Octubre 2016 - Petroleum 321 by Revista Petroleum

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Octubre 2016

REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

AAPG / SEG

International Conference & Exhibition 2016

Petroleumag

Octubre 2016 Año 32, Nº 321 Portada: Instalaciones de la Termoeléctrica Josefa Camejo, ubicada en la Península de Paraguaná, Edo. Falcón (Foto: Controval)

Presídium de instalación de la AAPG ICE 2016

Las mechas: Elemento clave en el sistema de perforación

CORNISA CUADRANTE PREVIEW GENTE CALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA

Schlumberger e ION inician programa de imágenes Campeche 3D

Ambas empresas unirán tecnologías y experiencia para mejorar la disponibilidad de datos de las áreas costafuera de México

13 14

Pemex descubrió seis yacimientos de crudo ligero Se trata de cuatro yacimientos de crudo ligero y dos de crudo súper ligero con potencial para producir hasta 200 millones de barriles

Weatherford recibió reconocimiento a la excelencia operacional en Venezuela

La empresa mixta Petroboscán otorgó la distinción a Weatherford por haber completado operaciones libres de incidentes de seguridad por segundo año consecutivo en el campo Boscán en el Lago de Maracaibo

15 16

Pdvsa inaugura laboratorio para pruebas de cementación En un acuerdo con China Pdvsa ahora cuenta con un laboratorio para facilitar las pruebas en el área de cementación y bombeo de pozos

TSG establece acuerdo para el registro de pozos con ANCAP El Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay fue autorizado para seguir un acuerdo que ya traía con TGS desde 2007 para explorar la Cuenca Norte en la región Chaco-Paraná

ESCENARIO AAPG / SEG International Conference & Exhibition 2016 Las modernas instalaciones del Centro de Convenciones Internacional de Cancún –destino turístico de primera magnitud a nivel mundialrecibieron a una nutrida representación de geólogos y geofísicos de América y el mundo, quienes durante tres días deliberaron sobre el presente y el futuro del potencial del petróleo como la principal fuente de energía con que cuenta la humanidad, bajo el lema “Explorando Fronteras en un Ambiente Competitivo”

TECNOLOGÍA Mechas de Perforación ¿Producto de Consumo Masivo o Tecnología de Punta? Las empresas perforadoras deben convencerse de que las mechas de perforación no pueden ser consideradas y manejadas como producto de consumo masivo, sino como un elemento importantísimo del sistema de perforación

Ecopetrol arrancó la perforación del pozo Warrior en el Golfo de México La perforación del pozo es parte de la estrategia exploratoria offshore de la empresa colombiana y espera divulgar los resultados antes de concluir 2016

SECCIONES 4 8 32 32 33 34

Ronda 1.4 en el Golfo de México: Nueva oportunidad para incursionar en aguas profundas Empresas multinacionales y locales están evaluando trabajar en la porción mexicana del Golfo de México a nivel de aguas profundas, y se alistan para participar en esta ronda en Diciembre

La Ronda 1.4 abarca 10 áreas en aguas profundas

E&P

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Por Juan Carlos Mata; RIMA Investment & Drilling Solutions

El caudal y la velocidad del gas La misma ﬁlosofía para el cálculo de la velocidad interna de los recipientes se aplica al diseño de torres de deshidratación, endulzamiento y fraccionamiento de los hidrocarburos Por Marcías J. Martínez; Ingenieros Consultores y Asociados C.A.

OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

Contenido

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Cornisa

¿Hacia dónde va el precio del petróleo? Jorge Zajia, Editor

uien tenga la respuesta acertada pertenece a un grupo muy exclusivo, a una minoría, porque el pronóstico del precio del petróleo es fundamental para el desenvolvimiento de esta poderosa industria, ya que traza la ruta para que quienes dirigen este negocio puedan planificar las estrategias de exploración y producción. El precio de petróleo a futuro le permite al mercado calcular la rentabilidad de los proyectos y visualizar las oportunidades para las inversiones de capital con un grado de certidumbre confiable. Si esta variable es tan importante para la planificación de las actividades, por qué las predicciones del precio a futuro de los hidrocarburos son tan poco confiables y tienen un alto grado de incertidumbre. En general los analistas más acuciosos reconocen que la tendencia a la baja del precio del oro negro, genera pesimismo en el mercado de capitales; por lo que es vital tener una visión lo más realista posible con respecto a la evolución de su precio. En general, el fracaso de los pronósticos del precio del crudo a largo plazo se debe a que “las malas teorías y los malos modelos, producen malas predicciones”, de allí que los analistas más calificados siempre hablaron de un aumento gradual del precio, totalmente contrario a lo que ha sucedido en la realidad, cuando a mediados del 2014 se produjo una caída brusca y dramática del precio del petróleo y el gas natural. Esta situación tomó por sorpresa al mundo entero y los directivos de la industria a nivel mundial se dieron cuenta que los datos sobre las operaciones globales con la que alimentaron los modelos para predecir el desarrollo del negocio resultó ser insuficiente. Para hacerle frente a esta situación de precios bajos, se ha recurrido a lo que norma toda actividad comercial, que es la reducción de las inversiones y los gastos, lo que ha impactado “brutalmente” el nivel de empleo y hoy se cuentan en cientos de miles los ejecutivos, profesionales y técnicos del sector petrolero mundial que deambulan sin trabajo. Un vicepresidente de exploración de una petrolera estatal importante, decía recientemente en una conferencia, ante un calificado y nutrido audi-

4 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

torio, que su empresa muy a pesar de reducir sus gastos totales a un tercio, ha mantenido intacto su nivel de producción. Esa afirmación es preocupante y puede llevarnos a una situación similar a la cual ilustraban lo más viejos con la fábula del leñador y su burrito, que era su herramienta de producción, pues le permitía transportar el producto de su trabajo -la leña- a los centros de consumo. Un vez le dio por ahorrarse un dinero y optó por darle de comer un día si y un día no a su burrito y luego, al ver que el animalito respondía bien, aumentó a dos días sin comida y luego a tres, hasta que una mañana, para su desgracia, el burrito amaneció muerto. O lo que es lo mismo, pero dicho en una sola frase: “Pan para hoy y hambre para mañana”. Si bien el negocio petrolero está pasando por una situación estructural, de cambio radical de la forma cómo se venía desenvolviendo la industria, la situación del mercado es coyuntural y ya se perciben síntomas de su recuperación. Lo que se avizora es que los precios se van a normalizar alrededor de los 50 $/Bbl a valor presente y que el consumo del preciado carburante va a aumentar dramáticamente, desplazando al carbón y afectando el desarrollo de las llamadas fuentes alternas y/o renovables de energía. Predicciones de la evolución del mercado petrolero que han demostrado en el tiempo un grado aceptable de certidumbre, como las de ExxonMobil y BP, indican que el crecimiento demográfico, acompañado de un aumento sostenido del nivel de calidad de vida, coadyuvan a un incremento también significativo del consumo de energía y que los combustibles fósiles van a continuar aportando el mayor porcentaje de ese crecimiento. El sentido común y la lógica elemental obligan a los dirigentes de la industria petrolera a pensar muy bien a la hora de reducir los costos, para tratar de impactar en el menor grado posible el nivel de empleo, pues ese personal especializado y con experiencia, es el que va a necesitar a muy corto plazo para elevar la producción de hidrocarburos que se ve venir a precios competitivos y de manera eficiente.

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 Nemias Reina, Redactor Pasante nreina@petroleum.com.ve

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

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PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos. El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail. Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

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CNH y ANP acuerdan cooperación técnica La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México y la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil unirán sus experiencias como entes reguladores para promover la exploración y desarrollo de recursos de hidrocarburos

Magda Chambriard, Directora General de ANP, y Juan Carlos Presidente de la CNH, durante la firma del acuerdo conjunto

n el marco de la AAPG’s International Conference & Exhibition 2016, realizada en Cancún, México, la Comisión Nacional de Hidrocarburos – CNH, de México y la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles – ANP, de Brasil, suscribieron un Acuerdo de Cooperación Técnica que establece las bases para desarrollar actividades en materia de

intercambio de información, conocimientos, iniciativas, tecnologías, procedimientos y trabajos de investigación, bajo los principios de reciprocidad, igualdad y mutuo beneficio. El documento fue suscrito por Magda Chambriard, Directora General de ANP, y Juan Carlos Zepeda Molina, Comisionado Zepeda Molina, Comisionado Presidente de la CNH. En el caso mexicano, la firma se realizó en los términos del artículo 6 de la Ley sobre la Celebración de Tratados Internacionales, avalado por la Secretaría de Relaciones Exteriores. Si bien la CNH y la ANP han tenido acercamientos y conversaciones desde hace varios años en materia de regulación, la formalización del instrumento jurídico, “ayuda a enmarcar actividades específicas

de cooperación y México celebra su formalización”, aseguró Juan Carlos Zepeda. Zepeda subrayó la dilatada experiencia de la ANP en temas como aguas profundas y licitaciones y consideró que la relación con otros reguladores a escala internacional fortalecerá la experiencia mexicana. En el evento de la AAPG, el Comisionado Presidente de la CNH participó en el panel denominado “Una perspectiva de desafíos regulatorios para la exploración en aguas profundas y no convencionales en las actividades de producción”, junto a sus homólogos de la región (Argentina, Brasil, Colombia y Estados Unidos), y a directivos de distintos consorcios internacionales. Ante la audiencia compartió la experiencia de la CNH en la apertura del sector energético, así como la información más reciente y los retos en el marco regulatorio mexicano que permitan la exploración y desarrollo de estos recursos de una manera sostenible y eficiente. Al evento acudieron reguladores de diversos países de América Latina, así como expertos del sector de petróleo y gas a nivel internacional.

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6 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

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Cuadrante

arvest Natural Resources anunció que sus accionistas autorizaron la venta de todos los intereses que posee la compañía en Venezuela a la firma de inversión privada CT Energy. Al cierre de la venta, CT Energy o una de sus filiales pagarán a Harvest US$80 millones, sujeto a ciertos ajustes, y 12 millones pagables a seis meses, entre otras consideraciones. CT Energía adquirirá el 51% de HNR Energia y de esta manera todos los intereses de Harvest en Venezuela pasarán a ser de su propiedad, incluyendo su participación del 20% en la empresa mixta Petroldelta. La transacción deberá ser aprobada por parte del gobierno venezolano.

ampetrol en su informe de taladros de Agosto reportó que al cierre de ese mes el país mantuvo un total de 254 taladros petroleros, de los cuales 216 reportaron información. Un total de 192 taladros se encuentran “no operando” (equipos con y sin contrato, los cuales no están activos), un 41% más que en igual periodo del año anterior. De este total de taladros “no operando”, el 81% corresponde a equipos “libres” (equipos sin contrato y sin operación), para un total de 156. Mientras que los taladros “operando” (equipos con operación en campo), registraron una caída del 68% al pasar de 76 equipos en Agosto de 2015 a 24 en igual mes del año en curso.

okchi Energy, una subsidiaria de la argentina Pan American Energy se convirtió en el primer operador privado y distinto a Pemex en perforar un pozo en aguas someras en el Golfo de México, luego de ser autorizada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH. La Comisión aprobó la solicitud de Hokchi Energy para perforar el pozo exploratorio Hokchi-2, en el área contractual 2, adjudicada durante la segunda fase de la Ronda 1. Esta área se ubica en la Cuenca Salina del Istmo, frente al litoral de Tabasco y abarca 40 km2.

hell arrancó la producción del desarrollo Stones, en el Golfo de México, donde espera obtener unos 50.000 barriles de petróleo equivalente por día, cuando alcance plena producción hacia finales de 2017. Stones es el proyecto de petróleo y gas costafuera más profundo del mundo y utiliza una plataforma ﬂotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), que produce a través de infraestructura submarina por debajo de los 2.900 metros (9.500 pies) de agua. La FPSO es la número 13 dentro de la cartera mundial de aguas profundas de la compañía. “Nuestra experiencia en el uso de estas tecnologías de forma innovadora nos ayudará a desbloquear más recursos de aguas profundas en todo el mundo”, dijo Andy Brown, Director Upstream, Royal Dutch Shell.

eatherford International obtuvo dos contratos grandes con una importante major para productos de completación y filtros de arena, incluyendo equipos de levantamiento de gas, de inyección de productos químicos, válvulas de seguridad subterráneas (SSV) y herramientas de medición de fondo de pozo. Mediante los dos contratos Weatherford suministrará estos equipos a múltiples líneas de taladros para la perforación de pozos de alcance extendido en la isla de Sakhalin, y que abarca tanto pozos en tierra como en el mar.

a producción en el presal brasileño aumentó el 4% y alcanzó nuevos récords. La producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras (parte propia y de sus socios) en la capa del presal creció el 4% en Agosto, alcanzando un nuevo récord mensual al ubicarse en 1,36 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed). La petrolera indicó que el resultado se debió principalmente a la interconexión de nuevos pozos y al crecimiento de la producción de los pozos ya interconectados a las FPSOs Cidade Maricá y Cidade de Saquarema, instaladas en el campo Lula, en el presal de la Cuenca de Santos.

honson Internacional de Venezuela, C.A TIVENCA, alcanzó su 25 aniversario, tras haber sido creada el 6 de Septiembre de 1991, para ofrecer servicios en el campo de la ingeniería de consulta, en apoyo al desarrollo de proyectos para la industria petrolera, específicamente en las áreas de ingeniería, procura y gerencia de construcción, con lo cual ha incrementado su desenvolvimiento y reputación profesional. Esta empresa ha fundamentado su trabajo sobre sus recursos humanos, el aseguramiento, el control de la calidad y su capacidad de resolver problemas de campo. Uno de los principales objetivos de la consultora ha sido identificar oportunidades de negocio para sus clientes, todo esto gracias a la gestión de su Presidente, Abelardo S. Bravo, la Junta Directiva y el Comité Ejecutivo.

tatoil y Petrobras ﬁrmaron un Memorando de Entendimiento como un paso adelante en el fortalecimiento de su cooperación en Brasil. La intención del memorando es evaluar la participación conjunta en futuras licitaciones de áreas de exploración y aguas arriba para aumentar la colaboración en la producción de campos costa afuera en las cuencas de Santos y Campos. El acuerdo asimismo establece un marco para la cooperación en la creación de oportunidades en la cadena de valor del gas.

enaris y la Agencia Nacional de Promoción Cientíﬁca y Tecnológica (ANPCyT) convocaron por duodécimo año consecutivo a Pymes industriales a participar del Premio Tenaris al Desarrollo Tecnológico Argentino. La presentación de los proyectos será del 25 al 28 de Octubre. Este certamen reconocerá a los mejores proyectos de desarrollo e innovación tecnológica de Pymes industriales argentinas vinculadas a los sectores, energético, petroquímico, minero, autopartista, metalmecánico, siderúrgico o relacionados con la cadena de valor de estos sectores, con factibilidad de concreción económica e industrial. Mayor información: www.premio.tenaris.com

8 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

Ronda 1.4 en el Golfo de México

E&P

Una nueva oportunidad para incursionar en aguas profundas Empresas multinacionales y locales están evaluando trabajar en la región mexicana del Golfo de México a nivel de aguas profundas, y se alistan para participar en la ronda 1.4 avalada por el gobierno con fecha de adjudicación en Diciembre

La Ronda 1.4 abarca 10 áreas localizadas dentro de las provincias petroleras Cinturón Plegado Perdido y Cuenca Salina

l Gobierno mexicano a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos prosigue con el calendario pautado para la cuarta convocatoria de licitación de la Ronda Uno, esta vez la fase 4, a fin de adjudicar nuevos contratos de licencia para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México. Entre el 14 y el 18 de Noviembre fue establecido el lapso para solicitar la conformación de licitantes y el 5 de Diciembre de no haber cambios será la presentación y apertura de propuestas con la resolución y fallo el 7 de Diciembre. La Secretaría de Hacienda mexicana anunció el valor mínimo de la regalía adicional que deberán ofrecer los participantes en la licitación este año. El organismo

10 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

Fuera de sus costas, México se encuentra prácticamente inexplorado, de allí la relevancia que adquiere esta nueva ronda licitatoria”

estableció este valor mínimo en 3.1% para las áreas contractuales que van desde la 1 a las 4 (Cinturón Plegado Perdido) y en 1,9% para las comprendidas entre la 5 y la 10 (Cuenca Salina de Istmo). “El valor mínimo que se establezca para la regalía adicional debe garantizar que el Estado recibirá la renta petrolera que resulte de la exploración y la extracción de hidrocarburos, al mismo tiempo que se establece un marco competitivo que permita la inversión y se promueva el desarrollo de la industria petrolera nacional”, dijo Hacienda en un comunicado. El acceso al cuarto de datos para los privados mantiene un costo de 38,5 millones de pesos, a diferencia de los 5 millones que costó en las dos primeras licitaciones.

Ajuste de las reglas Los potenciales contratistas contarán con más tiempo para el arranque de sus actividades y trámites administrativos, además, gozarán de separación de obligaciones entre los miembros del consorcio en aspectos como rescisiones o cesiones del contrato. Entre las modificaciones destacan que los contratistas contarán con más tiempo para el arranque de sus actividades y gozarán con separación de obligaciones en el consorcio, protegiendo a las empresas en lo individual y como una sociedad participante. De manera que si algún integrante de un consorcio incurre en alguna causa jurídica, de daño al medio ambiente o económica que implique una rescisión contractual, los demás socios podrán absorber su parte del contrato. Aunado a esto, el plazo de 90 días para la etapa de transición de arranque al concluir la exploración del proyecto fue ampliado hasta 120 días, siendo el más extenso que ha dado hasta ahora en la Ronda Uno. Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía, anunció que las empresas tendrán nueve meses para analizar los datos de las zonas.

Áreas a explorar, tiempo y capacidad La Ronda 1.4 abarca 10 áreas localizadas dentro de las provincias petroleras Cinturón Plegado Perdido con 4 áreas (conteniendo aceite pesado, aceite superligero y gas húmedo) y Cuenca Salina con 6 áreas (ricas en aceite ligero). Allí las profundidades oscilan entre los 500 metros y 3.000 metros de tirantes de agua. Todas poseen reservas probadas superiores a 1.300 millones de barriles de petróleo crudo. Los bloques anunciados son sustancialmente mayor a lo ofrecido anteriormente pues abarcan desde 1.600 a 3.000 Km. A su vez los contratos tendrán duraciones

Ronda 1 – Fase 4 – Aguas Profundas Campos Ofertados – Golfo de México Bloque

Área (Km2)

1.678

625,8

Aceite Superligero

2.977

1.439,7

Aceite Superligero

1.687

1.304,0

Aceite Ligero

1.877

540,5

Aceite Superligero

Cinturón Plegado Perdido Cinturón Plegado Perdido Cinturón Plegado Perdido Cinturón Plegado Perdido

2.381

1.851,9

Aceite Ligero

Cuenca Salina

2.411

1.446,0

Aceite Ligero

Cuenca Salina

3.287

1.668,9

Aceite Ligero

Cuenca Salina

2.359

392,1

Aceite Pesado

Cuenca Salina

2.573

621,4

Aceite Ligero

Cuenca Salina

2.606

999,2

Aceite Extrapesado

Cuenca Salina

TOTAL

23.836

10.889,5

Reservas Potenc. (Millones barriles)

Tipo de Hidrocarburo

Geología

Hasta el 1 de Septiembre de 2016 habían precalificado 16 empresas para participar en la licitación

Área Perdido México

Estados Unidos

°API

28-47

32-38

Tasa de éxito

42%

45%

Exploración de pozos perforados

Producción de crudo

0 miles de barriles por día

65 mil barriles por día

0 millones de pies cúbicos por día 1,000 millones de barriles equivalentes de petróleo

120 millones de pies cúbicos por día 511 millones de barriles equivalentes de petróleo

Producción de gas Reserva 3P

mayores, desde 4 a 10 años, e incluso podrían llegar hasta 50 años, aseguró Lourdes Melgar, Subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Sener.

Zona limítrofe, división de áreas México, en su territorio fuera de la costa y en aguas profundas está prácticamente inexplorado, por lo tanto, tiene cero producción, de allí la relevancia que adquiere esta nueva ronda licitatoria, la cual marcará el inicio de la producción en este ambiente que promete un potencial enorme para el país.

En la parte estadounidense del Golfo de México, el 80% de la producción de petróleo proviene de aguas profundas. El 77% de los bloques adjudicados en esta región durante las últimas dos licitaciones están en aguas profundas, y el 50% de los bloques están en aguas ultra profundas. Según la agencia Bloomberg existen más de 5.000 plataformas operando en el Golfo de México, del lado que corresponde a Estados Unidos, entre rentadas y propias; mientras que Pemex (la única autorizada para operar campos petroleros en el país) tiene alrededor de 300 unidades. OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 11

E&P

La inscripción en la licitación cuesta 285.000 pesos y los requisitos de capital contable para las empresas es de al menos 2.000 millones de dólares o 10.000 millones de dólares en activos, 10 veces más que lo requerido para los contratos de producción compartida en las dos primeras fases, con lo que se busca asegurar que sólo participen los grandes actores de la industria.

Schlumberger e ION inician programa de imágenes Campeche 3D E&P

Ambas empresas unirán tecnologías y experiencia para mejorar la disponibilidad y revisión rápida de datos de cara a las próximas rondas de licencia de áreas fuera de las costas de México

El programa de generación de imágenes 3D abarca tres áreas de estudio en la Bahía de Campeche, fuera de la costa, al sur de México

chlumberger WesternGeco e ION Geophysical Corporation emprenderán un nuevo programa de imágenes de banda ancha multicliente que se denominará 3D Campeche, a utilizarse en alta mar, México, y que se alimentará de información proveniente de la biblioteca de datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH. El nuevo programa de generación de imágenes 3D comprende tres áreas de estudio, que abarcarán hasta 82.000 km2 en la Bahía de Campeche, fuera de la costa, al sur de México. Ambas empresas pondrán en uso la amplia experiencia que tienen para dar uso a este nuevo programa, y sacar así el máximo provecho combinando tecnologías y técnicas, maximizando la calidad de los datos y poder aportar mayores conocimientos geológicos para la próximas rondas de licencias. Las zonas geológicas tienden a variar por muchos factores y por ende son complejas. Estudiarlas requiere un ﬂujo de trabajo

12 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

avanzado y minucioso para maximizar el ancho de banda, mientras se producen datos con fuerte contenido de baja frecuencia para las áreas subsalinas y datos de alta resolución para las áreas sin sal de la cuenca. WesternGeco explica que el uso del preprocesamiento de banda ancha acoplado

“La colaboración aportará imágenes de alta calidad, lo que mejorará la compresión de la compleja geología del subsuelo en esta zona”

con la alta resolución pronunciada de la inmersión TMR (Tiempo de Migración Inverso) y los algoritmos de imágenes Kirchhoff producirán los datos necesarios para la identificación y exploración del prospecto. “Estamos complacidos de colaborar con WestemGeco en un proyecto tan grande en alta mar, en México, donde anticipamos el continuo interés del cliente. El área foco del programa de generación de imágenes Campeche 3D se encuentra en una de las más desafiantes y potenciales regiones costa afuera de México, donde tenemos considerable experiencia en procesamiento”, dijo Brian Hanson, CEO y Presidente de ION. “Esperamos ver una mejora significativa en las imágenes del sub-sal y pre-sal para informar mejor a nuestros clientes durante sus rondas licitatorias y para la toma de decisiones”, comentó Maurice Nessim, Presidente de WesternGeco.

Se trata de cuatro yacimientos de crudo ligero y dos de crudo súper ligero con potencial para producir hasta 200 millones de barriles

Localización de los pozos Nobilis-1 y Teca-1 los cuales arrojaron resultados alentadores para la industria mexicana

ecientemente Pemex anunció el hallazgo de 6 yacimientos de crudo en el Golfo de México, de los cuales dos son de crudo súper ligeros en aguas profundas, y 4 de crudo ligero en aguas someras, teniendo con esto el objetivo estratégico de incrementar el inventario de reservas con criterio de sustentabilidad y costos competitivos. Pemex logró perforar el pozo de Nobilis-1, ubicado a 220 km de la costa de Tamaulipas en el Cinturón Plegado Perdido, con un tirante de agua de 3 mil metros y una profundidad de más de 6 km. Allí halló dos yacimientos de crudo con densidad superior a 40 °API, en el ﬂanco oriental del campo Maximino. El principal yacimiento de Nobilis presenta el mayor espesor impregnado de petróleo que hasta el momento se ha identificado en dicha área. Su capacidad productiva podría alcanzar 15 mil barriles diarios y con base en los estudios realizados se estiman reservas totales 3P que oscilan entre 140 y 160 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, dijo la petrolera mexicana.

Por otra parte, el pozo Teca-1, ubicado a 30 km de la costa entre Veracruz y Tabasco, con un tirante de agua de 44 metros, resultó exitoso al descubrir crudo ligero así como gas condensado, con un estimado de reservas totales 3P entre 50 y 60 millones de petróleo crudo equivalente. El rango de profundidad en la corteza marina del pozo Teca-1 se ubica entre 2.750 y 3.400 metros y podría producir alrededor de 7 mil barriles por día. De acuerdo a Pemex, estos resultados fueron posibles gracias a la implementación de tecnología de vanguardia en lo que a interpretación geológica y geofísica se refiere, permitiendo al país captar oportunidades para reactivar la exploración y la producción a corto plazo.

30 pozos exploratorios en 2017 El año entrante la petrolera mexicana planea perforar 30 pozos exploratorios. Considerando el entorno de bajos precios del petróleo, las inversiones se dirigirán a las áreas con mayor probabilidad de encontrar hidrocarburos líquidos que

tengan mayor rentabilidad, para así poder fortalecer la producción a corto y mediano plazo. Buscará perforar 10 pozos en la porción terrestre y 12 en aguas someras en las cuencas del sureste, incluyendo 4 pozos delimitadores, lo cual permitirá incrementar el conocimiento de los campos recién descubiertos, acelerar su desarrollo y puesta en producción. También planea perforar 4 pozos en otras dos áreas como lo son la cuenca de Tampico Misantla, y la porción sur de la cuenca de Burgos, a fin de seguir evaluando el potencial de reservas en lutitas en estas dos áreas consideradas de alta prospectividad. Pemex aseguró que las exploraciones que se realizarán en aguas profundas y yacimientos no convencionales contribuirán a fortalecer estrategias de riesgos de farm outs o asociaciones, en áreas en la que ha considerado establecer alianzas para compartir riesgos geológicos, financieros, asegurar la viabilidad comercial de este tipo de yacimientos y tener mayoy acceso a las mejores prácticas de la industria. OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 13

E&P

Pemex descubrió seis yacimientos de crudo ligero

E&P

Weatherford recibió reconocimiento a la excelencia operacional en Venezuela La empresa mixta Petroboscán otorgó la distinción a Weatherford por haber completado operaciones libres de incidentes de seguridad por segundo año consecutivo en el campo Boscán, en el Lago de Maracaibo

or el compromiso y desempeño demostrado en seguridad industrial, ambiente e higiene en los segmentos de perforación y producción, la compañía de servicios Weatherford recibió un reconocimiento por parte de la empresa mixta

14 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

Petroboscán, luego que completara un año libre de incidentes de seguridad, por segundo año consecutivo. Fue la implementación del sistema global integrado de calidad y seguridad denominado OEPS, lo que le ha permitido una mejora continua del desempeño hasta el punto de reportar cero incidentes en uno de los campos más importantes de la región occidente, explicó Gabriel Acosta, Coordinador QHSSE del área Occidente de Weatherford.

“Hemos implementado un programa de Calidad del Servicio, Salud, Seguridad y Medio Ambiente (QHSSE) para orientar nuestro camino hacia la excelencia operacional. Nuestro sistema exige que reportemos todos los trabajos que realizamos y todos los incidentes, lo cual nos permite identificar las causas de los mismos y dónde podemos actuar, para que podamos tener un mejor entendimiento de nuestro desempeño”, comentó Acosta. El sistema QHSSE de Weatherford fue establecido bajo las bases de ocho joyas de seguridad y calidad y cuatro principios de gestión ambiental. Estos programas definen los valores fundamentales de la compañía y describen las medidas que se deben tomar para ayudar a proteger al personal, los activos y las comunidades. “A través de nuestro programa de seguridad, alertamos sobre los peligros y ponderamos los riesgos relacionados con las actividades ejecutadas por nuestra gente, planificamos para prevenir incidentes no deseados y proveemos los recursos necesarios para ejecutar los procesos operacionales y para responder a las emergencias de una manera rápida y eficaz”, agregó el coordinador de QHSSE. La implementación del sistema integral de seguridad y calidad de Weatherford le ha permitido a la empresa, alinear los estándares de desempeño desde varios frentes en campo Boscán, los cuales incluyen servicios de perforación direccional, corrida de tubulares, actividades de pesca, limpieza, recuperación, terminación de pozos, sistemas de producción, servicios de guaya fina, entre otros.

La perforación del pozo es parte de la estrategia exploratoria offshore de la empresa colombiana y espera divulgar los resultados del pozo antes de concluir 2016

copetrol dio inicio a la perforación del pozo exploratorio Warrior, localizado en el bloque Green Canyon en la porción estadounidense del Golfo de México. Allí la empresa colombiana, a través de Ecopetrol America Inc. posee 20% de participación en el bloque, junto a Anadarko US Offshore (operadora, con 65%) y MCX Exploration (15%). Este bloque, localizado en un área cercana a dos importantes campos de producción, limita por el occidente con el bloque K2 (operado por Anadarko Production Corporation y en el que Ecopetrol America participa con el 9,21%) y por el oriente limita con el campo Shenzi, operado por BHP Billiton.

Las empresas esperan que antes de finalizar el 2016 se conozcan los resultados arrojados con la perforación del pozo Warrior, el cual apunta a las arenas del Mioceno, equivalentes en edad a las del campo cercano K2. Adicional a esta actividad en el Golfo de México, este año Ecopetrol también ha previsto perforar con su socio Anadarko el primer pozo delimitador del descubrimiento de Kronos, con miras a determinar el potencial offshore en el Caribe colombiano.

La perforación se realiza utilizando el buque Ocean BlackHawk

OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 15

E&P

Ecopetrol arrancó la perforación del pozo Warrior en el Golfo de México

E&P

Pdvsa inaugura laboratorio para pruebas de cementación y bombeo En un acuerdo con China la estatal venezolana ahora cuenta con un laboratorio para facilitar las pruebas en el área de cementación y bombeo de pozos en el oriente del país

dvsa inauguró un moderno laboratorio de cementación y bombeo en San Tomé, estado Anzoátegui, producto de un convenio con China que estipula la instalación de cuatro laboratorios con una inversión de 1,8 millones de dólares por cada uno, los cuales servirán como centros de prueba e investigaciones científicas y tecnológicas para la cementación y bombeo de pozos. Ernesto Sánchez, Gerente de Cementación y Bombeo de Región Faja, dijo que las pruebas y servicios a pozos eran contratados a empresas externas y por medio de estos acuerdos los procesos serán menos costosos logrando así, ser independiente en esta rama. “El ahorro es significativo en las operaciones de cementación, para las cuales ya tenemos equipos, personal y ahora un laboratorio de pruebas totalmente propio. Constituye un logro en la soberanía tecnológica de este proceso, gracias al cual ya manejamos 80% de las operaciones de cementación en la División Ayacucho”, indicó. Añadió que en el transcurso de este año se tiene planeado instalar un segundo laboratorio de cementación en la División Carabobo de la Faja y un tercer laboratorio en la División Junín en 2017. Los otros dos laboratorios restantes se tienen con mira a las regiones de Occidente y Oriente. Dichas instalaciones están dotadas con múltiples equipos para un proceso óptimo, como consistómetros presurizados y atmosféricos, filtros prensa, analizadores de migración de ﬂuidos, analizadores ultrasónicos, cámaras de curado presurizadas y atmosféricas, así como prensa hidráulicas y software de última generación. Asimismo servirán también como centros de investigaciones científicas y de desarrollo tecnológico. Sustentará a las

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universidades e institutos tecnológicos educativos situados en las áreas de inﬂuencia de Pdvsa en todo el país.

480 pozos en la Faja del Orinoco Pdvsa también anunció la licitación exitosa de un gran proyecto de perforación con una inversión US$3.230 millones, con el objetivo de incrementar la producción de crudo en 250.000 barriles por día en los próximos 30 meses, en la Faja Petrolífera del Orinoco. El plan supone la perforación de 480 pozos en el mayor reservorio de crudo pesado del mundo. Las firmas de servicios petroleros que ganaron la licitación fueron las internacionales Schlumberger, Horizontal Well Drillers y la venezolana Y&V, con el soporte de Halliburton y Baker Hughes en actividades particulares del proyecto. Las compañías sumarán 18 taladros de perforación para llevar a cabo sus labores. No obstante, la petrolera venezolana se enfrenta a una crisis de liquidez ya

La empresa planea instalar un segundo laboratorio de cementación en la División Carabobo de la Faja y un tercer laboratorio en la División Junín en 2017”

que su producción ha mermado considerablemente debido a problemas de mantenimiento, restricciones de energía y robos, entre otros. Durante Agosto su bombeo cayó en un 4,4% es decir 2,242 millones de bpd. Por ende con este proyecto Pdvsa explicó que se quiere integrar servicios de construcción de plataformas, perforación y conexión de pozos para las empresas conjuntas, Petrovictoria que incluye a la rusa Rosneft; Petrocarabobo, donde participan Repsol y la india ONGC Videsh; y Petroindependencia, que incluye a Chevron, la venezolana Suelopetrol y las japonesas Mitsubishi e Inpex.

Inconvenientes con la licitación Según la agencia Reuters, hubo inconvenientes en el proceso de licitación debido a que Pdvsa entregó la obra a Trenaco, una pequeña firma colombiana no muy calificada y por consiguiente culminó con la cancelación de los contratos. Incluso algunos socios extranjeros de Pdvsa habrían cuestionando la nueva licitación, argumentando que la estatal precipitó la puja y por ende no proporcionó suficiente detalles con respecto al contrato. Asimismo los socios tienen dudas con respecto a los pequeños detalles, más aún sobre la finaciación del proyecto, luego que la petrolera venezolana solicitara a los competidores financiar sus proyectos. Sin embargo, Schlumberger, una de las empresas que ganó el concurso, calificó al proyecto como “uno de los más significativos del año”. “Aunque los detalles de los términos comerciales aún están en negociación, nos complace ver emerger nuevos modelos de negocios, y mantenemos nuestro compromiso con Pdvsa y la industria petrolera y gasífera de Venezuela”.

El Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay fue autorizado para seguir un acuerdo que ya traía con TGS desde 2007 para explorar la Cuenca Norte en la región Chaco-Paraná

l Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay dio luz verde a la Administración Nacional de Combustible, Alcoholes y Portland (ANCAP) para establecer un contrato directo con TGS con el fin de llegar a un acuerdo de comercialización y estandarización de un programa de datos de multicliente para explorar pozos en Uruguay. Esta asociación con TGS beneficia la estrategia de exploración a largo plazo de Uruguay, la cual fue lanzada en 2007,

para incorporar la participación y el riesgo compartido por empresas internacionales de exploración y producción. De hecho, grandes empresas internacionales están actualmente en la región interesadas en el proyecto. Se espera que se logren perforar cuatros pozos exploratorios el próximo año en la inexplorada frontera Cuenca Norte, adentrándose en la región Chaco-Paraná. “Estamos entusiasmados de añadir los datos de los pozos de Uruguay a nuestra biblioteca de registro de pozos mundial, cada

vez más amplia. La asociación entre TGS y ANCAP suministrará un amplio acceso a los datos técnicos que mejorará la exploración en Uruguay”, señaló John Adamick, Vicepresidente Senior de productos geológicos. La base de datos global de TGS incluye más de ocho millones de registros de las perforaciones de las provincias de hidrocarburos claves de todo el mundo, los cuales están disponibles en línea a través LOGLINE Plus!®, un repositorio de datos con búsqueda, orden y capacidades de descarga.

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E&P

TSG establece acuerdo para el registro de pozos con ANCAP

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18 SEPTIEMBRE 2016 I Petroleum 320

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Escenario

Cancún, Septiembre 6-9, 2016

AAPG / SEG International Conference & Exhibition 2016

“Exploring Frontiers in a Competitive Enviroment” Las espaciosas, modernas y funcionales instalaciones del Centro de Convenciones Internacional de Cancún – destino turístico de primera magnitud a nivel mundialrecibieron a una nutrida representación de geólogos y geofísicos de América y el mundo, quienes durante tres días deliberaron sobre el presente y el futuro del potencial del petróleo como la principal fuente de energía con que cuenta la humanidad. La International Conference and Exhibition, ICE 2016 es auspiciada y organizada por la American Association of Petroleum Geologists, AAPG, y la Society of Exploration Geophysicists, SEG, y tuvo como anﬁtriones a la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, AMGP, y a la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración, AMGE 20 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

l ambiente de camaradería y el desbordante optimismo sobre el futuro de la industria petrolera sirvió de marco perfecto para que los casi 500 delegados intercambiaran sus ideas, opiniones y tecnologías sobre cómo hacer más productiva y sustentable la exploración de petróleo y gas natural. La programación fue densa y completa, y entre las actividades destacaron: la Ceremonia de Apertura, las Sesiones Técnicas y de Posters, los Cursos Cortos, las Sesiones Plenarias: Compañías Petroleras Nacionales, NOC y las Compañías Petroleras Internacionales, IOC; Foro Mujeres en las Geociencias, las Sesiones Especiales de Países; Actividades Estudiantiles, la Exhibición de equipos, productos y servicios y los Eventos Sociales, entre otras que coparon la escena. El lema de esta nueva edición fue “Explorando Fronteras en un Ambiente Competitivo”.

Víctor Vega, Presidente de la AAPG para América Latina y El Caribe y General ICE Vice Chair, presidió la Ceremonia de Apertura, cuyo pódium estuvo conformado por Paul Britt, Presidente de AAPG; John Bradford, Presidente de SEG; José Antonio Escalera, Director de Exploración de Pemex e ICE General Chair; y Juan Carlos Zepeda, Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México, CNH

En el presídium de instalación ICE 2016: Víctor Vega, Pte AAPG Latin América; Paul Britt, Presidente de la AAPG; John Bradford, Pte. SEG; Juan Carlos Zepeda, Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; y José Antonio Escalera, Director de Exploración Pemex

Víctor Vega dio la bienvenida a la hermosa ciudad de Cancún a todos los delegados, representantes del gobierno e invitados especiales. Luego de escuchar el himno nacional de México y ver un video alusivo a la ocasión, recordó que era la segunda vez en la historia que el ICE se realiza en el país. Destacó que la conferencia fue cuidadosamente planificada y que muchas personas sumaron su trabajo para lograr

Víctor Vega (Foto: Gary Barchfeld)

que ICE 2016 fuera realmente especial y provechoso para todos. Reconoció la presencia de los representantes de las agencias reguladoras, de las compañías petroleras nacionales e internacionales “… y de nuestros amigos de las compañías de servicios, quienes han dado un valioso soporte en estos tiempos difíciles”. A pesar de esta época dificultosa aseguró que en México los tiempos son potencialmente interesantes, por la apertura dada a la participación internacional en la exploración y desarrollo de los hidrocarburos. “Colaboración” es la palabra clave para los profesionales y representantes de la industria petrolera global y también lo es para esta conferencia y “eso es exactamente lo que hemos tenido en la planificación y los eventos que van a experimentar”, señaló. También tuvo palabras de reconocimiento para Pemex en la persona de José A. Escalera; para la CNH representada por Juan C. Zepeda; para la AMGP, la AMGE y la SEG, representadas por Ulises Hernández, Marco Arreguín y Gustavo Carsten, respectivamente.

Como parte de la agenda mencionó un total de once Sesiones Técnicas; las Sesiones Plenarias de las NOC e IOC; los Paneles de los países: Argentina, Brasil, Uruguay, Colombia, Perú, Trinidad&Tobago, Surinam y México; e igualmente destacó la cumbre Challenge Bowl y el Foro Mujeres en las Ciencias de la Tierra. Paul Britt, Presidente de la AAPG, continuó en el orden del día y comentó que para él era un honor estar ante tan calificado auditorio para dar apertura a esta histórica conferencia en México. Recordó que la primera ICE realizada en México fue en 2004 “…cuando nuestro buen amigo Alfredo Guzmán fue el General Chair de esa exitosa reunión y estoy seguro que ICE 2016 va a ser un evento igualmente espectacular y emocionante”. Britt reconoció a todas las personas, entidades y empresas que prestaron su valiosa colaboración para el éxito de este evento: NCH, Pemex, AMGP, AMEG, NOC, IOC, SEG y AAPG Latin America and The Caribbean. “Conferencias como éstas no son posibles sin el generoso apoyo financiero OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 21

Escenario

Ceremonia de Apertura

Escenario John Bradford, Pte. SEG; Juan Carlos Zepeda, Comisionado Presidente, CNH México; Paul Britt, Presidente AAPG; y José Antonio Escalera, Director de Exploración Pemex inaugurando la muestra comercial del evento (Foto: Gary Barchfeld)

de nuestros patrocinadores. Personalmente le quiero dar las gracias a nuestros exhibidores y patrocinadores por su continuo y superlativo aporte económico”. También destacó el trabajo realizado por cada uno de los miembros de su organización y del Comité Ejecutivo, a los cuales fue nombrando uno por uno. Asimismo habló sobre la importancia de la Región de América Latina y El Caribe en la misión de la AAPG. Explicó que del total de miembros activos de la Asociación, más del 42% son miembros fuera de Estados Unidos, los cuales están distribuidos en 115 países, con oficinas en Londres, Dubai, Lagos, Singapur y Bogotá. “En 1996 la Región de América Latina tenía 865 miembros y hoy tiene 3.704 miembros”. Concluyó que de la misma forma que la AAPG crece en las regiones, sus miembros están inﬂuyendo con nuevas ideas lo cual beneficiará a todos. “Es una hermosa y mutuamente beneficiosa relación. Y estamos muy contentos de ser parte de esa historia”. John Bradford, Presidente de la SEG, intervino con una interesante presentación titulada “Demand for Innovation in Applied Geophysics”. De manera condensada y profunda, analizó el ambiente de negocios en la actualidad y enumeró las áreas de crecimiento de la geofísica aplicada en la Energía, Agua y Ambiente/Clima: gerencia de yacimientos y de CO2, gerencia de aguas y energía no convencional.

22 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

Describió los grandes retos de la humanidad en función del crecimiento demográfi co y las exigencias del mejoramiento general de la calidad de vida y cómo ello puede impactar el aumento de la producción de petróleo, el consumo del agua y el cambio climático. Al referirse a las tendencias de la energía global –eje central de su intervención-, apuntó que los combustibles fósiles continuarán como la fuente de energía dominante durante las próximas décadas. En ese sentido pronosticó: 1) el cambio de la demanda de carbón al gas natural; 2) el crecimiento significativo de los llamados

ICE 2016 fue el entorno perfecto para discutir las oportunidades de negocio de E&P en México que promueve la Reforma Energética”

no convencionales; 3) los requisitos regulatorios para la producción más limpia de petróleo y gas; 4) el aumento de los subsidios para las energías renovables; y 5) el fomento de la captura y secuestro del CO2. En resumen, Bradford concluyó: 1) que la geofísica puede contribuir significativamente al cumplimiento de algunos de los principales retos de la sociedad; 2) la necesidad de adaptarse a los cambios demográficos y a la nueva economía energética; 3) la geofísica puede ayudar a resolver los nuevos desafíos que tendrá la humanidad; y 4) existe la necesidad de hacer un esfuerzo concentrado y mancomunado para contribuir a comunicarse con otras disciplinas y público en general. José Antonio Escalera, Director de Exploración Pemex, en su calidad de General Chair de ICE 2016, se dirigió a los presentes para recordar que justo doce años atrás, en Octubre de 2004, en ese mismo lugar se celebró la primera Conferencia & Exhibición Internacional de la AAPG de México. “Fue un evento grande y emocionante. En ese momento los precios del petróleo subían y la demanda era alta… y la apertura de la industria petrolera mexicana a la participación privada era sólo un deseo para el futuro”, reiteró. Subrayó que ahora el escenario es diferente y que luego de diez años de bonanza petrolera, ahora se enfrentan momentos difíciles. “La eficiencia ahora es el nombre del juego… Por lo tanto, aquí estamos explorando fronteras en un entorno competitivo, como reza el lema de esta conferencia. Y una de esas fronteras es México”. Escalera aprovechó la oportunidad para recalcar la nueva política petrolera mexicana que gracias a la Reforma Energética de 2013 se han adjudicado los primeros contratos a empresas privadas, lo que conlleva a que este ICE 2016 sea el entorno perfecto para discutir las oportunidades de negocio de E&P en México. Juan Carlos Zepeda, Comisionado Presidente de la CNH, fue el encargado de cerrar la tanda de discursos de la Ceremonia de Apertura; y cedió la palabra a Víctor Vega para presentar el ballet folklórico que magistralmente amenizó el acto. A partir de allí los presentes se dirigieron a los espacios de la exhibición para disfrutar del brindis de bienvenida.

En dos diferentes plenarias se discutieron los aspectos más importantes que competen a las compañías petroleras estatales o nacionales, NOC, y las privadas o internacionales, IOC. Se analizaron los retos y oportunidades dentro de sus propios países y en el ámbito internacional. Dada la importancia del tema, a continuación presentamos una reseña preparada por la geóloga Susan Nash, del staff de la AAPG, con sus impresiones sobre estas Plenarias, un trabajo que vale la pena destacar que realizó en perfecto Español

En la Plenaria de las IOC: Ulises Hernández, Subdirector de Administración de Portafolio Pemex; Jonathan Peachey, VP Exploración y Nuevos Negocios Shell; Víctor Vega, Pte AAPG América Latina y El Caribe; William Tedesco, VP Exploración Golfo de México Anadarko; José Antonio Escalera, Director Exploración Pemex e ICE General Chair; Liz Schwarze, General Manager Exploración África y América Latina Chevron; Erik Oswald, VP Exploración Americas ExxonMobil; y Michel Hourcard, Senior VP Americas Total (Foto: Gary Barchfeld)

El “Escalofrío” del ICE Una combinación de optimismo y realismo caracterizó las sesiones plenarias del ICE 2016 en Cancún, lo cual significó que los líderes y sus compañías han identificado los factores vitales para sobrevivir en los desafíos actuales de precios bajos, inseguridad global y cambios económicos y políticos entre los productores y sus mercados. Unos temas seguían recurriendo: 1. El continuo crecimiento de la población global, que implica una demanda que no va a disminuir tanto como algunos habían pronosticado, porque no va a ser posible generar la electricidad requerida en el mundo si dependemos de la energía alternativa. 2. La innovación es absolutamente imprescindible para asegurar que tengamos recursos de hidrocarburos suficientes para satisfacer la demanda global. Aunque

se suele escuchar que las innovaciones causaron el colapso de los mercados por un exceso de producción (y oferta), en el largo plazo necesitaremos la producción de los yacimientos “difíciles” (lutita y sub-sal, por ejemplo), para proveer lo necesario y también tratar de construir más infraestructura (electricidad, luz, agua limpia) para que haya menos desigualdad y menos migración desde el campo a las mega-ciudades. 3. El medio ambiente es un enfoque importante; la reducción de emisiones de CO2 y la protección de acuíferos son una prioridad para las compañías. También, los cambios actuales, como el cambio de clima y el aumento de temblores al lado de los yacimientos de petróleo con pozos de inyección de agua producida, son áreas de investigación para encontrar mejores maneras de explotarlos.

4. Yacimientos, el capital para inversiones energéticas va a continuar siendo difícil de encontrar, debido al precio bajo del petróleo. Todos opinaron que no va a llegar a los niveles de 2014 en el futuro inmediato. 5. El gas natural será aún más importante en el futuro, porque la infraestructura para procesarlo y transportarlo está en línea, globalmente hablando, con el resultado de que el precio del gas natural no va a tener tantas variaciones. También hay una implicación en cuanto a la seguridad, porque no va a ser tan fácil chantajear a un país por depender de una sola fuente de gas natural.

Tendencias globales El primer discurso de la plenaria de las compañías internacionales en el tema de las “tendencias globales” comenzó OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 23

Escenario

Sesiones Plenarias NOC e IOC

Escenario

con una presentación de Erik J. Oswald, Vicepresidente de Exploración para las Américas, ExxonMobil, donde explicó la perspectiva elaborada en el pronóstico oficial de ExxonMobil, The Outlook for Energy: A Vision to 2040, según el cual en el 2040 el mundo tendrá una población de 9.000 millones de habitantes, con doble del GDP (producto interno bruto). Para realizar sus metas económicas, el mundo debe consumir 25% más petróleo que en el 2015, con mucho más contribución energética de fuentes alternativas. Los países que experimentan crecimiento dramático de sus poblaciones y el estándar de vivir son China, India, Brasil, México, Sudáfrica, Nigeria, Egipto, Turquía, Arabia Saudita, Irán, Tailandia, e Indonesia. Jonathan Peachey, Vicepresidente de Exploración y Nuevos Negocios de Shell, habló de la historia larga de esta compañía como participante y socio en casi todos los países de América Latina y que, en el futuro inmediato, tendrán que seguir adelante en los lugares con menos riesgo e identificar las prioridades.. Él, como los otros, habló de la necesidad de hacer una pausa en los lugares menos prospectivos y de más riesgo en América Latina por la situación económica y la escasez relativa de capital para la inversión y para la infraestructura. No obstante, vamos a ver más oportunidades en el futuro para obtener concesiones y entrar en colaboración entre compañías y países, según los líderes de las compañías nacionales como José González, Presidente de Pemex, Max Torres, Vicepresidente de Exploración Ecopetrol, y Mario Carminatti, Vicepresidente de

Exploración de Petrobras, quienes fueron tajantes al decir que necesitan no sólo la inversión, sino también la transferencia de tecnología y la oportunidad de capacitar a sus profesionales y trabajadores. William Tedesco, Vicepresidente de Exploración para el Golfo de México de Anadarko, habló de la necesidad de gestionar el riesgo financiero, político y científico, y describió la táctica de siempre estar vendiendo su participación o campos enteros para realizar ganancias cuando es posible. Por ejemplo, en vez de desarrollar sólo un descubrimiento en aguas costafuera en África, al finalizar los datos iniciales y una “prueba del concepto”, la compañía podrá decidir vender una parte o todo, y utilizar los fondos para invertir en otros proyectos con un retorno potencialmente positivo. Posiblemente, el momento más positivo ocurrió cuando después de escuchar el

Para realizar sus metas económicas, el mundo debe consumir 25% más petróleo que en el 2015, con mucho más contribución energética de fuentes alternativas”

impacto de la caída de los precios en las reservas económicamente recuperables, fue muy obvio que cuando se recupera un poco el precio -así sea US$20 de aumento-, todas las reservas que tuvieron que cancelarse, van a reactivarse por ser nuevamente rentables (es decir, económicamente recuperables). En este momento, una burbuja se formará otra vez, y así sea “pequeñita o grandota”, va a tener un impacto fuerte y positivo (y más o menos inmediato) en la disponibilidad de fondos de capital. El valor de las compañías subirá, con sus acciones y con su habilidad de vender bonos y conseguir financiación. El impacto más fuerte va a ser para las compañías públicas más impactadas por las leyes y reglas estadounidenses (por la SEC), y segundo para las compañías nacionales que han entrado en colaboraciones con ellas. Los Co-Chairs de la Plenaria de las NOC fueron: Paul Britt y John Bradford; como ponentes participaron: José A. González, Presidente Pemex; Max Torres, Vicepresidente de Exploración Ecopetrol; Mario Carminatti, Vicepresidente de Exploración Petrobras; e Ibraheen Assaadan, Director de Exploración Saudi Aramco. Los Co-Chairs de la Plenaria de las IOC fueron: José A. Escalera y Víctor Vega; Como ponentes estuvieron: Erik Oswald, VP Exploración Americas ExxonMobil; Jonathan Peachey, VP Exploración y Nuevos Negocios Shell; Michel Hourcard, Senior VP Americas Total; Liz Schwarze, General Manager de Exploración África y América Latina Chevron; y William Tedesco, VP de Exploración Golfo de México Anadarko.

Paul W. Britt, Pte. AAPG en el pódium durante la Plenaria de las NOC. En la mesa: John Bradford, Pte. SEG; José A. González, Pte. Pemex; Max Torres, VP Exploración Ecopetrol; Mario Carminatti, VP Exploración Petrobras; e Ibraheem Assaadan, Director Exploración Saudi Aramco (Foto: Gary Barchfeld)

24 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

La integración regional fue uno de los objetivos clave de ICE 2016. Cada panel de estas sesiones contó con la participación de principales actores del sector petrolero de cada país invitado Mediante este bloque de sesiones los asistentes recibieron actualizaciones sobre los últimos acontecimientos de la industria petrolera en Argentina, Brasil, Colombia, México, Perú y Trinidad y Tobago, incluyendo los retos y plays emergentes en estos países, que en conjunto representan una producción de crudo superior a los 5,7 millones de barriles por día. Las discusiones no sólo giraron en torno al potencial geológico de estos países, sino también las perspectivas económicas y políticas en general que pudieran afectar las decisiones de negocio y las estrategias de exploración. México Country Session Los temas abordados en esta sesión incluyeron los desafíos y estrategias en exploración y de petróleo y gas en México desde la perspectiva regulatoria y bajo la nueva reforma energética. Asimismo se habló de los nuevos paradigmas de la

Durante la sesión dedicada a México, en primer plano Alfredo Guzmán, Director Exploración Casa Exploration. Le acompañaron en el panel Ulises Hernández, Subdirector de Administración de Portafolio Pemex; Marco Antonio Arreguin, Líder Nuevas Asociaciones en Exploración Pemex; Jose A. Escalera, VP Exploración, Pemex; Jaime Buitrago, Amexhi; y Christian Uriel Moya, CNH, México

industria en el país y sobre los desafíos y roles de las sociedades conjuntas. Colombia Country Session En esta sesión se debatió sobre las oportunidades y desafíos en materia de

regulación para la exploración de petróleo y gas en Colombia. También la exitosa experiencia de Geopark como compañía independiente y el potencial de la cuenca del Caribe colombiano como área de frontera. Perú Country Session El panel presentó el status actual de la industria de los hidrocarburos del Perú y las nuevas oportunidades que se ofrecen, también el potencial de campos como Camisea, Ucayali, Ene y Madre de Dios. Asimismo se habló del impacto del gas en la economía peruana antes y posterior al desarrollo de Camisea.

En la sesión de Colombia intervinieron: Víctor Vega, Pte AAPG América Latina y El Caribe; Víctor Ramírez, Líder Exploración Ecopetrol; Orlando Velandia, Presidente, ANH; Francisco Lloreda, Presidente ACP; Enrique Velásquez, New Business Director Geopark; y Jorge Calvache, Gerente de Exploración Costafuera Ecopetrol (Foto: Gary Barchfeld)

P. Alarcón; Bárbara Bruce, Peru Energy Expert; Federico Seminario, Pluspetrol (Foto: Gary Barchfeld)

T&T y Surinam Country Session Se analizaron temas como la campaña de agua profundas de Trinidad y Tobago, el clima de negocios para las operadoras, los desarrollos en el Upstream y Downstream de Staatsolie Suriname y las oportunidades de exploración en las aguas someras de Surinam.

August Nelson, Gte. Exploración Staatsolie; Javed Mikhail Razack, VP AAPG Young Professional T&T; Wim Dwarkasing, Director Upstream Staatsolie (Foto: Gary Barchfeld)

OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 25

Escenario

Sesiones especiales por país

Foro: Discovery Thinking Preview

Este Foro fue la decimosexta presentación del programa del Comité de los 100 Años de la AAPG Co-patrocinado por la División de Asuntos Profesionales (DPA) de la AAPG, el foro contó con cuatro ponentes quienes describieron los descubrimientos gigantes en América Latina y el Golfo de México. Los temas tratados incluyeron la filosofía de la exploración, varias historias extraordinarias de sus carreras profesionales, ideas novedosas y lecciones aprendidas en el camino hacia el éxito. El foro fue un espacio ideal para explorar y discutir el éxito desde el punto de vista personal y lo que llaman el “arte de la exploración”. En líneas generales el Comité Organizador del AAPG ICE 2016 hizo un notable esfuerzo por cuidar cada detalle de las diferentes actividades del evento. Este trabajo tomó más de un año, tal como lo afirmó José Antonio Escalera, con el propósito de conformar un programa con 230 presentaciones orales y 95 posters, agrupadas en

Los panelistas del Foro Discovery Thinking: Charles Sternbach, Presidente Electo 2016-2017 AAPG; Laszlo Benkovics, New Ventures Manager Americas, Repsol; Jorge Calvache, Gerente de Exploración Costafuera Ecopetrol; Chandler Wilhelm, Pte. División de Asuntos Públicos AAPG; y Paul Weimer, Expresidente AAPG

11 temas y provenientes de 44 países. El programa técnico de tres días se complementó con cinco cursos cortos y todas las actividades anteriormente mencionadas.

Asimismo la exposición de equipos, productos y servicios petroleros fue una parte importante del evento, donde representantes de las empresas del sector de bienes y servicios petroleros tuvieron la oportunidad de conectarse con los principales actores de esta industria.

Rodrigo Hernández Ordóñez, Director General Administración de Hidrocarburos, Sener; Gaspar Franco, Comisionado CNH; Magda Chambriard, Directora General de ANP; Juan Carlos Zepeda Molina, Comisionado Presidente CNH; Víctor Vega, Pte. AAPG América Latina y El Caribe; Ana I. Valbuena, Asistente al Editor y Jorge Zajia, Editor de Petroleum

Pemex compartió información profusa sobre las múltiples oportunidades que ofrece la reforma energética. Aquí nos topamos con algunas de las guías que atendieron a los visitantes en el stand de exhibición (Foto: Gary Barchfeld) Gustavo Solórzano, VP América del Sur, Mitcham Industry; Sandra Vargas; Juan Santana, VP Business Development Energy Mexico, IHS Markit; y César Bolívar, VP Ventas América Latina LMKR

26 OCTUBRE 2016 I Petroleum 321

Mechas de Perforación

Tecnología

¿Producto de Consumo Masivo o Tecnología de Punta? Juan Carlos Mata; Director - Gerente General, RIMA Investment & Drilling Solutions

dad que encuentra este tipo de tecnología tales como el alto nivel de vibraciones en el ensamblaje de fondo, limpieza y remoción de los cortes de perforación, control de la trayectoria vertical, direccional u horizontal de los pozos; y lo más importante desde mi perspectiva profesional que es establecer una tasa de penetración (ROP) que permita optimizar los tiempos de perforación sin tener que sacrificar la calidad de las muestras necesarias para estudios geológicos; y no menos importante resguardar la vida útil del resto de los componentes del ensamblaje de fondo (BHA). Los mayores avances han estado dirigidos al desarrollo de los cortadores PDC, a través del mejoramiento continuo de su resistencia tanto al impacto como a la abrasión. Recientemente también se ha demostrado que la interacción de cortadores de diamante con elementos de carburo de tungsteno (Mechas Híbridas) es altamente eficiente en formaciones heterogéneas.

lo largo de los últimos 30 años la tecnología de mechas ha estado inmersa en una constante y continua evolución, la cual ha contribuido con grandes mejoras en los procesos y costos de las grandes operadoras petroleras tanto nacionales como internacionales, a través de la disminución de los tiempos de perforación.

Un poco de historia A mediados de los años 80’s y principios de los 90’s, las mechas de cortadores fijos (PDC), diamante sintético, impregnado y diamante térmicamente estable (TSP) emergieron como una solución para afrontar la complejidad de la perforación de formaciones litológicas altamente intercaladas con compresibilidades de rocas muy altas, donde normalmente se utilizaban un número muy alto de mechas convencionales de conos con bajas tasas de perforación y un alto riesgo de perder (uno o más) conos en el fondo del hoyo ocasionando pérdida de tiempo y dinero en labores de pesca y limpieza del pozo.

Evolución sistemática Sin embargo, muchos análisis y estudios han sido necesarios de parte de diseñadores, ingenieros y técnicos de las grandes empresas proveedoras de mechas, en conjunto con las diferentes operadoras para mitigar y minimizar grandes retos de perforabili-

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Resultados concretos Todo este esfuerzo en los últimos 30 años ha conllevado a que campos tales como el “Bloque Alóctono” del Oriente Venezolano; el “Piedemonte” Colombiano; “los conglomerados típicos del Oriente Ecuatoriano; la cuenca del “PreSal Brasileño” y los campos de “Gas de Esquistos” de Neuquén en Argentina, solo por nombrar algunos, cuenten con tecnologías de mechas con características específicas para su perforación a un costo competitivo.

Ahorros y beneﬁcios operativos para los perforadores

Otra ventaja que brinda este tipo de tecnología es la flexibilidad que ofrece para ser reparadas y poder ser utilizadas en diferentes pozos, garantizando siempre la utilización del cortador más adecuado para cada tipo de formación y apli-

Conclusiones

Ciertamente falta mucho por hacer y para seguir avanzando es necesario que las empresas perforadoras se convenzan de que las mechas de perforación no pueden ser consideradas y manejadas como producto de consumo masivo; sino como un elemento importantísimo del sistema de perforación, ya que el costo-beneficio de tener la tecnología adecuada en cada una de las fases de la

perforación de un pozo puede contribuir en inmensos ahorros en lo que se refiere al resto de los servicios del mismo: ﬂuidos de perforación, herramientas direccionales, tuberías de perforación, alquiler del taladro, etc. Los análisis de distribución de costos de perforación demuestran que las mechas representan solo entre 3 y 6% del costo total de la perforación de un pozo, sin embargo, cuando evaluamos los posibles ahorros que pueden generar, es necesario revisar el enfoque que se le está dando a esta “tecnología de punta” en momentos de dificultades para la industria petrolera mundial. Una selección adecuada de estos productos de acuerdo a las características particulares de sus aplicaciones, siempre contribuirá al mejoramiento continuo de los tiempos no productivos (NPT) durante la perforación.

Juan Carlos Mata es Ingeniero egresado de la Universidad… Tiene 25 años de experiencia en la Industria Petrolera con las empresas Camco de Venezuela (Div. Hycalog/Reed); Smith International Inc. (Smith Bits) y Schlumberger Ltd (Bits & Advance Technologies). Ha ocupado cargos técnicos y de alta Gerencia en distintos países de América Latina como Venezuela, Ecuador, Colombia, Brasil, Perú y Bolivia. Se ha especializado en el estudio y desarrollo de las aplicaciones de mechas o brocas de perforación, así como en la implementación de estrategias de Mercadeo, contribuyendo siempre el mejoramiento continuo de los costos de perforación. Durante los dos últimos años estuvo basado en Houston TX, formando parte del grupo pionero del proceso de transformación lanzado por Schlumberger a nivel mundial.

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Tecnología

cación. Esto, para las operadoras representa una gran oportunidad de poder cambiar el modelo de negocio de compra directa por un modelo de renta o rendimiento, evitándose de esta manera tener que asumir el manejo de inventarios que, por lo vertiginoso de la evolución tecnológica, se transforman en obsolescencia muy rápidamente.

Tecnología

El caudal y la velocidad del gas Marcías J. Martínez, Ingenieros Consultores y Asociados C.A.

Parámetros que debe manejar un profesional de la ingeniería Una vez nos reunimos un grupo de ingenieros para evaluar el entrenamiento de los profesionales que trabajaban para Pdvsa con el fin de analizar las diferentes variables que deberían utilizar con seguridad y totalizamos alrededor de 80 parámetros. Al continuar el trabajo llegamos a la conclusión que deberíamos dedicarnos a los de mayor importancia, los más usados al ejercer la profesión y de cuyo empleo se pudiera deducir que la persona conoce cómo hacer el trabajo. Así llegamos a la conclusión de que, con unos cuantos términos, bien manejados, el individuo podía ejercer la ingeniería y seleccionamos los más importantes: la presión, temperatura, caudal, velocidad y composición de los ﬂuidos. Es cierto que en algunos casos el color del glicol o el pH de las aminas, por ejemplo, nos indicarán lo que sucede con la planta, pero ya nos estaríamos ubicando en actividades específicas que, poco a poco, irán enriqueciendo la capacidad del profesional. De esa manera entendí que para dictar mis cursos debería hablar con “palabras de a centavo”, de tal manera que todo el mundo pudiera entenderlas y aplicarlas sin mayor esfuerzo. Uno de los errores que los profesores cometemos con frecuencia es pensar que, cuanto más compleja hagamos nuestras explicaciones, seremos calificados como mejores instructores. La experiencia me indica que cuando llenamos el tablero de cifras y explicaciones complejas los participantes mueven la cabeza para decirnos que están entendiendo y lo que realmente sucede es que no han entendido nada. En este tipo de casos aplica la expresión; “lo sencillo es hermoso” e invita a pasar la vida buscando términos que lle-

Fig. No.1.- Comportamiento del fluido gaseoso en la tubería

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guen al auditorio con absoluta claridad; ese procedimiento nos habla de sinceridad y del establecimiento de un camino para alcanzar la excelencia. Hagamos un ejercicio con un ejemplo: la cantidad de gas que transporta una tubería. Supongamos que la empresa dispone de un gasoducto de 10” Std. que maneja un gas de G=0,7 a 1000 lpcm (psig) y 100 °F cuyo caudal conocemos. Y empecemos la comunicación con la siguiente pregunta: ¿Creen Uds. que la tubería, en efecto, conduce 50 millones de pies cúbicos por día? (Ver Fig. No.1) Las caras de los participantes cambian de color cuando uno les asegura que la cantidad de fluido que maneja el tubo solamente llega a 0,65 millones de pies cúbicos, y se demuestra mediante cálculos que la expresión es correcta. Así los muchachos empiezan a entender el significado del término “factor de compresibilidad”.

Impacto del descenso de la presión sobre la velocidad del gas Otro aspecto que el operador debe mantener presente es que a medida que desciende la presión en el tubo aumenta la velocidad del gas, porque al bajarla se produce un incremento del volumen de gas que se maneja y, por lo tanto, un aumento proporcional de la velocidad, debido a que la tubería tiene un diámetro constante. Dicho de otra manera, un caudal más alto dividido entre la misma área va a resultar en una velocidad mayor. El aprendizaje se centra en la necesidad de aprender la diferencia entre los dos conceptos: 1) caudal a condiciones estándar y 2) cantidad que transporta el tubo a condiciones de operación. En el primer caso el caudal a lo largo de la tubería se mantendrá

Tecnología

igual (50 MM pcdn) mientras que, en el segundo, el caudal real es mucho más pequeño e irá cambiando a medida que el gas se mueve a lo largo de la tubería. Y se introduce otro concepto que debemos aprender: la energía potencial se transforma en cinética; el descenso de la presión produce un aumento de la velocidad.

Impacto de las presiones de trabajo sobre la eﬁciencia de la tubería En este nivel del análisis es conveniente aprovechar la oportunidad para explicar que la cantidad de gas que transporta la tubería es mucho mayor a medida que aumenta el nivel de la presión en los extremos del gasoducto con el cual se trabaja. Es decir, podemos conducir más gas elevando las presiones de trabajo en el tubo. Presentemos un ejemplo de una tubería de 10” Std. utilizando dos casos con la misma caída de la presión (Ver Fig. No. 2). El primero, con 1000 lpcm de entrada y 700 lpcm en la salida y una longitud de 10 Kms el tubo conduciría 131,86 MM, calculados con la ecuación de Weymouth, pero si operamos la misma tubería con una presión de entrada de 500 lpcm descargando el gas a 200 lpcm, el caudal se reduciría a 75,14 MM pcdn. Observen que estamos trabajando con la misma diferencial de presión en el mismo gasoducto, con lo cual aprendemos que es preferible compactar el gas en la tubería colocando una válvula de expansión en la salida para aumentar la eficiencia del transporte. Previamente se debe comprobar que el ducto aguanta la presión más alta.

Velocidad de erosión Ahora podemos analizar otro término que el ingeniero debe mantener presente: “la velocidad de erosión”, la cual acostumbramos a calcular con la siguiente ecuación, donde es la densidad del gas a condiciones de operación en lbs/p3.

Esta es la velocidad a partir de la cual se empieza a erosionar el material del tubo. No obstante, cuando los líquidos se acumulan en la tubería y el gas alcanza una velocidad erosiva, se genera un arrastre y se forma un oleaje interno que llega al separador produciendo un impacto severo con gran capacidad destructiva. Es normal que, al diseñar equipos, se trabaje con velocidades inferiores al 80% de la velocidad de erosión y, además, se le fijen límites más estrictos para hacer los diseños. Por ejemplo en las boquillas de entrada del gas a los separadores se recomienda no pasar de 30 pies/seg, con lo cual los operadores garantizan las mejores condiciones operacionales.

Fig. No. 2 - Efecto de la diferencial de presión en la tubería

Velocidad interna del separador En el caso de los separadores la velocidad crítica permitida en la parte interna del recipiente se calcula con la fórmula de SoudersBrown, con la cual se supone que, al trabajar por debajo de esta velocidad, no habrá arrastre de los líquidos en el gas del tope:

Donde: Vc = velocidad crítica, p/seg. K es la constante de Souders-Brown es la densidad el líquido, lbs/p3 es la densidad del gas, lbs/p3 El valor de la constante “K”, tal como ahora se publica, difiere mucho de su original y se convierte en un elemento para adaptar el caudal al extractor de niebla que se instale en el recipiente. El usuario deberá tener mucho cuidado con los valores que aplica. Esta ecuación sirvió de soporte en el diseño de los primeros separadores. Posteriormente se buscó la manera de aumentar la velocidad interna del recipiente, utilizando extractores de nuevas tecnologías, y aparecieron los separadores compactos, capaces de procesar una mayor cantidad de gas con un diámetro menor, pero se limitó la capacidad del recipiente para el manejo de los líquidos. Hoy la selección de la velocidad apropiada para diseñar estos recipientes introduce una combinación de factores donde intervienen la experiencia, la velocidad y el tipo de filtros o coalescedores que se le instalen para cada trabajo específico que deba realizar la unidad. La misma filosofía para el cálculo de la velocidad interna del recipiente se aplica al diseño de torres de deshidratación, endulzamiento y fraccionamiento de los hidrocarburos; con la diferencia de que, en ese caso, se emplea una velocidad que oscila entre el 60% y el 80% de la que se emplearía en un separador. OCTUBRE 2016 I Petroleum 321 31

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Octubre 19 - 20 • Lima, Perú

La conferencia es una oportunidad para aprender los últimos avances tecnológicos, encontrar soluciones a los retos actuales que puedan forjar el desarrollo de crudo pesado y extra pesado en la región, y para ampliar las redes de contacto en el sector

xpertos en exploración y producción de petroleras como Ecopetrol, Petroperú, Pluspetrol, Pemex, Pdvsa, IFP, Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger y de la Academia como la University of Calgary y Texas A&M University, se darán cita en esta conferencia el 19 y 20 de Octubre de 2016 en Lima, Perú, que tendrá como lema “Gerenciamiento e Innovación en Escenarios Exigentes”. Con más de 70 trabajos técnicos, el evento brindará la singular oportunidad para la industria del petróleo y gas de congregarse y liderar el progreso de la industria, compartiendo las mejores prácticas probadas para alcanzar costos de producción y eficiencia energética, mientras se reduce el impacto ambiental. La conferencia iniciará con la sesión “Cómo Producir Crudos Pesados en Escenarios Económicos Exigentes” liderada por

el Presidente de la SPE 2018, Darcy Spady, Broadview Energy Canada; Anton Castillo, Pdvsa; y otros ejecutivos de empresas operadoras, de servicio y compañías petroleras nacionales e internacionales. El objetivo de la sesión será presentar experiencias y perspectivas para el futuro viable de las reservas más grandes de la región. “Por tanto, la necesidad de explorar tecnología de punta y dar con los procesos para optimizar el desarrollo de crudos pesados y extra pesados son sumamente relevantes. El programa técnico de la conferencia ha sido diseñado para examinar prácticas regionales y globales con tecnologías innovadoras para la producción de estas reservas, con mínimo impacto ambiental y social,” comentaron los Directores del Programa Técnico Víctor Huerta, y José Gonzalo Flores.

“Esta es una oportunidad para profundizar nuestro conocimiento en estos yacimientos y colaborar con los líderes de la industria a fin de mejorar tanto los niveles de producción como los factores de recobro de estas reservas que son abundantes, pero difíciles de producir”, afirmaron. Previo a la conferencia, la SPE realizará el curso de entrenamiento avanzado “Gerenciamiento de Campos de Crudos Pesados y Extra Pesados en el Escenario de Precios Bajos” impartido por Samuel Armacanqui, World Oil Group. Los asociados a la SPE y a la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), organización que apoya el evento, pueden aprovechar el descuento en las tarifas para las inscripciones. Para mayor información visite www.spe.org/go/pressLAHO

3M Colombia Juliana Ayala

Carolina Echeverri

Vicepresidente del Negocio de Seguridad & Gráﬁcos

Vicepresidente del Negocio de Electrónica & Energía

Gente

Vicepresidente del Negocio de Salud

Álvaro Zapata

esde el 1o de Septiembre Carolina Echeverri es la nueva Vicepresidente del Negocio de Seguridad & Gráficos de 3M Colombia, quien tiene una amplia trayectoria dentro de la empresa desde el 2002 iniciando como Analista de Mercadeo. En los últimos 14 años se desempeñó como Coordinadora de Mercadeo, Black Belt Lean Six Sigma, Gerente de Negocio y Gerente de Mercadeo para el negocio de Cuidado Personal. Ella es Ingeniero Industrial de la Pontificia Universidad Javeriana, con una especialización en Marketing Estratégico del CESA y un MBA del INALDE.

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a empresa también ha designó a Juliana Ayala como nueva Vicepresidente del Negocio de Salud de 3M Colombia. A lo largo de 10 años se ha desempeñado como Analista Financiera, Business Finance Senior y Gerente de Negocio para la División de Food Safety. En 2013 fue ascendida al cargo de Vicepresidente del Negocio de Electrónica & Energía en 3M Colombia. Ayala es Profesional en Finanzas y Relaciones Internacionales de la Universidad Externado de Colombia, Especialista en Finanzas Corporativas del CESA y cuenta con un MBA del INALDE.

su vez, Álvaro Zapata fue promovido a Vicepresidente del Negocio de Electrónica & Energía de 3M Colombia, quien tiene un amplio trayecto laboral con 11 años de desempeño en 3M, donde comenzó como Analista Financiero, y sucesivamente asumió las posiciones de Business Finance Senior, Supervisor de Tesorería, Crédito e Impuestos y Gerente de Gráficos. En Marzo de 2014 fue nombrado Gerente de Negocio de la División Automotriz. Zapata es Administrador de Empresas y MBA de la Universidad de los Andes.

SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference

24 - 27 Octubre

18 - 19 Noviembre

Rio Oil & Gas Expo and Conference

Peru Oil & Gas Congress

Lima, Perú www.spe.org

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

Lima, Perú peruoilgascongress.com

30 Noviembre Central American & Caribbean Energy Summit

30 Noviembre - 02 Diciembre Expo Oil & Gas Colombia

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

Bogotá, Colombia www.expooilandgascolombia.com

Media Partner

Revista Oﬁcial

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

14 - 15 Noviembre Conferencia Anual sobre Energía Mexicana

24 - 26 Octubre Arctic Technology Conference - ATC 2016

17 - 18 Noviembre Seminario Iberoamericano de Energías Renovables

24 - 27 Octubre Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas

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

Dallas, Texas, USA - www.seg.org

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

México, México - www.platts.com

Santiago, Chile - www.sibercier.com

Bariloche, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2016/produccion/

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

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

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

02 - 04 Noviembre IADC Annual General Meeting

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

24 - 26 Enero 2017 SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition - Houston, Texas, USA - www.spe.org

10 - 11 Noviembre Argus Mexican Reﬁned Products Markets Conference

26 - 27 Enero 2017 Global Energy Forum

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

Houston, Texas, USA - www.argusmedia.com

Medellín, Colombia - www.alago.co

Beaver Creek, Colorado, USA - www.globalenergyforum.info

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

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19 - 20 Octubre

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Argentina

y los perversos subsidios a la energía Un análisis de qué estimula los subsidios en energía, los resultados de aplicarlos en algunos países de nuestra región y ﬁnalmente lo que acontece actualmente en Argentina por mantenerlos por década y media Álvaro Ríos Roca*

os subsidios prolongados terminan siendo perversos para las sociedades. Los sucesivos gobiernos de nuestra región, han instaurado o conservado subsidios, algunas veces con muy sensibles intenciones, pero las más de las veces en afán de votos y mantenerse en el poder. Empero, los subsidios pasan factura tarde o temprano. A continuación un análisis de qué estimula los subsidios en energía, los resultados de aplicarlos en algunos países de nuestra región y finalmente lo que acontece actualmente en Argentina por mantenerlos por década y media.

Cómo impactan los subsidios Los subsidios a los energéticos, lamentablemente, van contra toda tendencia a conseguir eficiencia y competitividad. Cuando los energéticos tienen bajos precios, nadie los preserva y el consumo es generalmente desmesurado. No hay señal para tomar la eficiencia energética con seriedad y el derroche es el derrotero. Los que más se benefician de los subsidios son aquellos que cuentan con acrecentados recursos económicos. Las familias con dos o tres vehículos, los que viajan constantemente, los que tienen piscinas calefaccionadas y muchos otros placeres de alto consumo energético. Por lo tanto, el que menos tiene, el que anda a pie, en bus, en metro, que mora en una habitación, termina subsidiando al que más recursos económicos posee. Sufren las economías de los países porque ven desangrar sus arcas. Cuando toca realizar ajustes y levantar subsidios, las sociedades no están preparadas para recibirlos y se producen crisis políticas, institucionales y sociales muy fuertes, como en el caso de Argentina, que analizaremos más adelante.

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Fuertes subsidios a la energía por prolongados periodos también llevan a desabastecimientos como es el caso de Venezuela y Argentina. Se ahuyentan inversiones en generación de energía eléctrica y exploración de hidrocarburos y se termina importando estos productos. Los servicios públicos de transporte y distribución se deterioran y no se expanden en detrimento de sus ciudadanos. Algunos estudiosos aducen que sostener precios de energía subsidiados son alicientes para el desarrollo y crecimiento económico. Esto no es cierto, debido a que, por ejemplo, países como Chile, Perú y Paraguay, que no han practicado subsidios, han liderado crecimiento económico en la región. Entre 2011 y 2015 el promedio del PIB fue: Chile 3.84%, Perú 4.78% y Paraguay 4.98%. Argentina y Venezuela, que mantuvieron elevados subsidios a los precios de los energéticos en el mismo periodo, han logrado tasas de crecimiento promedio del PIB de 2.93% y 0.31% respectivamente.

Los impactos en Argentina y otros países con subsidios El caso de Argentina es probablemente el más emblemático de la región en estos días. Desde 2001, Argentina practica fuertes subsidios a los precios de los energéticos, que lo ha transformado de neto exportador en importador. Las importaciones de energía en 2013 llegaron a bordear los 12.000 MMUSD, en un país que no requiere importarlos, porque los tiene en abundancia y los puede producir y ha contribuido a desangrar su economía. En Argentina, los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y

electricidad están deteriorados, no se expanden. Existen fuertes racionamientos de gas natural en invierno y de electricidad en verano. Argentina paradójicamente se ha tornado en el mayor “subsidiador” de importaciones de energía de toda América Latina. Es decir importa caro para vender barato. En realidad, por lo menos debería producir caro para comercializar barato y fomentar inversión, empleo y pago de impuestos internos. El nuevo gobierno del Presidente Macri está tratando de corregir esta anomalía de levantar subsidios. Esta medida antipopular está deteriorando su caudal político, causando un feroz malestar social y poniendo en riesgo hasta una futura gobernabilidad. Los ciudadanos argentinos no están en capacidad de tolerar alzas de precios entre 300 a 500%. En el otro lado del espectro, la economía argentina tampoco puede seguir sobrellevando un creciente déficit fiscal por importaciones y subsidios de energía. Brutal encrucijada. Los resultados en Venezuela son desastrosos y conocidos por todos y no vale la pena analizarlos. Ecuador y Bolivia son los otros dos países con fuertes subsidios a sus energéticos en la región. En ambas naciones se está tratando de paliar los subsidios con fuertes inversiones estatales en proyectos hidroeléctricos que permitan reemplazar GLP y derivados del petróleo en Ecuador y gas natural en Bolivia. Esperemos las medidas sean acertadas y funcionen. Conclusión: Los subsidios deben ser focalizados y de corto aliento. Caso contrario se tornan perversos. * Actual Socio Director de Gas Energy y Drilling Info.