Julio 2015 - Petroleum 306 by Revista Petroleum

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Julio 2015

XXI Convenci贸n Internacional del Gas AVPG 2015

1 er Coflu&Cempo

Colombia Energy Summit 2015

Drones revolucionan la industria del petr贸leo

Petroleumag

Julio 2015 Año 31, Nº 306 Portada: Perforación en el Eagleford Shale, en el suroeste de Texas (Foto: Anadarko)

14 Oportunidades de inversión en Colombia

Industria gasífera venezolana ante nuevas perspectivas

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CORNISA CUADRANTE WAREHOUSE CALENDARIO

Latam Energy Convention

1er Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos - Coflu&Cempo

Bajo el lema “Oportunidades bilaterales de inversión, servicios y tecnología en Colombia y México”, el 27 y 28 de Mayo se realizó en el Club Metropolitan de Bogotá la primera versión de este evento orientado a impulsar la industria de hidrocarburos de los países latinoamericanos

ESCENARIO

Colombia Energy Summit 2015 El 13 y 14 de Mayo se realizó en Bogotá la segunda cumbre anual de la energía organizada por Markets Group para dar a conocer las nuevas oportunidades de inversión en el sector energético en Colombia. El evento reunió a importantes actores del sector público y ejecutivos de empresas de energía para debatir las realidades actuales en el mercado

XXI Convención Internacional y X Exhibición Industrial del Gas AVPG 2015

La primera edición del evento fue atendida por más de 180 representantes de la comunidad petrolera de Colombia, México, Estados Unidos, Canadá, Ecuador, Perú, Venezuela, Panamá y Argentina

SPWLA C.A.F.E. Formation Evaluation Technical Forum Del 27 al 30 de Mayo se llevó a cabo en el Parque Tecnológico de Guatiguará, en Bucaramanga, el foro técnico organizado por el Capítulo Colombia de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, SPWLA

REPORTE Fracturamiento hidráulico, de la revolución a la evolución, Parte II Innovaciones orientadas al posicionamiento estratégico de la fractura y re-fractura de pozos existentes llevan a una nueva etapa en la recuperación

TECNOLOGÍA La revolución de los drones en la industria del petróleo y gas El uso de vehículos no tripulados (Unmanned Aerial Vehicle, UAV) se extiende velozmente en el sector de hidrocarburos a medida que muchas más compañías operadoras lo convierten en su gran aliado para el monitoreo e inspección de sus instalaciones

Del 19 al 21 de Mayo se realizó en Caracas el foro industrial y académico organizado por la Asociación Venezolana de procesadores de Gas, AVPG, para analizar a fondo el desarrollo futuro de esta industria

El uso de drones ofrece grandes ventajas a la industria de los hidrocarburos

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ÚLTIMA PÁGINA Nuevo rol de ENAP en el sector eléctrico de Chile El Gobierno chileno ha decidido que la petrolera estatal ahora sea un jugador más en la generación eléctrica del país Por Álvaro Ríos Roca*

JULIO 2015 I Petroleum 306

Contenido

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Cornisa

MÉXICO Jorge Zajia, Editor

l territorio de la República Federal de México tiene una superficie de 1.964.375 km², el tercero más grande de América Latina después de Brasil y Argentina, y es el undécimo país más poblado del mundo, con un estimado de 121 millones de habitantes. Si lo comparamos con los países Bolivarianos, descubrimos que su territorio es del 40% y su población del 85% de la sumatoria de todos ellos, que totalizan 4.763.668 km2 y 144 millones de habitantes: Perú 1.138.903 km2 y 31 MMHab; Colombia 1.138.903 y 53; Bolivia 1.098.580 y 11; Venezuela 916.445 y 33; y Ecuador 283.562 y 16. Repasar esta realidad es pertinente para poder entender la importancia que las fuentes de energía tienen en la tierra de los aztecas, a la luz de los recientes acontecimientos que se ciernen alrededor de la explotación de sus hidrocarburos, que como resultado de la ejecución de la Ley de Expropiación de 1936 y la aplicación del Artículo 27 de la Constitución Mexicana, el Estado nacionalizó a las compañías petroleras, mediante un decreto firmado por el célebremente recordado Presidente Lázaro Cárdenas del Río, el 18 de Marzo de 1938. En este acto se consumó la expropiación legal de la maquinaria, instalaciones, edificios, refinerías, estaciones de distribución, embarcaciones, oleoductos y de todos los bienes muebles e inmuebles. Como se dice en buen mexicano eso fue “caída y mesa limpia”. Desde entonces y hasta nuestros días –con algunas variantes y concesiones en años recientes-, la estatal Petróleos Mexicanos, Pemex, ha tenido el monopolio absoluto de la explotación de los recursos de hidrocarburos de la nación. 2004 fue un año de gloria para la tierra de Pancho Villa y Agustín Lara. Su producción petrolera rozó los 3.5 MMbpd promedio, gracias a los aportes del prolífico campo Cantarell, cuyo descubrimiento se

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debe a un pescador quien reiteradamente había denunciado ante Pemex el daño a sus redes por el petróleo que brotaba hasta la superficie del mar. Al humilde pescador Rudesindo Cantarell le ha tocado la gloria de haberse consagrado como el mejor geólogo en la historia petrolera de México, y no es en broma, porque desde entonces el país no ha vuelto a tener un descubrimiento de tal magnitud. Desde ese año la producción petrolera mexicana comenzó una lenta pero indetenible declinación y se pronostica que para este año, al igual que en 2014, el promedio estará ligeramente por debajo de los 2 millones de barriles de aceite por día. Esta pérdida en la producción –que no ha sorprendido a nadie-, se debe, no por casualidad, a la declinación acelerada de Cantarell, que en la última década pasó de unos 2.2 MMbpd a un poco más de 250.000 bpd en 2015. México, como Jalisco -en la celebérrima interpretación del inmortal Jorge Negrete“no se raja”. Todo lo contrario y desde hace un tiempo su dirigencia petrolera ha venido dando pasos firmes para abrirse a la inversión privada, como una condición necesaria, mas no suficiente, para revertir la dramática declinación de su producción petrolera, lo cual tiene una fuerte oposición de buena parte de las fuerzas vivas de la nación –digamos que de buena fe-, dado el fuerte componente nacionalista de su cultura social y política en defensa de su soberanía y sus recursos naturales. Estas consideraciones vienen a cuenta por las sesudas y profundas reflexiones que tuvimos oportunidad de escuchar de viva voz de los máximos representantes de la Secretaría de Energía de México, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y Pemex, durante las deliberaciones del Congreso Mexicano del Petróleo-Guadalajara 2015 y cuyas conclusiones publicaremos en un amplio reportaje en la próxima edición de Agosto 2015, Petroleum 307.

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

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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 Victoria Schoenhofer / Administrator 1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USA Tel: (1) 713 5895812, Cel: (1) 832 597 5025 vschoenhofer@petroleum.com.ve 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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Todo listo para el XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas Del 26 al 28 de Agosto de 2015 se llevará a cabo en el Centro Internacional de Negocios de Bogotá, Corferias, el gran evento diseñado para compartir conocimiento, ciencia y tecnología para la sostenibilidad

n programa de primer nivel ofrecerá esta versión del máximo evento organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, con una agenda académica centrada en temas trascendentes para el desarrollo económico del país y una muestra comercial con las más recientes innovaciones en materia de equipos, productos y servicios para el sector de hidrocarburos. La proyección que este magno evento ha tenido desde sus inicios le ha permitido consolidarse como el escenario ideal para generar un intercambio técnico y comercial, que conlleve a proponer alternativas concretas que promuevan la inversión extranjera.

El congreso cuenta con destacados conferencistas, expertos en varias áreas, que a través de charlas magistrales, foros y exposición de artículos técnicos destacarán la importancia de la industria petrolera en el desarrollo económico de Colombia. El Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que en el pasado ha servido para consolidar iniciativas como la creación del Instituto Colombiano del Petróleo, la masificación del uso del gas en el país y la creación de Campetrol, es el escenario idóneo para la convergencia de la industria, la educación, la formación y la investigación, que fortalece los procesos desarrollados en

el sector de hidrocarburos de acuerdo con las necesidades actuales del mundo globalizado y en particular las de Colombia. Los ejes temáticos para esta versión son las áreas de mayor interés en la actualidad: Crudos Pesados; Yacimientos no Convencionales; Exploración y Producción Offshore; Exploración y Producción Onshore; y Entorno. Las charlas o presentaciones técnicas cubrirán las disciplinas de Geología y Geofísica; Ingeniería de Perforación y Completamiento; Ingeniería de Producción y Reacondicionamiento de Pozos; Ingeniería de Yacimientos; Facilidades, Procesos y Mantenimiento; Transporte y Refinación.

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6 JULIO 2015 I Petroleum 306

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Cuadrante

E.UU. ya es el mayor productor de hidrocarburos según el informe Revisión Estadística de la Energía Mundial de BP (Statistical Review of World Energy), el cual indica que la producción de petróleo y gas natural en este país tocó su máximo en 2014, desplazando a Rusia como principal productor en el mundo. La producción de crudo se disparó 15,9% anual hasta 11,6 millones de barriles diarios, el mayor incremento anual en la historia del país y el cuarto a nivel mundial. La producción de gas aumentó 6,1% hasta un nuevo máximo de 728.300 millones de metros cúbicos. La mayor extracción de estos recursos permitió que las importaciones netas de petróleo cayeran en 1,1 MMbd hasta 5,1 MMbd, el nivel más bajo desde 1985. Las de gas natural disminuyeron en 3.500 MMm3 hasta 33.600 MMm3, su mínimo desde 1986.

remios empresariales y profesionales vinculados al sector de hidrocarburos en Colombia rechazaron las acciones terroristas contra facilidades de la industria petrolera por parte de las FARC, como el ataque realizado el 8 de Junio en Puerto Asís, Putumayo (sur de Colombia), obligando a conductores de 23 carro-tanques a derramar 5.000 barriles equivalentes de crudo producidos por la operadora Vetra, ocasionando la contaminación de fuentes de agua y una afectación directa a campesinos de esa zona. En lo que va de año se han producido cerca de 20 ataques contra oleoductos, pozos, líneas de transferencia y equipos para la producción, mantenimiento y el transporte de crudo, golpeando duramente a la industria y al país.

l Gobierno venezolano requirió a la compañía Esso Exploration and Production Guyana Ltd., subsidiaria de Exxon Mobil, claudicar en su intención de realizar operaciones “no autorizadas” en el espacio marítimo del Bloque Stabroek, zona del Esequibo que Venezuela reclama como parte de su territorio. Tras haberse anunciado el hallazgo de crudo la Cancillería recalcó que estas operaciones representan una acción unilateral y se llevan adelante sin que se haya notificado al Gobierno de Venezuela, ya que esta zona se define como un área marítima por delimitarse. Asimismo, mediante el Decreto Presidencial N° 1.787, del 27 de Mayo de 2015, se crearon y activaron las Zonas Operativas de Defensa Integral Marítimas e Insulares, expandiendo las áreas limítrofes de Venezuela, abarcando el Bloque Stabroek.

dvsa dio a conocer su decisión de no extender el contrato de suministro de gas desde Colombia, cuya fecha de finalización fue el 30 de Junio de 2015. La empresa publicó en un comunicado que durante los últimos meses el suministro ha sido completamente irregular, “con frecuentes fallas que han llegado hasta cero gas enviado”. El contrato de importación de gas para el semestre Enero-Julio 2015 contemplaba que Ecopetrol y Chevron suministrarán 50 MMpcd de gas, sin embargo el promedio del último mes es de 20 MMpcd, informó Pdvsa.

etrozamora, empresa mixta constituida por Pdvsa y Gazprom instaló en Lagunillas, estado Zulia, una unidad rusa de bombeo mecánico modelo C278-173-74, “que ofrece mayor rendimiento gracias a su sistema compuesto por 6 orificios de 74, 64,48, 36, 20 y 12 p, que le permiten extraer crudos pesados”. Se trata del primer balancín de origen ruso instalado en Latinoamérica, compuestos por motores eléctricos de 40 caballos de fuerza (460V 900RPM), un variador de frecuencia de hasta 50 Hp y una correa plana multicanal, como elemento de transmisión de potencia. Entre las ventajas que ofrecen estos equipos destacan la facilidad para optimizar los pozos minimizando gastos por movimientos o intercambios de balancines y generando cartas dinagráficas de fondo y superficie, informó la empresa.

emex anunció el hallazgo de cuatro yacimientos en aguas someras en el Litoral de Tabasco, Golfo de México, con los cuales estima aumentar su producción en 200.000 bpd de petróleo y 170 MMpcd de gas. Las reservas totales estimadas son por 350 millones de barriles de petróleo. Los yacimientos fueron nombrados Batsil-1, Xikin-1, Cheek-1 y Esah-1 y según la empresa es el mayor éxito exploratorio en los últimos cinco años. En la Sonda de Campeche se podrán producir 100.000 bpd de crudo y alrededor de 80 MMpcd de gas, los que se podrán incorporar a la producción a corto plazo por ubicarse cercanos a infraestructura de otros campos, y contribuirán a revertir la tendencia declinante en la zona. Adicionalmente, estos descubrimientos aportarán una producción adicional del orden de 100.000 bpd de petróleo ligero y 90 millones de pies cúbicos de gas al día.

aker Hughes realizó el lanzamiento comercial de la nueva generación del software de modelado, JewelSuite™ 6, que ayuda a mejorar las decisiones basadas en datos en todos los dominios de E&P con aplicaciones integradas para el modelado geológico y de ingeniería de yacimientos, modelado geomecánico y estimulación del yacimiento. El software proporciona soluciones eficaces que ayuda a los operadores a aumentar la seguridad en sus actividades, reducir costos y mejorar la productividad. La aplicación crea modelos detallados que ayudan a predecir problemas de perforación y producción y el desarrollo de soluciones para mitigarlos.

a Comisión Nacional de Hidrocarburos de México precalificó a 26 empresas para la primera licitación de la Ronda Uno. Del total de empresas 19 participan de manera individual: Atlantic Rim, BHP Billiton, Chevron, Cobalt, Cepsa, ExxonMobil, Hess, Hunt Overseas Oil, Lukoil Overseas, Maersk Olie, OG Gas, Marathon Offshore Investment, Nexen Energy Holding, ONGC Videsh Limited, Pacific Rubiales, Pemex, Plains Acquisition, Premier Oil, Statoil y Total. Asimismo fueron precalificados los consorcios BG Group Exploration/Galp Energía; ENI/Noble/CASA Exploration; Murphy Worldwide/Ecopetrol/Petronas/PTT Exploration; Pan American Energy/E&P Hidrocarburos y Servicios; Talos Energy/Sierra Oil & Gas/Glencore E&P; Tullow/Petrobal y Woodside Energy Mediterranean/Diavaz/Pluspetrol.

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In Situ

Latam Energy Convention Bajo el lema “Oportunidades bilaterales de inversión, servicios y tecnología en Colombia y México”, el 27 y 28 de Mayo se realizó en el Club Metropolitan de Bogotá la primera versión de este evento orientado a impulsar la industria de hidrocarburos de los países latinoamericanos de oportunidades en la cadena de valor de esta industria. Se espera con la Ronda Uno obtener 20 mil millones de barriles equivalentes. Se contemplan 18 proyectos de transporte de gas natural y generación de energía limpia (a través de energía solar, eólica, geotérmica, entre otras) para llegar a la meta de obtener 35% de energía limpia en 2024. Igualmente, se esperan crear 500 mil puestos de trabajo en 2018. En el panel “Oportunidades y Desafíos del Sector Petrolero en Colombia”, Rubén Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol; Camilo Marulanda, VP Ecopetrol; Francisco Lloreda, Presidente ACP; Mauricio de la Mora, Presidente ANH; Luis Andrés Rojas, CEO Pacific Rubiales y Luis Ernesto Mejía, Exministro de Minas y Energía Colombia

ajo la organización de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros-Campetrol y Energy Projects Forum-EPF se desarrolló exitosamente el Latam Energy Convention, el cual reunió a representantes de las principales compañías del sector de hidrocarburos, quienes durante dos días profundizaron sobre las perspectivas de negocios que se generarán para empresas colombianas a partir de la Reforma Energética Mexicana, así como las oportunidades que para compañías de este país abre la posibilidad de un desarrollo exploratorio y productivo mayor en Colombia. Durante el primer día se desarrolló una agenda académica en la que se abordaron temas como políticas de transparencia, seguridad y corrupción, infraestructura energética mexicana, plan de desarrollo, nuevos negocios y asociatividad empresarial, entre otros. El segundo día se realizó una rueda de contactos con el propósito de promover acuerdos comerciales de beneficio bilateral entre Colombia y México. El evento contó con la participación de empresas del sector mexicanas, así como de Pro México, la Secretaría de Economía de México, la Embajada de México en Colombia, Standard & Poor´s, Norton Rose Fulbright, y Grupo Argos.

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Ventajas competitivas de México El panel de la primera sesión fue integrado por Mario Chacón-Carrillo, Embajador de ProMéxico; Mariana Sarasti, Viceministra de Comercio Exterior; Hernán Arizmendi, Chairman Cofundador de Energy Proyects Forum y Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, quienes destacaron la iniciativa de integración regional, que ahora cobra mayor fuerza con las reformas mexicanas. Chacón Carrillo destacó que México es el principal socio estratégico en materia de energía para Colombia. “Tenemos que aprovechar las oportunidades en hidrocarburos de dos pueblos hermanos”, sostuvo, tras lo cual enumeró las ventajas competitivas de su país que son oportunidades para Colombia, comenzando con un ámbito económico sólido con exportaciones que cada día van en aumento (US$ 400 mil millones a través de 45 tratados de comercio como el Tratado de Libre Comercio de América del Norte y la Alianza del Pacífico, de la cual hace parte Colombia). Para el representante de ProMéxico la Reforma Energética busca atraer capital, tecnología de punta, intercambio de experiencias, expertos en el tema y una serie

Panel “Oportunidades y Desafíos del Sector Petrolero en Colombia” Este panel contó con la participación de Mauricio de la Mora, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; Camilo Marulanda, Vicepresidente de Ecopetrol; Francisco Lloreda, Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo-ACP; Luis Andrés Rojas, CEO de Pacific Rubiales y Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, bajo la moderación de Luis Ernesto Mejía, Exministro de Minas y Energía. Rubén Lizarralde hizo énfasis en las oportunidades en México para las empresas colombianas que hayan avanzado tecnológicamente. “Tenemos que trabajar en mejorar la competitividad para poder acceder a este país y a otros como Venezuela y Argentina, donde podemos trabajar aportando nuestros conocimientos y experiencia”, destacó. Francisco Lloreda insistió en los desafíos que para Colombia representa no perder la competitividad ganada en los últimos años, como son las licencias ambientales, la infraestructura y las licencias sociales, que a su juicio son responsabilidades del Estado y no del sector petrolero. Mauricio de la Mora por su parte destacó los esfuerzos realizados por el Gobierno para afrontar la coyuntura y mejorar en el tema de la competitividad.

Las empresas suscribieron diversos convenios en el marco del Foro Económico Internacional celebrado en Junio en San Petersburgo

ntre los convenios firmados destaca un Plan Estratégico de Inversiones en Petróleo y Gas que establece los principios para la constitución de una empresa mixta dedicada a la construcción y operación de la infraestructura de producción de gas natural en los campos costa afuera en la Península de Paria, Mejillones, Patao y Río Caribe, éste último con valiosas reservas de condensados. En dicho plan se indica que Pdvsa y Rosneft desarrollarán nueva infraestructura de mejoramiento para las empresas mixtas

E&P

Pdvsa y Rosneft acordaron plan estratégico de inversiones El Presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino, y su homólogo de Rosneft, Igor Sechin, durante la firma de convenios

de la Faja Petrolífera del Orinoco, PetroMiranda y PetroVictoria, bajo un enfoque optimizado de inversiones para asegurar la rentabilidad que exige la nueva situación de mercado. Asimismo, la ejecución del Proyecto de Expansión José Antonio Anzoátegui (Jose), para alcanzar una nueva capacidad de procesamiento de 145 mil bpd de crudo extrapesado. De igual forma las empresas acordaron concluir antes del primer trimestre de 2016 el plan de delineación del área asignada a Petro-

Miranda e iniciar, inmediatamente después de tomar la decisión final de inversión, la construcción del primer mejorador para producir crudo de 42 oAPI a partir de crudo extrapesado de 8 o API, cuyo diseño está siendo culminado por la empresa mixta Supsa, constituida entre la española Técnicas Reunidas y Pdvsa Ingeniería y Construcción, S.A. Rosneft adquirió taladros de perforación que ya se encuentran en el país para perforar pozos productores en las empresas mixtas en las cuales tiene participación accionaria.

Petrobras repunta

con nuevos records de producción en el presal La petrolera estatal brasileña informó que su producción en esta zona - incluyendo la operada directamente y la de sus socios- alcanzó en Mayo su mayor nivel, situándose en 726 mil bpd, con aumento del 1,6% frente a Abril

a producción de petróleo y gas natural, en Brasil y en el extranjero, en Mayo de 2015, fue de 2 millones 766 mil barriles de petróleo equivalente por día (boed), 6,2% superior a la producción de Mayo de 2014 (2 millones 605 mil boed) y 0,7% inferior a la de Abril (2 millones 785 mil boed). En Brasil, la producción total de petróleo y gas natural de Petrobras fue de 2 millones 574 mil boed, 0,8% inferior a la de Abril (2 millones 596 mil boed). La producción exclu-

siva de petróleo de Petrobras, en el país, fue de 2 millones 111 mil bpd, 1% inferior a la registrada en Abril (2 millones 134 mil bpd). La producción fue impactada por la mayor cantidad de paradas programadas de plataformas para mantenimiento en el mes de Mayo con relación al mes anterior. Este efecto fue parcialmente compensado por la entrada en operación del sistema de producción anticipada del campo de Atapu (en el área de la cesión onerosa), con el

FPSO Cidade de São Vicente, en el presal de la Cuenca de Santos. Además, se recuperó la producción de la plataforma P-58, en el área conocida como Parque das Baleias, en la Cuenca de Campos, después de la parada para mantenimiento concluida en Abril. La producción propia de gas natural en Brasil de Petrobras, excluyendo el volumen licuado, fue de 73 millones 593 mil m3/día, similar a la producida en Abril (73 millones 370 mil m3/día). JULIO 2015 I Petroleum 306 11

Un Mundo de Oportunidades para Jóvenes Profesionales

4. Nomina a un colega a los Premios para Jóvenes Profesionales. La SPE otorga Premios al Servicio en reconocimiento a las contribuciones a la industria energética y el liderazgo en temas públicos. Las nominaciones por contribuciones a nivel internacional se reciben hasta el 15 de Febrero y a nivel regional hasta el 15 de Marzo de 2016. 5. Conviértete en un Mentor. El programa eMentor es una vía para contribuir a la industria de E&P compartiendo tu experiencia dentro del mundo profesional y consejos prácticos con jóvenes y colaborando con estudiantes universitarios en temas académicos. “Este programa me ha ayudado a adquirir habilidades de supervisión y reforzar las de liderazgo. Las pláticas técnicas que he iniciado con el estudiante bajo mi tutela es uno de los puntos que más aprecio”. A.C. Ingeniero de Reservas, México.

a Society of Petroleum Engineers ofrece diversos medios para que jóvenes menores de 36 años se mantengan activos en la industria de E&P y conozcan rutas para avanzar en su carrera profesional. Desde oportunidades educativas hasta de networking, en SPE encontrarás beneficios diseñados a tus intereses.

5 maneras para involucrarse: 1. Se parte de la Comunidad de Jóvenes Profesionales en la plataforma SPE Connect: Debate y comparte retos técnicos y soluciones con otros asociados de la SPE a nivel mundial. 2. Comparte tu experiencia laboral con estudiantes de secundaria y universitarios a través del Programa Ambassador Lecture cuyo objetivo es animarlos a formar parte de la industria energética y explorar oportunidades profesionales, así como los beneficios de ser parte de la SPE. Más información en www.spe.org/ members/ambassador.php 3. Presenta un manuscrito técnico a una de las publicaciones revisadas por E&P especialistas. De ser publicado serás elegible para recibir la Medalla al Joven Autor Técnico Cedric K. Ferguson. Las nominaciones se reciben hasta el 15 de Febrero de 2016 en www.spe.org/awards/ferguson.php.

12 JULIO 2015 I Petroleum 306

Jóvenes Profesionales en la Región de América Latina y el Caribe En el marco de la Conferencia para Ingeniería de Petróleo de la SPE (LACPEC), se llevará a cabo el Taller para Jóvenes Profesionales el 19 de Noviembre de 2015, en el Centro de Convenciones Quorum, Quito, Ecuador. Participa de esta sesión

diseñada para presentar a ingenieros jóvenes lo último en tecnologías E&P y gerenciamiento de habilidades para prepararlos como líderes de la industria del futuro. Entérate de los detalles en www.spe.org/events/ lacpec/2015/en/young_professionals.php.

Escenario

ás de 300 empresas nacionales e internacionales de energía, inversores, funcionarios de gobierno y proveedores de servicios participaron en el Colombia Energy Summit 2015, cuyo programa permitió profundizar en las oportunidades de negocio en el sector, así como también las condiciones para atraer y brindar seguridad a la inversión en proyectos relacionados con las áreas de petróleo y gas, electricidad (generación, transmisión y distribución), renovables, minería, medio ambiente, tecnología, además de los tópicos de financiación, riesgo y regulación. Para esta edición se tomó en cuenta las necesidades de los desarrolladores de energía, concesionarios, financieros, empresas de capital privado, bancos de inversión, ingeniería, empresas de construcción y de adquisiciones, consultores, proveedores de servicios legales y de auditoría, operadores y actores del gobierno. La jornada se inició con una presentación a cargo del Viceministro de Energía de Colombia, Carlos Fernando Eraso Calero, en la que habló de los esfuerzos orientados a aumentar reservas y producción en petróleo

Carlos Fernando Eraso Calero, Viceministro de Energía de Colombia

y gas, así como de las mejoras en transporte de crudos y refinación, donde el reto apunta no solo a tener una mayor capacidad sino también una mejora sustancial en la calidad de los combustibles gracias al desarrollo de proyectos como el de la modernización de la refinería de Cartagena, previsto entrar en operación en el segundo semestre de 2015. En materia de gas natural el Viceministro reiteró que el consumo se ha mantenido estable en los últimos años y que Colombia cuenta con la capacidad de producción necesaria para satisfacer la demanda, destacando las inversiones y exitosa marcha de proyectos de E&P a fin de atender incrementos

Ejecutivos de empresas de energía e inversores asistieron a la conferencia organizada por Markets Group

14 JULIO 2015 I Petroleum 306

futuros. Mencionó el proyecto de la planta de regasificación que entrará en funcionamiento a finales de 2016 permitiendo adicionar 150 millones de pies cúbicos/día al volumen de producción actual, de 1.008 millones de pies cúbicos/día (Abril 2015). En cuanto a energía eléctrica señaló que Colombia ha registrado importantes avances tanto en términos de generación como de transmisión. El desafío ahora se centra en hacer más eficiente el sector eléctrico, estimándose tener para 2019 una capacidad instalada de generación de 18.000 MW. En virtud de la importancia que el sector energético tiene en la economía y el desarrollo del país, el plan del gobierno para el presente cuatrienio establece entre otros retos, asegurar que se mantengan las condiciones que han hecho atractivo el mercado de hidrocarburos en Colombia, con un marco contractual y regulatorio que permita promover inversiones en yacimientos convencionales, en el offshore y no convencionales. A la presentación del Viceministro de Energía siguió una mesa redonda en la que se trató el tema de la Energía como factor clave para generar crecimiento a través del uso responsable de los recursos naturales de Colombia. La sesión moderada por Daniel Caicedo, Presidente del Centro Internacional de Petróleo y Energía, contó con la intervención de Mauricio Gómez Machado, de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y Carlos Dávila Beltrán, de la Dirección de Hidrocarburos, Ministerio de Minas y Energía. Básicamente se abordaron aspectos relacionados con la seguridad energética, acceso a la energía y mitigación del impacto ambiental, además de evaluar las estrategias aplicadas en Colombia en el escenario actual de bajos precios del petróleo y el éxito en el contexto internacional.

Nuevos proyectos e inversiones Upstream, Midstream y Downstream Para profundizar en este tema el programa de Colombia Energy Summit 2015 contempló el desarrollo de tres mesas redondas, la primera de las cuales hizo énfasis en los logros y perspectivas en materia de exploración y producción. La sesión moderada por Edgar Aguirre, Director de la Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos, tuvo como panelistas a José

Colombia ha realizado importantes esfuerzos para aumentar las reservas y producción de petróleo y gas, y mejorar la capacidad de transporte de crudos y refinación” William Garzón, Vicepresidente Técnico de la ANH; Boris Mulett, Vicepresidente de Activos y Entrega de Talisman Energy y Edward Tovar, Jefe de no Convencionales de Ecopetrol. La segunda mesa moderada por Rafael Herz, Vicepresidente de la Asociación Colombiana de Petróleo, se enfocó en el tema de Transporte, Oleoductos y Refinación, con la intervención de David Riano Alarcón, Presidente de Transportadora de Gas Inter-

nacional y Fernando Asenjo, Gerente General de Petroeléctrica de los Llanos, quienes profundizaron en los requisitos técnicos, legales, e incentivos para los inversores, así como en los desafíos en la modernización y expansión de las refinerías. Al cierre de este ciclo de sesiones la discusión se centró en las Oportunidades y Lecciones Aprendidas en materia de Gas Natural. Lucas Aristizábal, Director de Fitch Raitings; Juan Diego Ortíz, Director de Gestión de Recursos Financieros de Isagen y José Ramón Gómez, Especialista de Energía de Inter-American Development Bank, abordaron el impacto de nuevas regulaciones en las ventas transfronterizas de gas natural utilizado para la generación de electricidad, así como los requisitos para adquisiciones de participaciones en el sector del gas natural para empresas extranjeras. Otros tópicos analizados en el marco de esta cumbre fueron las oportunidades de financiación y refinanciación de proyectos; la gestión de riesgos, nueva legislación y las mejoras en gestión ambiental en Colombia.

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Ana Amicarella, Directora Ejecutiva de Proyectos de Energía de Aggreko, líder mundial en soluciones de energía temporal, realizó una presentación sobre oportunidades de generación con gas natural en la que profundizó sobre cómo la demanda de energía adicional para el desarrollo no convencional de petróleo y gas ha transformado el negocio. Para esta empresa el mercado latinoamericano es importante y es en Colombia donde comienza a desarrollar su plan de expansión en la región, por ser un país estable, confiable, con un gran potencial de crecimiento.

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XXI Convención Internacional y X Exhibición Industrial del Gas

AVPG 2015

Del 19 al 21 de Mayo se realizó en Caracas el foro industrial y académico organizado por la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas, AVPG, para analizar a fondo el desarrollo futuro de esta industria

ajo el lema “Gas Natural para un Desarrollo Sustentable” se realizó este encuentro de análisis sobre los nuevos negocios asociados con el gas natural en Venezuela, en el que participaron conferencistas de empresas nacionales e internacionales y 14 universidades venezolanas. La jornada que contó con el auspicio de Pdvsa Gas, convocó a representantes de los sectores productivos público y privado dedicados a la explotación del gas en el país, brindando a los delegados la oportunidad de participar en el debate sobre el estado actual y perspectivas de los proyectos del gas natural y el GNL en Venezuela, Latinoamérica y el mundo, a la par de tener acceso a información sobre los aspectos legales, normativos y financieros en la industria del gas. Como parte del programa se realizaron cuatro sesiones plenarias donde el grupo de expertos disertó sobre el gas natural en Latinoamérica, proyectos e investigación y desarrollo del talento. Las sesiones técnicas cubrieron diferentes tópicos relacionados con Exploración y Producción de Gas; Procesamiento, Transporte, Distribución y Mercadeo del Gas; El mundo de los materiales en la Industria del Gas; Impacto Ambiental; Seguridad en los Procesos; y Aspectos Legales, Normativos y Financieros. Previo al evento tuvo lugar el taller “La Industria del Procesamiento del Gas Natural y el GNL”, impartido por Frank Ashford, profesional y experto en el tratamiento de gas. La instalación de la XXI Convención Internacional del Gas contó con la presencia de los presidentes de Pdvsa Gas, Antón Castillo; Pdvsa Intevep, Wilfredo Briceño y de Enagas, Jorge Sánchez; el Vicepresidente Ejecutivo de Pequiven, Betulio Hernández y el Presidente de la AVPG, Julio César Ohep.

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El Presidente de Pdvsa Gas, Antón Castillo, dijo en el marco de la Convención de la AVPG que para 2015 las inversiones en el sector gasífero venezolano serán del orden de 4.500 millones de dólares (Foto: AVPG)

En sus palabras de bienvenida Julio César Ohep enfatizó que el propósito de esta jornada fue conocer más a fondo los programas, proyectos, plataformas y políticas públicas que soportan el desarrollo de la industria natural del gas en Venezuela, en Latinoamérica y en el mundo, además de identificar y proponer oportunidades de mejoras. “Estamos aquí para definir cómo podemos trabajar juntos y apuntalar el desarrollo sustentable de nuestro sector. (…) Estamos aquí para hacer uso de nuestros conocimientos, capacidades, talentos y experiencias, para definir mecanismos y esquemas de cooperación entre los diferentes actores públicos y privados, industriales, profesionales, financieros y académicos, que integran el mundo del gas, de forma tal que estos mecanismos puedan catalizar el desarrollo de la infraestructura necesaria para ver cristalizados con éxito y en el corto plazo los programas de desarrollo, producción, procesamiento, transporte y distribución del fruto de nuestros enormes yacimientos en tierra firme y costa afuera”.

Señaló que el marco legal y el normativo en Venezuela es favorable y permite el desarrollo sostenible del sector. “Tenemos además buenas experiencias que ya comienzan a dar frutos importantes y estamos transitando un camino que nos puede conducir a la gasificación del país, con sus importantes consecuencias para el desarrollo armónico para los sectores doméstico, eléctrico, patronímico, minerometalúrgico e industrial y para monetizar este recurso con su exportación y contribuir de esta manera al bienestar de todos nuestros habitantes. Pero para poder lograr estas metas tenemos que mejorar nuestros esfuerzos y trabajar en equipo”.

Participación privada Venezuela es uno de los países que cuenta con mayores recursos de gas natural en el mundo. Su potencial desarrollo depende en gran parte de aspectos claves que precisamente fueron tema de debate en el marco del evento, entre ellos el trabajo conjunto por parte del sector público y privado.

Inversiones de Pdvsa Por su parte el Presidente de Pdvsa Gas, Antón Castillo, señaló que la participación privada es fundamental para el desarrollo del sector energético del país. En tal sentido informó que en 2014 la inversión en el desarrollo de negocios asociados al gas, entre el gobierno y privados, estuvo en el orden de US$ 5.200 millones.  Para 2015 la inversión estimada es de US$ 4.500 millones “incluyendo la

Venezuela es uno de los países que cuenta con importantes recursos de gas natural en el mundo. Para potenciar el desarrollo de esta industria es fundamental el establecimiento de sinergias” construcción y ampliación de gasoductos, plantas de tratamientos, y plataformas”, afirmó Castillo, agregando que el establecimiento de sinergias entre Pdvsa Gas y empresas nacionales e internacionales ha permitido concretar proyectos costa afuera que requieren de altas inversiones.

Castillo puntualizó que la producción de gas actual en el país está en el orden de 7.400 MMpcd, destinados a abastecer el mercado interno y requerimientos propios en la industria petrolera. No obstante, indicó, hay un déficit coyuntural interno por el crecimiento del sector termoeléctrico. “Estamos atravesando una situación compleja de sequía, que exige incrementar la potencia termoeléctrica. Eso nos ha puesto en una situación de crecimiento de la demanda en este sector”, acotó. Indicó que por ser un combustible económico el gas natural es de suma importancia para el parque termoeléctrico. En ese sentido Pdvsa está acometiendo proyectos de infraestructura, gasoductos y plantas de tratamiento, para soportar la fuerte demanda apalancada también por otros sectores como el siderúrgico y el petroquímico.

Proyectos en el Oriente y Occidente del país La División Costa Afuera Oriental desarrolla el Proyecto Mariscal Sucre, con el cual espera generar en una primera fase

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De acuerdo con lo enfatizado por el Presidente de la AVPG, el sector privado está participando en todos los proyectos que fomentan el desarrollo de la industria del gas en el país. “No existen limitaciones para la participación privada que puede llegar al 100% en los proyectos, un porcentaje mayoritario o minoritario en las empresas, lo que le da flexibilidad al sector privado”, aseveró.  Ohep aseguró que Venezuela tiene la capacidad para producir gas de manera competitiva con los precios actuales, pero inicialmente la producción de los desarrollos costa afuera estará destinada al mercado interno.

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300 MMpcd de gas que serán transportados hasta la Planta de Acondicionamiento del Gas para el Mercado Interno (PAGMI), en el estado Sucre, volumen que se irá incrementando por fases hasta 600 MMpcd, 1.000 MMpcd y 1.200 MMpcd con la incorporación de los campos Patao, Mejillones y Río Caribe, respectivamente. La División Costa Afuera Occidental ejecuta el Proyecto de Gas Rafael Urdaneta con el plan de explotación del campo Perla del bloque Cardón IV, que tiene como socios estratégicos a ENI y Repsol, previéndose el inicio de producción a partir de este mes de Julio, con 150 MMpcd, que se incrementarán a 450 MMpcd a finales de 2015, a 800 MMpcd en 2017, hasta alcanzar un máximo de 1.200 MMpcd en 2020. Este gas se recogerá en la plataforma principal y será transportado hasta la planta de separación y tratamiento del estado Falcón. La empresa mixta Petrosucre, en sociedad con ENI, está a cargo de la explotación y producción del campo Corocoro del estado Sucre desde hace siete años. Allí se encuentra instalada la Plataforma

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“4 de Febrero” con una producción acumulada de más de 89 millones de barriles de crudo. Adyacente a ésta se encuentra la empresa mixta Petrowarao, en sociedad con Perenco, que lleva a cabo sus operaciones en el campo Pedernales.

Eitz destacó que el gasoducto binacional Antonio Ricaurte será la principal herramienta para abrir mercados desde Colombia hasta Centroamérica, una vez finalizados los tramos pendientes.

Venezuela tendrá excedentes en producción de gas

Ramón Córdova, Gerente General del Proyecto Autogas de Pdvsa, habló de los progresos alcanzados en esta iniciativa orientada a la liberación del combustible líquido. Este desarrollo se ha basado principalmente en la actualización de normas y tecnología y ha permitido la construcción de una red de puntos de expendio en los principales centros poblados y sistemas de transporte modular, para aquellos lugares sin una red de distribución.

Pedro Eitz, Consultor Ejecutivo de Chevron, dijo que con la incorporación del gas costa afuera del proyecto Cardón IV y la de Mariscal Sucre “Venezuela tendrá excedentes importantes de gas que subsanarán el déficit interno”. Afirmó que esos serán los desarrollos más inmediatos, pero que en unos seis o siete años podrían incorporarse moléculas de gas del proyecto Plataforma Deltana, donde Chevron participa. Dijo asimismo que ante este panorama se requiere evaluar prontamente qué hacer con el excedente y cultivar desde ya los mercados para el recurso venezolano. Como principales destinos mencionó a Colombia, Centroamérica y el norte de Brasil.

Gas Vehicular

Potenciar la industria El Viceministro de Gas, José Gregorio Prieto, intervino en la clausura del programa, donde se refirió a los planes de búsqueda de gas natural del país con el fin de incrementar la producción de este recurso y potenciar la industria.

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Andrés Mantilla, Director del Instituto Colombiano del Petróleo

os profesionales vinculados a la evaluación de formaciones y petrofísica tuvieron nuevamente una oportunidad de compartir conocimientos e intercambiar experiencias en el marco del Formation Evaluation Technical Forum que anualmente desarrolla la Colombian Association Formation Evaluation, C.A.F.E., contando en esta ocasión con la participación de delegados de Argentina, Estados Unidos, India, México, Noruega, Perú, Venezuela y Colombia. El foro se realizó en el Parque Tecnológico de Guatiguará, localizado en el municipio de Piedecuesta, en el nororiente colombiano, vecino a la Biblioteca de la Agencia Nacional de HidrocarburosANH, al Instituto Colombiano del Petróleo y de empresas que están desarrollando tecnología en Evaluación de Formaciones. Como parte de la programación se llevaron a cabo cursos especializados, conferencias, exposición de posters y una salida de campo al Macizo de Santander y Parque Nacional del Chicamocha. La mesa principal de instalación fue integrada por César Patiño, fundador y Presi-

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César Patiño, Presidente Saliente de SPWLA C.A.F.E., durante la apertura del foro

dente saliente de SPWLA C.A.F.E.; Manfred Martin Wirth, Presidente SPWLA C.A.F.E. 2015-2016; Andrés Mantilla, Director del Instituto Colombiano del Petróleo; Ricardo Bueno, Petrofísico de Ecopetrol y Hernando Buendía Lombana, Director del Laboratorio de Análisis Petrofísicos adscrito a la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander, UIS. En sus palabras de apertura César Patiño sostuvo que el foro nació con la idea de llevar a las regiones los avances en un área científica clave en la búsqueda y desarrollo de recursos de hidrocarburos. Destacó que tanto compañías operadoras como de servicios están en la búsqueda de nuevas herramientas y métodos para la evaluación de yacimientos y estimación de pozos, lo cual fue precisamente la orientación que tuvieron los trabajos presentados durante esta jornada. Manfred Martin, quien a partir de este año toma el liderazgo de C.A.F.E., destacó por su parte la importancia y calidad de las presentaciones técnicas que permitieron profundizar en las áreas de evaluación de formaciones, registros de pozo y propiedades

petrofísicas, y la visita de campo, “de gran utilidad para todos los participantes”, dijo. Andrés Mantilla enfatizó especialmente la participación de delegados de diferentes regiones de Colombia, lo cual consideró vital para el crecimiento del gremio petrofísico sobre todo en estos momentos cuando las condiciones en el sector de hidrocarburos se han vuelto más retadoras. “Quienes llevamos más tiempo en esta industria sabemos que estos ciclos son un poco naturales y que ciertamente vendrán tiempos mejores”, dijo, agregando que lo importante es entender que tanto en la parte alta del ciclo de precios del petróleo como en la parte baja, la petrofísica es una disciplina fundamental porque es el punto de enlace entre lo que hacen los geólogos y geofísicos y lo que hacen los ingenieros de yacimientos, perforación y producción, lo que ubica al petrofísico en una posición estratégica. De manera especial exhortó a los petrofísicos a continuar fortaleciendo sus capacidades técnicas y colaborativas, pues “es a través de la colaboración en organizaciones y eventos como este que podemos afianzar competencias y progresar cada vez más”.

El 27 de Mayo se impartieron tres cursos: Improving Formation Evaluation Results Using Borehole Imaging Logs, dirigido por Maged Fam y Helman Duque, de Halliburton, orientado a proporcionar elementos para optimizar el uso de imágenes micro-resistivas; Microscopía Electrónica de Barrido y Análisis por Energía Dispersiva de Rayos X: Aplicaciones en la Industria, dictado por el Geo PhD Carlos Alberto Ríos Reyes, de la Universidad Industrial de Santander, que permitió a los asistentes participar en un Open-Lab en el Laboratorio de Microscopía de la UIS en el Parque Tecnológico Guatiguará; y Digital Roch Technology, a cargo de Vegar Ravio, de FEI, firma especializada en diseño y manufactura de microscopios electrónicos y soluciones de alto rendimiento para numerosas aplicaciones en la industria.

Agenda técnica Las sesiones técnicas se desarrollaron el segundo y tercer día del evento, con un total de 24 presentaciones orales y cuatro posters,

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Cursos especializados

Un entusiasta grupo de profesionales participó en la salida de campo al Macizo de Santander y Parque Nacional del Chicamocha

que cubrieron tópicos de gran relevancia, con énfasis en la aplicación de nuevas tecnologías, contando con la participación de ponentes nacionales e internacionales.

Fiel trip La salida de campo se realizó el 30 de Mayo con el acompañamiento de Leonardo

Olarte Sánchez y Hernando Buendía, y la coordinación de Alberto López Pulido. La visita permitió observar la geología del Macizo Santander y la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, desde la Fm Silgará y el Granito de Pescadero, hasta la secuencia Cretácica basal del VMM, Fm Rosablanca, Fm Paja y Fm Tablazo.

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Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos - Coflu&Cempo er

La primera edición del evento fue atendida por más de 180 representantes de la comunidad petrolera de Colombia, México, Estados Unidos, Canadá, Ecuador, Perú, Venezuela, Panamá y Argentina

Benjamín Pauik, 2M Holdings; Tatiana Robayo, Upstream; Carlos Robayo, Halliburton; María Victoria Rojas, Factor Services; Claudia Bedoya, Upstream; René Rivers, Servicios y Fluidos; Ubaldo Marcuzzi, Servicios y Fluidos; Lorenzo Merchán, Upstream; Fabiola Villamizar, Petroleum; Jesús Betancourt, Summit Energy; Carlos Espinoza, Nano Dispersions Technology, Inc. y Emilio Guevara, Summit Energy

ara garantizar una rápida y segura perforación del pozo se requiere una adecuada selección de los fluidos de perforación a utilizar, lo que a su vez ayuda a facilitar una correcta cementación del pozo, aspecto crítico para posteriormente alcanzar una exitosa completación. Profundizar en estos temas críticos mediante las prácticas y experiencias de casos más recientes en Colombia y otros países de Latinoamérica, fue el objetivo central del Primer Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos - Coflu&Cempo, que del 9 al 11 de Junio convocó a cientos de profesionales técnicos de la industria en el Hotel Cosmo 100 de Bogotá. Organizado por la empresa Upstream, encabezada por Claudia Bedoya, bajo un

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Colombia tiene excelentes técnicos para perforar los pozos con todo detalle, pero es importante seguir mejorando en todos los aspectos posibles”

Comité Técnico multidisciplinario, liderado por William Uribe, el evento resultó en una exitosa jornada que se espera tenga réplicas posteriores, dada la especialidad de la temática que engloba. Entre participantes e invitados especiales, el Coflu&Cempo reunió a 180 representantes de Colombia, México, Estados Unidos, Canadá, Ecuador, Perú, Venezuela, Panamá y Argentina. Contó con el respaldo de entidades como M-I Swaco, el Grupo Transmerquim, Marca País Colombia y la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, entre otras.

Intercambio técnico de alto nivel René Rivers pronunció el discurso de apertura en lugar de William Uribe, quien fue cabeza visible en la dirección

Citó algunas estadísticas de Mackenzie según las cuales durante la última década en Colombia (al 31 de Diciembre del año pasado), el factor de éxito exploratorio fue solamente del 18,62%. “De 100 pozos exploratorios perforados en el país, 80 resultaron secos, eso hay que mejorarlo, allí tenemos una oportunidad para demostrar que podemos producir mejores resultados”, señaló. Hernando Chaparro, Gerente de Negocios del Grupo Transmerquin, también dio una cordial bienvenida en nombre de la empresa, la cual tuvo un destacada participación en el programa técnico.

Temática Hernando Barrero, Vicepresidente de Acipet

“La perforación en Colombia conlleva un alto porcentaje de las inversiones totales de las empresas operadoras en cualquier parte del mundo. De allí la importancia de ver cómo seguir perforando bien los pozos y por otra parte cómo tratar de perforar donde haya petróleo”.

El Congreso convocó la presentación de trabajos técnicos sobre cinco grandes temas: Fluidos, Fluidos de estimulación y fracturamiento, Cementación de pozos, Control de sólidos y Tratamiento de aguas. Participaron geólogos e ingenieros de empresas como: Ecopetrol, Pemex, Halliburton, M-I Swaco, Baker Hughes, Grupo GTM, Petrominerales, Schlumberger, Fluidos y Servicios, Pacific Rubiales, Summit Energy, Perfora-

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del Congreso Técnico. Luego de hacer un reconocimiento a todos los asistentes, colegas y profesionales de las diferentes áreas de disertación, Rivers recalcó el fundamento básico del mismo: el intercambio tecnológico al más alto nivel, donde cada una de las empresas participantes tendrían espacio para compartir sus más recientes experiencias y logros técnicos. “Solo cada uno de ustedes podrá darle continuidad y éxito a este evento para transformarlo en el más importante en su tipo en Latinoamérica”, recalcó. Por su parte, Claudia Bedoya, Presidenta de Upstream, agradeció a todos los profesionales que postularon sus trabajos técnicos y a todo el Comité Técnico. “Coflu&Cempo por su naturaleza puramente técnica compila excelentes trabajos brindándoles la oportunidad de crecer como profesionales en esta industria”. Dijo que el evento es producto del esfuerzo y la tenacidad de un equipo de trabajo “que creyó firmemente que este tipo de espacio es la manera más eficaz para compartir conocimiento y hacer industria”. Asimismo extendió la invitación a hacer del Congreso el lugar de encuentro en adelante para los profesionales que pertenecen al segmento de fluidos y cementación de pozos de Colombia y Latinoamérica. Siendo el Coflu&Cempo una iniciativa que busca resaltar lo mejor de Colombia, María Juliana Lora, Directora de Cooperación y Alianzas de Marca País Colombia, resaltó el apoyo a todas aquellas iniciativas que hablan de innovación, comunicación y mejores prácticas. “Se busca contar lo mejor de Colombia, y este evento es un hecho positivo para el país”, precisó. Hernando Barrero, Vicepresidente de la Junta Directiva de Acipet, también habló a los presentes e hizo referencia a la situación apremiante de la industria. “En el país lo que priva es la parte exploratoria, si paramos la exploración se nos va a complicar la situación. Allí es donde debemos tener más aciertos”, afirmó. Comentó que la perforación de pozos es uno de los elementos fundamentales en la parte exploratoria y aseguró que Colombia tiene excelentes técnicos para perforar los pozos con todo detalle, no obstante, consideró importante seguir mejorando en todo los aspectos técnicos posibles.

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dora México Operadora, Geomembranas e Universidad Industrial de Santander. El programa incluyó además un ciclo de conferencias magistrales enfocadas en el planteamiento de soluciones y aplicaciones a cargo de expertos en diferentes áreas vinculadas a la industria petrolera. 1. Consideraciones Técnicas Generales p a ra D i s e ñ o s d e Fra c t u ra m i e n t o Hidráulico Jorge Italo Bahamón, especialista del programa Ecopetrol 2. Con Innovación Satelital superaremos exitosamente la Incertidumbre Exploratoria Hernando Barrero Chávez, Acipet 3. Global Offshore Testing Protocols and Product Acceptance Standards for Drilling Fluids and Cuttings Amy Risen, Diana López Andrade, M-I Swaco 4. CTA Advanced Multiprofile-Well Simulation-Technology OV Jesús Betancourt, Summit Energy 5. Nano Tecnología en la Producción de Hidrocarburos María Briceño, Dispersions Technology Inc.

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El primer Coflu&Cempo dio lugar a un intercambio tecnológico de primer nivel entre especialistas en fluidos y cementación de pozos de Colombia y Latinoamérica

Segundo Coflu&Cempo

El éxito del primer Coflu&Cempo estuvo garantizado por la calidad de su contenido técnico”

El equipo organizador despidió el Primer Congreso con el reto de conformar el segundo comité técnico de cara a los preparativos de la siguiente edición, con alto contenido técnico de interés para el sector aguas arriba de la industria de los hidrocarburos.

Reporte Escenario

Fracturamiento hidráulico, de la revolución a la evolución - Parte II Innovaciones orientadas al posicionamiento estratégico de la fractura y re-fractura de pozos existentes llevan a una nueva etapa en la recuperación Versión en español del artículo original en inglés, de Katie Mazerov, publicado en Drilling Contractor, Enero-Febrero 2015 datos de la operación de fractura. “Podemos leer presiones de fondo en tiempo real en la superficie durante el fracturamiento”, acota Willems. La información se utiliza para adelantarse a la pantalla de espera y ayudar a optimizar la eficacia de la futura fractura. La ventaja de tener tuberías en espiral en el pozo es que permite a los operadores circular de manera eficiente durante la pantalla de espera y pasar a la siguiente etapa. “Con completaciones de bola de caída estándar a un pozo abierto, el operador pudiese tener que armar una unidad de tubería en espiral y perforar asientos para remover la arena en el pozo”, dijo.

Comprendiendo el yacimiento El Multistage Unlimited Frac-Isolation, desarrollado por NCS Multistage, entra en una manga cubierta durante una operación de fracturamiento hidráulico. Las mangas son activadas por la tubería flexible y se ejecutan como parte de la carcasa de la producción o revestimiento en pozos cementados y no cementados

Fractura multietapa Uno de los cambios más significativos en la evolución del fracturamiento hidráulico ha sido la fractura de múltiples etapas. Permite a los operadores fracturar y estimular un alto número de etapas o intervalos en una operación continua, la creación de más oportunidades para acceder al lateral. El sistema Multistage Unlimited FracIsolation, desarrollado por NCS Multistage, permite que cada etapa o intervalo de un pozo horizontal sea fracturado de manera independiente, reemplazando efectivamente sistemas packer y el método plug-and-perf utilizado comúnmente en pozos entubados. El año pasado NCS estableció récords de completación de 94 y 104 etapas en el Bakken shale. Las mangas son activadas por una tubería en espiral y se ejecutan como parte de la producción en pozos cementados o no cementados. Las fracturas normalmente

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se colocan cada 95 o 135 pies, pero se han colocado a 62 pies en pozos horizontales. “Al tratar cada etapa independientemente, sabemos donde se inician las fracturas y cuánta arena colocar en cada una”, explica Tim Willems, Presidente de NCS Multistage en los Estados Unidos. Al exponer más yacimientos a la estimulación es posible drenar el pozo con mayor eficacia. Al mismo tiempo se puede superar los intervalos improductivos. “En las operaciones plug-and-perf es común tener tres o más clusters fracturados a la vez. Un intervalo puede tomar 50 a 100% de fluido, mientras que otros pueden tener poco o nada, dejando al operador con una red de fracturas inconsistente que dejará la producción detrás”. Tener una tubería en espiral en el pozo durante la fracturación es ventajoso porque los medidores de presión y temperatura pueden ser posicionados por encima y por debajo de cada etapa frac aislada para obtener una buen entendimiento de la base de

Si bien la tecnología de fracturación hidráulica ha recorrido un largo camino para impulsar el sector no convencional, queda mucho margen para mejorar en lo que respecta a las tasas de recuperación y la mejora de la economía de campo, especialmente a la luz de la caída de los precios del petróleo. “Es bien sabido que cuando se trata de eficiencia en completación asociada con horizontales, una buena parte de la producción proviene de solo el 30% de los intervalos de los tratados actuales, basado en los diagnósticos después de la operación que hacemos”, sostiene David Adams, Vicepresidente de Tecnología de Operaciones en América del Norte para Halliburton. Subyacente al rendimiento está el hecho de que la mayoría de los laterales todavía se completan con intervalos iguales de tiempo que se organizan y estimulan la fractura, dijo. En esencia, la industria está haciendo terminaciones ciegas y para contrarrestar eso los operadores a menudo manejan herramientas LWD / MWD o algún tipo de dispositivo de registro de pozo abierto para comprender y caracterizar el yacimiento a

puede funcionar como un servicio independiente. “Esta tecnología no solo se enfoca en la calidad del yacimiento, sino también en las propiedades geomecánicas de la roca y de cómo sus tensiones se ven afectadas cuando la roca es estimulada con una fractura”, añadió. El servicio está dirigido inicialmente al mercado convencional de Estados Unidos, pero es aplicable en cualquier completación horizontal convencional.

Reporte

fin de conocer con mayor precisión dónde colocar las fracturas. Eso puede ser una propuesta costosa. “Cuando estábamos perforando pozos verticales, nos encontramos registros de triple combo estándar que proporcionaron toda la información que necesitábamos para localizar la roca de la mejor calidad, dónde colocar las perforaciones y dónde terminar el pozo”, señaló Adams. “El costo de adquirir esa misma información en un largo horizontal es casi prohibitivo con los márgenes que estamos viendo en los no convencionales.” Para hacer frente a esa limitación, Halliburton presentó el año pasado el servicio FracInsight. Este toma todos los datos existentes para obtener la información que caracteriza el yacimiento que está disponible para pozos verticales con el fin de comprender la calidad del yacimiento a lo largo de todo el lateral. Un piloto de pozo inclinado se utiliza para perforar y obtener las características del yacimiento. Esa información se combina con la información de perforación y rayos gamma direccionales que se realiza en cada pozo horizontal. “Hemos creado una operación rigless (sin plataforma) que nos permite caracterizar mejor el yacimiento y que podamos optimizar dónde ponemos los tratamientos de fractura a lo largo de todo el lateral”, dijo Adams. Al colocar los tratamientos precisamente donde tienen que ir y el dimensionamiento adecuado de acuerdo a la calidad de la roca, es posible aumentar la producción real. Aunque se está bombeando el mismo volumen de agua y apuntalante, los operadores están viendo el incremento de producción porque están haciendo un mejor trabajo al estimular eficazmente el lateral. Al mismo tiempo, los datos ayudan a los operadores a reducir costos porque les dice dónde no fracturar. “Usando la información para geonavegar efectivamente el punto dulce hemos aumentado la productividad del 30% del lateral a casi el 100%, aumentando las tasas de recuperación reales hasta en un 15-25%”, agregó Adams. Diseñado para trabajar con el servicio CYPHER para la estimulación sísmica que integra las geociencias, el yacimiento, la perforación y la completación de ingeniería hasta la estimulación del flujo de trabajo de Halliburton, el servicio FracInsight también

Ciencia aplicada A principios de este año Weatherford presentó su sistema FracAdvisor, que integra y pesa 11 atributos para evaluar el El sistema Multistage Unlimited Frac-Isolation es traído de nuevo a la yacimiento, planificar o mitigar superficie después de una completación de pozos. El sistema permite que los problemas en varias fases del cada etapa o intervalo de un pozo horizontal sea fracturarada de manera independiente y reemplaza los sistemas packer de pozo abierto y el método ciclo de vida del pozo. “A medida convencional plug-and-perf utilizado habitualmente en pozos entubados que los operadores continúan Los 11 atributos son divididos entre un siendo desafiados con complejidades técnicas, están viendo el beneficio de utilizar índice de yacimiento, incluyendo volumela ciencia aplicada para evaluar el subsuelo tría, porosidad, permeabilidad, contenido en lugar del enfoque tradicional donde los orgánico total, kerógeno y la saturación de pozos se completan geométricamente. El agua; también un índice de finalización – punto de partida descansa en la geomecáni- fragilidad, esfuerzo de cierre, anisotropía, ca, que combina componentes matemáticos resistencia a compresión simple de la roca y geofísicos para cuantificar la forma en y la densidad de las fracturas naturales y que las rocas fracturadas responderán a fallas. Los atributos están conectados en diversos factores, como los cambios en la el sistema para dar al cliente la estrategia presión, el estrés y la redistribución de los óptima para fracturar el pozo. “Nos fijamos fluidos dentro de la roca”, explicó Nicole en la geología y hacemos algunas etapas Braley, Director Global de Marketing Es- más cortas, otras más largas, para tomar en cuenta las propiedades de las rocas y de tratégico en Weatherford. El sistema buscará en el yacimiento y en yacimiento”, dijo Islam Mitwally, Gerente la calidad de completación para entender de Desarrollo de Negocios y Consultoría cómo un pozo en particular se comportará en Petróleo en Weatherford USA, a lo que cuando es fracturado y cómo la roca con- añadió que se busca evitar una situación en tribuirá a la producción de hidrocarburos. la que los diferentes esfuerzos de cierre, que “Al entender el subsuelo los operadores requieren dos apuntalantes diferentes, estén pueden posicionar las etapas de manera más en la misma etapa. La técnica también puede utilizarse para estratégica, determinar qué tipo o cuánto apuntalante usar, o dónde colocar los em- identificar candidatos para la re-fractura, que está ganando terreno en el mercado no pacadores”, enfatizó Braley. La técnica automatizada fue diseñada convencional de Estados Unidos, mientras para hacer frente a dos de los mayores de- los operadores dan un segundo vistazo a safíos que enfrentan los operadores en no pozos existentes. Se estima que unos 1.500 convencionales: el tiempo no productivo pozos fueron re-fracturados en los EE.UU. (NPT) y tasas de alta producción inicial (IP) en 2013. “En vez de hacerlo a ciegas los que disminuyen rápidamente. El sistema se operadores necesitan identificar los mejores introdujo inicialmente en EE.UU., Canadá, candidatos ya que no todos los pozos deben ser re-fracturados”. Colombia y Argentina. JULIO 2015 I Petroleum 306 27

Escenario Tecnología

Foto: Sky Futures

La revolución de los drones en la industria del petróleo y gas El uso de vehículos no tripulados (Unmanned Aerial Vehicle, UAV) se extiende velozmente en el sector de hidrocarburos a medida que muchas más compañías operadoras lo convierten en su gran aliado para el monitoreo e inspección de sus instalaciones

os vehículos aéreos no tripulados -UAV por sus siglas en ingléstambién conocidos como drones fusionan lo más avanzado en el campo de la aeronáutica y la robótica dando lugar a aeronaves de pequeño o mediano tamaño controlados de forma remota. Básicamente están constituidos por dos partes: el vehículo volador, que se mueve en torno a sus objetivos utilizando la tecnología para comunicarse a tierra, y el sistema de control, ubicado en tierra, que se encarga de recibir la información además de enviar las órdenes necesarias, gracias a lo cual son capaces de dominar casi cualquier acción de forma remota. Son apropiados para labores en zonas de difícil acceso que representen un riesgo para las personas, o que requieran un nivel de exactitud y precisión posible solo mediante esta moderna tecnología. Los UAV pueden ser controlados desde estaciones móviles pilotados por una persona que hace volar la máquina junto a otra persona que se encarga de manejar las cámaras de abordo y que, acompañados de expertos, analizan las fotografías y los datos que se reciben. Sin embargo, la verdadera innovación está en el equipo que llevan estos drones, los cuales incorporan dispositivos GPS de última generación, cámaras de alta resolución y sensores remotos que usan pulsos de láser para recoger imágenes en 3D. El escáner de láser puede transmitir hasta 400.000 pulsos de luz por segundo. Hasta hace muy poco los UAV eran de uso exclusivo en el ámbito militar, especialmente en misiones de mando, control, comunicaciones, inteligencia, vigilancia y reconocimiento, sin embargo el acelerado perfeccionamiento de la tecnología ha permitido extender sus aplicaciones a distintos sectores y actividades. Son sumamente

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útiles y ventajosos en labores de geología, agricultura, construcción, control de incendios forestales, control y análisis de tráfico en las grandes ciudades, ya que su valor es 60 veces inferior al de un helicóptero, son muy económicos de operar, no requieren de insumos o combustibles y no ponen en peligro las vidas de quienes lo manejan. Estas ventajas ya han sido demostradas en estudios de prefactibilidad de proyectos, planificación estratégica y evaluación en proyectos de infraestructura (vías, industria petrolera, líneas eléctricas, minería, etc.), inventario de elementos socio ambientales y culturales, identificación de riesgos, prevención y mitigación de desastres naturales, identificación de uso del suelo, planificación urbana, documentación de daños, fotografía aérea, cartografía, modelos digitales de elevación (DEM), video filmaciones y monitoreo de procesos, entre muchos otros.

ConocoPhillips realizó en 2013 el primer lanzamiento comercial de un avión no tripulado, el 40-LBScanEagle fabricado por Insitu Inc., subsidiaria de Boeing, desde un barco de investigación en el Mar de Chukchi, a 120 millas de la costa de Alaska

Transformando el sector de hidrocarburos Una de las primeras aplicaciones a nivel industrial está teniendo lugar en el sector de hidrocarburos, especialmente en labores de vigilancia de oleoductos y gasoductos, los cuales atraviesan numerosos kilómetros de tierras deshabitadas, difíciles de controlar. Además del resguardo de la infraestructura el objetivo es prevenir con antelación averías y en la práctica el uso de drones resulta más barato y eficiente que otros métodos empleados tradicionalmente. De igual forma los UAV están siendo utilizados en exploración sísmica, en la identificación temprana de elementos socio-ambientales que permitan definir y verificar el rumbo de líneas sísmicas en cumplimiento de los parámetros ambientales establecidos. Su aplicación tanto en fases pre operativas como operativas es una gran herramienta de planificación y apoyo logístico que contribuye a una eficiente ejecución de los programas sísmicos. Los drones pueden realizar las mismas tareas de elaboración de mapas que se hacen empleando helicópteros, alcanzando con rapidez grandes alturas y zonas inaccesibles para generar mapas 3D del terreno, los cuales pueden ser integrados con datos de estudios sismológicos y geológicos para producir fotos tridimensionales de la corteza terrestre. Hacia finales de 2013 el primer vuelo comercial de aviones no tripulados en el espacio aéreo estadounidense lo protagonizó ConocoPhillips, autorizada por la FAA para usar el 40-LB ScanEagle -fabricado por Insitu Inc., subsidiaria de Boeing- lanzado desde un barco de investigación en el Mar de Chukchi, a 120 millas de la costa de Alaska. El vuelo de 36 minutos estaba destinado a probar los sensores y sistema de navegación en el monitoreo de témpanos de hielo y movimientos de ballenas y así informarse de amenazas potenciales o riesgos ambientales durante la perforación en el Ártico. Desde 2006 la empresa BP venía haciendo pruebas con un modelo UAV fabricado por la empresa AeroVironment, pero no fue sino hasta mediados de 2014 que obtuvo la licencia por parte de la FAA para mejorar la productividad, seguridad y la eficiencia en prospecciones en Prudhoe Bay, Alaska. Su objetivo principal es proporcionar imágenes y datos para generar modelos 3D de las carreteras, caminos y oleoductos, así como también mediciones volumétricas precisas de movimientos de tierras y realizar análisis topográficos. El modelo conocido como Puma AE es un aparato de 1,37 metros de largo y 2,74 metros (tres pies) de envergadura. Dado que el uso de drones con fines lucrativos es ilegal en EE.UU. estas aprobaciones han allanado el camino hacia un empleo más amplio de los UAV, ante innumerables solicitudes por parte de empresas privadas que aguardan por una regulación de uso comercial más efectiva. Tras casi 10 años de deliberación, la FAA dio a conocer en Febrero de este año su propuesta con las normas sobre dónde, cómo y quién puede volar drones, iniciando una larga fase de debate público que se espera culmine hacia 2017 para después convertirse en ley.

BP utiliza el modelo Puma AE desarrollado por AeroVironment en el monitoreo de carreteras y oleoductos en sus campos en Alaska

La FAA ha señalado que ha tratado de ser flexible al estipular las reglas pero en todo caso se debe garantizar un nivel excepcional de la seguridad aérea. Su propuesta permitiría que los drones con un peso de hasta 25 kilogramos -55 libras- vuelen a la vista de un operador en todo momento durante el día, permaneciendo debajo de una altura de 500 pies (152.5 m) y volando a menos de 100 millas (160 km) por hora. Entretanto unas 46 compañías del sector petrolero ya pueden volar en el espacio aéreo estadounidense. En lugares donde inundaciones y desintegraciones de hielo cambian constantemente la topografía, el uso de drones es mucho más efectivo y menos costoso que otros métodos de supervisión. De acuerdo a la experiencia referida por BP respecto al uso de esta tecnología, es posible comprobar el estado de tres km de tubería en solo 30 minutos, cuando una persona tardaría en el mismo proceso una semana.

Cambiando el juego Sky Futures, una compañía británica que domina el uso de UAV para recoger y analizar datos de inspección en petróleo y gas, recibió recientemente el permiso para utilizar sus aviones en EE.UU., lo cual de acuerdo a lo señalado por ejecutivos de la empresa es muy significativo pues le permite ampliar aún más sus operaciones internacionales. En 2014 su negocio se disparó un 700%. Adicionalmente, en Mayo de este año anunció que recibirá US$ 3,8 millones de la firma de capital de riesgo MMC Ventures, destinados a mantener su crecimiento y expandir su alcance global. La empresa fundada en 2009 por dos veteranos de la armada de Reino Unido y un piloto de British Airways, actualmente trabaja para más de 30 de las mayores empresas de petróleo y gas en el mundo, incluyendo Apache, BG Group, BP, ConocoPhillips, Shell y Statoil, trabajando en más de 10 países de regiones como Mar del Norte, Oriente Medio, Sudeste de Asia y África del Norte. Tras obtener la aprobación de operar en Estados Unidos abrió una oficina en Houston para servir a clientes en el Golfo de México. Para Chris Blackford, Cofundador y CEO de Sky Futures, la compañía está combinando los drones con software y una mejor comprensión de lo que funciona en el terreno, lo que les otorga una ventaja inicial “porque entendemos los problemas a los que se enfrenta el mercado petrolero y cómo podemos resolverlos mediante la tecnología”. James Harrison, también Cofundador de la compañía afirma que la aceptación de la tecnología drone ha cambiado el juego para los operadores de plataformas en términos de costo, seguridad y profundidad del análisis. “Es mucho mejor enviar un drone a una plataforma, que por lo general son altamente riesgosas, que a una persona”, puntualizó, agregando que si bien “hay multitud de oportunidades para la tecnología UAV, las mejores se centran en encontrar y extraer hidrocarburos”. JULIO 2015 I Petroleum 306 29

Tecnología

De acuerdo a proyecciones de la Federal Aviation AdministrationFAA, para finales de la presente década unos 30.000 drones estarían surcando el cielo estadounidense, mientras que en el campo aeronáutico europeo representarán el 10% del mercado. Asimismo un estudio realizado por Deloitte refiere que para 2015 se venderán más de un millón de drones no militares con precios que van desde US$ 200 a US$ 40.000.

Warehouse

Schlumberger lanza

LMKR lanzó

Depth Domain Inversion Services

GeoGraphix®2015

Iluminación confiable de la geología compleja y reducción de la incertidumbre a través de la inversión de amplitud

Una herramienta de uso diario por los miembros del equipo de activos

chlumberger anunció el lanzamiento de Depth Domain Inversion Services, que permite a los expertos petrotécnicos utilizar los servicios para mejorar la fiabilidad y coherencia de la interpretación estructural y cuantitativa sísmica en entornos complejos. “La inversión sísmica convencional en el dominio del tiempo introduce inconsistencia entre las imágenes sísmicas y las propiedades de las rocas, especialmente donde hay una sobrecarga significativa, como en el subsal”, dijo Maurice Nessim, Presidente de Servicios Petrotécnicos de Schlumberger. “Con Depth Domain Inversion Services, los clientes reciben más información derivada de los datos sísmicos para la caracterización de yacimientos. Esto ayuda a reducir la incertidumbre en entornos de yacimientos complejos, a mejorar la con-

fianza en la delineación del prospecto, las propiedades del yacimiento y los cálculos volumétricos”. El desempeño de la inversión sísmica en el dominio de la profundidad integra completamente la inversión con los productos de imágenes para mejorar la confiabilidad de la estimación de propiedades de las rocas para la caracterización de yacimientos. Esto se realiza al corregir el espacio de profundidad y efectos de iluminación dependientes de caída durante la inversión de amplitud sísmica directamente en el dominio de la profundidad. De acuerdo a Schlumberger, los nuevos servicios de inversión de dominio profundo se han aplicado con éxito en ambientes geológicos complejos en Norte y Sur América. Para obtener más información acerca de estos servicios, visite: www.slb.com/DDI

Playwell Micro LNG de

Jereh

Concepto estandarizado para acelerar el desarrollo del GNL a nivel global

ereh lanzó el Playwell Micro LNG en la World Gas Conference 2015 realizada del 1 al 5 de Junio en París. La innovadora solución está especialmente diseñada en cuatro paquetes estandarizados para lograr una capacidad de producción de GNL de 1,0 mmscfd, 2,0 mmscfd, 4,0 mmscfd y 6,0 mmscfd, que asegura la duración de proyecto más breve de 20 semanas- y con ello ahorros del orden del 60% en el ciclo del proyecto y del 20% en el costo del proyecto. Los cuatro paquetes estandarizados en la solución pueden tener aplicaciones más amplias para CBM, gas de gasoducto, gas de esquisto, y licuefacción de gas residual o “boil off”. Todos los módulos están diseñados en una estructura compacta montada sobre deslizadores con equipo clave estandarizado, incluido el compresor

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Ariel y el motor Caterpillar. Para procesos de licuefacción, la solución ofrece expansión SMR, N2 avanzada y procesos PCMR para mejor eficiencia de la producción. “La demanda creciente por gas natural ha hecho que las microsoluciones de GNL sean más atractivas para inversiones futuras. Sin embargo, el ciclo de proyecto largo, el diseño complejo y la baja eficiencia a menudo desincentivan el desarrollo”, manifestó Li Weibin, Vicepresidente de Jereh Group. “Confiamos en que Playwell Micro LNG acelerará su desarrollo y ayudará a los clientes con un ciclo de proyecto más corto y rentabilidades económicas superiores”. Jereh es una compañía internacional especializada en diseño y construcción para la industria del petróleo y el gas, así como servicios de tecnología para campos petroleros y manufactura de equipos.

a nueva versión del software de interpretación E&P GeoGraphix® ofrece: • Velocidad: Reduce el tiempo de ciclo de la prospección a la producción a través de la integración directa y fluida entre dominios • Precisión: Aumenta la precisión de la interpretación de yacimientos a través de un extenso geomodelo 3D trayendo dominios juntos en tiempo o profundidad • Toma de Decisiones: Descubre todas las posibilidades en una escena 3D para tomar las mejores decisiones económicas.

Geología Entre las ventajas que ofrece está el beneficiarse de las eficiencias de trabajar en un modelo de la tierra actualizado geológicamente preciso, que le permite iniciar interpretaciones y crear secciones transversales más rapidamente; mejorar la precisión de la interpretación mediante el aprovechamiento de sísmica.

Geofísica Asimismo, beneficiarse de la plena integración de los dominios de tiempo y profundidad. Crear modelos de velocidad utilizando métodos o medios de intervalo para acomodar mejor la variación lateral de velocidades.

Planificación de campo Ofrece capacidades de planificación de campo avanzadas extendidas para abarcar el control de riesgos para pozos verticales existentes, la visualización de planes de campo en Google Earth o Bing, la actualización de los puntos de destino en los mapas para ver los cambios al instante en vista 3D integrada.

Visualización 3D Geographix presenta el panorama general del yacimiento en 3D que permite un multi-dominio, flujo de trabajo integrado actualizado en tiempo real. Los detalles completos disponibles en LMKR.com

Kerui Group Warehouse

obtuvo certificación RUC para servicios de nitrógeno

Durante la evaluación anual RUC realizada por el Consejo Colombiano de Seguridad la compañía consiguió la certificación con la tercera mayor puntuación, de 93 puntos. Su extraordinario desempeño ha establecido una base sólida para la expansión comercial en Colombia y Sudamérica Unidad de servicios de nitrógeno en Colombia

a certificación RUC es la herramienta de evaluación de seguridad aplicada por el Consejo Colombiano de Seguridad a empresas operadoras y de servicios petroleros. Se trata de una evaluación general de la gestión en seguridad, tanto de la empresa como de los contratistas. Además, es el criterio fundamental de evaluación para todas las compañías participantes en procesos licitatorios. Los requisitos globales sobre seguridad energética y sobre desarrollo y producción respetuosos con el medioambiente hacen que el certificado RUC sea cada vez más importante.

Un equipo de auditores inspeccionó las políticas de gestión de seguridad, las normas de funcionamiento del centro y los depósitos de Kerui. Durante 2014 la compañía realizó 275 operaciones en pozos con “siniestralidad cero”, con una inyección de vapor de 258 981 812,22 pies cúbicos en condiciones estándar, 81 toneladas de inyección de espuma y una producción superior a los 7.000 barriles de petróleo. Esto le valió el reconocimiento al “Proveedor de servicios de excelencia de 2014” por parte de los clientes. Kerui, el mayor fabricante de equipos y proveedor de servicios para la producción

de nitrógeno a nivel mundial, con más de diez años de experiencia en I+D, desarrolló el primer equipo de producción de nitrógeno de 50 MPa del mundo en 2014 y el equipo eléctrico de sobrealimentación de nitrógeno de 1000 m3 y 50 MPa en Marzo de 2015. “La certificación RUC es una gran oportunidad para nosotros”, afirmó Li Dayong, Director de Proyecto de Kerui Columbia Nitrogen Service Team, quien agregó que la compañía confía en acelerar el desarrollo económico de China y América Latina con sus tecnologías de vanguardia, productos y servicios de calidad.

Industrial Fire Service

obuvo certificación de Metrología

El Servicio Autónomo Nacional de Normalización, Calidad, Metrología y Reglamentos Técnicos, SENCAMER, acreditó al Laboratorio de Metrología de IFSCA, ubicado en el municipio Simón Bolívar de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, estado Zulia, Venezuela Área de Presión

a metrología es la ciencia que se ocupa de las mediciones, unidades de medida y de los equipos utilizados para efectuarlas, así como de su verificación y calibración periódica. Se define también como “el arte de las mediciones correctas y confiables”. Industrial Fire Services, IFSCA, viene brindando este tipo de servicio de manera segura y confiable a través de su Laboratorio de Metrología, además de realizar asesorías, adiestramientos, venta, alquiler,

mantenimiento de equipos, entre otros servicios en su cartera de negocios. La empresa dedicada a la seguridad industrial forma parte de Schotborgh Group, holding empresarial con más de 50 años de trayectoria y experiencia, presidido por Hernán Schotborgh, con bases operacionales en distintas regiones del país y aliados estratégicos nacionales e internacionales. Actualmente cuenta con cuatro áreas o departamentos: Detección de Gas, Presión, Temperatura, Magnitudes Eléctricas, y algu-

nas otras en expansión a futuro para medir y calibrar otras magnitudes. De manera integral funciona con un departamento de Servicio Técnico que se encarga de diagnosticar y ejecutar acciones preventivas y correctivas. Todas estas áreas se desempeñan bajo la Norma ISO/IEC 17025:2005, que establece los lineamientos para gestionar los parámetros de confiabilidad del servicio mediante literales básicos del manual de calidad, política de aplicación, procedimientos, tratamientos de los ítems de calibración, patrones, resultados y certificados. JULIO 2015 I Petroleum 306 31

Calendario

26 - 28 Agosto

19 - 20 Agosto

Santa Cruz, Bolivia

Houston, Texas, USA

8vo Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía www.boliviagasenergia.com/2015

NAPE Houston

XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2015 Bogotá, Colombia

www.congresoacipet.com

www.napeexpo.com/shows

Media Partner

2 0 1 5

23 - 25 Septiembre

Heavy Oil Latin America Conference & Exhibition Bogotá, Colombia

www.heavyoillatinamerica.com

29 - 30 Septiembre

West Latin America Oil & Gas 2015 Summit Cartagena, Colombia

www.westlatamsummit.com

Revista Oficial

Media Partner

2 0 1 5 18 - 22 Julio 56th Annual SPWLA Symposium

10 - 11 Septiembre Mexico Energy Summit

20 - 22 Julio Unconventional Resources Technology Conference - URTeC

16 - 18 Septiembre XVI Ecuador Oil & Power Expo & Conference

18 - 20 Agosto SPE Managed Pressure Drilling and Well Control Workshop

28 - 29 Septiembre Central American & Caribbean Energy Summit

Rio de Janeiro, Brasil - www.spe.org

Ciudad de Panamá, Panamá - www.marketsgroup.org

25 - 26 Agosto IADC Well Control Conference of the Americas & Exhibition

28 - 30 Septiembre SPE Annual Technical Conference & Exhibition - ATCE 2015

01 - 03 Septiembre Gas Mexico Congress & Exhibition Villahermosa, México

01 - 02 Octubre Conferencia Colombiana de Petróleo, Gas y Medio Ambiente

02 - 03 Septiembre SPE Liquids Rich Basins Conference North America

05 - 08 Octubre - 2° Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos

Long Beach, California, USA - www.spwla2015.com

San Antonio, Texas, USA - www.urtec.org/2015

Galveston, Texas, USA - www.iadc.org

Villahermosa, México - www.gasmexicocongress.com

Midland - Texas, USA -

Ciudad de México, México - www.marketsgroup.org/forums

Quito, Ecuador - www.hjbecdachferias.com

Houston, Texas, USA - www.spe.org/atce/2015

Bogotá, Colombia - www.alame.org

Buenos Aires, Argentina - www.aogexpo.com.ar/es/congreso

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

32 JULIO 2015 I Petroleum 306

Última Página

Nuevo rol de ENAP en el sector eléctrico de Chile El Gobierno chileno ha decidido que la petrolera estatal ahora sea un jugador más en la generación eléctrica del país Álvaro Ríos Roca*

ay más vientos de cambio en el sector energético de Chile. Se está impulsando una mayor regulación de costos a los servicios de distribución de servicios públicos, en particular al sector de gas natural donde se han detectado algunas imperfecciones de mercado en las tarifas que se cobran a los usuarios. También y motivo de la presente entrega, es la ya aprobada incursión de la Empresa Estatal de Petróleo, ENAP, en el ámbito de la generación eléctrica. ENAP no fue privatizada al estilo de Argentina y se mantuvo con la actividad de refinación, petroquímica y abastecimiento de combustibles al mercado interno. Participa en exploración y explotación de gas natural en el sur de Chile y se ha internacionalizado en la actividad de exploración, donde los resultados no han sido muy halagadores hasta la fecha. Chile es un país deficitario en energía y debe necesariamente importar una gran cantidad de recursos como petróleo y sus derivados, gas natural y carbón. A raíz de los recortes de gas natural desde Argentina, Chile tuvo que buscar maneras de diversificar su matriz energética para generar energía eléctrica. Inicialmente capeó el problema y optó por generación a diesel de emergencia, donde ENAP jugó un rol estratégico en el abastecimiento del combustible. Esta nación apostó y continúa apostando por el GNL y ya tiene una importante base de generación de energía eléctrica con este energético importado de varias partes

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del planeta. ENAP tuvo un papel estratégico en el impulso al GNL y tiene una participación del 20% en el negocio de la regasificación en el terminal de Quintero. A la fecha está impulsando un tercer terminal de regasificación en el sur-centro del país, donde deberá establecer su rol. Asimismo viene haciendo inversiones para constituirse en un sólido abastecedor de GNL y masificar el gas natural en el país a través de gasoductos, Mini GNL y redes de distribución. Estas tareas solo una década atrás eran impensables en el desarrollo del modelo económico chileno, que pensaba en realizarlo solo con el sector privado. Entrando en tema, observamos que a Febrero de 2015, el 60% de la energía generada estaba concentrada en tres empresas privadas que ciertamente ejercen dominio sobre el mercado eléctrico, principalmente en los sistemas centro (SIC) y norte (SINC). Ante esta realidad y algunos desentendimientos con el sector privado, el gobierno ha decidido que ENAP ahora sea un jugador más en la generación eléctrica en Chile. La estrategia es que el mercado reaccione para elevar la oferta con ingreso de nueva capacidad de generación, incluyendo a ENAP, quien podrá asociarse o actuar por sí sola y/o actuar donde el sector privado no lo desee y se tenga rentabilidad. Esta decisión gubernamental ha abierto un intenso debate en el sector energético de Chile. Muchas críticas se han hecho

desde el sector privado y también desde algunos sectores políticos. Se cuestiona y pone en duda sobre los favoritismos y privilegios para la competitividad que pueda tener ENAP de parte del gobierno y de las instituciones, en particular para aprobar estudios, estructurar y financiar proyectos en el sector eléctrico. El gobierno argumenta que la decisión es saludable y que ENAP será un jugador más que introducirá competencia en el mercado y sin tener acceso a favoritismos. Con esta medida y todo lo anteriormente citado, se puede notar que Chile está poco a poco girando la política energética hacia un modelo más Latinoamericano, donde debe haber mayor regulación y las empresas estatales pueden jugar roles estratégicos y competir al mismo tiempo, muy al estilo del modelo colombiano. Hasta acá todo sobre ruedas. Empero, nuestras empresas estatales, si queremos fortalecerlas y estructurarlas sostenibles para el largo plazo, deben necesariamente estar bastante blindadas del poder político y deben tornarse competitivas, tecnológicas e internacionalizarse, cotizar en bolsa, etc., etc. Solo así podrán ser estratégicas para nuestros países. Caso contrario nuestro Gabo tendrá razón y asistiremos a la “Crónica de una muerte anunciada”. Lo de Petrobras es solo una muestra. * Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo