Septiembre 2016 - Petroleum 320 by Revista Petroleum

www.petroleumag.com

Septiembre 2016

REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

Explotación de Yacimientos de Petróleos Pesados con un Acuífero de Fondo

Integrator for Decision Making

Petroleumag

Septiembre 2016 Año 32, Nº 320 Portada: El conector de fracturas SPECTRE™ es el primero en la industria que se desintegra totalmente sin dejar residuos en el fondo del pozo, mientras permite un mayor contacto con el yacimiento (Foto: Cortesía Baker Hughes)

11 16

12 13 Relación Producción Horizontal a Vertical2

4 8 27 30 32 33

CORNISA CUADRANTE PREVIEW GENTE WAREHOUSE CALENDARIO

tecnología Explotación de Yacimientos de Petróleos Pesados con un Acuífero de Fondo

La compañía anunció que su programa In-Kingdom Total Value Add (IKTVA) sigue viento en popa con el anuncio de la finalización de la mayor plataforma de amarre en alta mar que se haya construido en Arabia Saudita

Se presenta un análisis de múltiples publicaciones sobre el tema de la explotación de yacimientos de petróleos pesados soportados por un acuífero activo, a fin de entender que existen muchas opciones para explotar dichos campos

Harvest espera luz verde para concretar venta de activos en Venezuela

Por José Ch. Ferrer G. Consultor Independiente

Ecopetrol y socios arrancaron la producción en Gunflint El campo Gunflint le permitirá a la compañía casi triplicar su producción en el Golfo de México (EEUU) al llegar a los 10.000 barriles de petróleo equivalente por día

Modelo Integrado del Sector de los Hidrocarburos Subsuelo y Superficie

SECCIONES

Saudi Aramco culmina la mayor plataforma en alta mar fabricada en Arabia Saudita

Una vez proceda la transacción, Harvest dejaría de tener presencia en Venezuela, pero el cierre de la transacción está sujeta, entre otras cosas, a la aprobación del gobierno de la República Bolivariana de Venezuela

Plataforma offshore hito en Arabia Saudita

E&P

@petroleumag

BP Trinidad y Tobago y Atlantic aprueban proyecto de compresión en Trinidad

Tecnología Errores en la selección de un separador Para diseñar un desgasificador existen normas y procedimientos establecidos que han sido puestas en vigencia a medida que los ingenieros y diseñadores van cotejando la experiencia con la física, la química y las matemáticas Por Marcías J. Martínez Iconsa.venezuela@gmail.com

SHA Vida útil de Equipos de Seguridad para Alturas comienza a partir de su uso

El proyecto permitirá incrementar la producción de los pozos de baja presión de BP en la Cuenca de Columbus en 200 millones de pies cúbicos estándar de gas por día

La compañía líder en la fabricación y comercialización de equipos de seguridad industrial 3M explica aspectos resaltantes sobre la vida útil de los equipos de altura

Tecnología y comercio

ÚLTIMA PÁGINA

Integrator for Decision Making Una nueva solución permite mejorar la toma de decisiones y ejecutar proyectos de inversión en áreas seleccionadas de manera más asertiva, mediante la integración de conocimiento de Subsuelo y Superficie

Desolador panorama del sector hidrocarburos en Perú La futura exploración en el país no tiene visos de recuperarse y cada vez hay menos contratos de exploración y producción vigentes Por Álvaro Ríos Roca

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Contenido

www.petroleumag.com

Cornisa Jorge Zajia, Editor

Ta´ barato, dame dos

a frase del título es una marca registrada venezolana, patentada en Miami en los años de gloria de la década de los 80-90, cuando el bolívar era una moneda fuerte y los precios de los bienes y servicios en el país gigante del norte lucían tan irrisorios, que hacía que los venezolanos exclamaran “¡Tá barato, dame dos!” Fueron aquellos los nostálgicos días dorados de la otrora potencia petrolera mundial. Por analogía, podemos especular que la industria petrolera de nuestros días vive un símil de aquella realidad; así, países que debían restringir dramáticamente el consumo de combustibles fósiles por lo alto de su precio, hoy –y mañana, también-, pueden tener acceso al petróleo y gas natural, sin que ello signifique una carga onerosa para sus precarias economías. El petróleo es un combustible, un carburante, bueno e insustituible -por ahora-, para satisfacer las necesidades de energía de la humanidad de forma segura, abundante y barata. Hoy, los compradores del preciado jugo de la tierra, tal como los venezolanos del siglo pasado, al constatar el actual precio del barril del crudo pueden decir: “Está barato. Dame más…barriles” En esa onda de precios bajos y abundancia del recurso, queremos apoyarnos en el 2016 Energy Outlook de BP, el cual estima que la energía fósil va a suplir más del 60% del aumento del consumo energético del planeta entre el 2016 y el 2035; lo que no implica que los precios vayan a subir a los niveles de Junio de 2014, cuando el marcador WTI alcanzó un record de 107,9 $/Bbl; pero el mercado ha dado signos claros que se está ajustando y gradualmente se irá reequilibrando; sin embargo este proceso continuará siendo doloroso y las compañías petroleras tienen que seguir adaptándose a la tormenta. Por ello estamos del lado de quienes saben que esta “crisis” de la industria petrolera mundial es estructural y no coyuntural como las anteriores, de subidas y caídas bruscas, producidas por situaciones pun-

4 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

tuales como conflictos bélicos, desaceleración de las economías, sobre oferta, precios exageradamente altos... El reporte de la BP es particularmente interesante por la confianza y optimismo que la poderosa petrolera británica le endosa al petróleo, dada las cuantiosas pérdidas que tuvo que asumir como consecuencia del accidente en su campo Macondo del Golfo de México, que fueron de tal magnitud como para pensar en salirse para siempre de este negocio, más aún en el ambiente actual de precios bajos e inestables. Pero no ha sido así. Al contrario, el pronóstico de un incremento sostenido de la demanda de hidrocarburos está basado en suposiciones y juicios sobre los futuros cambios políticos, tecnológicos y económicos, que apuntan a unas ganancias sin precedentes gracias a la eficiencia energética, lo que lógicamente generará un mayor nivel de actividad, cuya consecuencia inmediata es que la demanda de energía crecerá significativamente. Todo apunta –y así lo suscribimos en Petroleum- a que los combustibles fósiles seguirán siendo la fuente de energía dominante tal y como lo asegura BP en su informe 2016. Estos representarán el 80% del suministro total de energía en el 2035, apoyado en un crecimiento sostenido del recurso gracias al petróleo y gas proveniente de las lutitas, a las políticas ambientales y al fuerte incremento de la demanda, impulsada a su vez por el precio actual, lo que presiona decididamente el aumento de la oferta de manera significativa para satisfacer los requerimientos que va a necesitar la humanidad para crecer y prosperar. Un detalle importante es que la desaceleración de las economías asiáticas castiga mayormente el consumo de carbón, cuya demanda ha caído a menos de una quinta parte en los últimos 20 años y esos son los territorios, los dejados por el carbón, donde el petróleo tiene grandes espacios para expandirse y consolidarse como la fuente de energía por excelencia de la humanidad: abundante, segura y, sobretodo, barata.

EdicióN

Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora Emérita (†) 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

OFICINAS CENTRAL

Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: +58 261 783 2424 Fax: +58 261 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve

CARACAS

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

USA

Victoria Schoenhofer / General Manager 1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USA Tel: +1 713 589 5812, Cel: +1 832 597 5025 vschoenhofer@petroleum.com.ve

ECUADOR

César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: +59 32 244 0316 / 244 1481 / 244 0449 Fax: +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

www.petroleumag.com Miembro de:

37 años informando sobre el acontecer energético El 16 de agosto arribó a su 37 aniversario la revista argentina Tecnoil, editada desde su sede principal en Buenos Aires

elicitamos a todo el equipo editor de la publicación especializada Tecnoil por el esfuerzo realizado a lo largo de más de tres décadas y que hoy le ha permitido sumar más de 333 ediciones publicadas y distribuidas en toda la región de Latinoamérica, con el compromiso de informar al sector energético sobre las novedades del mercado, eventos, adelantos técnicos, los negocios e inversiones regionales, mediante reportes, entrevistas y un sin número de secciones informativas en idioma español. Tecnoil cuenta con María Serenelli en la Dirección Editorial, fundadora de este medio especializado, de la mano de un equipo de periodistas y colaboradores editoriales de trayectoria en la industria energética. Serenelli explica que Tecnoil llega cada mes a unos 7.500 lectores de más de setenta países y a través de internet su versión electrónica puede ser leída en todo el mundo.

Dos formatos Luego de una larga trayectoria como medio gráfico con 33 años y 333 ediciones con distribución en toda la región, Tecnoil tomó la decisión estructural de transformarse en un medio de comunicación digital con dos formatos: las noticias cotidianas en Tecnoil día a día para cubrir principalmente la Argentina y los negocios e inversiones regionales; y también las novedades del mercado, eventos, innovaciones técnicas y temáticas de largo plazo en Tecnoil Home. Este primer formato lleva más de 1.000 ediciones diarias y el segundo formato, seis ediciones trimestrales. “Tecnoil espera seguir sumando a la mejora continua de una industria básica que debe ser eficiente, competitiva, segura, económicamente viable y sustentable en el tiempo, sin lo cual no hay

planeamiento de crecimiento y desarrollo posible en ningún país del mundo”, comentó Sernelli en un nota a propósito del aniversario del medio. Tecnoil incluye noticias sobre proyectos, obras, negocios y tecnologías vinculadas al medio ambiente, la calidad, la seguridad e higiene laboral en las secciones Renovables y Seguridad, Salud y Calidad. Asimismo vinculadas al gas, la energía eléctrica, energías alternativas e hidrocarburos, en Upstream y Downstream. Cada edición reproduce investigaciones periodísticas propias en su Nota de Tapa y en el Informe Especial de Tapa aborda las oportunidades de negocios que se desarrollan en toda Latinoamérica. Esperamos que su equipo editor continúe su exitosa labor de casi cuatro décadas, muy a pesar de estos tiempos difíciles que atraviesa la industria energética en general.

Indice de Anunciantes www.amesalud.com

www.bhzt.cnpc.com.cn

www.lhramericas.com

CPI

www.performarket.com

www.gruposugaca.com

suquip@gmail.com

www.winsted.com

www.controval.us

www.expoilandgascolombia.com

www.petroleumag.com

www.houstonlatinphil.org

www.tradequip.com

www.vepica.com

INTL. SOUTHERN CHEMICALS

Acceda a nuestro sitio web

6 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

www.petroleumag.com

Cuadrante

l Pozo Raya-1, perforado por Total para Ancap en aguas ultra profundas de la plataforma marítima de Uruguay, resultó seco. El bloque 14 donde se realizó la perforación exploratoria tiene un área de 6.690 km2 sobre el Atlántico, a 285 km de Cabo Polonio y a más de 3.400 metros de profundidad de agua; todo a un costo superior de US$200 millones. Este resultado no es el fin de la ilusión de Uruguay, ya que existen otras cinco áreas. En el bloque 15 también está explorando Tullow Oil y Shell hace otro tanto en los bloques 8, 9 y 13.

eoPark Limited anunció la exitosa perforación del pozo de avanzada Jacana 5, en el campo Jacana del bloque Llanos 34 en Colombia. Jacana 5 alcanzó a una profundidad total de 11.467 pies. La prueba realizada en la formación Guadalupe arrojó una tasa de producción de unos 2.500 barriles de petróleo por día de 15,5 °API. Las instalaciones en superficie fueron ubicadas y el pozo se encuentra en producción. Jacana 5 sigue a los exitosos pozos Jacana 4 y Jacana 3 que han expandido el tamaño del campo Jacana extendiendo su límite noroeste. Una vez finalizada la prueba de Jacana 5, el equipo de perforación se trasladará al nordeste a lo largo de la extensión productiva del campo Tigana, seguido por otras ubicaciones, para continuar el programa de GeoPark de cinco pozos más en el bloque Llanos 34 antes de fin de año.

a Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, aprobó la licitación de 12 campos terrestres que integrarán la llamada Ronda 2.2, en los que se buscará reactivar la producción de gas en México y beneficiar al sector petroquímico. “Todas las rondas tienen un objetivo específico, en el caso de esta ronda es extraer gas seco y húmedo, la industria petroquímica se beneficiará del incremento de productos como etano propano y butano provenientes de estas áreas”, dijo Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía. Siete de los 12 bloques son para la exploración y extracción y cinco exploratorios. El dictamen de la licitación será anunciado el 7 de Abril de 2017.

l Presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, manifestó su preocupación por los resultados financieros de Ecopetrol durante el primer semestre, ya que “en esta empresa está concentrada más del 85% de la producción petrolera nacional”, aseveró. Dijo que en términos financieros la empresa no va bien y si se observan los resultados en cuanto a las operaciones, estas tampoco registraron un repunte. “Para el segundo trimestre de 2015 la producción de Ecopetrol fue de 593.000 barriles promedio diarios, en comparación con los 535.000 barriles que produjo en el segundo trimestre de 2016, esto quiere decir que hubo una reducción del 9,7%, aproximadamente 57.000 barriles; en términos monetarios estaríamos hablando de algo más de US$2.300.000 diarios”.

copetrol recibió de la Superintendencia de Industria y Comercio patente de invención para dos tecnologías desarrolladas por la empresa. La primera corresponde a una válvula y proceso de calibración del flotador para drenajes de agua en tanques de almacenamiento de hidrocarburos en refinerías, estaciones de bombeo y campos de producción, sistema que hace más eficiente la operación de drenaje de los tanques al reducir en casi un 95% el arrastre de hidrocarburos al sistema de aguas aceitosas. La segunda patente se trata de un proceso para la limpieza de ductos o poliductos por medio de partículas suspendidas de polietileno y geles. Ambas patentes se suman a las 73 que tiene en su haber Ecopetrol.

tatoil acordó adquirir por US$2.500 millones el 66% de participación que tiene Petrobras en la licencia costa afuera BM-S-8 en la cuenca de Santos, en Brasil. La adquisición también incluye una parte sustancial del descubrimiento petrolero Carcará, uno de los hallazgos más grandes del mundo en los últimos años, que fue encontrado en 2012. La compañía noruega estimó el volumen recuperable de crudo en el bloque BM-S-8 en un rango de entre 700 y 1.300 millones de barriles de petróleo equivalente y dijo que aumentaría significativamente los niveles de producción en el 2020 y más allá.

erú necesita atraer inversiones para desarrollar proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, y descubrir nuevas reservas para afianzar la seguridad energética y mejorar la competitividad del país, dijo Rafael Zoeger Núñez, Presidente del directorio de Perupetro. En ese sentido, alegó que esas nuevas estrategias de promoción para reactivar las inversiones requieren de reformas sectoriales como la modernización normativa y el fortalecimiento de Perupetro. Zoeger sostuvo que los inversionistas esperan reglas claras y fortalecer la seguridad jurídica para lograr la confluencia entre la actividad petrolera y el interés por preservar el ambiente. En la actualidad, 17 lotes se superponen con áreas naturales protegidas y zonas reservadas y 29 lotes se encuentran en zonas de amortiguamiento.

dvsa, a través de la empresa mixta VHICOA, se ha propuesto la construcción de 110 módulos de interconexión de tuberías del Proyecto Conversión Profunda de la Refinería Puerto La Cruz, en el estado Anzoátegui, que permitirá la aplicación comercial de la tecnología venezolana HDHPLUS® para procesar crudos pesado y extrapesado de la Faja del Orinoco. Los trabajos de ingeniería, fabricación y montaje de estructuras de acero de gran formato, se harán en un lapso de 19 meses, tiempo durante el cual se construirán los 110 módulos correspondientes a los paquetes A y C diseñados por las empresas JGC de Japón e Inelectra de Venezuela, compañías integrantes de un consorcio contratado por Pdvsa.

l banco de inversión Goldman Sachs dijo que el repunte de la producción de petróleo de Nigeria, Irak y Libia en la segunda mitad de este año tiene el potencial de llevar al mercado global de crudo a un nuevo superávit. Comentó que dada la inestabilidad en estos países, incluso con una hipótesis conservadora de que sólo se lograrán restablecer 100.000 barriles de crudo por día (bpd), los riesgos se inclinan hacia una mayor producción. “Como resultado, reiteramos nuestra perspectiva de que los precios del petróleo y la recuperación de los fundamentos permanecen frágiles”, explicó Goldman. La firma aún considera que el petróleo tiene fundamentos débiles en el corto plazo, y mantiene un pronóstico de precios de entre US$45 y US$50 por barril.

8 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

E&P

Saudi Aramco culmina la mayor plataforma en alta mar fabricada en Arabia Saudita La compañía anunció que su programa In-Kingdom Total Value Add (IKTVA) sigue viento en popa con el anuncio de la finalización de la mayor plataforma de amarre en alta mar que se haya construido en Arabia Saudita

Con 3.500 toneladas, la plataforma offshore masiva es un hito dentro de la estrategia de Saudi Aramco dirigida a desarrollar sus recursos petroleros en alta mar

a culminación de la fabricación de la enorme cubierta Marham TP-9 es parte de un programa de mantenimiento del potencial offshore de Saudi Aramco, que abarca la construcción e instalación de cuatro plataformas de producción de petróleo, tuberías y cables de alimentación asociadas. El proyecto se llevó a cabo en colaboración con el Departamento de Proyectos Offshore de la compañía. En una ceremonia para registrar este hito del programa IKTVA de Saudi Aramco, el Vicepresidente Senior de Servicios Técnicos de la compañía Ahmed A. Al-Saadi destacó las capacidades de los fabricantes en el Reino. “La finalización de la enorme estructura de 3.500 toneladas representa un hito importante en la estrategia de Saudi Aramco para desarrollar sus recursos petroleros en alta mar y para sostener las capacidades de fabricación en el Reino. Es la mayor instalación en el mar que se ha fabricado hasta la fecha en Arabia Saudita, y una prueba

10 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

importante del alto nivel de capacidad y competencia técnica que han alcanzado los fabricantes en el Reino”, dijo Al-Saadi. La plataforma se construyó en el puerto de Dammam por Saipem Taqa Al-Rushaid Fabricators Co. Ltd. (STAR), empresa conjunta entre Saudi Enterprises y Saipem y una de las más reconocidas contratistas internacionales offshore en el mundo. Establecido en 2007 con el apoyo directo de Saudi Aramco, este patio fabrica estructuras y accesorios marinos en el King Abdulaziz Port Dammam. Esta iniciativa de construir plataformas para los campos de petróleo y gas en alta mar fue la primera de su tipo en el Reino de Arabia Saudita, y recientemente fue expandida con la apertura del patio de fabricación de reciente creación de McDermott International, otro contratista offshore a largo plazo de Saudi Aramco. “En mi opinión, hay una importancia aún mayor a la labor que se ha hecho aquí.

En Saudi Aramco nuestro nuevo mandato es Saudi Visión 2030, que exige una diversificación acelerada y amplia de la economía, impulsada por el espíritu empresarial, la innovación tecnológica e inversiones específicas”, agregó Al-Saadi. “Nuestro programa IKTVA es un buen ejemplo de cómo estamos poniendo esto en práctica. Mediante el establecimiento de alianzas estratégicas con los fabricantes locales y la ejecución exitosa de proyectos en nuestros extensos campos costa afuera dentro de calendarios extremadamente agresivos, estamos mostrando al mundo que nuestros fabricantes son altamente competentes y están enfocados en el cliente. De hecho, creo que esto se puede ampliar y extender a nivel nacional a través de muchos sectores industriales para crear miles de nuevos puestos de trabajo, bien pagados y altamente cualificados, para nuestros hombres y mujeres jóvenes”, concluyó el ejecutivo.

Una vez proceda la transacción, Harvest dejaría de tener presencia en Venezuela, pero el cierre de la operación está sujeta, entre otras cosas, a la aprobación del gobierno de la República Bolivariana de Venezuela

esde el 29 de Junio Harvest Natural Resources y su subsidiaria de propiedad total, HNR Energia B.V., entraron en un acuerdo de compra con la firma privada de inversiones CT Energy, para vender la totalidad de sus intereses en Venezuela. Bajo los términos del acuerdo de compra, CT Energía adquirirá el 51% de HNR Energia y con ello todos los intereses venezolanos de Harvest pasarán a ser de su propiedad, incluyendo su participación del 20% en la empresa mixta Petroldelta. Para ello deberá entregar unos US$80 millones en efectivo, sujeto a ciertos ajustes y $12 millones en efectivo en 6 meses. Una vez proceda la transacción, Harvest dejaría de tener una presencia en Venezuela, y daría por terminada su relación con CT Energy, la cual posee actualmente el 16,8% de las acciones comunes de Harvest. “Un comité especial compuesto por tres directores independientes con la ayuda de asesores financieros y legales, analizaron cuidadosamente la oferta de CT Energía, y después de amplias negociaciones llegaron a la conclusión de que el acuerdo era el mejor interés de los accionistas de Harvest y por unanimidad se aprobó el acuerdo de compra” dijo la compañía al divulgar su reporte de resultados operacionales del segundo trimestre, emitido el 9 de Agosto. Además de la aprobación por los accionistas, el cierre de la transacción está sujeta, entre otras cosas, a la aprobación por parte del gobierno de la República Bolivariana de Venezuela. El cierre de la operación constituiría un cambio de control en virtud de los acuerdos que Harvest ha puesto en marcha con la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), una filial de Petróleos de Venezuela, y Petroandina Resources Corporation NV, así como los

La venta incluiría todos los intereses de Harvest en la empresa mixta Petrodelta, con concesiones que cubren seis campos de petróleo

planes de incentivos de la compañía y acuerdos de trabajo con sus ejecutivos y empleados clave. Anteriormente Harvest había intentado vender sus activos a la petrolera indonesia Pertamina y a la argentina Pluspetrol, pero el gobierno venezolano obstaculizó ambos acuerdos alegando que Pdvsa, en su rol de socia mayoritaria, debía aprobar la venta.

Petrodelta Petrodelta tiene actualmente capacidad para extraer más de 40.000 barriles por día (bpd) de crudo. Durante el segundo trimestre de 2016, vendió aproximadamente 3,6 millones de barriles con un promedio diario de 39.763 bpd, un aumento del 5% durante el mismo período en 2015 y 9% inferior al del trimestre anterior. Asimismo vendió 0,62 millones

de pies cúbicos (BCF) de gas natural para una media diaria de 6,8 millones de pies cúbicos por día (MMpcd), una disminución de un 44% durante el mismo período de 2015, y un incremento del 10% respecto al trimestre anterior. La tasa de producción actual de Petrodelta es de aproximadamente 39.230 bpd. Durante el segundo trimestre de 2016, la empresa mixta perforó y completó un pozo de desarrollo en el campo El Salto. Actualmente está operando cuatro plataformas de perforación y continúa con los proyectos de mejora de la infraestructura en los campos Temblador y El Salto. El objetivo de producción de Petrodelta para este año es de unos 40.451 bpd, con gastos de capital de aproximadamente US$110 millones. La empresa espera perforar 14 pozos de petróleo durante 2016. SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 11

E&P

Harvest espera luz verde para concretar venta de activos en Venezuela

E&P

Ecopetrol y socios arrancaron la producción en Gunflint El campo Gunflint le permitirá a la compañía casi triplicar su producción en el Golfo de México (EE.UU.) al llegar a los 10.000 barriles de petróleo equivalente por día

a empresa colombiana a través de su filial en Estados Unidos, Ecopetrol America Inc. y sus socios arrancaron desde el pasado 19 de Julio la producción de hidrocarburos en el campo Gunflint, localizado en el área estadounidense del Golfo de México. La producción de Gunflint alcanzó los 20 mil barriles de petróleo equivalentes por

12 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

día de los cuales el 31,5% es propiedad de Ecopetrol. Noble Energy Inc. (operador) tiene 31,1%, Samson Offshore Mapleleaf LLC 19,1% y Marathon Oil Corporation 18,2%. El área de producción tiene un potencial de desarrollo adicional y se encuentra ubicada a 160 Km de Nueva Orleans, en la costa de Louisiana, en la zona extendida del Cañón del río Mississippi.

Con el aporte de este campo, la producción promedio de Ecopetrol America Inc. en el Golfo de México se incrementa de 3.700 a más de 10 mil barriles de petróleo equivalente por día. No obstante, la producción de Ecopetrol America también se ha beneficiado del incremento del bombeo de los campos K2 y Dalmatian en esta región petrolera. El hito convierte a Gunflint en el campo con mayor producción de Ecopetrol fuera de Colombia, incluso su producción en Estados Unidos supera la que tiene Ecopetrol en Putumayo, Colombia (alrededor de 9.500 bpd). BP hizo el descubrimiento de Gunflint en 2008. En Marzo de 2013 Ecopetrol America adquirió la participación que tenía BP y en los últimos dos años participó en los trabajos de perforación, completamiento submarino e instalación de facilidades para el desarrollo del campo. Ecopetrol ratificó que el inicio de la producción en este campo fortalece su posición en el Golfo de México, área clave para el proceso de internacionalización de la compañía y una de las zonas con mayor prospectividad en el mundo. Aseguró que su filial estadounidense proseguirá ejecutando su estrategia 2016 en el Golfo con la perforación de los pozos León 2 con Repsol y Warrior con Anadarko. “Ecopetrol está complacido con el éxito de Gunflint, que le permite a la compañía casi triplicar su producción en el Golfo de México (EE.UU.), un área promisoria en su estrategia exploratoria y de producción para los próximos años”, dijo Juan Carlos Echeverry, Presidente de Ecopetrol S.A.

El proyecto permitirá incrementar la producción de los pozos de baja presión de BP en la Cuenca de Columbus en 200 millones de pies cúbicos estándar de gas por día

P Trinidad y Tobago LLC y Atlantic LNG dieron luz verde al proyecto Trinidad Onshore Compression (TROC), tras culminar la discusión de acuerdos clave entre los accionistas de Atlantic, la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago y otros actores directamente involucrados en el proyecto. Este proyecto localizado en tierra es propiedad y 100% financiado por BP Trinidad y Tobago, pero será operado por Atlantic. El mismo fue diseñado para aumentar la producción de los pozos de baja presión en el área de BP en la Cuenca de Columbus usando un compresor de entrada adicional en la planta Point Fortin Atlantic LNG.

Con el fin de dar cabida a las operaciones del compresor, se prevén mejoras adicionales que deberán acometerse en las instalaciones de exploración y producción de bpTT y de terceros. La terminación mecánica del compresor de TROC en Atlantic tendrán lugar en los próximos meses y la puesta en marcha está prevista para principios de 2017. Cuando entre en funcionamiento el proyecto TROC tendrá el potencial de generar aproximadamente 200 millones de pies cúbicos estándar de gas por día. Norman Christie, Presidente Regional de bpTT comentó que el proyecto TROC es

otra demostración del compromiso a largo plazo de bpTT en Trinidad y Tobago y que es un claro ejemplo de la cooperación entre la empresa, el Gobierno y otras jugadores clave en la industria del petróleo y el gas para mejorar la producción y los ingresos de Trinidad y Tobago. “La inversión de bpTT ha sido significativa y permitirá mayor accesibilidad de gas de nuestros campos costa afuera para ayudar a aliviar las deficiencias actuales de suministro de combustible. Estamos complacidos de que el proyecto esté avanzando y esperamos con sumo interés la puesta en marcha del compresor a principios de 2017”, agregó.

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 13

E&P

BP Trinidad y Tobago y Atlantic aprueban proyecto de compresión en Trinidad

Herramientas para el Progreso de Jóvenes Profesionales

a Society of Petroleum Engineers ofrece diversos medios para que los jóvenes profesionales permanezcan activos en la industria E&P de petróleo y gas, y conozcan rutas para asegurar que su carrera profesional se dirija en la dirección correcta.

Oportunidades Educativas y de Networking 1. Programa Ambassador Lecturer – Desarrolla habilidades de comunicación a través de presentaciones sobre experiencias educativas y profesionales en universidades y colegios de secundaria. www.spe.org/members/ambassador 2. eMentoring – Ofrece asesorías impartidas por profesionales experimentados. Los jóvenes profesionales también pueden asesorar a estudiantes en busca de guía académica y profesional. www.spe.org/ementoring 3. Revista The Way Ahead™ - Diseñada y editada por jóvenes profesionales en la industria de E&P, ofrece artículos en el manejo de la carrera profesional, networking, desarrollo de habilidades técnicas, y guías en la transición a una nueva carrera. www.spe.org/twa. 4. Certificación en Ingeniería de Petróleo de la SPE – Credencial internacional que reconoce el conocimiento en la ingeniería de petróleo. La preparación para el examen de la certificación puede llevarse a cabo de manera virtual o en persona. www.spe.org/training/certification

14 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Tiago Pitchon, Programa Ambassador Lecturer en la Universidade Estácio de Sá, Brasil

5. Herramienta para el Gerenciamiento de Competencias de la SPE – Permite tomar control sobre el desarrollo profesional, evaluando competencias actuales e identificando oportunidades. www.spe.org/training/cmt 6. Webinars – Diseñados y preparados por jóvenes profesionales, esta es una oportunidad para afinar habilidades durante presentaciones, e incrementar la visibilidad entre colegas, mientras comparten conocimiento técnico a nivel global, de una manera costo efectiva. www.spe.org/media/ym/web-events 7. SPE Connect—Esta plataforma virtual permite colaborar y discutir retos técnicos específicos con colegas alrededor del mundo. www.spe.org/industry/spe-connect.php

8. Alianza de Líderes Emergentes— Un selecto número de jóvenes profesionales tiene la oportunidad de participar en esta conferencia de 4 días, patrocinados por la SPE. emergingleadersalliance.org ¿En busca de orientación para avanzar en la carrera de petróleo y gas? Los programas de la SPE están diseñados para cubrir tus necesidades.

¿Aún no estás asociado a la SPE? Únete hoy y recibe descuentos de inscripción en eventos técnicos y cursos de capacitación, precios especiales en libros y en publicaciones técnicas: www.spe.org/go/joinspe

Tecnología y Comercio

otivado al reciente comportamiento del mercado de hidrocarburos, se enfrentan retos y oportunidades nuevas las cuales se propone potenciar. Pensando en este propósito, se ha acometido la formación e integración de equipos altamente especializados de profesionales de diferentes experticias en Prospección, Interpretación, Yacimientos, Operaciones, Tierras, Ambientales y Sociales, Planificación Estratégica, Finanzas, de manera que se complementen y sincronicen para generar propuestas de creación de un nuevo nivel de información para la toma de decisiones. Usando tecnologías y sistemas para la integración de Datos, Información y Conocimiento es posible ejecutar un diagnóstico exhaustivo de la potencialidad de cada activo existente ó futuro, incluyendo un resumen de las inversiones realizadas, la prospección de las actividades requeridas y un estimado de los recursos necesarios para la incorporación de reservas de hidrocarburos en el corto plazo. De esta forma y soportado en el conocimiento a profundidad de la industria se ha logrado desarrollar un Modelo Integrado del Sector de los Hidrocarburos Subsuelo y Superficie expresado en un Índice

Integrado de Interés y creado para facilitar la toma de decisiones, produciendo la jerarquización por prioridades e interés monetario alineado a las estrategias de cada empresa del sector o estado.

lntegración de conocimiento de Subsuelo y Superficie David Arce Rojas, Presidente de Arce Rojas Consultores en Colombia, empresa de más de 20 años en el sector petrolero, manifiesta que la integración y análisis de todos los factores de superficie asegura una adecuada gestión del entorno en el desarrollo de las actividades de extracción. Explica que con el Indicador es posible desde facilitar las decisiones de inversión del sector financiero hasta cooperar con las instituciones del Estado para lograr un verdadero impulso al sector petrolero mediante la habilitación efectiva, trasparente y eficiente de su política de flexibilidad en la administración de los recursos de hidrocarburos y apoyarles a resolver la problemática del desarrollo armónico de sus recursos, al conocer de manera más asertiva la intrincada relación de los diferentes actores del entorno.

¿Que es Integrator for Decision Making? s una solución para el sector de los hidrocarburos,

El conocimiento integrado brinda información del entor-

que le permite mejorar su eficiencia para la toma de

no en el cual se van a ejecutar los proyectos (comunidades,

decisiones y ejecutar proyectos de inversión en las áreas se-

recursos ambientales, territoriales) y proyecta los resultados

leccionadas de manera más asertiva, mediante la integración

de la interpretación del subsuelo (acumulaciones, leads,

de conocimiento de Subsuelo y Superficie.

prospectos, campos, yacimientos) para que con adecuadas

Con IDM se puede lograr un incremento significativo de las

decisiones en su manejo permitan una óptima creación de

reservas y potenciales de producción en campos descubiertos.

valor tanto para las comunidades como a los inversionistas.

16 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

s una metodología desarrollada para asignar valor a las

de diferentes disciplinas para generar conocimiento

áreas de Exploración y Producción de hidrocarburos.

adicional de las áreas de interés potenciando la toma

• Integra la información disponible desde el levanta-

de decisiones minimizando riesgo e incrementando

miento sísmico, historias de producción y pruebas

valor económico.

iniciales y comportamientos pre desarrollo hasta

• Ejecuta una simulación probabilística de los recur-

las etapas de producción de los yacimientos y

sos y proyecta una jerarquización de las mejores

campos descubiertos.

opciones en estudio por prioridad determinada para

• Permite integrar datos, información y conocimiento

ejecutar su desarrollo.

¿Qué es el ARkandha? s el sistema de información estratégico implementado

con base en el conocimiento y la experticia de Arce

por Rojas Consultores, como herramienta de plani-

ficación, ejecución, proyectos asociados al seguimiento,

Rojas sobre el territorio. •

Contiene un esquema de gobernanza con el fin

monitoreo y control de territorio y sus variables.

de ofrecer robustez, transparencia, agilidad y

•

Está compuesto de software, hardware, procedimientos

seguridad que garantiza una toma de decisiones

y recurso humano calificado, diseñados y conjugados

informada.

Gustavo Dalence, Gerente General de EGEP Colombia, precisa que además de contar con la experticia comprobada en la industria es necesario dedicar un esfuerzo de muy alto nivel para lograr en muy corto tiempo un análisis de la información disponible del Subsuelo y recomendar áreas prospectivas para la incorporación de reservas, desarrollos futuros y hasta potenciar los niveles actuales. Apunta que la jerarquización inicial permite comparar y seleccionar las mejores opciones para cada activo, orientando de manera mucho más asertiva las decisiones de nueva inversión y desarrollo. La integración de estos dos equipos genera el Integrator for Decisión Making 1, iniciativa que es aplicada a cabalidad, lográndose resultados importantes en la reducción de costos y optimizando inversiones para generación de reservas. Para el caso de establecer asignaciones nuevas en procesos competitivos se logra disponer de información integrada que

potencia la selección y por sobre todo permite disponer de una valoración adecuada de cada oportunidad ya que además de proyectar recursos del subsuelo valoriza la información de superficie y permite establecer de manera temprana acciones con el entorno que aseguren la creación de valor a las comunidades, siempre presentes, al Estado y a los inversores. Por otra parte, en los últimos años, habiendo el sector de los hidrocarburos estado marcado por complejos escenarios geopolíticos, cambios significativos de los precios del crudo, avances tecnológicos de gran impacto en E&P y un incremento significativo de las reservas de hidrocarburos no convencionales: petróleo extra pesado, yacimientos ubicados en aguas costa afuera extra profundas y petróleo contenido en cuencas de lutitas (Shale Oil&Gas), se requiere disponer de estas nuevas herramientas que permitan optimizar la toma de decisiones bajo escenarios económicos más exigentes. Las instituciones reguladoras estatales del sector de los hidrocarburos requieren soluciones que les permitan afrontar el reto de fortalecer su función regulatoria, mejorar la gestión de los activos e incentivar la inversión extranjera en un entorno cada vez más complejo para así respaldar la Transparencia de sus Procesos. Finalmente, el Integrator for Decision Making al haber desarrollado soluciones tecnológicas de alto nivel y de acceso público que las apoye a enfrentar este nuevo reto, respalda ampliamente su gestión ante la sociedad, fortalece la eficiencia de sus funciones y optimiza la gestión de los activos de Petróleo y Gas. 1

Integración de ARKANDA (Superficie) e Indice Integrado de Interés (Subsuelo) Objetivo: optimización de la cadena de valor de la energía desde exploración producción, transporte y comercialización.

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 17

Tecnología y Comercio

¿Qué es el Índice Integrado de Interés?

Tecnología

Explotación de Yacimientos de Petróleos Pesados con un Acuífero de Fondo José Ch. Ferrer G. Consultor Independiente

Resumen La explotación eficiente de yacimientos de petróleos pesados con un acuífero de fondo muy grande es generalmente complejo, retador y muy diferente a los casos de yacimientos tradicionales de petróleos livianos volumétricos o sea sin la presencia de acuíferos, particularmente por la razón de movilidad agua petróleo desfavorable del proceso de desplazamiento de petróleo pesado por agua en el yacimiento. Además, si el yacimiento contiene un elevado número de pozos entre verticales y horizontales, el problema se complica más y resulta difícil lograr una representación mediante modelos analíticos y numéricos de simulación razonables. Si el yacimiento posee un acuífero complejo que se considera inclinado la dificultad es aún mayor. En la literatura especializada se han presentado varios casos de estudios de yacimientos de petróleos pesados bajo el efecto de un acuífero muy activo la mayoría de los cuales describen las dificultades que han afrontado para llevar a cabo los estudios que se describen en este trabajo.

Casos de Campo en Yacimientos con Petróleos Pesados El trabajo presentado por Flores y asociado1 describen la información de un yacimiento típico de petróleo pesado con un acuífero muy activo el cual refiere al desarrollo de un proyecto de sísmica 3D y la construcción de un modelo numérico soportado con la información disponible de geología, sísmica y datos de producción que permitieron representar al campo tomando en cuenta su importancia y el grado de desarrollo logrado que permitiría disponer de una herramienta importante que puede suministrar información de interés para la gerencia y desarrollo del campo. Existen diversos estudios de yacimientos con petróleos pesados reportados en las publicaciones técnicas en la materia que se considera conveniente revisar para propósitos de introducción en el tema y la de la investigación de experiencias que sean útiles en el estudio los casos, algunas de ellos desarrollan modelos de simulación de los yacimientos como un elemento importante para una mejor interpretación de su comportamiento. Uno de los casos más conocidos sobre el tema se refiere al campo Rubiales ubicado en los Llanos de Colombia detallado por Gomez et al1. Gomez et al1 detallan los aspectos hidrodinámicos, estructurales y estratigráficos del Campo Rubiales Cuenca de Llanos Orientales en Colombia. Flores et al2 describen otras las características del campo Rubiales localizado en la cuenca de Los Llanos en Colombia. El campo fue descubierto en 1981 y ha sido desarrollado a partir de

18 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Figura No 1. Localización del Campo Rubiales en Colombia

esa fecha con pozos verticales hasta el año 2005 que se inició un programa de desarrollo del campo con pozos horizontales. Este yacimiento ha sido desarrollado en producción primaria con base a la perforación de pozos horizontales en las areniscas Basales no consolidado con petróleo entre 11.3 y 14.4 ºAPI, viscosidades del petróleo entre 310 y 730 cp., la temperatura del yacimiento es de 147 ºF con un acuífero muy activo que actúa en el fondo y en ciertas regiones lateralmente. El campo Rubiales completo posee una volumen de petróleo aproximado de 4608 MMBN y un volumen de reservas equivalente a 385 MMBN. La producción acumulada de petróleo al 31 de Diciembre del 2011 fue de 163 MMBN equivalente a un factor de recobro del 3.7%. A la fecha del referido trabajo la producción del campo era de 180.3 MBPD de los cuales 159.6 MBPD provenían de los pozos horizontales. En el periodo 2006 al 2011 se perforaron 296 pozos horizontales y desde el año 1981 202 pozos verticales y 7 pozos desviados. Los pozos horizontales muestran un pico de 2000 BPD la cual es casi 7 veces la de los pozos verticales vecinos. Se ha optimizado la ubicación de los pozos horizontales en zonas donde el espesor es menor de 30 pies con el uso de registros de resistividad azimutal que permite llevar un control de la trayectoria en tiempo real. La zona de producción proviene

Figura No. 3. Configuración de Clúster para Pozos Horizontales

Tecnología

de la formación Carbonera en la unidad Arenisca Basales con espesores entre 20 y 80 pies. El campo Rubiales ocupa un área de 56000 hectáreas, y el yacimiento posee espesores de zonas petrolíferas entre 20 y 80 pies, a profundidades entre 2400 a 3000 pies TVD. La presión del yacimiento es normal, con 1170 psi a 2700 pies TVD y la RGP disuelto se encuentra entre 5 y 8 PCN/BN. Hasta el año 2005 el campo se desarrolló con pozos verticales con una producción de 4000 BPD, pero en el año 2006 el primer piloto perforo 2 pozos desviados y 2 pozos horizontales para evaluar sus beneficios llegando a producir entre 1.5 a 2 veces lo correspondiente a los pozos verticales. En el año 2007 se inició la perforación de pozos horizontales en clúster de 3 a 5 pozos, el pozo vertical al lado de los horizontales fue muy útil para la navegación en estos últimos pozos. Uno de los retos más importante en la explotación de yacimientos de petróleos pesados con grandes acuíferos consiste en el manejo de la alta producción de agua en los pozos productores. Aun cuando los pozos verticales fueron originalmente abiertos en el tope, los pozos mostraron altas producciones de agua mayores del 80% desde el comienzo de la producción. Los pozos verticales no lograron producciones superiores a 300 BPD y el volumen de petróleo acumulado no superaba los 400 MBPD. Igualmente se observaron daños apreciables en los pozos producto de la migración de finos en las zonas completadas de los pozos. Los pozos horizontales resuelven la mayoría de estas limitaciones por aumento de la productividad, reducción del daño, aumenta la recuperación, retardo en la entrada de agua y aceleración de la recuperación de las reservas. La comprensión del modelo geológico del yacimiento en el campo Rubiales fue uno de los elementos más importantes en la ubicación de los pozos horizontales que incluye un buen modelo estratigráfico y sedimentológico que permitan determinar una buena continuidad del yacimiento y una buena definición del tope de las arenas Basales usando la sísmica 2D disponible para ese tiempo y la nueva sísmica 3D disponible en el 2007 así como la información provenientes de los nuevos pozos perforados. La perforación de los pozos se ha venido mejorando con el objetivo de optimizar el manejo de la producción de los mismos. La formación Carbonera se encuentra ubicada debajo de la formación Leon Shale la cual tiene un espesor promedio de 800 pies. La

Figura No. 2. Relación Producción Horizontal a Vertical2

formación Carbonera está dividida en 4 unidades intercaladas con lutitas. Estas arenas no consolidadas poseen una alta porosidad y permeabilidad que las hace friables e inestables bajo el efecto de un acuífero muy potente. La ubicación de los pozos se lleva a cabo en zonas con un buen control geológico por medio del pozo vertical previamente perforado con producción acumulada mayor de 350 MBNP, la perforación se lleva a cabo en el tope de la formación lo más alejado posible del contacto agua petróleo y con la presencia de al menos dos barreras que retarden la llegada del agua. Los pozos fueron previamente incluidos en un modelo de simulación conceptual para determinar la longitud y ubicación óptima la cual se estimó como 1200 pies. La completación de los pozos se llevó a cabo con liner ranurado empacados con grava lo cual redujo el problema de la producción de arena. Los pozos fueron producidos mediante bombeo electrosumergibles que pueden levantar hasta 10000 BPD de fluidos. Los pozos horizontales se consideran que cubren un área de drenaje de 90 acres considerando un radio de drenaje de 150 m al final de la longitud del pozo horizontal y 300 m hacia los lados. Utilizando la historia de producción de 296 pozos horizontales, los cuales fueron agrupados en 4 tipos de pozos con base al caudal de producción y la producción acumulada, detallados en el trabajo de Flores et al1. Los resultados globales indican que 88.5% de la producción diaria provino de los pozos horizontales y 83.1% de la producción acumulada hasta Diciembre del 2011. Se estimó que el factor de recobro incrementó hasta un 12% para los pozos verticales y hasta el 22.5% para los horizontales en cierta área en la parte central del yacimiento, o sea un incremento del 10%. Gauchet y Corre3 presentan una experiencia parecida al caso Rubiales pues se refieren a la producción de un campo de petróleos pesados con pozos horizontales en presencia de un fuerte acuífero hidrodinámico inclinado. Este campo Rospo Mare está situado en el mar Adriático, Italia, en aguas de 80 metros de profundidad. El campo inicio su desarrollo con un piloto en 1982 y producía SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 19

Tecnología

petróleos pesados de 3 plataformas con 28 pozos, 2 verticales y 26 horizontales. En ese momento uno de los yacimientos con pozos horizontales con mayor historia en el mundo. El yacimiento es fracturado al extremo diferente a los yacimientos convencionales, lo cual llevó al uso de pozos horizontales para incrementar el área de drenaje por la intercepción de muchas fracturas. Eso llevó a la construcción de un modelo estático para mejor descripción de los mecanismos de barrido durante la etapa de producción. El petróleo es muy viscoso del orden de 437 cp. a condiciones del yacimiento lo cual obligó a tomar en cuenta los problemas de fricción en el pozo durante la producción. El contacto agua petróleo es inclinado donde se ha identificado un mecanismo hidrodinámico y no se conocen las entradas y salidas del sistema. Para evitar petróleo atrapado en el yacimiento debido a la pequeña diferencia de densidades entre el petróleo y el agua, se decidió producir los pozos a su caudal crítico. Los pozos horizontales han permitido aumentar el potencial de estos caudales críticos en comparación con los que se han obtenidos en los pozos verticales. Los autores3 desarrollaron un modelo de simulación no convencional para yacimientos fracturados no convencionales usando técnicas de escalamiento para las diferentes propiedades del yacimiento. Efectuaron un estudio del comportamiento del acuífero hidrodinámico en conjunto con el laboratorio de hidrogeología de la Universidad de Montpellier en Francia tratando de reproducir la evolución del contacto versus la producción acumulada y así determinar la ubicación del petróleo remanente. Se ha utilizado la posición con el tiempo del contacto agua petróleo en cada pozo vs la producción acumulada. Esto ha permitido entender el comportamiento del campo. Han podido determinar el gradiente producto de la producción comparado con el gradiente hidrodinámico. Han logrado entender el comportamiento hidrodinámico así como la entrada y salida del acuífero e identificado la ubicación del petróleo remanente que puede extraerse en cada paso de la historia de producción y ser usado para establecer la política de producción. Galas4 presenta una aproximación alternativa para el ajuste histórico con énfasis en la producción acumulada de fluidos como una función de tiempo. Durante cada etapa se identifican los parámetros que controlan cada mecanismo que se varían para producir el ajuste pero que sean consistentes con las incertidumbres de los parámetros. Los recientes desarrollos en ajuste histórico incluyen los procesos asistidos con diversos software para facilitar el proceso pero aun así la experticia del especialista no puede ser reemplazada, la planificación paralela, la asistencia del modelo 3D iterativo y la distribución geo estadística de las propiedades son elementos importantes en el proceso. Memon et al5 refieren la importancia de la caracterización de fluidos como crítico para decidir el mejor método de extracción en el proceso de producción en un yacimiento de petróleos pesados. El muestreo, el manejo, la limpieza, la desemulsificación y la lenta liberación del gas disuelto en el petróleo en las pruebas PVT son retos para lograr una buena caracterización de los petróleos pesados donde tales aspectos son más críticos. Eso lleva al gran riesgo de obtener propiedades de los fluidos erróneos cuando se miden para petróleos pesados. Concluyen que para petróleos pesados las medidas como viscosidad de los fluidos, pruebas de la estabilidad de las emulsiones

20 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Figura No. 4. Completacion de Pozos BWS tomado de Referencia 5

y las medidas de sus viscosidades para los diferentes procesos de recuperación térmica, incluso para la simulación del proceso en frio es muy importante y recomiendan el viscosímetro capilar para medir las viscosidades de petróleos pesados sobre otros tipos de viscosímetros. Los procesos que describen se llevan a cabo en el Centro Tecnológico DBR en Canadá. Qin et al6 menciona que muy pocos yacimientos de petróleos pesados con un acuífero de fondo activo se han desarrollado exitosamente debido a que la severa conificación causa muy bajos factores de recuperación debido a la baja productividad de los pozos y altos caudales de producción de agua. Los autores proponen producir petróleo y agua simultáneamente de pozos horizontales bilaterales, BWS completados en las zonas de petróleo y agua separadamente.. Se derivan modelos analíticos para estimar las producciones de petróleo y agua en los pozos referidos. Los resultados muestran que la recuperación aumenta desde menos del 15% para pozos horizontales convencionales a más del 40% para los pozos bilaterales presentados en el trabajo. Reportan múltiples referencias donde indican que en la mayoría de los casos reportados los aumentos en la recuperación oscilan 5 y 13.5% aplicados en varios países tales como Canadá, China y otros. Se determinó un caudal crítico por debajo del cual se logra un sistema de flujo en equilibrio bien por métodos analíticos como numéricos. Presenta casos de campo en China donde un pozo horizontal fue operado con una caída de presión menor de 72 psi para detener la subida de la cresta. El uso de la opción BWS permitió aumentar varias veces el caudal crítico de producción de petróleo libre de agua aumentando la recuperación del 15 al 40%. El problema fue simulado además de los métodos analíticos por simulación usando IMEX de CMG con muy buenos resultados. Beliveau7 presentó los resultados de la inyección de agua en varios yacimientos de petróleos pesados alrededor del mundo y los compara con lo que se espera en los nuevos yacimientos descubiertos en los campo Rajasthan de la India. Incluso campos con similares propiedades a los de la India son sometidos rutinariamente a la inyección de agua en Canadá y USA así como en otros países con resultados excelentes. Se considera que en la mayoría de campos con petróleos viscosos se pueden lograr altas recuperaciones razonables con bajos espaciamientos, diseño de facilidades apropiadas, producción a muy altos cortes de agua, un factor de reemplazo cercano a la

Ms = [ krw (Swf)/μw + kro (Swf)/μo)]/(kro/μo)

(1)

Ms puede ser mayor que 1, dependiendo de las viscosidades y kr. Esto no significa que es un desplazamiento tipo pistón puesto que siempre ocurrirá irrupción temprana, pero existirá una larga región de flujo de dos fases que producen petróleo después de la ruptura. Así, para razones de viscosidades de 4, 10 y 100, en los dos primeros la razón de movilidad es menor que 1 usando la representación de Hagoort, solo la última es desfavorable y su valor es solo de 1.40. La recuperación en varios casos de campo se ha representado en función del volumen de fluidos inyectados, el espaciamiento y la viscosidad del petróleo a condiciones de yacimiento y se nota que para petróleos entre 100 y 1000 cps a condiciones de yacimientos, las recuperaciones alcanzan valores hasta por encima de 30% dependiendo del volumen de fluidos producidos y el espaciamiento, inclusive se han logrado recuperaciones superiores al 40 % para espaciamientos menores de 200 metros. La razón de movilidad desfavorable favorece el aumento del petróleo remanente y causa canales de agua entre el acuífero y los pozos. Los pozos horizontales pueden recuperar el petróleo no recuperado. La inyección periférica puede aumentar el recobro de petróleo. Tankersley y Waite10 presentan un modelo del yacimiento Hamaca que integra muchas fuentes de geología y geofísica incluyendo la información de los pozos horizontales así como mejoras y aspectos únicos de las propiedades de las rocas y fluidos de Hamaca. Todo está integrado en un gran modelo geo celular con la data de los pozos horizontales. Utiliza una serie de técnicas de modelaje sofisticados que fueron usados para orientar los objetivos del programa de modelaje de Hamaca. Hamaca es un yacimiento en la faja petrolífera de Venezuela que contiene más de 1.3 trillones de barriles de petróleo pesado y extra pesado. La concesión de Hamaca cubre más 160000 acres con petróleo entre 8 y 10 ºAPI atrapados en un sistema deltaico fluvial de la formación Oficina de la edad Mioceno. Las propiedades de la formación son excelentes con porosidades hasta del 36% y permeabilidades hasta de 30 darcies, el petróleo se

considera excelente y espumante generalmente saturado con gas a condiciones de yacimiento. En los 35 años de la vida del yacimiento se han perforado más de 1000 pozos horizontales multilaterales y se estiman producir 190000 BOPD. El flujo continuo de información nueva proveniente de los pozos estratigráficos y pozos horizontales y el reproceso de la sísmica 3D ha requerido flexibilidad en los conceptos de ingeniería y geología. Uno de los problemas que enfrentaron los autores del trabajo fue determinar las dimensiones del modelo que satisfacía a todos incluyendo la definición de las heterogeneidades verticales y horizontales, aproximación en caídas de presiones y producciones de gas asociado en las vecindades del pozo, la habilidad para actualizar los modelos geológicos en 24 horas, simulaciones del ajuste histórico en muy breve tiempo, reconocer y utilizar las limitaciones de memoria de software y hardware. Después de extensas pruebas se acordó que las dimensiones apropiadas era de 100x100x6 m lo que resultó aproximadamente 38 MM de celdas. Consideran que la inclusión de pozos horizontales en los modelos de simulación requiere cuidados especiales. Los pozos horizontales proveen importante información tales como las heterogeneidades laterales que no se puede obtener por otras fuentes. Branco et al11 describe un caso histórico concerniente a la estrategia para el desarrollo de un campo grande offshore de 100 m de profundidad del agua donde se desarrolló un plan basado en la perforación de pozos horizontales largos. Se observó que la viscosidad del petróleo, la permeabilidad y la longitud del pozo horizontal eran las variables más importantes en la respuesta. El estudio llevó a la aprobación de una longitud del pozo 2000 m. Las simulaciones se efectuaron sensibilizando parámetros tales como viscosidad del petróleo, k absoluta, kv/kh, longitud efectiva del pozo, kr agua petróleo y NTG. Han et al9 presentan una aproximación de simulación usada para modelar un yacimiento usando registros modernos y donde los pozos horizontales son exitosos. El modelo demuestra que el empuje por agua en los ejes del yacimiento tiene efecto limitado en el desplazamiento de petróleo en la sección superior del yacimiento muy próximo al acuífero ubicado en los referidos límites. El comportamiento de los pozos horizontales recientes ha creado confianza en perforar estos pozos cercano a la parte superior del yacimiento cerca del eje del yacimiento provean producción incremental. Los resultados de la perforación soportan estos hechos. Las aproximaciones de la simulación mecanística se usó exitosamente como un método rápido y eficiente para entender el mecanismo de recuperación y el potencial de explotación. Mei et al12 estudian una zona denominada TSM del campo Tejón, el cual es un yacimiento de petróleo pesado descubierto en 1945 desarrollado originalmente con pozos verticales con una presión actual de 1000 psi aproximadamente la original debido a la presencia de un acuífero de fondo infinito que la soporta. El tamaño de este acuífero causa alta producción de agua en los pozos actuales debido a la conificación formada durante la producción inicial. Recientemente el desarrollo con pozos horizontales es significativamente más eficiente debido a que provee el acceso a petróleo atrapado entre los pozos verticales y aumenta el tiempo de la irrupción del agua. SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 21

Tecnología

unidad y un mecanismo eficiente de monitoreo. En cualquier caso un proceso de inyección de agua o la presencia de la energía de un potente acuífero bien manejado pueden lograr altas recuperaciones y a un menor costo que otros proceso de recuperación mejorada. Existe la creencia común que los procesos de desplazamiento no son estables para razones de movilidad, M > 1 o más altas, el flujo es inestable con canalizaciones viscosas, que causa una irrupción prematura; sin embargo, si el desplazamiento inmiscible sigue el desplazamiento del frente de desplazamiento tipo Buckley Leverett no es un desplazamiento tipo pistón del petróleo y agua a sus respectivos puntos extremos de permeabilidad relativa. El petróleo delante del frente es desplazado por una combinación de saturaciones de petróleo y agua, muy diferente al comportamiento de las curvas de kr. Hagoort8 demostró que si la razón de movilidad definida como Ms es menor que 1, donde la movilidad detrás del frente se corresponde a la suma de las movilidades del agua y petróleo en esa zona dividida por la movilidad del petróleo delante del frente, lo cual es una condición menos restrictiva, donde Swf es la saturación del frente que se obtiene de la curva de flujo fraccional.

Tecnología

Los datos históricos del yacimiento son incompletos y hace imposible generar un modelo geológico detallado para integrar en un modelo de simulación tradicional. El modelo intenta representar el yacimiento capturando la mayoría de sus características con una geometría simplificada. Presenta además las interesantes referencias de Economides et al13 y Todd et al14. El modelo usa los 6 registros modernos y un análisis especial de núcleos existentes para caracterizar el yacimiento de forma domo, con el tope a 1475 pies y un contacto a 1615 pies. Se usó un acuífero analítico de fondo tipo Carter Tracy. Se realizó una distribución de permeabilidades y porosidades y los datos de 2 de los 4 núcleos para generar las curvas de kr. Los datos PVT se determinaron usando las correlaciones conocidas de Standing y la de Jack-Egbogah para la viscosidad del petróleo. El modelo ajusta la presión del yacimiento original entre 1000 y 1500 psi así como la producción de petróleo y agua, incluyendo la producción inicial y su declinación. Las conclusiones son que la razón de movilidad desfavorable favorece la canalización viscosa entre el acuífero y los pozos. Los pozos horizontales ubicados en los ejes del yacimiento puede lograr producir petróleo en zonas no desarrolladas y la inyección periférica puede incrementar el recobro. Kumar et al15 presenta un trabajo para mejorar la comprensión del proceso de desplazamiento de petróleo por agua bajo condiciones de alta razón de movilidad, propio de los casos de desplazamiento de petróleo pesado por agua convencional particularmente producto de la presencia de acuíferos infinitos soportando a yacimiento con petróleos altamente viscosos. Estudios de simulación mecanístico muestran que el recobro es menor a medida que la razón de movilidad aumenta. Las simulaciones a escala de campo muestran que la heterogeneidad juega un papel más importante que la razón de movilidad en inyección de agua convencional. El volumen de la producción primaria antes del inicio de la inyección de agua tiene un efecto importante en el recobro incremental para invasiones a alta razón de movilidad. Además, la presencia de zonas ladronas finas de alta permeabilidad altamente correlacionadas reduce el recobro para desplazamiento por agua en yacimientos con alta razón de movilidad en una proporción mayor que la humectabilidad y las kr afectan el recobro de petróleo. Esto indica que las medidas de kr y viscosidad son esenciales para la predicción de un comportamiento confiable. Los autores refieren que en su opinión las experiencias de inyección de agua en yacimiento con alta razón de movilidad son inadecuadas. Introducen una definición de la razón de movilidad, realizan simulaciones mecanísticas y a escala de campo para delinear las diferencias claves entre la inyección de agua convencional y la correspondiente a casos de alta razón de movilidad. Los autores identifican los parámetros claves que gobiernan el comportamiento del proceso que puede resultar en un mejor diseño del proyecto. El trabajo de Kumar et al presentan detalles de varios casos de campo particularmente en Canadá donde los factores de recuperación son muy variados, así en yacimientos cuya producción primaria fue del 1 al 2% con la inyección de agua espera recuperar hasta el 8% en yacimientos con viscosidades entre 400 y 1500 cp. Mientras que en otros campos con viscosidades de 112 cp. se estima una

22 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Figura No 5. Canalizaciones Viscosas en Petróleos Pesados8

recuperación final del 22% en 25 años de producción. En general la información sobre el tema es dispersa y existe mucha que no ha sido reportada. En la China reportan estimados de la recuperación final del orden del 25%. Kumar et al15 coincide con la apreciación de Beliveau sobre una definición más apropiada de razón de movilidad. Construyeron un modelo uniforme con porosidad del 23%, permeabilidad de 2000 md, espesor de 600 pies y distancia del inyector al productor de 2000 pies y para generar canalizaciones donde las k en la columna de inyección fue calculadas al random con una desviación estándar del 20%, la viscosidad del petróleo fue de 200 cp. y la relación de viscosidades fue de 200 al punto de burbujeo de 1530 psi. La relación de viscosidades de petróleo al agua fue de 2.80 para el caso base. Realizaron simulaciones con mallas de 20X20, 40X40 y 400X400 con razones de viscosidades de 60, 600 y 6000. Los resultados indican que el frente fue más pronunciado a medida que la malla era más fina. El efecto de la presencia de una saturación inicial de agua móvil reduce drásticamente el recobro. Este efecto depende la saturación de agua móvil fue muy bajo para una saturación de agua inicial del 2% y aumenta drásticamente para saturación de agua de 4% o más alto. A elevadas saturaciones prácticamente se recicla el agua inyectada. Los autores presentan otra serie de experimentos de interés para comprender el comportamiento del desplazamiento de petróleo por agua para casos de alta razón de movilidad. En resumen los estudios mecanísticos usando mallas finas muestra que la razón de viscosidades controla el recobro de petróleo, los cuales son menores a altas razones de movilidad. Las canalizaciones dominan los procesos de altas razones de movilidad. El agua móvil reduce significativamente el recobro. Sander et al16 describen un proyecto de gerencia y tecnología para la perforación de pozos horizontales poco profundos para la explotación de un campo de petróleo mediano y pesado mediante la perforación de 83 pozos laterales y 22 triple laterales tanto para la producción de petróleo y fuentes de agua. Los laterales fueron típicamente más largos de 3300 pies con laterales tan largos como 4060 pies perforados a un TVD de 1065 pies. El campo Bluesky donde se perforaron los pozos es un campo costa afuera. La porosidad promedio del yacimiento varía entre 18-27% y la permeabilidad entre 60-250 md. La zona de petróleo varía entre 13 a 15 pies. La producción de

Conclusiones El análisis de múltiples publicaciones sobre el tema de la explotación de yacimientos de petróleos pesados soportados por un acuífero activo permite entender que existen muchas opciones

para explotar dichos campos y que el conocimiento de las mismas permite utilizarlas para mejorar el recobro de dichos yacimientos. El mejor conocimiento de la física de yacimientos de petróleos pesados, las múltiples experiencias de explotación de dichos campos tales como el uso de pozos de inyectores y productores con diferente geometría, así como los esquemas de producción de dichos pozos, el uso de la simulación de yacimientos aplicados a yacimientos con razones de movilidad muy desfavorable que en muchos casos generan modelos que no son representativos porque no pueden simular fenómenos como el de las canalizaciones viscosas. Igualmente la verdadera representación de la razón de movilidad efectiva puede ser de ayuda en lograr una mejor definición de dicha variable. Se disponen de múltiples experiencias de la simulación de petróleos pesados soportados por acuíferos muy activos que son de mucha importancia en la gerencia de este tipo de yacimientos.

Referencias 1. Gómez, Y., Yoris, F., Rodríguez, J., Portillo, F. Araujo, F.,: Aspectos hidrodinámicos, estructurales y estratigráficos del Campo Rubiales, Cuenca de los Llanos Orientales, Pacific Rubiales Energy, Bogotá, Colombia. 2. Florez, A., Araujo, Y., Uzcátegui, M., Parra, W., y Lavado, R. : Improved Oil Recovery by Drilling Horizontal Wells in Rubiales Field, Colombia, Trabajo No SPE 153581-PP, presentado en la Conferencia Latino Americana y del Caribe realizada en la Ciudad de México, 16-18 Abril 2012.

No. 122087 presentado en la Reunión Regional del Oeste realizada en San Jose California, Marzo 24 26, 2009. 10. Tankersley, T. H. y Waite, M. W.: Reservoir Modeling for Horizontal-Well Exploitation of a Giant Heavy-Oil Field, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Diciembre 2003, p. 421-425. 11. Branco, C., Pinto, A., Tinoco, P., Vieira, P., a. Sayd, A. Santos, R., Prais, F. : The Role of the Value of Information and Long Horizontal Wells in the

3. Gauchet, R. y Corre, B.: Rospo Mare Field: A Unique Experience of Heavy Oil

Appraisal and Development Studies of a Brazilian Offshore Heavy Oil Re-

Production with Horizontal Wells in a Karst Reservoir in Presence of a Strong

servoir. Trabajo No. SPE/PS-CIM/CHOA 97846 PS2005-383, Presentado

Tilted Hydrodynamic, Trabajo No. SPE 36869 presentado en la Conferencia

en el Simposio Internacional de Petróleos Pesados y Operaciones Térmicas

Europea del SPE celebrada en Milán, Italia, 22-24 1996.

celebrado Calgary, Alberta Canada, Noviembre 1-3, 2005.

4. Galas, C. M. F. : The Art of History Matching – Modelling Water Production

12. Mei Han, E., Tajer, C., Fox, C., Behm, E.: Continued Development of Ma-

under Primary Recovery, Trabajo No 2003-213 Canadian International

ture Heavy-Oil Field with Strong Waterdrive Using Mechanistic Reservoir

Petroleum Conference 2003, Calgary Alberta, Canadá, Junio 10-12, 2003.

Simulation. Trabajo No. SPE 122087, presentado en la Reunión Regional

5. Memon, A. I., Gao, J., Taylor, S. D. Davies, T. L. y Jia, J.: A Systematic Workflow Process for Heavy Oil Characterization: Experimental Techniques and Challenges, Trabajo No. 137006, presentado en la Conferencia Internacional Canadiense de Recursos no Convencionales celebrado en Calgary Alberta, Canadá, Octubre 19-21, 2010. 6. Qin, W., Wojtanowicz, A. K., White, C.: New Cold Production Techniques

del SPE efectuada en San José California, Marzo 23-26, 2009. 13. Ehlig-Economides, C., Chang, K., y Spath, J.: Production Enhancement Strategies for Strong Water Drive Reservoirs, SPE 36313, 1999. 14. Todd, M., et al: Mechanistic Study of Alternative Gas Injection Process for Enhanced Oil Recovery in Los Jabillos, Furrial Field, Venezuela, SPE 53716, 1966.

for Heavy Oil with Strong Bottom Walter Drive, Trabajo No. 146928,

15. Kumar, M., Hoang, V., y Satik, C.: High Mobility Ratio Water Flood Performan-

presentado en la Reunión Anual del SPE realizado en Denver Colorado,

ce Prediction: Challenges and New Insights, Trabajo No. SPE 96761 presentado

30 Octubre al 2 de Noviembre, 2011.

en la Conferencia Internacional de Recuperacion Mejorada efectuada en Kuala

7. Beliveau, D.: Waterflooding Viscous Oil Reservoirs, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Octubre 2009, p. 689-701. 8. Hagoort J.: Displacement Stability of Water Drives in Water-Wet ConnateWater-Bearing Reservoir. SPE J. 14. 1974. 9. Han, M. et al.: Continued Development of Mature Heavy Oil Field with Strong Waterdrive using Mechanistic Reservoir Simulation, Trabajo No. SPE

Lumpur, Malasia, Diciembre 5-6, 2005. 16. Sander, M., Norgaard, R., Kern, K., y Warren, T. M.: Project Management and Technology Provide Enhanced Performance for Shallow Horizontal Wells, Trabajo No. IADC/SPE 74466 presentado en la Conferencia de Perforación IADCSPE celebrada en Dallas, Texas, Febrero 26-28, 2002.

José Chiquinquirá Ferrer obtuvo una maestría (1967) y un doctorado (1975) en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural de University of Pennsylvania. Recibió el grado de Ingeniero de Petróleo (Universidad del Zulia) en 1964. Tiene una carrera profesional de más de 50 años dedicada a la industria de los hidrocarburos y a la Academia. Decano de Ingeniería y Rector de la Universidad del Zulia, 1964-1988. Miembro Fundador y Director del IMPELUZ. Profesor de LUZ 1964-1988. Fue Asesor Técnico de Maraven y PDVSA, 1988-2000. Fue instructor y coordinador de programas de Simulación e Ingeniería de Yacimientos y Gerencia de Yacimientos en centros de adiestramiento de Petróleos de Venezuela. Ha sido reconocido como un especialista de clase mundial en la simulación de yacimientos a nivel de instructor como de investigador. Es un autor prolífico con más de 50 artículos sobre diversas áreas de la ingeniería de yacimientos tales como la recuperación mejorada de petróleo, la gerencia de yacimientos y la simulación de embalses. Actualmente es Consultor Independiente.

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 23

Tecnología

este campo mediante pozos verticales no era económica. Los pozos horizontales aun cuando presentaron numerosas dificultades lograron reducir notablemente el corte de agua a un 20%. Demostraron que era posible perforar laterales relativamente largos en una arena fina y que la formación permitía producir pozos a hoyo desnudo. Los pozos producían a un caudal de 315 BPD con un corte de agua del 13%. Por un cierto tiempo no perforaron pozos debido a los bajos precios del petróleo. Demostró que era posible perforar pozos con varios laterales con una producción hasta de 1500 BPD. Durante el proyecto se perforaron 320000 pies de pozo. Este proyecto permitió la explotación económica de un recurso marginal.

Tecnología

Errores en la selección de un separador Marcías J. Martínez. / Iconsa.venezuela@gmail.com

Selección del separador En nuestro mundo: la industria del petróleo y del gas natural, las empresas están organizadas con todas las bases de trabajo, la organización y el entrenamiento para hacer todo lo que se requiera, pero lastra en nosotros una teoría operacional que nació con la industria. Todos los trabajos son para ayer y deben estar listos antes de que el jefe los ordene, la gente anda corriendo de un lado a otro sin preguntarse el porqué de la carrera, lo cual nos conduce a decidir de inmediato sin darnos el tiempo necesario para evaluar la decisión. Lo importante es hacer lo que se necesite en el menor tiempo posible. Si no queda bien hecho lo corregimos y seguimos adelante. Cada minuto cuesta mucho dinero, por lo tanto hay que correr… Con esta teoría operacional cuando se requiere seleccionar un separador la persona asoma datos, producto de su experiencia mientras mueve los dedos de la mano y dicta los parámetros principales de diseño: presión, temperatura, caudal de gas y de líquido. A eso lo llamamos “La regla de los dedos balanceantes”. Luego se ordena la compra del equipo, sin darles tiempo a los ingenieros para que calculen la unidad siguiendo normas técnicas y económicas ampliamente conocidas.

Sobre el diseño del separador Para diseñar un desgasificador existen normas y procedimientos establecidos que han sido puestas en vigencia a medida que los ingenieros y diseñadores van cotejando la experiencia con la física, la química y las matemáticas. En estos momentos disponemos de las fórmulas para determinar cada parámetro y, con esos datos, progresivamente determinados, se configura la unidad que se necesita para un fin específico. Al comenzar el trabajo el ingeniero debe tener presente que, en esencia, está diseñando un equipo con dos secciones perfectamente diferenciadas; la parte superior que debe estar en condiciones de manejar el caudal requerido de gas a la presión y temperatura de operación y, la parte inferior, que debe manejar el caudal de petróleo que se va a procesar. Es común que se indique en los catálogos la parte de gas y se oculte la capacidad con respecto a la zona reservada para el manejo de los líquidos (Ver Fig. No. 1), con lo cual se puede confundir al comprador.

24 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Fig. No. 1 - Diseño del separador

Lo primero por seleccionar es la presión y la temperatura de operación (P y T), que normalmente es el promedio del comportamiento esperado. La variación de la temperatura tiene un efecto relativamente bajo, pero los cambios de la presión en el tiempo de vida útil del recipiente obligan a rediseñar la unidad en cada ocasión. Se comete un error garrafal al bajar la presión manteniendo constante el caudal de gas. Es necesario mantener presente que trabajamos con fluidos compresibles y que, por lo tanto, al bajar la presión aumenta el volumen del gas que estamos procesando. El comportamiento del fluido está en función de los parámetros reales de P y T, de donde la cantidad de gas y de líquido que deba manejar el acumulador estará íntimamente ligado a la composición y a la variación de los parámetros antes mencionados. De donde el caudal de gas y de líquido que antes se escogía moviendo los dedos de la mano pasa a ser un cálculo tedioso que todos los ingenieros deben hacer con frecuencia para crear las bases sobre las cuales deben soportar sus decisiones. Revisemos brevemente la velocidad que debemos calcular para seleccionar el diámetro del recipiente. Antes conviene recordar que la “velocidad crítica”, que se debe aplicar con el desplazamiento del gas dentro del cilindro, es determinante para evaluar la cantidad de gas, a condiciones de operación, que puede manejar la parte superior interna del cilindro y, teóricamente, es el valor más alto utilizable para que no

¿El separador debe ser horizontal o vertical? (Ver Fig. No. 3) La respuesta es sencilla: por lo general, cuando se requiere capacidad para los líquidos es mejor el horizontal. El caudal elevado del gas conlleva a la selección de uno vertical. En todo caso es preferible calcularlos previamente y el sistema nos llevará a la decisión óptima. El ingeniero debe mantener presente la premisa de que el precio del equipo sube mucho cuando se incrementa el diámetro, de donde es preferible aumentar la longitud manteniendo un diámetro menor. En esencia lo más importante al diseñar un recipiente horizontal es dividir la sección transversal del cilindro. Si uno coloca el vertedero en la mitad del círculo estaría dividiendo el área transversal en dos partes iguales (Ver Fig. No. 3). Al subir la altura del vertedero también se favorece el caudal de líquido que se puede manejar, en detrimento de la capacidad de gas. El producto del área de la sección inferior del círculo por la longitud nos entrega la cantidad de petróleo manejable. No olvidemos que es el tiempo que permanece el líquido en la unidad lo que nos permite separar el gas que contiene el petróleo. A medida que aumenta la gravedad API del fluido se hace más fácil la separación gas-líquido, disminuye el tiempo de retención y aumenta el volumen del equipo con respecto a los líquidos. Finalmente, es necesario tener presente que nuestros vendedores, en muy escasas oportunidades, se forman en alguna universidad sino que, aprenden en la universidad de la calle, igual que los buhoneros. Un ingeniero de ventas estudia muy bien lo que Ud. necesita y se cuida de que el comprador quede

Tecnología

haya arrastre de líquidos a la salida del separador. Bien se puede decir que de ella depende el tamaño del equipo que se seleccione y que, a su vez, está íntimamente ligada a las densidades de los fluidos que se dividen y a la estructura del extractor de niebla que se coloque. Una empresa con experiencia en el diseño y construcción de los extractores de neblina le hace grandes ahorros a la industria petrolera y del gas natural, porque de ella depende en mucho el precio del depurador que se fabrique. Si tenemos que decidir entre la compra de un equipo nuevo o la reparación de uno viejo que tenga bien la carcasa, deberíamos optar por colocar un filtro de nueva tecnología, adaptándolo al trabajo que debemos hacer. Con esta decisión estaríamos optando por aumentar substancialmente la capacidad del equipo viejo con respecto al gas, manteniendo el caudal de los líquidos en sus condiciones originales. Las unidades compactas tienden a ser más pequeñas, con mayor capacidad para el gas y con muy poca para los líquidos. El negocio del fabricante está en aumentar la velocidad crítica del gas y reducir considerablemente el tamaño del recipiente. El precio total está en función de la cantidad de acero que se utiliza para fabricar la unidad.

Fig. No. 2 - Separadores vertical y horizontal. Ref. Natco

Fig. No. 3 – División transversal de un separador horizontal

satisfecho con la inversión que hizo y que la aproveche por el mayor tiempo posible. Es diferente la escena donde el vendedor se esmera en indicarle que lo que Ud. requiere es justamente lo que él tiene en ese momento, tal vez, el único equipo que queda en su empresa y, cuando el objeto no funciona la culpa es suya porque no lo operó de manera satisfactoria.

Marcías J. Martínez es Ingeniero de Petróleo (Universidad del Zulia) 1.961, Profesor de la Escuela del Petróleo (LUZ) 1964. MSc. Petroleum, Oklahoma University, 1966. Profesor Extraordinario de la Universidad del Neuquén, Argentina, 1969. Fundador del INTEVEP, 1970, del Instituto del Petróleo de la Universidad del Zulia, 1972, y del Instituto para el Control y la Conservación de la Cuenca del Lago de Maracaibo, 1981. Fundador y Director del Postgrado de Ingeniería de LUZ. Fundador del postgrado en Ingeniería de Gas, LUZ. Autor de más de 1.300 artículos, 25 libros, incluyendo una enciclopedia de gas natural de 12 tomos. Dr. Honoris Causa (LUZ) 2008. Fundador de la Sociedad Venezolana de Ingeniero de Gas (SOVINGAS) 2016. Es Profesor regular en ingeniería de gas en Venezuela, Argentina, Colombia, México, Bolivia, Ecuador y Perú. Durante 2015 condujo un diplomado en ingeniería de gas en Reynosa, México, auspiciado por la Universidad Autónoma de Tamaulipas (UAT) e inició la Maestría en Gas y Petróleo de la misma universidad, en México.

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 25

Vida útil de Equipos de Seguridad para Alturas SHA

comienza a partir de su uso

Los arneses, eslingas, conectores y líneas de vida que están fabricados y certificados bajo normas internacionales no poseen una fecha de vencimiento fija. La compañía líder en la fabricación y comercialización de equipos de seguridad industrial 3M explica aspectos resaltantes sobre la vida útil de los equipos de altura

a normatividad vigente en

requeridas y especificadas en la

Colombia para Protección

información técnica de los mis-

de Caídas (Resolución 1409 de

mos, éstos se pueden usar sin

2012) establece de manera clara

ninguna condición de riesgo.

los requerimientos de inspección

La multinacional 3M, recono-

como mecanismo que determina

cida por su capacidad de innovar

la salida de servicio de un equipo.

y crear soluciones para la vida,

Estas inspecciones incluyen:

la empresa y los hogares afirma

1. Inspección visual previa a

que es importante resaltar que

cada uso (realizada por el

ninguna de las normas de refe-

mismo usuario del equipo):

rencia ANSI para la fabricación

“Todos los elementos y equi-

de arneses, eslingas, conectores y

pos de protección deben ser

líneas de vida que son parte de un

sometidos a inspección antes

sistema de protección para caídas,

de cada uso por parte del

establece que los equipos deban

trabajador, en el que constate

tener fecha de vencimiento.

que todos los componentes, se

3M como expertos y líderes

encuentran en buen estado” –

en la producción y comerciali-

Articulo 22.

zación de equipos de seguridad

2. Inspección especializada al

posee pleno conocimiento que

menos 1 vez por año (realizada

estos productos son sometidos

por el fabricante o por quien este designe): “Los sistemas

Los arneses, eslingas, conectores y líneas de vida de 3M no poseen fecha de vencimiento fija definida

a diversos ambientes y condiciones de uso que impiden establecer un lapso de tiempo

de protección contra caídas deben ser inspeccionados por lo menos

específico como vida útil.

una vez al año, por intermedio de una

Contrario a lo que piensan algunos

persona o equipo de personas avaladas

usuarios, lo que sí se impone en la norma

por el fabricante y/o calificadas según corresponda” – Artículo 3. 3. En todos los equipos de protección caídas se encuentra la fecha de fabricación, la cual es requisito de la norma ANSI Z359.1-2007. Si los equipos de protección caídas, se encuentran sin uso a pesar de haber sido fabricados

Los sistemas de protección contra caídas deben ser inspeccionados por lo menos una vez al año”

es que en las etiquetas de identificación, se suministren casillas para que ellos puedan registrar las inspecciones. Los arneses, eslingas, conectores y líneas de vida que son fabricados y comercializados por 3M / Capital Safety bajo las marcas Arseg, DBI-SALA y Protecta están certificados bajo normas internacionales

en fechas anteriores y se han seguido

(ANSI) y no poseen una fecha de venci-

las condiciones de almacenamiento

miento fija definida.

26 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Preview Septiembre, 26 – 28 • Bogotá, Colombia

XII Simposio Bolivariano del Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas “Nuevas Fronteras, Nuevos Retos”

erá el Centro de Convenciones y Exposiciones Gonzalo Jiménez de Quesada de Bogotá el lugar sede de la Décimosegunda edición de este Simposio que organiza la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo –ACGGP, y que permitirá a la comunidad geocientífica compartir conocimientos y experiencias alrededor del tema central Nuevas Fronteras, Nuevos Retos. Aunque en principio fue convocado en Cartagena de Indias, el Comité Ejecutivo del XII Simposio, hizo un cambio en la fecha y lugar del evento, luego de analizar la situación actual de la industria, con el propósito de garantizar una mayor participación.

33 años Este año el Simposio Bolivariano cumplirá 12 ediciones y 33 años de trayectoria promoviendo la generación del conocimiento en las áreas de exploración petrolera de toda Latinoamérica. Durante más de tres décadas se ha realizado principalmente en Colombia (9 ediciones) pero también en Venezuela (3 ediciones). En esta nueva oportunidad, la apertura contará con invitados como Rubén Darío Lizarralde, Presidente de Campetrol; y Orlando Cabrales Segovia, Exviceministro de Hidrocarburos y Energía y Expresidente de la ANH. Ambos disertarán sobre el tema central “El sector de hidrocarburos en Colombia, más allá del precio”. También se llevarán a cabo presentaciones magistrales a cargo de

representantes de Ecopetrol, Hocol y la ANH. La programación abarcará una variedad de actividades como las presentaciones orales y de posters sobre 7 temas principales (Estudios regionales y nuevas Ideas exploratorias, Sistemas petrolíferos, Recursos de crudos pesados, Geología estructural/tectónica, Geofísica, Hidrocarburos no convencionales, y Caracterización de reservorios); 6 cursos cortos y 3 excursiones de campo. Asimismo varios eventos sociales y una selecta exhibición tecnológica que reunirá en un solo lugar una muestra completa de las tecnologías de punta que se aplican para resolver los complejos problemas que plantea la actividad exploratoria. La promoción de negocios será impulsada en el espacio ONE, Oportunidades de Negocios Exploratorios, donde las compañías interesadas en promover sus actividades podrán hacerlo en este ambiente especialmente diseñado para tal dentro de la exhibición tecnológica. También actividades estudiantiles y académicas facilitarán el intercambio con representantes de la industria y consolidará los esfuerzos de los diferentes capítulos estudiantiles conformados en la región.

Curso cortos Durante los dos días previos al evento, 24 y 25 de Septiembre, se realizarán los siguientes cursos cortos: 1- Reservoir Model Design: How to Build

Good Reservoir Models (En colaboración con EAGE) Instructor: Mark Bentley (TRACS International) 2- Carbonate Essentials: Pores to Prospect (En colaboración con EAGE) Instructor: Chris Liner 3- Challenges & Best Practices in Evaluating Heavy Oil Reservoirs Instructor: Maged Fam (Halliburton) 4- Evaluación Yet to Find, determinación de recursos remanentes y oportunidades exploratorias Instructor: César Mora (Kuenka Ltda.) 5- Geología de Perforación Instructor: Edgar José Chacín Benedetto (Consultoría GPSI) 6- Geoquímica y Modelamiento de Sistemas Petrolíferos Instructor: Felipe González-Penagos

Excursiones de campo 1- La geología de los alrededores de Bogotá: Un laboratorio natural cerca de la capital. 2- Syn-rift Sedimentation and Inversion Tectonics: A Journey along the Meso-Cenozoic History and Petroleum Systems of the Colombian Eastern Cordillera. 3- Late Cretaceous to Cenozoic evolution of the Sierra Nevada de Santa Marta and surrounding onshore/offshore basins. Para mayor información sobre el XII Simposio visite: www.simposiobolivariano.org SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 27

Gente

Nueva directiva de la Cámara Petrolera de Venezuela El gremio empresarial realizó su Trigésima Octava Asamblea General Ordinaria y Juramentó su nueva Directiva para el período 2016-2018

lexis José Medina Perozo, actual Director Ejecutivo de Advanced Logging and Explosives, será el encargado de presidir el gremio durante los próximos dos años; le acompañarán Alejandro Vicentini (Suelopetrol) como Primer Vicepresidente y Reinaldo Quintero (Aargos, C.A.) como Segundo Vicepresidente. Los Directores elegidos para este período son: Daniel Rodríguez (Geohidra Consultores); Alexandro Moschella (Zulia Industrial Constructions); César Chacón (Y&V Ingeniería y Construcción); Alejandro Ruiz (Constructora Conkor); José Barreto (Representaciones Barcan); Miguel Ángel Del Valle (Diseño Ingeniería y Construcción); Álvaro Pérez (Azex Industrial); Juan Manuel Gil (DHA Fundiciones); Alberto Díaz (Hafran Servicios Múltiples); Félix Zambrano (Servicios Terrestres y Constructivos Oriente); Omar Cárdenas (Servicios Halliburton de Venezuela); Roberto Pino (Zaramella & Pavan Construction Company); Wintilo Echenique (TEMI); Rafael Ramírez (Operaciones de Producción y Exploración Nacionales); Enrique Novoa (N&V Consultores); Noris Piazza (Vinccler); Armando León Vargas, Comisario Principal y Juan José Torres, Comisario Suplente. Medina es Ingeniero en Petróleo, egresado de la Universidad del Zulia en 1978. Inició su carrera profesional en Halliburton de Cementación y Fomento, División Welex, como ingeniero de perfilaje alcanzando los niveles de Gerencia de Base, Gerencia de Distrito y Gerencia de Ventas. En Halliburton Logging Services se desempeñó como Gerente General de Venezuela. Posteriormente fue promovido a la Gerencia de Calidad de Latinoamérica con el consorcio Halliburton Energy Services. En 1994 inició en conjunto con los socios de American Logging & Perforating, las operaciones en Venezuela, desempeñándose como Gerente

28 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Roberto Pino Galbán y Aléxis Medina (abajo e izq.) acompañados por los miembros de la Directiva de la Cámara Petrolera de Venezuela

General, hasta 1999, cuando asumió la posición de Gerente General de Owen Oil Tools de Venezuela. A partir del 2000, comenzó a dirigir Advanced Logging & Explosives, C.A., como Director Ejecutivo. Cuenta con amplia trayectoria gremial, se ha desempeñado como Presidente y Director de la CPV Capítulo Anzoátegui, Presidente de la Comisión de Servicios a Pozos de la CPV y Director Principal en la Directiva Nacional de la CPV.

Directiva Capítulo Zulia Roberto Pino Galbán asumió presidencia del Capítulo Zulia de la Cámara Petrolera de Venezuela para el periodo 2016 - 2018 El nuevo presidente de la CPV Alexis José Medina tomó el juramento del nuevo equipo regional de la CPV Capítulo Zulia que este año cumple 30 años de actividad. Pino Galbán es Director de Zaramella & Pavan Construction Company y será acompañado en la nueva gestión por el Ingeniero Juan Manuel Gil (DHA Fundiciones) como

Primer Vicepresidente y el Abogado Ricardo Hands Salerni (Baker Hughes Venezuela) como Segundo Vicepresidente. Los Directores del Capítulo Zulia designados para este período son: Martín Díaz Oquendo (Tesorero, Phalaris Asesores), Francisco Arrieta (Secretario, Descoque Descostre Tecnología), Fernando Delgado Montero, Director Ejecutivo, Alexander Guillén (Turbopre Services), Alirio González (Rendimiento Náutico Petrolero Industrial), Armando Bravo (Alta Tecnología Zuliana), César Parra (Diseño Ingeniería y Construcción), León García (Y&V Ingeniería y Construcción), Luis Vera Domínguez (Petroserv), Marco Martinuzzi (Revinca), Marcos Mrvaljevich (Ehcopek), Oscar Montiel (Ingenieros Electricistas y Mecánicos), Paul Steiner Levine (Venezolana de Inversiones y Construcciones Clérico), Pedro Rodríguez Blanco (Sistemas y Componentes de Control), Rafael Urdaneta Villasmil (Midland Oil Tools & Services), Roberto Chacín (Ge Turbinas y Mecánica) y Roy Biagioni Bulgarelli (Coimex).

La compañía de servicios de tubería basada en Tulsa Dick Williamson Steve Williamson anunció el retiro del Chairman de la junta, Expresidente y CEO de toda la vida Richard B. Williamson, conocido como “Dick Williamson”

hora Dick Williamson pasa a ser Presidente Honorario y le sucederá su hermano Stephen Williamson, quien también es miembro de la junta directiva desde 1977 y recientemente ocupaba la posición de Vicepresidente. “Ha sido un gran honor servir en roles de liderazgo en T.D. Williamson desde 1971 cuando mi padre tenía la compañía”, dijo Dick Williamson. “No podría estar más orgulloso del trabajo de nuestros empleados y espero continuar sirviendo a la empresa como Presidente Honorario. El legado de la familia continuará bajo mi hermano Steve y nuestro Presidente y CEO, Bob McGrew”.

Dick es considerado una luminaria por muchos organismos de la industria de tuberías. Se graduó en la Vanderbilt University con un título en alemán e historia. También tiene estudios sobre paz y conflictos y relaciones internacionales. Ingresó a T.D. Williamson en 1971 y luego fue asignado a Williamson Internacional en Bruselas para trabajar en los esfuerzos internacionales de comercialización en Europa. Ha desempeñado numerosos roles durante su carrera dentro de la compañía. En Enero de 1989 Steve Williamson compró una división de T.D. Williamson, que se encuentra en Georgetown, Ontario,

Canadá, y la dirigió hasta Enero de 2007, cuando la división fue vendida de nuevo a T.D. Williamson. Durante seis años sirvió en la junta de la Asociación Canadiense del Gas (CGA). Ingresó a la junta directiva de T.D. Williamson en 1977. “Estoy orgulloso de reemplazar a Dick como Chairman de la junta y continuar la tradición de la industria Williamson en TDW. Nuestro experimentado equipo de liderazgo bajo Bob McGrew es fuerte y comprometido, nuestros empleados son los mejores en la industria, y la marca de T.D. Williamson permanecerá siendo fuerte a nivel mundial”, dijo Steve.

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 29

Gente

Cambio de liderazgo en T.D. Williamson

Isaac H. Joseph

Gente

Presidente, Wellbore Technologies NOV

ational Oilwell Varco promovió a Isaac H. Joseph a la posición de Presidente del segmento Wellbore Technologies. “Con 25 años de experiencia dentro de NOV y más de 36 años en la industria petrolera, Isaac aporta un gran nivel de liderazgo y una valiosa experticia en este segmento de la compañía”, comentó Clay C. Williams, Chairman, Presidente y CEO de NOV. Joseph comenzó su carrera en la industria de servicios petroleros con Tennessee Gas Pipeline en 1980. De 1982 a 1995 ocupó varios roles en el manejo de ventas

Isaac H. Joseph

y operaciones para Plastic Applicators y Tuboscope Vetco International. En 1995 ingresó a ICO Worldwide como el Director

Pemex El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó los nombramientos de Carlos Murrieta Cummings como Director General de Pemex Transformación Industrial (TRI), a partir del 1 de Septiembre, y de Rodrigo Becerra Mizuno como Director Corporativo de Procesos de Negocio y Tecnología de Información, desde el 5 de Septiembre 30 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

Murrieta Cummings

Becerra Mizuno

urrieta Cummings es Ingeniero Químico de la Universidad Iberoamericana. Desde 2009 hasta Abril de 2015 se desempeñó como Director Corporativo de Operaciones de Pemex, donde entre otros

de Operaciones Regionales de la Costa del Golfo. Luego fue promovido a Vicepresidente Senior de Ventas y mas tarde a Presidente de ICO Worldwide. En 2002, cuando esta empresa fue adquirida por Varco fue nombrado Vicepresidente del Hemisferio Occidental para Tuboscope. Tras la fusión de National-Oilwell y Varco en 2005, fue designado Presidente de NOV Tuboscope, donde dirigió un equipo de más de 6.500 empleados. El posee una licenciatura en Administración de Empresas de la University of Southwestern Louisiana.

roles tuvo a su cargo la planeación estratégica de la empresa, la coordinación operativa de los entonces organismos subsidiarios, la consolidación e implementación de estrategias de suministro, así como las políticas institucionales de desarrollo sustentable y responsabilidad social. Anteriormente y durante dieciocho años, trabajó para McKinsey &Co, firma consultora en la que desempeñó diversos cargos hasta alcanzar el nivel de Socio Director. Hasta hace poco era Asesor del sector energético para la empresa Sendero y consultor de negocios independiente. Becerra Mizuno es licenciado en Economía y Relaciones Internacionales por la Universidad de Boston. Cuenta con una maestría en Administración de Empresas por la Tuck School of Business at Dartmouth College de New Hampshire, Estados Unidos. Especializado en desarrollo de nuevos negocios e implementación de soluciones tecnológicas, Becerra ha sido Gerente global del sector público, de 2006 a 2008, Director Ejecutivo de Industria de Gobierno Global, de 2008 a 2012 y Director General de Sector Público Región Asia, de 2012 a la fecha, todo ello para Microsoft Corporation. En 2001 fue Asesor del secretario de Hacienda y Crédito Público.

Warehouse

Global Rapid Intervention Package de costos y de tiempo en el control de - GRIPSM Reducción pozos submarinos

oots & Coots Services, un negocio de Halliburton, ha desarrollado la suite de servicios Global Rapid Intervention Package (GRIPSM), diseñada para ayudar a reducir los costos y el tiempo de despliegue en caso de eventos de control de pozos submarinos. GRIP ofrece capacidades para planificar y “matar” pozos, que son provistas por la infraestructura logística global de la empresa y las líneas de servicio del producto que posee. Esto incluye tanto un inventario de paquetes de prueba de pozos, como unidades de tubería flexible y herramientas para pozos de alivio. De manera adicional, GRIP cuenta con la nueva pila de contención de alta temperatura y 15.000 psi RapidCap™ Air-Mobile, provista por Trendsetter Engineering, Inc., que incorpora un diseño especial basado en

32 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

válvulas de compuerta, significativamente más ligero, menos costoso y más móvil que otras opciones en el mercado. Los actuales sistemas de contención disponibles son extremadamente difíciles de implementar debido a su tamaño y peso (aproximadamente 220.000 - 300.000 libras) y son costosos de transportar y volver a montar en un sitio de trabajo. Puede tomar semanas desplegar los sistemas existentes, especialmente en lugares que carecen de la infraestructura necesaria para moverlos a tiempo en su posición. Para hacer frente a la necesidad de una solución más portátil y rentable, RapidCap tiene como objetivo reducir el tiempo de instalación hasta en un 40% en comparación con los sistemas de la competencia. En lugar de requerir una infraestructura

especializada, RapidCap puede ser transportado por aire en un Boeing 747-400F y levantado por una grúa de 110 toneladas o menos pesada. “Estamos orgullosos de ofrecer este paquete de intervención rápida que proporcionará a nuestros clientes un acceso fácil a las capacidades de contención y de alivio, incluso en las zonas más remotas” dijo Jim Taylor, Vicepresidente de ConsuWarltoría y Gestión de Proyectos. “Boots & Coots durante mucho tiempo ha sido reconocido como un líder mundial en respuestas para el control de pozos y GRIP promueve este compromiso con operaciones seguras en alta mar”. Se espera que GRIP y la nueva solución RapidCap estén listas para ser desplegadas a finales de 2016.

Quito, Ecuador

26 - 28 Septiembre XII Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

Congreso ACP Challenges & Answers

Bogotá, Colombia

www.hjbecdachferias.com/ferias/ecuador/oil-power

www.simposiobolivariano.org

Media Partner

Expo Oil & Gas Colombia Bogotá, Colombia

www.marketsgroup.org/forums/ cac-energy-summit-2016

www.expooilandgascolombia.com

Media Partner

www.acp.com.co

30 Noviembre - 02 Diciembre

Panamá, Panamá

Bogotá, Colombia

Revista Oficial

30 Noviembre Central American & Caribbean Energy Summit

29 - 30 Septiembre

Revista Oficial

26 - 28 Septiembre SPE Annual Technical Conference and Exhibition

24 - 27 Octubre Rio Oil & Gas Expo and Conference

27 - 29 Septiembre International Pipeline Exposition

25 - 27 Octubre SPE Artificial Lift Conference and Exhibition-North America

Calgary, Alberta, Canadá - www.internationalpipelineexposition.com

The Woodlands, Texas, USA - www.spe.org/events/en/2016/conference

05 - 07 Octubre US/MEX Gas & Fuel Infrastructure 2016 - Houston, Texas, USA

02 - 04 Noviembre IADC Annual General Meeting

16 - 21 Octubre SEG International Exhibition and 86th Annual Meeting

18 - 19 Noviembre Peru Oil & Gas Congress

19 - 20 Octubre - SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference

29 - Noviembre - 01 Diciembre - SPE Thermal Well Integrity & Design Symposium - Banff, Alberta, Canada

Dubai, Emiratos Árabes Unidos - www.spe.org/events/en/2016/conference

www.infocastinc.com/event/us-mexico-gas-fuel-infrastructure

Dallas, Texas, USA - www.seg.org

Río de Janeiro, Brasil - www.riooilgas.com.br

Arizona, USA - www.iadc.org/event/2016-iadc-annual-general-meeting

Lima, Perú - peruoilgascongress.com

Lima, Perú - www.spe.org

www.spe.org/events/en/2016/symposium/16twid/homepage.html

24 - 26 Octubre Arctic Technology Conference - ATC 2016

03 - 08 Diciembre 15th Latin American Congress on Organic Geochemistry

St. Johns, Canadá - www.arctictechnologyconference.org/

Medellín, Colombia - www.alago.co

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

SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320 33

Calendario

21 - 23 Septiembre XVII Ecuador Oil & Power Expo & Conference

Última Página

Desolador panorama del sector hidrocarburos en Perú El sector hidrocarburos en el país pasa por una coyuntura bastante crítica y que no ha cortejado lo acaecido en otros sectores de la economía. La futura exploración no tiene visos de recuperarse y cada vez hay menos contratos de exploración y producción vigentes Álvaro Ríos Roca*

omo ya es conocido por todos, la década de bonanza en América Latina (2004–2014), impulsada primordialmente por elevados precios de materias primas, ha traído innumerables beneficios económicos y sociales a la región. Contrario a los movimientos más nacionalistas, Perú ha mantenido una economía abierta a las inversiones, ha fortificado su seguridad jurídica, ha respetado contratos y se han firmado casi una veintena de tratados de libre comercio, fomentando una dinámica exportadora vigorosa y diversificada. Perú es el país que más ha crecido económicamente en la década de bonanza en toda la región, llegando algunos años muy cerca a dos dígitos (9.14% el 2008). En lo social también se ha logrado substanciales avances en materia de reducción de pobreza. La democracia funciona con alternancia de poder, libertad de expresión e instituciones cada vez más robustas e independientes. Todo indica que Perú continuará liderando esta dinámica económica, social e institucional en la región en los próximos años. Cabe recordar que la economía peruana sigue dependiendo bastante del sector minero e hidrocarburos, pero está mucho más diversificada que hace una década atrás, con producción y exportaciones crecientes de productos y servicios con más valor agregado como: textil, pesquero, metalmecánico, desarrollo de software, agropecuario, turismo, culinario, etc. Empero, el sector hidrocarburos en Perú pasa por una coyuntura bastante crítica y que no ha cortejado lo acaecido en otros sectores de la economía, como hemos anotado anteriormente. La actividad de exploración y producción en Perú se ha estancado notablemente. Las reservas de gas natural y de petróleo están declinando. Si bien la

34 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

producción de gas natural sigue en aumento (debido al desarrollo del proyecto Camisea), la producción de petróleo se ha desplomado de 80,000 Bbl/día el 2004 a 46,000 Bbl/día este 2016. En el caso del petróleo, además de no haber tenido descubrimientos importantes, con el escenario de bajos precios, se han paralizado varios proyectos de crudo pesado en la selva peruana. La futura exploración no tiene visos de recuperarse y cada vez hay menos contratos de exploración y producción vigentes. El 2009 se tenían 67 contratos y este 2016 disminuyeron a 37. Casi la mitad de estos están en fuerza mayor por problemas ambientales, sociales y de otra índole. Desolador panorama. Perú, a pesar de tener su economía abierta al mercado y ser proclive a las inversiones, no ha logrado captar la atención de las denominadas “majors” que si están en países como Argentina, Uruguay, Colombia, Venezuela, Bolivia y que en breve las tendrá México. Las empresas que llegaron al Perú han sido muy pequeñas y muchas de ellas bastante especulativas. Este escenario de escasa exploración y declinante producción, responde a una problemática particular que existe en Perú y que analizamos a continuación. En primer lugar está la denominada “tramitología”. Elaborar un estudio de impacto ambiental y lograr su aprobación puede tomar entre dos a tres años, lo que ahuyenta inversiones. Otro aspecto es la conflictividad social. Varios proyectos no han podido llevar descubrimientos realizados al mercado, ni tampoco lograr nueva exploración por conflictos sociales asociados. En la mayoría de los casos la intervención del Estado ha sido reactiva y no preventiva. Varias ONG’s establecidas en Perú han logrado frenar la actividad, no en

un afán de contribuir o proteger a las comunidades o medio ambiente, sino en un ánimo de oposición por obtener lucro o beneficios económicos. La indefinición sobre el rol de Petroperú, su empresa estatal, es otro factor. Esta empresa ha sido blanco de un conflicto ideológico entre quienes defienden al Estado como empresario y los que creen que Petroperú debe desaparecer. La experiencia en la región muestra que casi todos los países cuentan con una empresa estatal en hidrocarburos. Lo importante para estas empresas es tratar de blindarlas al máximo del poder político de turno. La geología en Perú tampoco es favorable, especialmente para petróleo y para bloques costa afuera. La metodología de licitaciones en función de porcentajes más elevados en las regalías no es el adecuado y se debe optar por serios compromisos de inversión. Las regalías e impuestos están elevados para el potencial geológico que se tiene. El Gasoducto Sur Peruano en construcción necesita anclar mercados con exportaciones de gas, energía eléctrica y petroquímica fuera de fomentar demanda interna. El nuevo gobierno del presidente Pedro Pablo Kuczynski, tendrá que analizar esta problemática y dar un serio golpe de timón si quiere dinamizar inversiones y actividad en el sector hidrocarburos. Caso contrario, Perú terminará importando petróleo para sus modernizadas refinerías, con un gasoducto semivacío por varios años, sin petroquímica y menos contribuciones de impuestos y regalías de este importante sector de la economía, que debe sumar a los otros sectores económicos que ya tienen una mayor dinámica. * Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo