Febrero 2016 - Petroleum 313 by Revista Petroleum

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Febrero 2016

REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

Seguridad Operacional y Comportamiento Seguro

Explotaci贸n de los Hidrocarburos en Lutitas e Impactos en Venezuela - Parte III -

Brasil impulsar谩 el crecimiento global de la industria de FPSO

Petroleumag

Febrero 2016 Año 31, Nº 313 Portada: FPSO Cidade de Maricá saliendo del astillero Brasa, en Niterói, hacia el campo Lula, área de Lula Alto, para iniciar la producción en el primer trimestre de 2016 (Foto: Cortesía Petrobras)

11 Elmendorf, la mayor planta de arena de Halliburton

12 Petrobras desplegará numerosas embarcaciones en alta mar

Embajada Británica y ANH establecen alianza para el desarrollo offshore de Colombia

SECCIONES

E&P ConocoPhillips exporta crudo estadounidense tras 40 años de prohibición El hecho histórico marcó la derogación de la prohibición de exportación de crudo del país

Pemex avanza en la recuperación de petróleo en campos de aguas someras La compañía Nitrógeno de Cantarell seguirá suministrando nitrógeno para inyectar en los campos de Pemex

REPORTE Brasil impulsará el crecimiento de la industria global de FPSO en 2019 Petrobras planea dar prioridad a sus proyectos de producción de crudo en el pre-sal y con ello desplegar un gran número de FPSOs, más que cualquier otra compañía en el mundo

La exploración en aguas profundas y las oportunidades de desarrollo a largo plazo La fortaleza a largo plazo de la industria de aguas profundas global requerirá una recuperación concreta del mercado de exploración en los próximos dos a tres años para asegurar su salud a largo término

Ambas entidades trabajarán juntas para aportar conocimiento y experiencia en el sector de hidrocarburos en áreas costafuera

CORNISA CUADRANTE PREVIEW WAREHOUSE CALENDARIO LIBRARY ÚLTIMA PÁGINA

Halliburton abrió planta de arena Elmendorf en el Sur de Texas

Se trata de la mayor instalación de arena de la compañía en el mundo, obra con la cual espera obtener ventajas competitivas en el mercado del Sur de Texas

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GE se alinea al desarrollo sostenido de la Industria Digital Aplicaciones desarrolladas por GE están proporcionando una infraestructura de alta seguridad para la próxima fase de crecimiento de Internet Industrial, y ofrecen hasta el 20% de aumento en rendimiento productivo

¿ Se puede controlar la accidentalidad en las empresas…?

IN SITU

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ANÁLISIS Seguridad Operacional y Comportamiento Seguro La complejidad de ciertas operaciones industriales, incluídas las de petróleo y gas, han obligado a desarrollar sistemas y mecanismos sofisticados de control de las operaciones Por Rafael A. Casas Baptista, Psicólogo, Coach y Consultor en Desarrollo Estratégico

Elementos sobre la Explotación de los Hidrocarburos en Lutitas e Impactos en Venezuela - Parte III -

En la última parte del presente trabajo se analiza la economía de la explotación de los hidrocarburos contenidos en lutitas, los aspectos sociales y ambientales, así como los escenarios mundiales y el futuro de los mismos Por Diego J. González Cruz

FEBRERO 2016 I Petroleum 313

Contenido

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Cornisa Jorge Zajia, Editor

“El peso del pasado”

n estos tiempos de cambios estructurales, radicales, donde todo parece perdido y los pronósticos de renombrados analistas -los grandes gurúes que predicen el futuro-, afirman que la era del petróleo ha terminado, tenemos que recogernos un tiempo para meditar y calibrar con sangre fría lo que le depara el futuro a esta fabulosa industria que ha sido parte integral de nuestras vidas, la que nos provee el pan de cada día, y que con nuestra ciencia provee la fuente de energía por excelencia con que cuenta la humanidad. Muy a pesar de lo que se señalan estos días de crisis, de contracción de las actividades y de los masivos despidos de personas que se han quedado sin trabajo, nosotros desde esta trinchera anunciamos que estamos en los albores de la real y verdadera era del petróleo y que son otras las fuentes de energía, como por ejemplo el carbón, las que verán reducir y desaparecer su participación en el cuadro de consumo energético del planeta. Reconocemos –y lo estamos viviendo en carne propia-, que estos tiempos son duros y están incidiendo negativamente en toda la economía mundial y lejos de pretender ofrecer ideas para la solución de este asunto, que nadie las tiene, nos vamos a permitir presentarles una breve semblanza de la vida del Águila, con la pretensión de coadyuvar a que veamos las cosas desde un ángulo diferente, que exige grandes sacrificios, pero pleno de renovado vigor y optimismo, tan necesarios para seguir la marcha de vencedores de nuestras vidas y nuestro quehacer diario. La historia, que transcribimos a continuación con algunos “toques” de redacción, nos las envió nuestro amigo y colega Simón Suárez, en vista de nuestra angustia por no tener un tema para este espacio, que fuese de interés mayoritario para nuestros fieles lectores: Una vez más la Naturaleza nos muestra toda su sabiduría. Leamos por qué. El Águila puede vivir hasta los 70 años, pero en la mitad de su vida sus uñas largas y flexibles no pueden agarrar a sus presas. Su pico largo y puntiagudo se curva. Sus plumas están envejecidas y pesadas y volar se

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le hace muy difícil. En ese punto de su vida tiene sólo dos opciones: morir o enfrentarse a un doloroso proceso de renovación, que consiste en acopiar fuerzas y volar hasta una montaña muy alta a recogerse. Allí golpea su pico contra la dura roca hasta arrancárselo y esperar pacientemente a que le nazca un nuevo pico, con el cual se arrancará las viejas plumas. Después golpea sus uñas contra las rocas hasta hacerlas desaparecer. Luego de esperar cinco largos y dolorosos meses, con su pico, sus uñas y su hermoso plumaje totalmente renovados, inicia un vuelo de renovación para vivir durante treinta años más, su segunda etapa, la más maravillosa de su existencia.

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 / Energía

Canada Correspondent Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Hay un momento en nuestras vidas que debemos hacer un alto y enfrentar el doloroso y difícil proceso de renovación. Es una etapa en la cual tenemos que empezar el sacrificio de desprendernos de varias cosas y del peso del pasado, para poder ser libres y capaces de continuar volando, en un vuelo de victoria, desprendidos de recuerdos, anhelos, nostalgias, costumbres y viejos hábitos; libres del peso del pasado para poder aprovechar plenamente el valioso resultado que la renovación nos brinda.

OFICINAS

Tenemos que tomar la decisión que habrá de determinar la altura y la grandeza de nosotros como seres humanos. Debemos ser determinantes en la vida para reconocer nuestra necesidad de un cambio radical, ya que vendrán diferentes desafíos que solo con nuestra fuerza renovada podremos enfrentar.

USA

Un verdadero líder es aquel que descubre cuándo es el momento de renovación. Se arma de valor y determinación y comienza el proceso que lo llevará a la grandeza y a la excelencia. El hombre y el Águila tienen muchas cosas en común. Representan lo mejor de la creación. Saquemos el Águila que hay en nosotros y renovémonos y alcancemos toda la grandeza y excelencia de lo que somos capaces. Para eso fuimos creados. Para ser unos triunfadores.

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

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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: +59 32 244 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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Pemex recibe tres premios otorgados por LatinFinance La empresa fue reconocida como mejor emisor corporativo, mejor bono cuasi soberano y la mejor innovación financiera de 2015 Emilio Lozoya, Director General de Pemex, durante la entrega de premio

etróleos Mexicanos recibió tres premios por parte de la publicación especializada LatinFinance, en reconocimiento por sus operaciones de financiamiento realizadas en los mercados de capital durante el año pasado. Sin duda, los premios reflejan el liderazgo de la petrolera mexicana en los mercados financieros nacionales e internacionales y la confianza de los inversionistas en la empresa, en México y en la Reforma Energética impulsada por su gobierno. Al referirse a las distinciones, el Director General de Pemex, Emilio Lozoya, aseguró que son resultado de la eficiente labor del área de Finanzas de la empresa, que logró implementar una estrategia integral para mejorar la estructura de capital ante las difíciles condiciones del mercado petrolero global.

Tal como ocurrió en 2013, Pemex fue nuevamente reconocido como el mejor emisor corporativo por su estrategia de innovación, diversidad y oportunidad de sus operaciones de financiamiento. La segunda distinción correspondió al mejor bono cuasi-soberano, en reconocimiento a la emisión por 6.000 millones de dólares llevada a cabo en Enero de 2015, el mayor monto realizado en la historia de México. Pemex indicó que en la ocasión, el monto demandado superó aproximadamente cuatro veces al originalmente anunciado. El cupón de la emisión a 30 años, que representó la mitad del monto captado, registró la tasa mínima en la historia de la empresa para el referido plazo. “La operación fue ampliamente reconocida por la comunidad inversionista y financiera debido a su éxito en los mercados internacio-

nales, sobre todo ante el complicado escenario de la industria petrolera mundial”. El tercer premio otorgado a Pemex fue a la mejor innovación financiera del año, por la emisión de 17 mil millones de pesos en certificados bursátiles, llevada a cabo en Febrero de 2015 a través de Euroclear, la mayor plataforma de liquidación de valores a nivel global. Esta emisión que tuvo una gran aceptación en el mercado, favoreció la participación de inversionistas internacionales, 53% de la colocación, sin tener una cuenta de custodia local. Asimismo fue la primera en su tipo realizada por un emisor corporativo en México. Para la empresa, los tres premios, constituyen un aliciente para continuar con su esfuerzo de innovación y liderazgo en los mercados nacionales e internacionales de capital.

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Cuadrante

l Gobierno de Estados Unidos indicó que el exceso global de petróleo seguirá creciendo hasta fines de 2017. El incremento de la producción de Irán debería alimentar la sobreabundancia global este año tras el esperado levantamiento de las sanciones occidentales a las exportaciones de ese país, destacó la Administración de Información de Energía (EIA). La agencia prevé que una disminución limitada de los suministros en EE.UU. el próximo año y un crecimiento constante de la demanda global ayudarán a suavizar el exceso solo en el tercer trimestre de 2017. También estimó que para ese año, la demanda global de petróleo aumentará probablemente hasta cerca de los 96,7 millones de bpd, frente a los más de 95,9 millones de bpd de este año.

NAP, la petrolera estatal chilena, suscribió un acuerdo marco con la japonesa Mitsui para desarrollar dos proyectos de generación eléctrica en el país por una capacidad total de 1.200 MW que demandarán una inversión inicial de US$1.300 millones. Ambas empresas serán socias en las centrales de ciclo combinado en base a gas natural Luz Minera (Mejillones) y Nueva ERA (Concón) 2018. La primera central tiene una capacidad de 760 MW, mientras que la segunda es de 510 MW.

audi Aramco precisó que las opciones que maneja para salir a la Bolsa son ofrecer acciones de la empresa matriz o de sus filiales. La mayor productora de petróleo del mundo estudia permitir a una amplia gama de inversores que dispongan de una cuota de sus activos directamente o bien mediante la oferta de gran parte de las acciones de sus proyectos en varios sectores, especialmente en refinería y productos químicos. Este paso se enmarca en el programa de transformación nacional que está llevando a cabo Arabia Saudí, que incluye, entre otras reformas, la privatización de varios sectores económicos.

PF de Argentina anunció una inversión conjunta de US$500 millones con la petroquímica Dow en 2016, para explotar hidrocarburos no convencionales en la formación Vaca Muerta, específicamente para desarrollar el bloque “El Orejano”, el primer proyecto de shale gas del país, ubicado en la provincia de Neuquén, al sudoeste de Argentina. Según estimaciones de YPF, para finales del año próximo se podría triplicar la producción actual de gas del bloque, alcanzando un promedio de 2 millones de m3 día. Ambas empresas comprometieron para este año una inversión aproximada de US$500 millones, que se suman a los US$350 millones invertidos a la fecha.

a Asociación Colombiana de Petróleo, ACP, estima que la producción de crudo del país caerá en 120.000 barriles por día a partir de 2016. La producción el año pasado fue de 980.000 bpd en promedio. “Lo que se prevé es una caída continua y que para 2018 puede terminar significando una reducción de 220.000 barriles”, señaló el Presidente de la ACP, Francisco Lloreda. El año pasado, las empresas perforaron 113 pozos y para 2016 estiman 126.

etrobras anunció que reducirá las inversiones previstas en su Plan de Negocios y Gestión 2015-2019 en US$32.000 millones debido a la optimización de su repertorio de proyectos. El nuevo plan contempla inversiones por US$98.400 millones, es decir, un 24,5%menor que los US$130.300 millones que la compañía estimaba invertir en Junio de 2015 cuando se anunció el Plan de Negocios 20152019. La principal área afectada por el recorte será la de Exploración y Producción, que ocupa el 81% del presupuesto de la empresa.

hevron recortó 25% su presupuesto de 2016 e informó que despediría casi el 10% de su fuerza laboral, en un reacción drástica al desplome de los precios del crudo. La caída ha obligado a decenas de compañías a tomar difíciles decisiones sobre los proyectos que financiarán para compensar el declive natural de la extracción de sus actuales yacimientos. La compañía prevé reducir más los gastos entre 2017 y 2018 y despedir entre seis y siete mil trabajadores. La producción cayó 1.0% a 2.5 millones de barriles de petróleo equivalente por día.

l Gobierno de Belice anunció su intención de imponer una prohibición permanente a la exploración petrolera marina a lo largo de las aguas que albergan su valioso sistema coralino, el segundo más grande del planeta, así como el área que lo rodea. La prohibición comprende un total de 3.400 km2 de espacio terrestre y marítimo y solo se permitirán exploraciones de extracción en áreas adyacentes si se realizan estudios medioambientales estrictos. La Reserva de la Barrera del Arrecife de Belice está compuesta por siete áreas protegidas.

hell y Cnooc firmaron un preacuerdo para expandir las actividades de su empresa conjunta en Huizhou, China. En virtud de este acuerdo, sujeto a la aprobación de las juntas directivas y de las autoridades, Shell participaría en un proyecto desarrollado por Cnooc para ampliar las instalaciones en el complejo petroquímico de Nanhai, propiedad del joint venture. Yang Hua, Presidente de Cnooc, indicó que “la expansión del complejo apoya la estrategia a largo plazo en productos petroquímicos de China.

016 será un buen año para las energías renovables, de acuerdo a especialistas en el tema, aunque es prematuro confirmar si se registrará un nuevo récord. China sigue siendo el mayor mercado para las energías verdes, con un crecimiento del 17%. Esto es casi el doble de lo que se invertirá en Estados Unidos. El auge de las renovables ha sido posible por la bajada del precio de los paneles solares y las turbinas usadas en los parques de energía eólica. España mantuvo en 2015 el quinto puesto en energía solar a nivel mundial.

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In Situ

E está transformando los sectores productivos con máquinas inteligentes y soluciones que conectan, responden y predicen fallas en equipos críticos para reducir tiempos muertos no planeados. Ello, mediante la unificación de tecnología digital, más la experiencia del negocio en industrias de aviación, energía, petroquímica, salud, transportación, manufactura e infraestructura. La compañía está avanzando con paso firme hacia su consolidación como líder global en el segmento de la Industria Digital y está en camino de entregar más de cinco mil millones de dólares adicionales en ingresos, a través de docenas de ofertas de Internet Industrial, con seis billones de dólares en órdenes, ayudando de esta manera a los clientes en todo el mundo a mejorar la gestión del rendimiento de sus activos y operaciones de negocio. Presente en Venezuela desde hace 88 años en las áreas de petróleo y gas, energía, iluminación, salud e infraestructura, GE se alinea al desarrollo sostenido del industrial digital. Así lo expresa Mel Ramos, Director Comercial de GE Digital Latinoamérica, quien asegura que en un mundo con tantas y diferentes tecnologías, esto sólo es posible con aplicaciones y sistemas operativos que permitan conectar, analizar e interpretar los datos. “El desarrollo sobre Internet Industrial nos permite trabajar a gran velocidad, escalar la información, ofrecer capas de seguridad robustas para proteger los datos, y la unificación del mundo físico (maquinaria), el mundo virtual (software) y el recurso humano. La conjunción eficiente de este trinomio contribuye a evitar tiempos

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muertos no planeados y, de esta manera, incrementar el nivel de productividad significativamente”, señaló.

El Internet Digital La modernización de la industria, a través del Internet Industrial, puede agregar 15 trillones de dólares al PIB para el 2030. GE estima que existen mejoras en productividad de 8.6 trillones de dólares solo para empresas industriales en los próximos 10 años, más de 2X del valor futuro del internet que conocemos al día de hoy. La generación de datos industriales está creciendo dos veces más rápido que cualquier otro sector. El número de dispositivos conectados a Internet continuará incrementando y se estima que 50 billones de máquinas estarán en línea para el 2020. Esto genera una recolección de datos y análisis sin precedentes; una amplificación de volumen de datos, equipos más grandes, retos más críticos y oportunidades de valor extraordinarios. La propuesta de GE es hacer análisis de estos datos a través de GE Predix Software para favorecer a la eliminación de fallas en

La generación de datos industriales está creciendo dos veces más rápido que cualquier otro sector”

líneas de producción a través de soluciones predictivas hasta en 20%; particularmente en equipos, sin la necesidad de detenerlos para su inspección, lo que contribuye a evitar tiempos muertos no planeados. Además, Predix cuenta con un paquete de servicios de software que ayuda a los desarrolladores de toda la industria a diseñar aplicaciones que funcionen con el Internet Industrial. “Una plataforma de software se vuelve más poderosa conforme es utilizada por más personas. GE no dejará de usarla, pero ponerla a la disposición de otros también permitirá a nuestros clientes y socios de negocios escribir su propio software para ser más productivos. Queremos que Predix se convierta en el Android o el iOS del mundo de las máquinas. Queremos que se convierta en el lenguaje del Internet Industrial”, afirmó, por su parte, Dave Bartlett, Director Principal de Tecnología de GE Aviation. Con Predix Cloud los operadores pueden utilizar los datos de la máquina de manera más rápida y eficiente, lo que se traduce en el ahorro de miles de millones de dólares anualmente. Mediante la combinación de experiencia en el campo de GE en tecnología de la información (TI) y la tecnología operativa (OT), Predix Cloud de GE entregará herramientas avanzadas como la conectividad de activos, soporte de datos de la máquina y la seguridad de calidad industrial y el cumplimiento; así como correr aplicaciones que permiten analizar big data, monitorear máquinas a distancia y “comunicarse” entre sí. Los negocios de GE comenzaron a migrar su software y análisis para Predix Cloud en el último trimestre de 2015, y el servicio estará disponible en el mercado y otros negocios.

Halliburton abrió

Se trata de la mayor instalación de arena de la compañía en el mundo, obra con la cual espera obtener ventajas competitivas en el mercado del Sur de Texas

a compañía anunció la apertura oficial de su nueva planta de arena, ubicada en el Álamo Junction Rail Park en Elmendorf, a unas 7 millas del Centro de Operaciones del Sur de Texas de la compañía en el Condado de Bexar. Halliburton señaló que se trata de la mayor instalación de arena de la compañía

In Situ

planta de arena Elmendorf en el Sur de Texas Durante el corte de cinta: Susie McMichael, Senior Public Relations, Halliburton; Polo Martínez y Linda Ortíz, Elmendorf Alderman; Cody Daily, Elmendorf City Administrator; Stephen Ingram, Director, Southern Region Completion & Production Division, Halliburton; Paul Sheppard, Vice President, Southeast Area, Halliburton; Joe Foster, Vice President, Business Development, Southeast Area, Halliburton; Neil Schmidt, Senior District Manager, San Antonio District, Halliburton; Julie Foster, Elmendorf Sand Plant Foreman, Halliburton; y Brandon Fos, Assistant District Manager, San Antonio District, Halliburton (Foto: Cortesía Halliburton)

en el mundo, obra que representó una inversión de US$35,7 millones. La ceremonia de inauguración se realizó a principios de Diciembre y contó con la presencia de representantes de Halliburton, de la ciudad de Elmendorf y de compañías apostadas en el Álamo Junction Rail Park.

La instalación, con ocho silos y un laboratorio, tiene la capacidad diaria para descargar 150 vagones y cargar entre 450 y 500 camiones. “Esto es bueno para nuestros clientes y concede a Halliburton ventajas competitivas a largo plazo en el mercado del Sur de Texas”, dijo Paul Sheppard, Vicepresidente del Área de Sureste de Halliburton.

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In Situ

Embajada Británica y ANH establecen alianza para el desarrollo offshore de Colombia Ambas entidades trabajarán juntas para aportar conocimiento y experiencia en el sector de hidrocarburos en áreas costafuera

El Embajador Británico, Dr. Peter Tibber, y el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Mauricio De La Mora, durante la firma del memorando de entendimiento

olombia y el Reino Unido establecieron un vínculo a largo plazo para impulsar el desarrollo de proyectos de hidrocarburos en el entorno offshore colombiano, mediante la firma de un memorando de entendimiento, que comprende la cooperación binacional en materia comercial, regulatoria, académica y diplomática. El acuerdo como socios estratégicos fue suscrito el 14 de Enero por el Embajador Británico, Dr. Peter Tibber, y el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Mauricio De La Mora, durante una recepción en la Residencia Británica y ante la presencia de representantes del Gobierno Nacional, la industria petrolera y medios de comunicación. La iniciativa fue promovida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia y la ANH en su compromiso con la implementación de medidas que apalanquen el desarrollo de proyectos costa afuera en el país. El Reino Unido aportará una experiencia de más de 60 años en operaciones de extracción costa afuera y excelentes credenciales en materia de formulación de regulación,

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implementación de tecnología y generación de conocimientos para el desarrollo de la industria hidrocarburífera offshore. El acuerdo marca relevancia para Colombia, pues de comprobarse el potencial que tiene el país en su ambiente offshore, sumaría importantes reservas para fortalecer la autosuficiencia energética más allá de los actuales 6.4 años. “La competitividad del sector petrolero en Colombia está siendo amenazada

De comprobarse el potencial que tiene Colombia en su ambiente offshore, el país sumaría importantes reservas para fortalecer la autosuficiencia energética”

por una combinación de factores a nivel nacional e internacional. Nos encontramos en un momento crucial. Pienso que con este tipo de acuerdos, formalizamos nuestra intención de apoyar la labor del gobierno y de la Industria”, comentó el el Embajador Peter Tibber. Por su parte, la máxima autoridad de la ANH, Mauricio De La Mora, destacó que si bien en el contexto actual se han venido planteando nuevos y duros retos “desde el 2015 estamos generando condiciones que nos permitan adaptarnos a la nueva realidad del precio del petróleo para seguir generando oportunidades competitivas que impulsen el desarrollo del sector”. Sobre el memorando de entendimiento, De La Mora, comentó que la firma del mismo “con un excelente aliado, como lo es el Reino Unido, es una evidencia más de que estamos trabajando por fortalecer el sector, forjando vínculos comerciales y de transferencia de conocimiento, para establecer las mejores prácticas que amplíen la frontera petrolera y generen los recursos que el país necesita para su desarrollo”.

In Situ E&P

El buque THEO T salió de Corpus Christi con el primer embarque de crudo con fines de exportación de Estados Unidos en 40 años (Port of Corpus Christi) (Foto: The Linde Group)

ConocoPhillips exporta crudo estadounidense tras 40 años de prohibición El hecho histórico marcó la derogación de la prohibición de exportación de crudo del país

al y como estaba previsto, antes de iniciar 2016 se realizó el primer embarque de crudo extraído de los EE.UU. luego de aproximadamente 40 años, hecho histórico que marcó la derogación de la prohibición de exportación de crudo del país. Aún analistas de la industria petrolera discuten si este hecho es más una victoria simbólica que un paso hacia una mayor rentabilidad en el clima actual de precio del petróleo, y si ello podría cambiar en los próximos años. Luego que el Gobierno de Estados Unidos levantó tal prohibición sobre la exportación de petróleo, ConocoPhillips fue el primero en salir para enviar crudo desde el Puerto de Corpus Christi el 31 de Diciembre. En menos de dos semanas, después que el Congreso derogó tal prohibición, ConocoPhillips y NuStar Energy vendieron crudo Eagle Ford a Vitol, una compañía de comercio internacional con sede en Suiza, para su transporte a los mercados europeos. Los términos de la venta, el volumen del despacho y los precios no fueron revelados. El Gobierno Federal prohibió las exportaciones de petróleo crudo durante el embargo petrolero árabe de la década de 1970, pero la revolución de esquisto ha dado lugar a un incremento en la producción doméstica.

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Aunque la derogación ha provocado entusiasmo en algunas compañías petroleras, analistas de Wood Mackenzie pronostican un impacto mínimo en el corto plazo, al ver este primer despacho como algo más simbólico que sustantivo. Consideran que en el clima económico actual, el estrecho diferencial Brent - LLS (Louisiana Light Sweet) hace que sea más rentable para los productores estadounidenses de crudo vender sus volúmenes en la costa del Golfo. Asimismo se cree que si los precios del petróleo suben - exceptuando en 2016 y 2017, esta dinámica podría cambiar.

Nuevo suministro al mercado mundial El año pasado, Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, había comentado que levantar la prohibición de la exportación de crudo ayudaría a sostener la transformación del panorama energético de EE.UU, al mantener la seguridad energética y maximizar los beneficios para su economía, para el consumidor estadounidense y la posición geopolítica del país. Lance dijo que el añadir nuevos suministros de petróleo al mercado global a partir de las exportaciones de EE.UU., ejercería presión a la baja sobre los precios mundiales

del petróleo, y por lo tanto en los precios de los combustibles. Incluso se estimularía la demanda de la producción doméstica, con un impulso sustancial para la economía estadounidense. En la arena geopolítica, estas exportaciones de crudo podrían compensar las pérdidas de producción en otros países, y ayudaría no sólo a reducir la volatilidad del mercado, también a crear nuevos mercados y proporcionar confiabilidad y diversidad del suministro para las naciones que están dependiendo de fuentes menos seguras e inestables. Otros expertos del mercado alegan que esta primeras exportaciones de crudo estadounidense “técnicamente” no son los primeros embarques en 40 años, ya que la prohibición tenía algunas excepciones, como los envíos a Canadá y transacciones que involucraban crudo extraído en California o Alaska North Slope. Incluso como tal no se aplicaba a los productos refinados. Lo cierto es que el segundo despacho de crudo estadounidense fue realizado por Enterprise Products Partners L.P. desde su terminal en el Canal de Navegación de Houston, luego de establecer también un contrato de venta con Vitol, operaciones que marcan un nuevo episodio por la industria energética de EE.UU.

La compañía Nitrógeno de Cantarell seguirá suministrando nitrógeno para inyectar en los campos de Pemex

La planta de Nitrógeno de Cantarell en México (Foto: The Linde Group)

omo parte de sus planes de recuperación de crudo (EOR) en campos localizados en aguas someras, Petróleos Mexicanos suscribió un contrato de servicios de suministro de nitrógeno con la compañía Nitrógeno de Cantarell S.A. de C.V, una filial de The Linde Group. La petrolera mexicana señaló que la meta del proyecto es recuperar cerca de 800 millones de barriles de petróleo en los próximos 11 años con la aplicación del proceso de mantenimiento de presión en pozo mediante el suministro de este gas. Actualmente Nitrógeno de Cantarell suministra nitrógeno desde una instalación cerca de Ciudad del Carmen, en el Estado de Campeche, para mantener la presión en los yacimientos de petróleo de Cantarell y Ku Maloob Zaap. La extensión del contrato fue firmada por Gustavo Escobar, encargado de despacho de la Dirección Corporativa de Procura

y Abastecimiento de Pemex, y Guillermo A. Locht, Director de Nitrógeno de Cantarell.

Nitrógeno como mejor opción

Pemex señaló que tras realizar un análisis de alternativas de fluidos para inyectar al campo Cantarell, pudo comprobar que el gas nitrógeno sigue siendo la mejor opción para la recuperación de crudo, por lo cual se instrumentó el proceso de licitación pública

La meta del proyecto EOR es recuperar cerca de 800 millones de barriles de petróleo en los próximos 11 años”

internacional para el suministro de 1.200 millones de pies cúbicos diarios por parte de Nitrógeno de Cantarell. Asimismo destacó que luego de un análisis técnico-económico realizado en 2014 le permitió corroborar que el nitrógeno sigue siendo la mejor opción para inyectar en sus yacimientos. The Linde Group, a través de Nitrógeno de Cantarell S.A. de C.V, ha estado proporcionando nitrógeno de manera ininterrumpida al proyecto Cantarell desde 2000, uno de los proyectos EOR más grandes del mundo. “Hemos mejorado continuamente nuestras instalaciones y hemos añadido una nueva capacidad para mantenernos al día con las demandas de producción de aceite de PEP. Nuestra planta es ahora la planta de nitrógeno más grande en el mundo”, dijo Pat Murphy, Presidente de Linde Americas. El grupo planea actualizar y mejorar sus instalaciones durante los próximos años. Sus inversiones de capital estarán dirigidas a garantizar y mantener la confiabilidad de su suministro de nitrógeno, para ayudar a Pemex a optimizar la producción de crudo y cumplir con su objetivo de recuperar 800 millones de barriles de petróleo utilizando el proceso EOR, al menos hasta el 2027. El nitrógeno en la planta de Linde se produce en cinco unidades de separación de aire, usando el aire atmosférico como entrada a un proceso criogénico de temperatura ultra-baja que separa el nitrógeno puro a partir del oxígeno y otros componentes menores. El nitrógeno se presuriza posteriormente para su entrega a través de tuberías de acero a lo largo de 100 kilómetros hasta los offshore de Pemex. FEBRERO 2016 I Petroleum 313 15

E&P

Pemex avanza en la recuperación de petróleo en campos de aguas someras

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or más de 50 años, la Society of Petroleum Engineers (SPE) ha venido apoyando la difusión de información técnica en ingeniería de petróleo, a través de la publicación de una amplia colección de libros redactados por expertos. Esta Librería Virtual cuenta con información para cada uno de los más exigentes profesionales de la industria de exploración y producción del petróleo y gas. Actualmente, ofrece libros en temas de terminación, perforación, educación energética, recobro mejorado de petróleo, instalaciones y construcción, gerenciamiento, producción, proyectos, yacimientos, entre otros. Muchos de estos títulos están disponibles en múltiples formatos: impresos, en Amazon Kindle, Apple iBooks, y la edición digital de Adobe ®. Además, la Librería cuenta con recursos académicos como la Guía de Referencia para la Certificación en Ingeniería de Petróleo y el examen para la Licencia en Ingeniería de Petróleo (SPE Petroleum Engineering Certification and PE License Exam Reference Guide); así como, la conocida Serie del Manual de Ingeniería de Petróleo (Petroleum Engineering Handbook Series). Visita la Librería Técnica Virtual hoy en www.spe.org/store.

• Manuscritos para Conferencias A lo largo del año, comités de programas técnicos de conferencias de la SPE solicitan propuestas para eventos de la SPE. De ser seleccionados y presentados, los manuscritos o papers son publicados en las memorias de la conferencia, y en la biblioteca virtual OnePetro®.

Conviértete en un Autor Reconocido de la SPE

The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Segunda Edición H.R. “Hal” Warner, Jr. La primera edición del libro The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding fue publicada en 1970 y escrita por Forrest F. Craig, Jr. En el momento de la publicación, una gran cantidad de información de la teoría del desplazamiento de petróleo por agua había sido desarrollada, y muchos

Sea tu interés el redactar un manuscrito o enviar una propuesta para un libro, la SPE te ayudará a avanzar en tu carrera profesional, y por tanto, contribuir al conocimiento y al futuro de la industria de exploración y producción de petróleo y gas. La SPE actualmente está en la búsqueda de autores de:

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• Revista Técnicas con Artículos Revisados por Expertos Manuscritos presentados en conferencias y artículos técnicos pueden ser enviados para revisión Comité Editorial de la SPE. Los documentos que son aceptados se publican en una de las seis revistas técnicas de la SPE, lo cual denota superioridad en calidad técnica y prácticas de investigación. Además, son incorporados en la biblioteca virtual OnePetro®. • Libros La SPE publica monografías, libros de texto, títulos multidisciplinarios y más. Las propuestas son evaluadas por el Comité de Desarrollo de Libros de la SPE.

Para más información, ingresa a www.spe.org/authors.

Nueva Publicación

estudios de laboratorio habían sido completados. Sin embargo, la habilidad de desempeñar modelación computarizada de fluidos de líquidos 3D en yacimientos con sedimentaciones geológicas complejas estaba aún en sus inicios. Asimismo, muchas de las primeras aplicaciones en campo a larga escala de pautas de inyección de agua habían iniciado, pero no se conocían aún los resultados de desempeño a largo plazo, y varios programas de perforación interespaciada estaban por ser implementadas. Esta segunda edición revisa los fundamentos de la teoría de inyección de agua y los estudios experimentales llevados a cabo para entender el desplazamiento por agua del petróleo en una, dos y hasta tres dimensiones. Visualiza páginas de este nuevo libro, y adquiere el tuyo en www.spe.org/store.

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Reporte

En el fondo se observa la FPSO Cidade de Maricá, la quinta plataforma en iniciar la producción del campo Lula, en el bloque BM-S-11 (Foto: Petrobras)

Brasil impulsará el crecimiento de la industria global de FPSO en 2019 Petrobras planea dar prioridad a sus proyectos de producción de crudo en el pre-sal y con ello desplegar un gran número de FPSOs, más que cualquier otra compañía en el mundo

l más grande país de Suramérica liderará el crecimiento mundial de la industria de embarcaciones flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) muy a pesar de que su compañía nacional de petróleo, Petrobras, enfrenta recientes denuncias de corrupción. Petrobras registró su mayor pérdida en 2014, en parte debido a la reducción de su valor como resultado del escándalo de corrupción, que a su vez trajo recortes de gastos en sus proyectos futuros, asegura la consultora GlobalData.

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Un reciente informe de la firma titulado Global FPSO Industry Outlook – Brazil Leads Record FPSO Deployments Despite Deteriorated Project Economics, publicado en Septiembre de 2015 afirma que a pesar de los desafíos, Brasil ha encabezado el crecimiento en la industria global de FPSO, con el despliegue de 17 FPSOs entre 2009 y 2014. “Los planes estratégicos de Petrobras en 2013 y 2014 contaban con casi 40 FPSOs para ser desplegadas en Brasil hacia 2020. Con base en el último plan de la compañía, actualmente hay siete FPSOs todavía en

tiempo de entrega, mientras que 11 han tenido un retroceso de un par de años en su fecha de entrega y alrededor de 12 FPSOs ahora se esperan después de 2020”, comentó Adrian Lara, analista senior en Upstream de GlobalData. Mientras que la empresa planea gastar US$108,6 mil millones, ó 83% de su gasto total de inversión, en el sector de exploración y producción como parte de su plan de negocios 2015 - 2019, las acusaciones de corrupción han obstaculizado su capacidad para ejecutar los proyectos

La producción promedio de petróleo de Petrobras en 2015 fue de 2,128 millones de barriles por día (bpd), volumen 0,15% superior a la meta establecida de 2,125 millones bpd. La producción en el pre-sal promedió los 767.000 bpd, 56% más que en 2014. “Las FPSOs Boom Crane de NOV para aplicaciones en alta mar, en el Astillero BrasFELS/Keppel, en c o n s t i t u y e n u n a Knuckle Angra dos Reis, Brasil (Foto: Sete Brasil) opción de desarrollo ideal en los campos de petróleo en alcance inicial a pesar de ser un proyecto alta mar dado los precios actuales e de frontera”, concluyó Mateo Jurecky, Jefe inciertos del petróleo, ya que fácilmente de Investigación y Consultoría de Petróleo pueden escalar si el mercado mejora, o y Gas de GlobalData. El informe de la consultora analiza la reducirse para mantener la viabilidad económica a pesar de la baja de precios. industria FPSO en las principales regiones Como ejemplo citó el desarrollo de Sea del mundo, así como las previsiones anuaLion en las Islas Malvinas que se mantiene les de las grandes expansiones y proyectos en progreso aun con una reducción del previstos al 2019.

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Reporte

previstos, incluidos los que tienen que ver con buques FPSO. “Los proyectos previstos se han visto afectados en gran parte por la investigación en curso sobre la corrupción. En particular, los astilleros nacionales han sido duramente golpeados”, comentó Lara. El analista concuerda que la empresa Sete Brasil fue establecida para construir 29 plataformas costa afuera para Petrobras, pero se ha reducido a 15. Recalca que la incertidumbre en torno a cuándo y cuántas plataformas estarán disponibles tendrá un efecto en cadena en las fechas de entrega de las FPSOs”. A pesar de estos desafíos, Petrobras planea dar prioridad a sus proyectos de producción de crudo que se centran en los recursos del pre-sal y con ello desplegar y operar un número elevado de plataformas más que cualquier otra compañía en el mundo en 2019, según el informe. El pre-sal comprende un área comparable en tamaño con el Golfo de México, con una profundidad de agua promedio de 2.000m y una profundidad de la cuenca promedio de 7.000m.

Reporte

La exploración en aguas profundas y las oportunidades de desarrollo a largo plazo La fortaleza a largo término de la industria de aguas profundas global requerirá una recuperación concreta del mercado de exploración en los próximos dos a tres años para asegurar su salud a largo plazo, advierte la firma de investigación y consultoría Quest Offshore Resources, Inc.

esde el pico de la actividad global de exploración en aguas profundas en 2012, se ha observado en general una disminución significativa de las perforaciones iniciales (spuds) y de las tasas de éxito posteriores, aspectos que pudieran tener un efecto limitante de las oportunidades de desarrollo a largo plazo en la próxima década. Se cree que incrementar el éxito en las regiones establecidas y de frontera, ayudaría a reducir las consecuencias negativas del atraso en los descubrimientos.

Incrementar el éxito en las regiones establecidas y de frontera, ayudaría a reducir las consecuencias negativas del atraso en los descubrimientos”

Actividad de Exploración Global y Tasa de Éxito

Fuente: Quest Offshore Resources, Inc.

20 FEBRERO 2016 I Petroleum 313

Así lo revela la firma de investigación y consultoría Quest Offshore Resources, Inc., en un informe publicado sobre la actividad offshore, en el cual considera además que es sumamente necesaria la recuperación de la exploración en aguas profundas alrededor del 2017.

Cambios de prioridades Al analizar el mercado global de exploración en aguas profundas (pozos de exploración y evaluación perforados desde plataformas flotantes) desde 2009 hasta 2012, la actividad de exploración subió a niveles récord. Luego de seguir casi 1.300 spuds de exploración durante ese período de tiempo, Quest observó que la mayoría tuvo lugar en el Mar del Norte y Brasil. Las tasas de éxito en general de la actividad de exploración en aguas profundas alcanzó su punto máximo en 2010 y mostraron una declinación en los años siguientes. Diversos factores pueden haber contribuido a esta tendencia, incluyendo un pico en la perforación exploratoria de frontera -que es más arriesgada-, entre 2011 y 2013. A partir de 2012, la actividad de exploración de Brasil se redujo significativamente cuando se acercaba a la finalización de sus campañas de exploración y evaluación de las reservas del pre-sal. África, Asia y América del Norte también experimentaron una desacelera-

Actividad Mundial de Spud desde Plataformas Flotantes Reporte

ción en la perforación exploratoria que podría durar hasta 2016. La firma advierte que se ha observado un cambio en los compromisos de perforación distanciados de la exploración, con un mayor enfoque en actividades no perforatorias en sí (incluyendo reparación de pozos, completación, etc.), mientras que los niveles de desarrollo se han mantenido relativamente sin cambios.

Perspectivas de Ejecución en Aguas Profundas a largo plazo Al preguntarse cómo esta baja en las actividades de exploración en aguas profundas afectará las futuras oportunidades de desarrollo en este ambiente, apunta que sin lugar a dudas, la reducción de esta actividad y las mínimas tasas de éxito ha proporcionado un número menor de adiciones a la cartera pendiente de descubrimientos sin desarrollar. De acuerdo con la base de datos de Quest sobre el desarrollo en aguas profundas, esta cartera actual es suficiente para durar hasta 2021. El pico pronosticado de ejecuciones de proyectos en aguas profundas es determinado, en gran parte, por el nivel muy disminuido de autorizaciones desde 2014 hasta 2016. Ha de esperarse que los esfuerzos actuales entre la comunidad operadora y la cadena de suministro permita un mayor número de aprobaciones de proyectos a partir de 2017, en la que los operadores estarán rápidamente trabajando por el retraso acumulado en los descubrimientos. En promedio, hay de siete a diez años entre el descubrimiento y la autorización de proyectos para desarrollos en aguas profundas, dependiendo de la región, del operador y el escenario de desarrollo. Con ese promedio en mente y en base a la proyección de Quest, 2022 es el año clave en el cual la industria de aguas profundas es probable que empiece a sentir los efectos de la baja en la perforación exploratoria. De manera que la fortaleza a largo plazo de la industria de aguas profundas global requerirá una recuperación concreta en el mercado de exploración en los próximos dos a tres años para asegurar su salud a largo término.

Fuente: Quest Offshore Resources, Inc.

Pronóstico Global de Proyectos de Aguas Profundas en Ejecución

Fuente: Quest Offshore Resources, Inc.

Oportunidades por delante Se podría entonces anticipar un significativo potencial en aguas profundas en todas las cuencas globales a lo largo del futuro. Los acontecimientos de mercado y ajustes continuos a la línea de tiempo para alcanzar este potencial ha sido un aspecto constante de la industria y se espera ayu-

den a impulsar las soluciones innovadoras necesarias. Si bien la búsqueda de la forma más eficiente y exitosa de traer reservas globales a la producción es clave para todas las partes a fin de obtener la máxima rentabilidad, la importancia de reemplazar estas reservas a través de una exploración a riesgo no debe ser subestimada. FEBRERO 2016 I Petroleum 313 21

Análisis

Seguridad Operacional y Comportamiento Seguro ¿ Se puede controlar la accidentalidad en las empresas…? La complejidad de ciertas operaciones industriales, incluídas las de petróleo y gas, han obligado a desarrollar sistemas y mecanismos sofisticados de control de las operaciones. Conjuntamente con la mirada de variables operacionales a controlar -cuantitativas todas- aparecen como parte del reto gerencial, el control de otras menos tangibles, como es el control de la conducta del talento humano Rafael A. Casas Baptista, Psicólogo, Coach y Consultor en Desarrollo Estratégico

uando se analizan las causas de los accidentes a nivel global hay dos conclusiones lamentables a considerar: 1) aproximadamente un 80% la accidentalidad es causada por error humano y 2) la mayoría de los accidentes son prevenibles. La necesidad de controlar las variables mencionadas guarda estrecha relación con el compromiso imperativo de evitar accidentes laborales, los cuales pueden llegar a cobrar proporciones catastróficas. El costo de tales catástrofes representa una deuda humana, social, ambiental y económica, impagable.

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Pequeños incidentes, así como accidentes severos tienen a diario su punto de origen en un error humano, por ello el comportamiento seguro debe ser entendido como un compromiso de rectitud. Consideremos por ejemplo, el poder de control sobre la vida de centenares de pasajeros en vuelo, que tiene el piloto de un avión o la del operador de una refinería donde laboran centenares de personas. ¿Dónde dejamos el caso de especialistas y operadores de riesgosas plantas nucleares o la de cirujanos, incluidos sus asistentes?

Hay organizaciones que han demostrado controlar y gerenciar ejemplarmente el tema clave de la seguridad. ¿Que es lo que hacen estas organizaciones? Las organizaciones que se toman en serio la seguridad cuentan con profesionales y sistemas para atender el tema, conocen que la seguridad es una batalla diaria que se gana, si se quiere, colocando barreras al error en la conducta. Tales barreras conllevan a la implantación de sistemas gerenciales, normas, políticas y sobre todo, al fortalecimiento del lide-

Análisis razgo gerencial-supervisorio, así como al desarrollo de valores como parte de una cultura de desempeño seguro. En resumen, la accidentalidad se controla con mecanismos gerenciales (tecnologías), organizacionales (políticas), supervisorios (control y regulación) y finalmente el último eslabón en la cadena de control lo representa la persona y su propia actuación o conducta segura. Existen modelos con evidencia práctica de efectividad en el mejoramiento de los índices de seguridad y comportamiento seguro. El modelo Vivo 24 Horas Seguro es un sistema único que promueve la maduración de la conducta segura en individuos, equipos de trabajo y organizaciones. Minimiza la accidentalidad, a través de la capacitación y del desarrollo de valores, de competencias conductuales y habilidades de pensamiento que disminuyen la tasa de error humano, típicamente asociado a la accidentalidad en todos los ámbitos. El modelo Vivo 24 Horas Seguro, implantado en múltiples organizaciones y diversidad de industrias logra reducir significativamente las tasas de accidentalidad generando un impacto perdurable en la cultura individual y organizacional. Este modelo integra tres ámbitos de conciencia que son fortalecidos desde la responsabilidad personal: Ético, Lógico y Afectivo. Estas conciencias pueden impulsar fuertes motivaciones de mejoramiento o cambio tanto en lo profesional como en lo personal. El proceso educativo del modelo promueve transiciones en la conducta de individuos, líderes, gerentes y personas en general. Una de las transiciones más relevantes está asociada con la conciencia lógica

Del error a la Excelencia, es un deber de conciencia, un deber de rectitud”

relativa al mejoramiento de habilidades de pensamiento, tales como la observación y la anticipación, cruciales para la conducta segura. El gráfico de arriba muestra la dirección de la transición planteada: El modelo Vivo 24 Horas Seguro orienta positivamente a la organización,

individuos y sociedad hacia la implantación y fortalecimiento de una cultura pro vida y de seguridad. Permite diagnosticar niveles de liderazgo para orientar los esfuerzos de gerencia del cambio, así como optimizar el sistema o la funcionalidad del modelo de seguridad vigente en organizaciones. El modelo Vivo 24 Horas Seguro ha demostrado que se puede lograr una transformación cultural en individuos y organizaciones activando aún más la conciencia de vida entendida como la debida conciencia. Transformando la conciencia gerencial, supervisoria y organizacional, definiendo principios, así como las mejores prácticas para el cambio y el desarrollo de culturas sustentables de seguridad, al tiempo que productivas.

Rafael Casas es Psicólogo, Consultor en Desarrollo Estratégico Organizacional y Alto Desempeño para el desarrollo de negocios. Posee más de 20 años de experiencia en el área de alineación y ejecución estratégica, congruencia organizacional, coaching gerencial. Es especialista en gerencia del desempeño, desarrollo de liderazgo y comportamiento seguro. Es autor del libro de comportamiento seguro “Vivo 24 Horas Seguro” y también de un modelo de Congruencia Gerencial y un modelo de Coaching para el Carácter. Se ha desempeñado gerenciando Asuntos Claves Corporativos, Recursos Humanos, Aprendizaje & Desarrollo y Eficacia Organizacional en petroleras como Pdvsa, Chevron y Petrolera Ameriven. Fue Director de la firma de consultoría C. Humano, Corporate Support, con roles y servicios en Venezuela, Colombia, Perú, Argentina, España y Estados Unidos. Ha sido coach para ejecutivos de la “suite C” (CEO´s, CFO´s, COO´s) en la mayor empresa de coaching a nivel global. En los últimos 10 años ha prestado servicios a accionistas, directivos y gerentes atendiendo retos corporativos en las áreas de desarrollo y ejecución estratégica, gerencia del cambio, transiciones y alto desempeño. Su trabajo abarca los sectores Oil & Gas, Tecnología, Farmacéutico, Alimentos, Banca, Hotelería, Seguridad, Gubernamental y ONG´s.

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Análisis

Elementos sobre la Explotación de los Hidrocarburos en Lutitas e Impactos en Venezuela - Parte III En la última parte del presente trabajo se analiza la economía de la explotación de los hidrocarburos contenidos en lutitas, los aspectos sociales y ambientales, así como los escenarios mundiales y el futuro de los mismos Diego J. González Cruz

5. Economías Los costos de producción de los petróleos en lutitas dependen de factores como la ubicación del recurso, tecnología utilizada para perforar y fracturar los pozos, costo de las propiedades y calidad del producto final. El promedio de costo de producción en las áreas más desarrolladas está por debajo de 50 US$/barril, y hay costos tan bajos como 16 US$/barril. IHS-CERA ha informado recientemente que la nueva actividad está entre 40 y 70 US$/barril. Los costos de perforación están cerca de 9 millones de US$ por pozo, siendo el más importante el de fracturamiento (IHS-CERA informó que estos costos han caído 32% en 2015), seguido de los costos del equipo de perforación. Se ha discutido los costos de producir el petróleo de lutitas (son de calidad API livianos) con respecto a otras fuentes como las arenas canadienses (son de calidad API extra-pesados). Estudios recientes dan costos de equilibrio promedio de producción nueva de petróleo entre 63 y 65 US$/barril, mientras el de los EE.UU. es

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72US$/barril, calculados en función del West Texas Intermediate (WTI) y un rendimiento de 9% después de impuestos. Indica ese estudio que de las lutitas petrolíferas de Canadá, las más económicas de producir son las de Southwest Saskatchewan Bakken, a un costo de 44,3 US$/barril, mientras que las de Eagle Ford, Bakken y Permian Basin de EE.UU. los costos de equilibrio son 63,50; 69 y 81US$/barril, respectivamente. Los costos para producir bitumen usando steamassisted gravity drainage (SAGD) es de 63,50 US$/barril, mas económico que el petróleo liviano de Eagle Ford. Los nuevos proyectos canadienses si serán más costosos, del orden de 100US$/barril. Los canadienses argumentan que con el rápido nivel de declinación del petróleo de lutitas, las inversiones multimillonarias quedarían allí, produciendo un crudo marginal, mientras que Athabasca es para siempre. Destacan que la EIA ha estimado que para mantener un nivel de producción de 1 millón de barriles diarios en Bakken se requiere perforar 2.500 nuevos pozos cada año.

Sobre los recursos humanos, hay cifras de Canadá de lo que cuestan los perforadores: un perforador cobra de 44,8 a 46,8US$/hora, o 4.659,2 a 4.867,2 US$/semana de 48 horas, sin incluir lo que reciben si viven o no en el campo. Si viven en el campo cobran 50 US$/ hora y si viven fuera 140 US$/hora. Sobre las inversiones necesarias para mantener la producción de los campos en EE.UU., estos sumaban 41.829 millones de US$. Con ello se perforarían, acorde con la EIA 410.722 pozos. Más recientemente, IHS-CERA estima inversiones y número de pozos hasta 2020.

6. Aspectos sociales La revista National Geographic dedicó 32 páginas de su edición de Marzo 2013, al boom de la explotación de las lutitas en el estado de Dakota del Norte. Describe como los campesinos han abandonado el campo para ir a trabajar en petróleo; y gente de todas partes está llegando por trabajo, lo que ha producido que apacibles pueblos de ciento de habitantes ahora tengan que darle servicios a decenas de miles; las compañías operadoras y

7. El ambiente Definitivamente hay dos visiones ambientales, una donde los explotadores del recurso hicieron caso omiso del ambiente, y la otra donde se tomaron todas las previsiones para protegerlo. Existe propaganda mal intencionada de grupos ambientalistas, que le atribuyen a la tecnología de fracturamiento hidráulico contaminación de las aguas y escapes, pero se ha determinado que los escapes de fluidos ocurrían al principio por la mala construcción (cementación y diseño de las tuberías de revestimiento) de los pozos y nunca por el proceso de fracturamiento en sí, ni porque los pozos fueran horizontales. Lo que sí es cierto es que las localizaciones para la perforación de pozos para producir hidrocarburos de lutitas ocupan mucho más espacio que los pozos convencionales, ello por los equipos que se requieren para el fracturamiento. La tecnología trata de resolver esto con localizaciones en forma de macollas (varios pozos horizontales desde una sola localización en la superficie) y con el método “Octopus” (muchos pozos desde una sola localización) antes mencionado. Así también, el fracturamiento múltiple de pozos horizontales utiliza mucha agua. El agua producida es un tema escabroso, porque es necesario disponer de ella, creando la infraestructura para almacenarla y tratarla. La tecnología está trabajando para resolver este problema. Para tener una referencia sobre el impacto del agua producida veamos el caso de las lutitas de Utica, Ohio, donde la utilización y disposición del agua en la explotación de las lutitas es crítico. El fracturamiento de un pozo típico usa un promedio de 19 millones de litros de agua (5 millones de galones o 119.048 barriles); del 15% al 20% del agua utilizada regresa con la producción de petróleo o gas natural; transportar el agua producida a los pozos donde se inyectará tiene un costo entre 8 y 12 US$/barril, lo que ha hecho que se estén desarrollando tecnologías para tratar el agua producida para eliminarles las bacterias, sulfuro de hidrógeno e hierro y reutilizarla.

En los EE.UU. toda la actividad para la explotación de lutitas está regulada por un complejo de leyes federales y regionales. Las regulaciones que aplican para los hidrocarburos “convencionales” también aplican para los “no convencionales”. Los organismos federales son la Agencia de Protección Ambiental-EPA, la Oficina de Gerencia de la Tierra-BLM del Departamento del Interior, y el Servicio Forestal-FS, dependiente del Departamento de Agricultura. Además, cada Estado tiene sus Entes Reguladores. Recientemente el Departamento del Interior de los EE.UU. resolvió dictar nuevas medidas para proteger el ambiente en las tierras públicas e indígenas, donde hay más de 100.000 pozos perforados en lutitas. La economía, por el sistema privado que existe en los EE.UU. de tenencia de la tierra y de los recursos del subsuelo, se ha modificado totalmente. La tierra que se necesita es alquilada por las empresas productoras a sus propietarios a precios de hasta 1.000 US$ por acre (0,4 hectáreas o 4.047 m2), y los propietarios se están haciendo millonarios porque además reciben las regalías de hasta 12% de los hidrocarburos producidos (en los EE.UU. la regalía petrolera no va al gobierno, solo en la explotación en las aguas profundas y en las tierras federales e indígenas). Los salarios para atraer los recursos humanos son muy buenos: como se mencionó antes, los operadores de taladros ganan hasta 120.000 US$/año (el salario promedio está en 94.000 US$ anuales); y el propietario de un camión de agua de 18 ruedas puede obtener hasta 40.000 US$/ mes, porque transportar el agua producida a los pozos donde se inyectará tiene un costo entre 8 y 12 US$/barril. Todo es una locura de dólares, pero el petróleo da para eso y más.

la EIA ha estimado que para mantener un nivel de producción de 1 millón de barriles diarios en Bakken se requiere perforar 2.500 nuevos pozos cada año”

8. Las inversiones a futuro La IEA ha presentado datos de inversiones en petróleo y gas de lutitas. En petróleo de lutitas representan el 14% (1.582 millardos de US$) del total de inversiones hasta 2035 (11.300 millardos de US$), y en gas de lutitas el 21% (1.281 millardos de US$) del total de inversiones hasta 2035 (6.100 millardos de US$). Los montos tienen mínimas inversiones en exploración, y se recuperan por las altas tasas de producción al comienzo y hasta los primeros cinco años, y después los pozos continúan produciendo en forma marginal. Esta situación favorable se reduce cuando los productores van hacia áreas de menor recobro por pozo. Por supuesto todas estas cifras van a estar influenciadas por los precios del petróleo, que parece mostrar tendencia a la baja.

9. Escenarios mundiales El World Energy Council presenta su World Energy Scenarios to 2050, con aspectos muy interesantes en materias de petróleo en lutitas. Por países la situación es la siguiente: Estados Unidos de Norteamérica: La oferta de petróleo de lutitas alcanzará los 10.000.000 b/d para 2020, para luego declinar. Los estimados de IHS-CERA extienden el plateau hasta 2030, cuando entrarán los otros países productores. Canadá: Las provincias son las propietarias de sus recursos de hidrocarburos, y tienen cada una su propia regulación. Hay siete Cuencas con recursos de hidrocarburos en lutitas. Tiene recursos de petróleo en lutitas por 8,8 millardos de barriles (contra 174 millardos de barriles de las áreas tradicionales) y 573 Tcf de gas de lutitas (contra 69 Tcf convencionales). Actualmente la producción proviene de las provincias de Saskatchewan, Alberta y Manitoba. La producción en 2013 alcanzó los 160.000 b/d de petróleo en lutitas, y para 2014 se espera producir unos 170.000 b/d adicionales. México: Acorde con la EIA, los recursos de petróleo y gas de lutitas sumados alcanzan los 116 millardos de barriles. Pemex ha realizado actividad exploratoria desde 2010, identificando las cinco provincias con potencial: 1) Chihuahua, 2) Sabinas-Burro-Picachos, 3) Burgos, 4) Tampico-Misantla, y 5) Veracruz. Se han perforado unos 20 pozos en la Cuenca de Burgos, extensión de la formación Eagle Ford del sur de Texas. Colombia: La EIA ha presentado recursos técnicamente recuperables de 6,8 millardos de barriles de petróleo en lutitas (hoy apenas de 2,2 millardos convencionales), y 55 Tcf de

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Análisis

de servicios están comprando las propiedades a cualquier precio, para alojar a sus trabajadores. Así el número de empresas asociadas a la actividad de la producción de hidrocarburos de lutitas se cuentan por miles. Y los salarios anuales están fuera de cualquier lógica: obreros de taladro ganando hasta 120.000 US$ anuales, y una choferesa de un camión de agua gana 2.000 US$ semanales.

Análisis

gas en lutitas (hoy 6 Tcf convencionales). La Agencia Nacional de Hidrocarburos lanzó una Ronda para explorar y producir en 22 millones de hectáreas por lutitas con hidrocarburos. En la Ronda 2012-2013 se otorgaron 6 bloques que quedaban sin entregar. Ya están presentes empresas como Canacol Energy, ConocoPhillips, ExxonMobil, Shell, Lewis Energy, Vetra y Sintana Energy. Brasil: La EIA en su Informe de 2013 ha indicado recursos técnicamente recuperables de 5,3 millardos de barriles de petróleo en lutitas (hoy de 13,2 millardos convencionales), y 245 Tcf de gas en lutitas (hoy 14 Tcf convencionales). Las áreas prospectivas de hidrocarburos en lutitas cubren 2.680.000 km2. La Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles publicó el reglamento para la explotación de hidrocarburos en lutitas. Entre las medidas está la prohibición de perforar pozos en lutitas a menos de 200 metros de pozos de agua. En Noviembre 2013 la ANP efectuó la primera licitación para explorar en lutitas de forma obligatoria. Argentina: El estudio de la EIA ubica los recursos de petróleo en lutitas en 27 millardos de barriles (hoy solo 2,8 millardos convencionales) y 802 Tcf de gas natural (solo 12 Tcf convencionales). En el país hay cuatro Cuencas y seis Formaciones con recursos en lutitas. La más prospectiva es la Formación Vaca Muerta en la Cuenca de Neuquén. Vaca Muerta tiene recursos de petróleo en lutitas de 16,2 millardos de barriles, con un POES de 270 millardos de barriles; y de gas en lutitas de 308 Tcf (194 tcf secos, 91 Tcf con condensados y 23 Tcf asociados) de un GOES de 1.202 Tcf. Chevron estima una inversión de 15.000 millones de US$ en asociación con YPF S.A., quien ya está haciendo actividad exploratoria. Además de Chevron, otros grandes también están presentes en Vaca Muerta como ExxonMobil, Shell, Petrobras, Sinopec, Petronas, e independientes como Wintershall de Alemania, Pluspetrol, Dow, y las canadienses Americas Petrogas, Crown Point, Andes Energia y Magdalena Energy. YPF anunció el record de producción en crudos no convencionales en Vaca Muerta de 24.000 b/d. Rusia: Tiene más recursos de petróleo en lutitas que los EE.UU.: 75 vs. 58 millardos de barriles. Van a comenzar la prospección por lutitas en la Cuenca de Bazhenov, al este de los Urales. Esta Cuenca es del tamaño de Francia y 80 veces el tamaño de Bakken. La empresa BP será de las primeras en entrar ya que posee el 19,75% de Rosneft. También estarán ExxonMobil y Statoil. Por supuesto,

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Venezuela necesita cada día las divisas petroleras que producen los ingresos por exportación, para que la estatal pueda cumplir con sus inversiones y gastos”

Rusia está atrasada en tecnología con respecto a los EE.UU.: un pozo horizontal de 1,5 km. cuesta entre 15 y 20 MMUS$. Las autoridades rusas reconocen que tienen 10 años de atraso en tomar la decisión de ir a las lutitas. China: Es el país con más recursos de gas en lutitas con 1.115 Tcf y en petróleo tienen unos modestos 30 millardos de barriles. La actividad la lidera China Petroleum y Chemical Corp. o Sinopec. Operando en la zona de Langzhong, en la provincia de Sichuan, pero mayormente para producir el gas de lutitas, todavía no están buscando petróleo en lutitas. CPCP tiene estimado producir 174 MMpc/d en 2014, para pasar a 484 MMpc/d en 2015 y a 968 MMpc/d para 2017. Shell también está en China junto a China National Petroleum Corp. (CNPC) en la región de Changbei, provincia de Shaanxi y produciendo algo de gas de lutitas. A la fecha se han perforado unos 100 pozos. Con mucho optimismo el gobierno de Beijing estimaba producir 629 MMpc/d para 2015 y alcanzar unos astronómicos 5.805 MMpc/d a 9.675 MMpc/d para 2020. Uno de los retos en China será obtener el agua para las actividades de fracturamiento. Australia: Tiene 17,5 millardos de barriles de recursos de petróleo en lutitas. El país tiene atrasados sus proyectos para producir shale oil por los grandes volúmenes de shale gas que están encontrando. Europa: Países de Europa que han recibido importaciones de crudo de Venezuela como Francia, Holanda, Reino Unido y Alemania, tienen recursos de petróleo y gas natural en lutitas y se disponen a explotarlas. Comenzarán con la explotación del gas de lutitas. Estiman que los precios de este hidrocarburo podrían bajar entre 6% y 14%, así los precios de la

electricidad (3-8% más bajos). La dependencia en las importaciones de gas de Rusia y África podría reducirse entre 62 y 78% para 2035 de 89% que es en la actualidad. También se reducirá el consumo de carbón. Reino Unido: La francesa Total comenzará actividades en la isla británica, pero buscando gas en lutitas. Francia: El país galo tiene importantes recursos de gas en lutitas por 137 Tcf y 4,7 millardos de barriles de petróleo. El problema actual son los costos de producción del gas que está entre 8 y 9 US$/MMBtu, y las regulaciones ambientales.

10. El futuro El mundo fue estremecido cuando la Agencia Internacional de Energía (IEA), dio a conocer su Pronóstico Energético Mundial hasta el año 2035. Aunque la prognosis de la IEA tiene cuestionadores, como es lógico, la esencia de su impacto radica en que los EE.UU., importadores netos de energía hoy, se convertirán en exportadores de petróleo, gas natural y carbón para Asia y Europa en el mediano plazo. Con el desarrollo de los hidrocarburos de lutitas, los EE.UU. se preparan para inundar al mundo con gas metano líquido (LNG). A la fecha ya existen para el mercado interno 11 plantas de LNG, 10 en los EE.UU. y una en Puerto Rico, con proyectos concretos la mayoría para ser convertidas en exportadores de gas licuado. En concreto, los EE.UU. tienen en cartera 14 proyectos, que suman una exagerada oferta de 12.945 MMpc/d, es decir, 99,2 millones de toneladas anuales (mtpa). Hay solicitudes concretas en la Federal Energy Regulatory Commission-FERC para 14 nuevos proyectos. Hay 5 proyectos para la exportación de LNG aprobados y en construcción que tendrán una capacidad de procesamiento de 9.220 MMpc/d que serían 70,7 millones de toneladas anuales-MMtpa. Adicionalmente, en Alaska hay un proyecto liderado por ExxonMobil para procesar 2.550 MMpc/d (19,5 MMtpa) de gas para exportar. Solo la cifra de 70,7 millones de toneladas anuales ubicaría a los EE.UU. como segundo productor de LNG después de Qatar (77,1 MMtpa). Al incluir el proyecto de Alaska los EE.UU. se convertirán en el primer exportador mundial de LNG. Esta noticia de la IEA, con respecto al impacto de los hidrocarburos en lutitas puede resumirse en los siguientes puntos: 1. Alrededor del año 2020 los EE.UU. se convertirán en el mayor productor de petróleo,

lutitas tendrán más impacto. En 2013 las exportaciones nacionales de petróleo y productos estuvieron dirigidas a Norteamérica en 845 MMb/d (34,8%), 1.015 MMb/d a Asia (41,9%) y 0,107 MMb/d (4,4%) a Europa. 2. Se argumentará que el petróleo crudo y sus productos derivados, en especial las gasolinas y el diesel, son fungibles y su demanda está globalizada. Esto es cierto, pero en el caso de Venezuela de continuar el gobierno actual y de seguir siendo dominado todo el comercio de los hidrocarburos por la estatal PDVSA, esta no dará las señales necesarias, en términos de contratos, condiciones y arbitrajes, para que estos crudos lleguen fácilmente a las refinerías que pueden pagar en dólares y procesar nuestros crudos (cerca del 58% pasados y extra-pesados - 10º API o menores, y 22% medianos-22º a 29,9º API, ácidos, con alto contenido de azufre y metales); y los productos lleguen a las estaciones de servicio del mundo. Hay que recordar que el grueso de los crudos mejorados de la Faja y de nuestros crudos pesados van a los EE.UU., y en ese país las refinerías, que hoy están diseñadas para pesados, están cambiando su patrón para ser procesadoras de los livianos que producen el

petróleo de lutitas. Tendrán que construirse en otros países las refinerías para recibir los crudos venezolanos, lo que toma tiempo y requiere grandes inversiones. De allí que en las diferentes prognosis internacionales (EIA, IEA, ExxonMobil, Shell, BP) Venezuela aporta relativamente poco a la demanda mundial y no crece mayormente dentro de la OPEP. 3. Venezuela necesita cada día las divisas petroleras que producen los ingresos por exportación, para que la estatal pueda cumplir con sus inversiones y gastos para mantener la normalidad operativa de la industria petrolera en un mínimo, para comprar gasolina y abastecer el mercado interno y cumplir con sus compromisos internacionales, así para pagar las regalías, el ISLR e impuestos menores, y los dividendos; para cubrir las obligaciones de deuda tanto la nacional como la de PDVSA (al menos que declare defaults), para poder importar comida y las medicinas básicas, y para los aportes a Fondos y al “desarrollo social” que le exige el gobierno a PDVSA por motivos políticos. De reducirse la entrada de divisas por exportaciones se impactarán negativamente todos los rubros anteriores.

11.Impacto en Venezuela 1. El impacto fundamental será en los ingresos de divisas. En primer lugar estará el impacto en las exportaciones de petróleo crudo y productos derivados. De un total oficial de exportaciones mundiales en 2013 (PDVSA, Informe de Gestión 2013) de 1,935 millones de barriles diarios (MMb/d) de petróleo y 0,490 MMb/d de productos, para un total de 2,425 MMb/d; un 81,1% están dirigidas a las regiones donde el petróleo y el gas de

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Análisis

resultando en una constante caída de sus importaciones de petróleo. Para 2030 se convertiría en un exportador neto, orientado hacia Asia. 2. La alta producción de gas natural de lutitas en los EE.UU. disminuirá los precios locales de este hidrocarburo, reduciendo el uso de carbón para generación de electricidad, liberando ese carbón para ser exportado hacia Europa. Ya en 2012 el precio del gas natural en los EE.UU. era un quinto de lo que cuesta en Europa y un octavo de cómo se vende en Japón. La producción de gas “no convencional” pondrá presión en los suplidores de gas natural “convencional” así en los precios. Al final, el éxito de la producción de gas de lutitas estriba en que el gas natural es el combustible fósil más limpio. Un experto británico estima que para 2020 estarán en el mercado por lo menos 6.000.000 b/d de petróleo de lutitas. Los costos de exploración y producción de lutitas de petróleo en los Estados Unidos continuarán bajando. Se estima que para finales de 2016 los EE.UU. llegarán a los 10 MMb/d, su producción máxima de 1970, para luego sobrepasar a Rusia y a Arabia Saudita. Esta estimación estará respaldada en la medida en que se levanten las restricciones ambientales en estados como Nueva York. Es paradójico saber que en la medida en que suba la producción y se reduzcan los costos, bajará el precio del petróleo, si no están presentes los otros factores que lo elevan. La IEA estima que la oferta de petróleo de lutitas fuera de los EE.UU. pronto alcanzará los 650.000 b/d, de los cuales 390.000 b/d provendrían de Canadá, 100.000 b/d de Rusia y 90.000 b/d de Argentina. Los precios podrían mantenerse bajos, y así las exportaciones de los países tradicionales como Rusia y los del Medio Oriente, y por supuesto seguir reduciendo la influencia de los países OPEP. También se verá afectada la exploración y producción actual de las áreas hoy más costosas, en especial la actividad costa afuera.

Preview Escenario

La vigésimo segunda edición del evento se realizará del 5 al 7 de Abril en Villahermosa, Tabasco, con el soporte de Pemex, CNH, IMP, SENER, IMIP, entre otras instituciones y bajo la organización de AtComedia

etroleum Exhibition and Conference of Mexico, PECOM, es uno de las principales conferencias de la industria del petróleo y el gas del país, que año tras año ofrece un variado contenido analítico de la voz de líderes principales del sector y de proveedores de clase mundial, vitales para enrumbar el crecimiento de la industria energética de México. A lo largo de muchos años, PECOM ha establecido una asociación estratégica con la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, entidad que en esta versión 2016 tendrá una mayor presencia en el evento y ofrecerá una experiencia «Data Room» para todos los delegados. “La sala de datos de CNH será accesible a todas las empresas que participan en PECOM”, dijo Oscar Roldán, Jefe del Repositorio Nacional de Datos de CNH. En la misma se contará con información que estará a disposición de las empresas, así como sesiones informativas sobre regulaciones del gobierno, tales como la

administración de los contratos, medición y opiniones. “PECOM es un evento muy importante para el futuro de petróleo y gas de México, y estamos orgullosos de ser parte permanente de su éxito”, agregó el funcionario. Desde 1994 PECOM se ha realizado en Villahermosa, considerada la “Capital Petrolera de México”. Desde allí, históricamente las empresas han aprovechado para aumentar su presencia en la región mediante el establecimiento de representación de ventas, canal de distribución e impulsar las ventas e ingresos. Este año promete superar las cifras de su versión anterior, con más de 250 expositores, 8.000 asistentes y el doble de espacio de exposición que registró en 2015.

La conferencia La conferencia brindará las últimas actualizaciones sobre las reformas energéticas de SENER y CNH. Los participantes podrán oír el testimonio de altos funcionarios de

Pemex y otros líderes del sector acerca de cómo México se está convirtiendo en un actor fundamental en el futuro de la energía. Además, promoverá ç historias de casos, lecciones aprendidas, mejores prácticas, nuevas tecnologías y el conocimiento compartido a lo largo de dos días de sesiones. El 6 de Abril compartirán el escenario la diputada federal Georgina Trujillo, y Oscar Roldán, Jefe del Repositorio Nacional de Datos de CNH. En la jornada siguiente, hablará Carlos Morales, CEO de Petrobal, y la Subsecretaria de Hidrocarburos del Ministerio de Energía, Lourdes Melgar. Los tópicos de la conferencia son: Nuevas tecnologías, Oportunidades y desafíos geofísicos, Desarrollos en aguas profundas y aguas someras, Desarrollo de shale, Perforación y completación, Tecnología de producción, Tecnologías submarinas, Tendencias y estrategias de mercado, Salud, Seguridad y Medio Ambiente, y Estudios de caso. Más información, visite: pecomexpo.com

El potencial geológico en América Latina y el Caribe es grande, y específicamente en Colombia el escenario está listo para el crecimiento de las oportunidades económicas relacionadas con el negocio costafuera

a American Association of Petroleum Geologists conjuntamente con la Society of Petroleum Engineers se han comprometido en promover la difusión y la transferencia de conocimientos técnicos que permita mejorar la exploración costa afuera y la extracción de los recursos petroleros de la región de América Latina y el Caribe.

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Este workshop ofrecerá la oportunidad de intercambiar ideas sobre cómo mejor el apalancamiento de la tecnología, los procesos y las lecciones aprendidas de otras regiones marinas con la planificación y ejecución de proyectos costa afuera en la región. La actividad abarca ocho sesiones técnicas y se centrará en temas pertinentes a Colombia y desafíos emergentes a través de

discusiones acerca de las lecciones aprendidas y mejores prácticas de otras regiones, tanto en aguas profundas como en aguas someras; el impacto ambiental en otras regiones marinas; la responsabilidad social asociada a la industria offshore; y los desafíos actuales en el offshore de Colombia, Perú y Ecuador. Para ampliar detalles visite: www.spe.org/events/15acar

Preview

La conferencia Offshore Opportunities Colombia reunirá el 6 y 7 de Abril en Bogotá a los actores claves del gobierno colombiano, compañías de Exploración y Producción locales e internacionales y empresas de servicios para discutir sobre las alianzas y resultados obtenidos hasta el momento en el sector costafuera

rganizado por Energy Conference Network, el evento promete constituir una plataforma para autoridades, operadores, compañías sísmicas, inversionistas, firmas de abogados, servicios petroleros, OSVs, logística y empresas de ingeniería para discutir las necesidades futuras de la industria, incluyendo: cambios en los reglamentos, los regímenes tributarios y regalías; licencia ambiental, el desarrollo de las normas comunes en alta mar, la infraestructura y el transporte, las estrategias de inversión y comercialización de sector del gas. En la lista de oradores se encuentran: - Fanny Celis, Agencia Nacional de Hidrocarburos - Orlando Cabrales, Former Deputy Minister of Energy, Ministry of Mines and Energy - Andrea Ramírez Martínez, Director of Marine Affairs, Coastal and Aquatic Resources, Ministry of Environment and Sustainable Development - Francisco Lloreda, Executive President, Asociación Colombiana del Petróleo - Diego Luis Gil Agudelo, Environmental Leader and Permits Offshore, Ecopetrol - David R. Pertuz, Snr Emergency Response Specialist, Shell Americas Emergency Management, Shell Exploration & Production Company - William Elliott, COO, Puerto de Barranquilla - Julio Lera, President of Latin America, Baker Hughes - Javier Betancourt, Independent Hydrocarbons Consultant & Former President, ANH

Tópicos Entre las sesiones de análisis se apuntan: • Oportunidades offshore y actualizaciones regulatorias - Creación de un entorno competitivo para las oportunidades de exploración offshore - Government update: Understanding current challenges from a business and investment perspective - Ensuring competitive deep water projects to enhance the ability to recover investment - Interactive panel discussion: Evaluating approaches for reviving crude oil production within Colombia - How to continue exploring for oil in the offshore environment - Industry update: Development of technical regulations for offshore drilling Building institutional capacity with various authorities involved in permitting processes - Operator’s perspective: Examining the operational aspects of offshore operations in a free trade zone (FTZ) - Interactive panel discussion: Developing an offshore supply chain within Latin America - Case study: Conducting multi-client seismic service contracts within Colombia • Mercados de gas - Comercialización de un mercado de exportación de gas - International case study by ENH Mozambique: Determining the commercial viability of Colombia’s LNG market - International case study: Addressing technical challenges of extracting offshore

deep water gas - Providing economical and efficient access to large gas reserves in offshore locations - Interactive panel discussion: Considerations for developing a commercial gas export business – A 10 year plan • Requerimientos de infraestructura ¿Cómo la Infraestructura de transporte de Colombia pueden ser desarrollada para apoyar a la industria? - Port of Barranquilla update: Development of commercial port facilities to support Colombia’s offshore industry - Industry update: Developing the first oil and gas cluster in Barranquilla - Key service providers panel discussion: Selecting an offshore oilfield service provider partner to create efficiency in services • HSE – Habilitando regulaciones y las licencias que apoyen el desarrollo de normas comunes en alta mar en Colombia - Operator’s perspective: Working with government and academy to environmentally secure our operations - Advances in new normativity for offshore developments - Ensuring security of Colombia’s offshore platforms and vessels: An update on permitting and legislation - Managing H&S – Investigating oil spill standards and procedure requirements Industry update: International examples of how to approach insurance options for offshore platforms and vessels.

Para mayor información visita la página oficial del evento: energyconferencenetwork.com/ooc/

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Warehouse

PDVSA selecciona sistemas de control de surge para planta de gas Tía Juana MCL Control fungirá como integrador de sistemas y HIMA proveerá los sistemas de seguridad para modernizar esta planta ubicada en el Lago de Maracaibo

dvsa seleccionó a MCL Control, S.A. como integrador de sistemas (SI) y a HIMA como el proveedor de sistemas de seguridad para implementar el control de su turbomaquinaria en la Planta de Compresión Tía Juana 3 en el Lago de Maracaibo, mediante el uso de tecnología de vanguardia, con el objetivo de permitir que esta planta de gas pueda beneficiarse de una sola plataforma para el control crítico del turbo compresor. HIMA informó que los tiempos de respuesta rápidos de las aplicaciones de control de combustible y de picos (surge), así como su integración sencilla con los sistemas GALBA SCADA han sido importantes para Pdvsa, empresa que ha requerido alarmas,

diagnósticos y eventos integrados, usando protocolos de comunicación estándar. El GALBA SCADA es un sistema desarrollado por la estatal petrolera con el fin de avanzar en la independencia y control de las tecnologías de supervisión del proceso industrial. La solución de turbomaquinaria HIMA, basada en los sistemas de seguridad HIMax® con calificación de SIL 3 usados en las cadenas de compresión A y B y en las áreas de refrigeración, cumplen con las normas más recientes sobre protección de turbomaquinaria IEC 61511 y API. El sistema se programará usando el software SILworX®y dará servicio a más de 1150 I/O. La comunicación se logrará mediante OPC AE, Modbus TCP master y slave, y

Solución de turbomaquinaria basada en sistemas de seguridad HIMax®

Send&Receive TCP, explicó HIMA, un proveedor mundial de soluciones para aplicaciones críticas de seguridad. “Años de experiencias con las soluciones de seguridad de HIMA y con la ingeniería y servicios de automatización de MCL Control reforzaron nuestra confianza en sus capacidades para implementar esta nueva solución de turbomaquinaria,” dijeron Enrique Davis y Gerardo Queipo, del Equipo de Proyecto de Automatización de la Planta de Gas.

Statoil firma acuerdo para AVEVA Everything3D La solución de diseño de plantas 3D de AVEVA se incluye en una nueva estrategia de Statoil

Mayores capacidades de sondeo láser de alta definición

VEVA firmó un acuerdo de varios años con Statoil ASA para el despliegue de su plataforma de software de diseño en 3D Aveva Everything3D™, como parte de la estrategia de Statoil para la actualización natural del sistema de diseño existente, Aveva PDMS™. La petrolera noruega se beneficiará de la eficiencia mejorada del diseño y de la simple migración de Aveva E3D a Aveva PDMS, sin interrupción de los actuales

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proyectos. Esto dará a Statoil y sus contratistas la posibilidad de cortar los cronogramas de proyectos y la reducción la reanudación durante las fases de diseño y construcción. Statoil ha sido usuario de Aveva PDMS y Aveva Global™ por más de 15 años y reconoce el valor de este software en la ejecución del desarrollo de campos, mantenimiento y modificación de proyectos, así como durante la operación y modernización de su cartera de servicios. Al migrar a Aveva E3D integrará mayores capacidades de sondeo láser de alta definición, detección de choques y de dibujo y diseño mejorado.

“La facilidad de implementación y uso de la interfaz Aveva E3D da acceso a Statoil a la multitud de beneficios sin los riesgos normales asociados a nuevos proyectos y operaciones a largo plazo”, dijo Helmut Schuller, Vicepresidente Ejecutivo de Ventas, AVEVA. Statoil está usando el software de AVEVA en 7 modelos Greenfield y 52 Brownfield, adicional al nuevo proyecto de desarrollo del campo Johan Sverdrup que incluye 7 modelos. Con la nueva estrategia de Statoil de estandarizar el Aveva E3D la petrolera asegurará potencial de eficiencia en el diseño, operación y modernización de sus instalaciones en el futuro.

Calendario

06 - 07 Abril Offshore Opportunities Colombia Bogotá, Colombia

energyconferencenetwork.com/ooc

20 - 23 Abril

09 - 10 Mayo

2nd Formation Evaluation Technical Forum - SPWLA CAFE

Argentina Shale Gas and Oil Summit 2016

Manizales, Colombia

Buenos Aires, Argentina

www.spwlacolombia-cafe.org

Media Partner

Heavy Oil Workshop 2016 Villavicencio, Colombia

www.spe.org.co/heavyoil2016.html

www.a-sgos.com

Revista Oficial

10 - 12 Agosto

Revista Oficial

Media Partner

04 - 07 Septiembre XII Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas Cartagena, Colombia

www.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

01 - 03 Marzo IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition

22 - 23 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition

02 - 03 Marzo - SPE/AAPG Colombia Offshore—Challenges and Opportunities for an Emerging Industry Workshop

30 - 31 Marzo - SPE Mexico Health, Safety, Security, Environment & Sustainabilty Symposium

07 - 11 Marzo GeoConvention 2016 - Optimizing Resources

31 Marzo - 01 Abril - Oil & Gas Council Mexico Assembly

Calgary, Alberta, Canadá - www.geoconvention.com

Ciudad de México - www.oilandgascouncil.com/event/2016mexico-assembly-and-dinner

09 - 11 Marzo Argus Latin America LNG Summit

03 - 06 Abril AAPG/SEG International Conference & Exhibition

10 - 11 Marzo - Colombian Oil & Gas Conference: Offshore una Ventaja Competitiva

05 - 07 Abril PECOM 2015 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico

15 - 16 Marzo - IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition

06 - 07 Abril - SPE Mature Field Management as the Key for Production Optimization Workshop

Fort Worth, Texas, USA - www.spe.org

Bogotá, Colombia - www.spe.org

Río de Janeiro, Brasil - www.argusmedia.com

Barranquilla, Colombia - www.alame.org

Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org

Houston, Texas, USA - www.spe.org/events/ctwi/2016

Ciudad de México - www.spe.org/events/lahs/2016

Barcelona, España - www.seg.org/ice-barcelona-2016

Villahermosa, México - www.pecomexpo.com

Comodoro Rivadavia, Argentina - www.spe.org/events/15apma

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

Natural Gas System of Mexico

Library

2015 Edition

ste mapa actualizado sobre el Sistema de Gas Natural de México, elaborado por Platts, es una herramienta útil para conocer la situación actual de la infraestructura de gas natural a lo largo y ancho de México, país que está experimentando una reforma en todos los sectores de la industria energética. Se ilustra la red de gasoductos existentes y los nuevos proyectos para transportar el gas en el futuro. Asimismo las plantas eléctricas a gas, los proyectos propuestos y las plantas alimentadas por combustible con conversión a gas natural, proporcionan una imagen clara de la generación eléctrica a gas en el país. La plantas de procesamiento de gas y las instalaciones de GNL muestran algunas de las piezas clave del sector aguas abajo. Se presenta sobre un mapa base que incluye las principales ciudades, capitales, estados y las cadenas montañosas de México.

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Contiene • Plantas eléctricas a gas natural, por tamaño y capacidad nominal • Nuevas construcciones previstas de plantas eléctricas a gas • Plantas eléctricas alimentadas por combustible con conversión a gas natural • Gasoductos existentes y en proyecto • Instalaciones de GNL • Plantas de procesamiento de gas • Principales ciudades y capitales • Fronteras estatales y nacionales • Montañas y topografía • Tabla con todas las plantas eléctricas a gas junto con el nombre del operador y capacidades (MW) existentes o previstas. El mapa viene en dos versiones: Impreso en papel satinado, con calidad fotográfica

para aumentar la riqueza de los colores, conveniente para enmarcar (Dimensiones: 42 x 51 pulgadas). Impreso en un papel resistente y luego laminado, que se puede utilizar para fines de análisis y de intercambio de ideas. Dimensiones: 42 x 51 pulgadas. Información: www.platts.com/products/ natural-gas-system-of-mexico

El desarrollo de recubrimientos anticorrosivos 100% base agua constituyó un reto tecnológico para el Instituto Mexicano del Petróleo

uena parte de los llamados compuestos orgánicos volátiles o COVs, ambientalmente dañinos, son emitidos a la atmósfera debido a la aplicación de recubrimientos (pinturas y barnices) base solvente. Ello ha provocado que las agencias de protección ambiental de los Estados Unidos, Canadá y Europa hayan proclamado regulaciones estrictas para minimizar el uso de recubrimientos base solvente y su reemplazo por los de base agua o base polvo. No obstante, sustituir los recubrimientos anticorrosivos para la protección de estructuras metálicas por sistemas base agua, es una tarea difícil. En efecto, al recubrir una superficie metálica con una película protectora base agua, esta última corroerá el sustrato antes de que una capa polimérica se forme, explica en una gaceta publicada por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). Un grupo de investigadores del Instituto, del área de Materiales y Productos Químicos, descubrieron que al sintetizar esferas poliméricas de tamaño controlado se podía formar rápidamente una película protectora antes de que el agua y los electrolitos contenidos en ella corroyeran el sustrato. El equipo logró aumentar la velocidad de secado del recubrimiento únicamente ajustando el diámetro de las partículas dispersas en el agua.

Al buscar incrementar la impermeabilidad de la pintura los investigadores incluyeron dentro de las partículas un núcleo polimérico vulcanizado, mientras que una coraza acrílica permitió aumentar su adhesión al sustrato metálico. Para mejorar aún más la capacidad protectora del recubrimiento, añadieron cantidades minúsculas de nanotubos de dióxido de titanio sintetizados. No obstante, la naturaleza altamente hidrofóbica de estos compuestos volvía extremadamente difícil su incorporación

El costo del recubrimiento es menor que el de muchas pinturas anticorrosivas base solvente, sin provocar los graves problemas a la salud y ambientales debidos a la emisión de COVs”

El IMP recibió la patente MX/a/2012/007272 “Procedimiento de síntesis de una resina polimérica base agua dopada con nanotubos de dióxido de titanio con aplicación como recubrimiento anticorrosivo”

a una dispersión base agua. De manera ingeniosa el problema fue resuelto anclando los nanotubos a las corazas adhesivas de las partículas poliméricas. Como resultado final obtuvieron un recubrimiento 100% base agua, que forma rápidamente películas poliméricas que se adhieren fuertemente a las superficies metálicas y que impiden el paso del agua y electrolitos hacia el sustrato, protegiendo de esta manera estructuras metálicas contra la corrosión. Lo mejor es que el costo del recubrimiento es menor que el de muchas pinturas anticorrosivas base solvente, sin provocar los graves problemas a la salud y ambientales debidos a la emisión de COVs, reseñó el IMP. Por el desarrollo de esta tecnología innovadora, el IMP recibió la patente MX/a/2012/007272 “Procedimiento de síntesis de una resina polimérica base agua dopada con nanotubos de dióxido de titanio con aplicación como recubrimiento anticorrosivo” otorgada por el Instituto Mexicano de la Protección Industrial (IMPI). Los autores del desarrollo son: Rosa del Carmen Montesinos Gómez, Nancy Romero, César Flores, Fernando Álvarez, Gerardo Ferrat, José Antonio Toledo y Flavio Salvador Vázquez. FEBRERO 2016 I Petroleum 313 33

Warehouse

IMP desarrolla recubrimiento ecológico para estructuras metálicas

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Sin políticas favorables al gas natural no habrá cumplimiento de la COP 21 A nuestro parecer, las declaraciones escuchadas y los acuerdos pactados en la COP 21 hicieron muy poca referencia y mención al rol que debe jugar el gas natural. Este combustible fósil, sin lugar a ninguna vacilación, es el energético que podría hacer que se plasmen los arreglos vinculantes pactados en Paris. Expliquemos por qué Álvaro Ríos Roca*

finales de 2015 (porcentajes más porcentajes menos para un simple entendimiento del tema), la matriz energética mundial está compuesta de 30% carbón, 30% petróleo, 25% gas natural y un 15% de otras energías, principalmente las consideradas limpias y renovables (hidro, solar, eólica, etc.). Reemplazar a los tres energéticos fósiles (carbón, petróleo y gas natural), que componen cerca del 85% de la matriz energética global? Imposible con tecnología actual y con recursos energéticos alternativos existentes que son intermitentes y aún bastante costosos. De los tres combustibles fósiles aludidos, de lejos el gas natural es el que menos emisiones emite para reducir el calentamiento global que tanto nos preocupa. Las emisiones del gas natural son menores en 40 a 50% con respecto al carbón y 25 a 30% con respecto al petróleo y sus derivados. Por lo tanto, las políticas públicas de los países que firmaron los acuerdos vinculantes deberían estar orientadas a reemplazar masivamente carbón y también petróleo por gas natural. Lo anterior para reducir emisiones y llegar al objetivo elevar la temperatura menos de 2oC. Profundicemos sobre la abundancia del natural. Es imprescindible energía abundante (almacenable y no intermitente) para sostener la demanda energética del planeta en el largo plazo y por ende detonar mayor crecimiento económico y sacar de la pobreza a millones de habitantes. Como veremos a continuación el gas natural tiene esta condición de abundancia. Existen cerca de 6,550 Trillones de Pies Cúbicos (TPC) de reservas de gas natural convencional que nos dan aproximadamente unos 55 años de vida al ritmo de consumo actual. El reciente quiebre tecnológico del shale gas nos da otros 7,300 TPC y que añade otros 61 años. En total disponemos de 116 años y por supuesto que existen más recursos convencionales y de shale gas que pueden descubrirse más adelante.

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Si a estas cifras le añadimos enormes cantidades de hidratos de metano (gas natural) que existen en las costas del planeta y que aun no tienen tecnología para desarrollarse comercialmente, podemos estar más que seguros que el gas natural es el energético que tenemos disponible para: emitir menos a la atmósfera y seguir creciendo. Es, sin ningún titubeo, el energético que tenemos a mano para transición a otras fuentes de energía abundantes y más limpias que se desarrollarán en el futuro. Podemos añadir una serie de otras virtudes y ventajas que tiene el gas natural: Eficiencia en su combustión en plantas de ciclo combinado para generar energía eléctrica (cerca a 70% vs. 35% de otras fuentes fósiles), su menor grado de desgaste cuando se usa en motores y maquinaria, etc. Lo más transcendental es que el gas natural sirve de respaldo a energías intermitentes como la hidro, solar y eólica que también necesitan impulsarse para llegar a los objetivos trazados en la COP 21.

Los países que han estampado este acuerdo, para cumplir, tendrán que fomentar políticas públicas que favorezcan nuevos usos del gas natural y estrategias para reemplazar y frenar el avance del carbón en la generación de energía eléctrica y petróleo en el segmento transporte. Más vehículos eléctricos con energía eléctrica en base a gas natural y más vehículos con gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC) son las políticas que deberían fomentarse desde los distintos países. Políticas públicas y recursos económicos orientados a investigación y desarrollo científico en transporte y distribución de gas natural serán necesarios. Necesitamos sistemas menos costosos y más eficientes de gasoductos, pero sobre todo de GNL “grande y pequeño tipo modular” que nos permita llegar a muchos más lugares y usuarios y sobre todo más económicamente. Los países tendrán que estimular a la comunidad científica y a universidades para optar por mejoras tecnológicas en aplicaciones de transporte, almacenaje y usos el gas natural. Por ejemplo apuntalar sistemas de bunkering en puertos para barcos funcionando con GNL, en aeropuertos para aviones que operen con GNL, maquinaria pesada con GNL en vez de diesel oil, etc. Las cartas están ya sobre la mesa. Creemos que América Latina puede tomar ventaja de los recursos económicos que estarán disponibles para girar más hacia el gas natural y otras energías alternativas renovables como la hidroelectricidad principalmente y dejar atrás paulatinamente los más contaminantes carbón y petróleo. Después de COP 21, el gas natural se consolida como el energético del Siglo XXI y habrá que tomar liderazgos y estrategias para impulsar su demanda y utilización aun más. Está en nuestras manos el hacerlo. * Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo