 Marzo SPE Production and Operations Symposium

Bogotá, Colombia - www.oilcouncil.com/event/latam

Houston, USA - www.napeexpo.com

17 - 18 Febrero Mexico Shale Summit

San Antonio, USA - www.mexicoshalesummit.com

23 - 25 Febrero SPE Reservoir Simulation Symposium

Houston, USA - www.spe.org/events/rss/2015

25 - 26 Febrero 4th Carbon Dioxide Utilization Conference

San Antonio, USA - www.spe.org/events/rss/2015

Houston - USA - www.platts.com/events/2015

Houston - USA - www.events.platts.com/

Oklahoma - USA - www.spe.org/events

03 - 05 Marzo SPE Digital Energy Conference and Exhibition

Ciudad de México, México - www.spe.org/events/dec/2015/

09 - 12 Marzo Mexico Upstream: Contracts & Deepwater Summit The Woodlands, USA - www.cwcmexicooilgas.com/

24 - 26 Marzo World Heavy Oil Congress

Edmonton, Canadá - www.worldheavyoilcongress.com

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

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Última Página

Petrobras

¿Qué pasó? Álvaro Ríos Roca*

Por varios años Petrobras fue la empresa emblemática de Brasil y ejemplo a seguir por varias petroleras estatales latinoamericanas

tónitos, incrédulos y apesadumbrados, cada día escuchamos más sobre los actos de torpeza cometidos con esta empresa. Pero sobre todo nos agobia enterarnos de la danza de miles de millones de dólares en esquemas muy bien orquestados de corrupción para sobornar políticos, donde también están involucradas poderosas empresas privadas de Brasil. Se necesitan dos para bailar un tango, dice el adagio popular. En 1997, con la Ley de Petróleo 9478, se reforma y transforma la industria de hidrocarburos en Brasil y se moderniza y fortalece a Petrobras para que tome un rumbo distinto. Con esta Ley se quita a la empresa la competencia fue transferida a la Agencia Nacional de Petróleo, ANP. Se entrega a Petrobras áreas con producción y áreas muy prospectivas y se le da el timón para que tenga un rumbo empresarial, un gobierno corporativo independiente que le permitiera competir, asociarse, no subsidiar, internacionalizarse, cotizar en bolsa y levantar capital, convertirse en una empresa aún más tecnológica, etc., etc. Todo con el objetivo de aumentar reservas y producción de petróleo y gas natural y tornar a Brasil autosuficiente. Resumen, despolitizarla y tornarla competitiva al estilo Statoil de Noruega. Y así fue, Petrobras se levantó empresarialmente, le dio autoabastecimiento a Brasil llegando a subir su producción de 1 a 2 MMBbl/día entre 1997 y 2013. Se internacionalizó al punto de tener presencia en cerca de treinta países en varios continentes, se asoció, logró inscribirse en varias bolsas de

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valores del mundo, levantó capital porque inspiraba confianza, continuó desarrollando tecnología para convertirse en la empresa líder mundial en aguas profundas. Llegó a perforar a más de 7,000 m, con columna de agua de 3,000 m, y descubrió el gigante Presal. Pero sobre todo, se convirtió en esa empresa emblemática de brasileros y latinoamericanos. Todos querían ser como Petrobras. Empero el poder político le metió mano dura y mucho más después del descubrimiento del Presal. En 2010, se detuvieron las rondas de licitación de áreas, Petrobras fue forzada a entrar obligatoriamente en todos los contratos del Presal, se retrocedió en el proceso de desmonopolización de la industria en Brasil, se la obligó a subsidiar con respecto a los precios internacionales, se la forzó a pedir demasiado contenido local en los contratos de servicios, muchos profesionales y técnicos fueron despedidos y diversas acciones más. Varios altos ejecutivos de Petrobras en los pasillos de las conferencias nos lo comentaban a viva voz. Resultado: Las acciones de Petrobras en las distintas bolsas de valores comenzaron a caer. En USA en el NYSE se desplomaron de 40.6 a 13.8 US$/acción entre 2008 y 2014. Lo mismo en la bolsa de Brasil (BOVESPA) donde cayeron de 30.8 a 16.8 Reales/acción entre 2008 y 2014. Para cumplir sus obligaciones de inversión impuestas desde el poder político tuvo que des-internacionalizarse y ahora solo opera en cerca a 15 países con la intención

de continuar vendiendo algunas operaciones. Estas son las torpezas cometidas con Petrobras por la alta intromisión política y ahora se detona públicamente lo que se rumoraba a gritos, que es la gran corrupción dentro de la empresa. Petrobras no pertenece a los políticos de turno y es de todos los brasileros y también de todos aquellos que creyeron en un manejo empresarial y ético de la empresa y nos referimos a todos los que compraron acciones en las bolsas de valores. Pero creo que la institucionalidad brasilera está funcionando al investigar primero y poner a los corruptos y prevendalistas donde se merecen. Es sin duda una gran oportunidad para que la reelecta presidenta de Brasil devuelva a Petrobras el sitial que se merece. Petrobras tiene aun un alto grado de capacidad tecnológica, profesionales de primerísimo nivel, gran futuro con el Presal y otras actividades dentro de la energía. Necesitan tornarla nuevamente competitiva y que sea una verdadera empresa para que siga adelante y nuevamente se torne en orgullo de brasileros y latinoamericanos en materia de hidrocarburos y de energía. Todos anhelamos que nuestras empresas estatales no desparezcan y sean fuertes y coadyuven el desarrollo de nuestros pueblos, países y región, pero para ello deben tener un manejo diferente. Lo de Petrobras es una lección para el futuro. *Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo