Marzo 2017 - Petroleum 326

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Marzo 2017

NAPE Summit 2017

El arte de controlar la trayectoria de los pozos

Contenido

Marzo 2017 Año 32, Nº 326

Portada: Trabajadores de la refinería de Barrancabermeja frente a este principal complejo industrial de Colombia, que en Febrero cumplió 95 años de operaciones con la vanguardia en tecnología (Foto: Ecopetrol)

Online mostró el nuevo 6 UNITED Terminal C North del IAH United Airlines mostró por primera vez al público el nuevo pasillo norte del Terminal C del Intercontinental Airport of Houston “George Bush”, que estará abierto a partir de este mes de Marzo

E&P años de la Refinería de 10 95Barrancabermeja Con 49 unidades de proceso, 290 tanques de almacenamiento y nueve unidades de servicios industriales sigue siendo el principal centro de refino de Colombia y principal proveedor energético nacional

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GeoPark halla crudo liviano en los Llanos de Colombia La operadora del contrato de E&P LLA-34, confirmó la prueba exitosa del pozo de exploración Chiricoca 1 donde halló crudo liviano

planea impulsar la 12 Ecuador producción a mediados de 2017 Una vez culmine el acuerdo para recortar la producción de crudo, el país considera bombear hasta 560.000 barriles por día

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14 La mayor exhibición de prospectos y activos de petróleo y gas

Petroleumag

Provincias petroleras mexicanas de clase mundial

26 Capacidades direccionales

Escenario

ANÁLISIS

14 NAPE Summit

Energética 22 Política de Donald Trump y su

Del 15 al 17 de Febrero se realizó en el George R. Brown Convention Center de Houston la edición 2017 de NAPE Summit, la cual fue atendida por más de 10.000 profesionales de todo el mundo

& Gas Alliance 16 Oil Encuentro de Negocios El centro de convenciones y exposiciones Citibanamex, de Ciudad de México fue la sede de este evento de negocios, realizado en el marco de la segunda edición de Energy Mexico Expo & Congress

EsPECIAL los descubrimientos 18 Hilando del Sureste de México Como parte de la serie de artículos basados en hechos históricos “Historical Highlights” publicados en la columna dirigida por el geólogo venezolano Hans Krause, en la publicación mensual EXPLORER de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG, presentamos una versión en español del título original “Unifying Threads of Southeast Mexico’s Discovery Processes” escrito por Javier Meneses Rocha

Impacto en Venezuela La agenda energética del nuevo presidente norteamericano está orientada a incrementar al máximo la producción de los combustibles fósiles y reducir las políticas públicas que favorecen la producción de las energías renovables Por Ing. Diego J. González C.

TECNOLOGÍA

arte de controlar 26 Ella trayectoria de los pozos Continuando con la serie de artículos sobre temas de la industria de E&P escritos por expertos de Schlumberger, a continuación se describen los principios, operaciones y avances de la perforación direccional

SECCIONES Ing. Diego J. González C. 4 Por CORNISA 8 CUADRANTE 29 PREVIEW 30 WAREHOUSE 32 GENTE 34 ÚLTIMA PÁGINA

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CORRUPCIÓN Zulay Socorro, Directora Emérita (†)

Cornisa

“Me preocupa mucho que Venezuela sea puro petróleo en las manos discrecionales de un gobierno presidencialista”.

EdicióN

Juan Pablo Pérez Alfonzo (Dic 13, 1903-Sep 03, 1979) Jorge Zajia, Editor

S

eguramente por la mente de este insigne venezolano de pensamiento universal, reconocido como Padre de la OPEP, jamás privó la idea que sus palabras eran el presagio de lo que años más tarde se convertiría en el flagelo que hoy carcome a algunas de las petroleras estatales latinoamericanas. No a todas, pero si a las más grandes y poderosas.

A objeto de deslastrarme de la carga subjetiva que supone tocar este tema, me voy a apoyar en las opiniones de dos personas muy reconocidas en el ambiente petrolero de la región: nuestro colaborador de muchos años, el boliviano Director de Gas y Energía Latinoamérica, Álvaro Ríos Roca; y el Exministro de Energía y Minas de Venezuela, José Ignacio Moreno León. Álvaro Ríos, en su acostumbrado artículo de Última Página (Febrero 2017, Petroleum 325) dice que “Nos avergüenza la corrupción que ha corrido y corre por las venas de América Latina, pero por otro lado nos enorgullece lo que acontece en Brasil. Es sin duda un ejemplo de lo que debe ocurrir en los sistemas judiciales de otros países en nuestra región”, y agrega que la corrupción es una de las más execrables lacras que azota a la humanidad, ya que hace que la riqueza se concentre en pocos y la pobreza en muchos y desvirtúa los valores fundamentales como el estudio y el trabajo honesto.

Continúa: En el sonado caso Lava Jato, la justicia brasilera tiene investigados y presos a intocables empresarios, a poderosos políticos y a directivos y ejecutivos de Petrobras. Esta investigación profesa daños muy profundos para Petrobras y la economía brasilera y se encamina a buscar los tentáculos de esta corrupción, porque “…si queremos empresas de energía estatales estratégicas, robustas y pilares de nuestras economías, debemos sacarlas del circuito vicioso de la corrupción”. Lo que se puede lograr blindándolas del poder político de turno.

Ríos no ahorra las palabras: “Al escándalo Petrobras, se suma otro en Petroecuador, donde su otrora Presidente está prófugo y su Gerente General fue descubierto con dinero oculto en su domicilio. Pdvsa es un mar de corrupción donde nada ya asombra y en Pemex también es común esta práctica. Hay también serios indicios de corrupción en Ancap e YPFB. Muy poco se escucha de actos de corrupción masiva en Enap, Ecopetrol y Petroperú”.

José Ignacio Moreno León, en un artículo reciente titulado “ODEBRECHT: Corrupción, cáncer de la democracia” dice que la corrupción representa una de las más escandalosas manifestaciones de la quiebra de valores y principios que sufre la sociedad del siglo XXI. Moreno León evoca lo que condujo a la quiebra de Enron en el 2001 y la crisis financiera de finales del 2008 que llevó al colapso a entidades bancarias como Citigroup y Goldman Sachs con grandes pérdidas para los accionistas de la primera y los ahorristas de las segundas.

“Pero el caso Odebrecht es la demostración más evidente de cómo el cáncer de la corrupción se ha expandido en América Latina, dañando a más de 10 países de la región y de cómo esta lacra social se ha potenciado al impulso del gran capital privado”.

Luego de desmenuzar los detalles del caso Lava Jato, con la distribución de los US$788 millones en sobornos repartidos en 12 países, pone de manifiesto los peligros que corre la democracia cuando se manipula la gestión pública y la actividad política.

Por último se lamenta que en Venezuela queda pendiente cuál va ser la posición de las autoridades y de la dirigencia política –de ambos bandos-, ante los graves señalamientos de sobornos promovidos por Odebrecht.

Con Álvaro Ríos Roca, también decimos que “Es tiempo de reflexionar sobre lo que acontece en Brasil. Empresarios, políticos y funcionarios públicos deben entender que la corrupción nos hace daño y que las consecuencias pueden ser muy adversas para todos más adelante. Una vez más debemos agradecer por la señal moralizadora que nos lanza la justicia desde Brasil”.

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Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Nemias Reina, Redactor nreina@petroleum.com.ve

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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.

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UNITED mostró el nuevo Terminal C North del IAH Online

Durante la ceremonia los invitados caminaron libremente por el área del Terminal C, mientras disfrutaban un adelanto de los platos y cocteles que pronto estarán disponibles en los sitios de comidas y bebidas de esta nueva locación. La música en vivo que llenó el ambiente toda la noche, solo fue interrumpida por las palabras de Stephanie Buchanan, VP del centro de conexiones de United Airlines en Houston; Scott Kirby, Presidente de United Airlines; Jerry Davis, Miembro del Houston Council-Distric B; Rick Blatstein, Director Ejecutivo de OTG Management (diseñadores del interior del terminal); y Mario Díaz, Director del Houston Airport System

E

l pasado 09 de Febrero, United Airlines mostró por primera vez al público el nuevo pasillo norte del Terminal C del Intercontinental Airport of Houston “George Bush”, IAH, que es el principal de los dos aeropuertos internacionales que sirven a la ciudad. El otro es el William P. Hobby (HOU).

Desde su construcción en la década de los sesenta, el IAH rápidamente se colocó en la lista de los aeropuertos más transitados de Estados Unidos, y ha pasado por una serie de constantes transformaciones para mantenerse al día con las necesidades cada vez más exigentes de La Capital Petrolera del Mundo. El nuevo Terminal C es la más reciente de estas transformaciones, pero no la última.

Según Mario Díaz, la construcción del nuevo terminal representa un movimiento estratégico entre la ciudad y United Airlines, el principal arrendatario del aeropuerto, porque le permitirá a la línea aérea disponer del terminal más moderno del IAH, liberando así el antiguo Terminal C Norte, reacomodar temporalmente las operaciones internacionales y también reemplazar el actual Terminal Internacional D.

Scott Kirby, Presidente de United Airlines; Mario Díaz, Director de Houston Airport System y Rick Blatstein, Fundador y CEO de OTG Management

Aparte de estimular la economía de Houston, cuando la obra se complete, el IAH contará con un complejo de terminales de última generación y con mayor capacidad, que lo pondrá a la par de los principales terminales aéreos del mundo, dijo Jerry Davis.

Luego de su fusión con la houstoniana Continental Airlines, United Airlines se convirtió en la aerolínea más prestigiosa del aeropuerto. Su Presidente, Scott Kirby, dijo durante la ceremonia que United aspira convertir al IAH en el aeropuerto número uno de Texas, desplazando de esta manera al Aeropuerto Internacional de Dallas – Fort

El Presidente de United Airlines, Scott Kirby, junto a Jorge A. Zajia, Representante de Petroleum

Worth, DFW. Asimismo afirmó orgulloso que el nuevo Terminal C North del IAH es un ejemplo de cómo la infraestructura puede mejorar la experiencia de vuelo.

En concreto, Kirby comentó que la modernización de los sistemas de control de tránsito aéreo, un proyecto conocido como NextGen, puede mejorar la eficiencia del combustible y reducir el tiempo de vuelo.

“No se puede tener la lealtad de marca sin servicio de marca”, afirmó Mario Díaz, Director del Houston Airport System.

“Las aerolíneas finalmente se enteraron de eso”, agregó.

El mismo día que United Airlines mostraba el nuevo Terminal C North su CEO, Oscar Muñoz, se reunió con el Presidente Donald Trump en Washington para discutir temas de la industria como la modernización de la infraestructura y la implementación del sistema NextGen. El nuevo terminal tiene un área de 265.000 pies cuadrados con una inversión de US$277 millones, construido por United en colaboración con el Sistema de Aeropuertos de Houston. Está programado para abrir este Marzo.

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Cuadrante

R

osneft, la estatal petrolera de Rusia, inició la perforación de su primer pozo de exploración en la cuenca brasileña de Río Solimões.

La empresa tiene previsto perforar al menos cuatro pozos para realizar las pruebas y obtener datos geológicos que permitirán evaluar los recursos de hidrocarburos en esta cuenca. Con esta incursión, Rosneft comienza una nueva etapa en la región de Amazonas como operador exclusivo del proyecto PetroRio, tras adquirir 55% de participación por US$55 millones en 2015. El proyecto Solimões otorga a Rosneft el estatus de operador en Brasil.

W

eatherford International anunció que su instalación de Servicios de Perforación Segura en Aberdeen, Escocia, recibió la certificación API Q2, convirtiéndola en la primera facilidad certificada por la API Q2 en el Reino Unido. “Esta certificación es un testimonio del compromiso, el trabajo en equipo y la dedicación de todos nuestros grupos empresariales”, dijo Gary Duncan, Director General de Weatherford U.K. Limited. La especificación API Q2 es el estándar de calidad más alto y más avanzado del mundo para proveedores de servicios de petróleo y gas.

E

copetrol se ubicó dentro de las 500 marcas más valiosas del mundo en 2017 al ocupar el puesto 454 en el estudio especializado de la firma internacional Brand Finance. La petrolera es la única marca colombiana presente en este ranking, y alcanzó el puesto 28 entre las firmas del sector de petróleo y gas. De acuerdo con el estudio, el valor de la marca es de US$ 3.765 millones, lo que representó un incremento de su valor en dólares de 9% frente a comienzos de 2016.

A

mérica Latina sigue desmantelando poco a poco los subsidios a los combustibles, reportó The Wall Street Journal. México aumentó desde inicios del año los precios de la gasolina en hasta 20% como parte de un plan que arrancó en 2013 para liberalizar el sector de hidrocarburos. Brasil ajustó los precios de la gasolina y el diésel cinco veces desde Octubre del año pasado para recuperar la confianza de los inversionistas y pagar su deuda tras un gigantesco escándalo de corrupción. En tanto, los argentinos, a su vez, están pagando más por el gas natural comprimido y el gobierno está desmantelando los subsidios para este combustible.

E

xxonMobil otorgó a Pason Systems la primera licencia de su sistema patentado Drilling Advisory Systems™, un componente clave de la suite tecnológica Fast Drill™ de la compañía. La tasa de perforación de ExxonMobil ha mejorado en más de 80% desde la introducción del proceso Fast Drill hace más de una década. “Drilling Advisory Systems proporciona la oportunidad de mejorar el monitoreo y desempeño de la perforación, reduciendo así los costos” aseveró Tom Schuessler, Presidente de ExxonMobil Upstream Research Company. Explicó que su uso ha mejorado hasta ahora el rendimiento de perforación de la petrolera en nueve de sus campos de hidrocarburos.

L

os descubrimientos de yacimientos de petróleo y gas disminuyeron en 2016 a su nivel más bajo en las últimas seis décadas, según un informe del grupo de investigación IHS Markit que atribuyó ese resultado a que las compañías reducen las exploraciones lo que hace más difícil encontrar campos grandes de hidrocarburos. Sin embargo, otros expertos han asociado la disminución de los hallazgos a los prolongados bajos precios del petróleo, que lleva a las compañías a recortar sus presupuestos para la exploración. Según la fuente, en 2016 se realizaron 174 descubrimientos de petróleo y gas en todo el mundo, frente a un promedio de 400 y 500 tres años antes.

L

a Agencia Internacional de la Energía (AIE) dijo que si bien la producción de la OPEP cayó en Enero en un millón de barriles diarios (un 90% del ajuste comprometido) desconfía que el ritmo de compromiso se mantenga hasta Junio. En su informe mensual de Febrero el organismo prevé que el desequilibrio del mercado se prolongue durante la primera mitad del año. La agencia indicó que el proceso de ajuste se tendrá que evaluar al final del acuerdo, en Junio, pero dijo que el comienzo es sólido, “el grado de cumplimiento es uno de los más altos de la historia de la OPEP cuando ha tomado este tipo de iniciativas”.

S

chlumberger y Pdvsa revisaron de manera conjunta las oportunidades que existen en Venezuela en vísperas de la terminación del ciclo más bajo para los precios del petróleo. Paal Kibsgaard, CEO de la empresa de servicios, y Eulogio Del Pino, Presidente de la estatal venezolana evaluaron el portafolio existente y futuro que une a ambas compañías. Según un comunicado de Pdvsa, Kibsgaard destacó que para Schlumberger fortalecer sus actividades en Venezuela es de gran importancia y por ello trabajan en modelos que cubran las necesidades de ambas compañías, al mismo tiempo buscan la creación de nuevos empleos, ayudando así a Pdvsa a garantizar una operación más eficiente.

F

uera de la OPEP, Brasil gana terreno como país con mayor oferta creciente de petróleo. Un informe mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo pronosticó que la mayor oferta para el suministro en el 2017 entre los países que no integran el cartel provendrá de Brasil. La proyección señala que el país podría registrar un incremento en la producción de 250.000 barriles por día (bpd) para un promedio de 3,4 millones de barriles por día. Asimismo ha previsto aumentos para este año impulsados por los Estados Unidos (240.000 bpd), Canadá (180.000 bpd), Kazajstán (140.000 bpd), otros países de África (40.000 bpd) y el Congo ( 30.000 bpd).

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E&P

95 años de la Refinería de Barrancabermeja Con 49 unidades de proceso, 290 tanques de almacenamiento y nueve unidades de servicios industriales sigue siendo el principal centro de refino de Colombia y principal proveedor energético nacional

E

l pasado 18 de Febrero Ecopetrol celebró con bombos y platillos los 95 años de funcionamiento de la Refinería de Barrancabermeja, la cual se erige como polo de desarrollo industrial en el Magdalena Medio y de vanguardia con positivos resultados financieros, operacionales, récords de producción en petroquímica e innovaciones en sus procesos.

El complejo actualmente opera en un área de 300 hectáreas con una fuerza laboral 1.695 trabajadores. Allí tiene lugar los procesos de transformación de crudo en productos valiosos. Cuenta con 49 unidades de proceso, 290 tanques de almacenamiento y nueve unidades de servicios industriales que lo convierten en el principal centro de abastecimiento interno de combustibles y derivados del país.

De acuerdo a Ecopetrol, durante los dos últimos años, Barrancabermeja ha arrojado resultados financieros positivos, alcanzando en 2016, por segundo año consecutivo, una generación de caja o Ebitda (utilidad antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de 2,4 billones de pesos.

“Estos resultados fueron obtenidos gracias a la disciplina y alto grado de profesionalismo de nuestros trabajadores, basados en nuestros principios éticos institucionales que han permitido incrementar la capacidad de conversión con la implementación de diversas iniciativas”, dijo Orlando Díaz Montoya, Gerente de la Refinería.

Actualización tecnológica Para mantenerla actualizada tecnológicamente, se han hecho inversiones por US$4.000 millones de dólares en los últimos ocho años.

Entre las iniciativas destaca la reconversión de la Unidad de Unibon a una Unidad de Hidrocraqueo Moderado (HDM) de gasóleos, lo que permitió elevar la producción de diésel en 8.000 barriles por día, que sumados a otros 10.000 barriles resultantes de otras iniciativas para la disminución del fuel oil, ha ayudado el incremento de hasta 18.000 bpd adicionales de la oferta de diésel, facilitando la sustitución de las importaciones en un volumen equivalente.

En petroquímica, la refinería logró un hito importante en Diciembre pasado con la máxima producción histórica de polietileno con 55.000 toneladas/año. Fue la mayor producción alcanzada por las unidades de Polietileno I y II desde su puesta en marcha en los años 70 y 80, respectivamente.

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La operadora del contrato de E&P LLA-34, GeoPark confirmó la prueba exitosa del pozo de exploración Chiricoca 1 donde halló crudo liviano

L

a Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, anunció el éxito exploratorio de la compañía GeoPark Colombia como operador del contrato Llanos 34, en la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia.

Tras perforar y completar el pozo de exploración Chiricoca 1, a una profundidad de 11.966 pies, la compañía informó que los resultados preliminares del pozo arrojaron una tasa de producción diaria de aproximadamente 1.000 barriles por día de petróleo de 34 grados API. Adicionalmente, el pozo de desarrollo Tigana Sur 6, perforado también por GeoPark dentro del área de explotación Tigana (perteneciente al contrato Llanos 34) a una

profundidad total de 11.645 pies, obtuvo una producción diaria de aproximadamente 1.600 barriles por día de petróleo de 15 grados API. En el contrato E&P LLA-34 participan las compañías, Geopark Colombia en calidad de operador (45%), Parex Resources Colombia Ltd (45%) y Verano Energy Barbados Limited (10%).

“Esta es la primera de varias buenas noticias que recibirá este año el país en materia petrolera”, dijo el Presidente de la ANH, Orlando Velandia Sepúlveda, en referencia al hallazgo de crudo.

“El programa de perforación de GeoPark para el primer semestre de 2017 ya está dando

sus frutos, todo respaldado por los continuos resultados de nuestros proyectos en Colombia, especialmente los campos Tigana y Jacana, donde nuestro equipo sigue perforando para forzar y definir los límites del campo”, comentó James F. Park, CEO de GeoPark.

Este año la compañía espera recompensas adicionales de su programa de perforación que totaliza entre 30 y 35 pozos en Colombia y de su plataforma de activos en Latinoamérica incluyendo prospectos de alto potencial en Argentina, Chile y Brasil.

“Anticipamos un 2017 gratificante, con uno de los play en tierra más persuasivos en América Latina hoy en día, nuestros campos Tigana / Jacana en Colombia”, concluyó Park.

MARZO 2017 I Petroleum 326 11

E&P

GeoPark halla crudo liviano en los Llanos de Colombia

Ecuador planea impulsar la producción a mediados de 2017 E&P

Una vez culmine el acuerdo para recortar la producción de crudo, el país considera bombear hasta 560.000 barriles por día

Facilidades de producción en la plataforma Tiputini C

E

cuador tiene previsto aumentar la producción de crudo en aproximadamente 560.000 bpd a partir de la segunda mitad del año para mejorar el efecto de las reducciones acordadas en el primer semestre con la Opep, aseguró el Ministro de Hidrocarburos Rocío Pasantes.

Tras el acuerdo establecido en Diciembre de 2016 entre los países Opep y no Opep, el país se comprometió a restringir su producción de 522.000 bpd durante seis meses a partir de Enero en comparación a un promedio de 548.000 bpd en 2016.

El plan de Ecuador es aumentar su producción una vez transcurra el tiempo acordado, lo que sugiere que haya poca probabilidad de prolongar el pacto establecido con la Opep. Sin embargo, el Canciller de Ecuador, Guillaume Long, dijo en Quito que se plegarían plenamente al acuerdo y cumplirían con la Opep

12 MARZO 2017 I Petroleum 326

si para entonces se decide extender el acuerdo de reducción.

El país espera compensar las pérdidas de ingresos por los recortes de producción mediante la venta de sus grados Oriente y Napo en un promedio de US$42 por barril en 2017, un 18% por encima del precio de exportación de 2016.

“Antes del acuerdo estábamos tratando de superar la marca de 550.000 bpb de producción” dijo Pasantes.

El aumento planificado para el segundo semestre del año vendría principalmente de la estatal PetroAmazonas a través del desarrollo Ishipingo-Tambococha-Tiputini (ITT), que suma reservas estimadas en 1,67 mil millones de barriles de 14 – 15,5 grados API. Tiputini - el primero de los tres campos a ser explotados - arrancó con 23.000 bpd en Septiembre y cerró en Enero en alrededor de 32.000 bpd.

Otra salida incremental prevista para finales de este año también podría provenir de Tambacocha, originalmente programado para su arranque en Junio de 2017.

PetroAmazonas, carente de dinero sigue buscando socios para aumentar la inversión y la producción en Sacha y Cuyabeno después que fallaron dos negociaciones. “Estamos en conversaciones con varias partes (para encontrar socios para Sacha y Cuyabeno) pero el proceso está un poco estancado en este momento”, agregó Pesantes.

El plan de reducción de la producción de Ecuador contempla: 10.000 bpd en Enero, 15.000 bpd en Febrero y 20.000 en Marzo y Abril. El esfuerzo continuará con 15.000 bpd en Mayo y 10.000 bpd en Junio, para un total de 2,7 millones de barriles en el periodo Enero - Junio.

Herramientas para el Desarrollo de Habilidades Interpersonales en la Carrera de Ingeniería Webinars (Presentaciones Virtuales) Disponibles de manera gratuita para los asociados de la SPE y presentado por expertos en la industria.

• Soft Skills in Hard Times, Lori Dalrymple, abril de 2017 • Creativity: An Imperative for Success, Alain Labastie, marzo de 2017 • Inspiring Leadership based on Engagement, Marinma Dorado, febrero de 2017 Para conocer la lista completa de los webinars, en vivo o grabados, visite webevents.spe.org.

Sesiones de Entrenamiento Presenciales

E

l programa de entrenamiento “Soft Skills” de la Society of Petroleum Engineers (SPE) incentiva el crecimiento profesional y el desarrollo de habilidades distintas a las técnicas. Este programa está diseñado para fortalecer diversas habilidades de liderazgo y el coeficiente de inteligencia emocional en los profesionales.

“Soft Skills” está liderado por un comité global, quienes identifican los programas y beneficios que ofrece la SPE para el aprendizaje y el desarrollo de los atributos interpersonales que se requieren en la industria.

Gracias a esta revisión, el comité realiza recomendaciones para cubrir vacíos, incluyendo maneras de divulgar la información, estimular ideas y coordinar iniciativas.

Este programa es ofrecido en diversos formatos como webinars, sesiones de un día, publicaciones y artículos de interés.

Con temáticas desde diversidad e inclusión, pensamiento crítico, comunicación efectiva y ética, la SPE ofrece una variedad de temas adaptables a sesiones de un día, medio día o por hora.

• Networking Effectively to Build Collaborative Relationships • Entrepreneurship Skills: How to Start Your Own Business

• Diversity: Focusing on the Value and Relevance in Global Business Descubre los objetivos de aprendizaje de cada una de las sesiones en www.spe.org/training/soft-skills-sessions.php

Publicaciones Encuentra artículos enfocados en habilidades interpersonales en el JPT®, The Way Ahead™, boletines de secciones, entre otros.

• “Upgrading Soft Skills During Boom and Bust Business Cycles”, N, Milanovich Eagleson, SPE, GriffinWorks Consulting; B. Fattahi, SPE, The EnerTrain Institute; S. Howes, SPE, SCA; G. Solomon, SPE, MOECO Vietnam; and K. Ben Naceur, SPE, International Energy Agency, Journal of Petroleum Technology, agosto de 2016 • “Diversity and Inclusion: A Young Professional’s Tools for Success”, B. Shanahan, L. Dalrymple, R. Caligari, The Way Ahead, septiembre de 2015.

Empieza a beneficiarte del programa “Soft Skills” de la SPE ingresando a www.spe.org/training/soft-skills.php.

¿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.

Acerca de la Society of Petroleum Engineers SPE es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con asociados comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. Con más de 50 años, la SPE sirve a más de 164.000 miembros en 143 países a nivel mundial. Asimismo, la SPE es un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, y provee servicios a través de sus publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea www.spe.org.

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Escenario

Summit 2017 Del 15 al 17 de Febrero se realizó en el George R. Brown Convention Center de Houston, la edición 2017 de NAPE Summit - National Association of Power Engineers-, atendida por más de 10.000 profesionales de todo el mundo.

La Conferencia contó con la intervención de figuras políticas e importantes representantes de grandes empresas de la industria mundial de la energía.

Asimismo se dieron cita más de 700 expositores de diversos estados del país y de otras naciones para mostrar las ofertas de prospectos de petróleo y gas

E

l día 15 comenzó con la Global Business Conference de NAPE, una cumbre de líderes de los ámbitos petrolero, energético y gasífero de todo el mundo que permitió examinar temas relacionados con el rumbo y los pronósticos del mercado mundial de los hidrocarburos.

La apertura estuvo en manos de Robert Clarke, Director de Investigación de Wood Mckenzie quien dijo que “impulsado por la reciente estabilidad de los precios del petróleo a US$50 por barril las mejores compañías de energía de Estados Unidos están buscando un crecimiento de dos dígitos para el 2017, sin embargo tal desarrollo podría conducir a mayores costos y menos eficiencia para los productores”, aseveró.

Por su parte, el almuerzo del evento contó con la participación del Presidente y CEO de Parsley Energy, Bryan Sheffield, quien habló sobre la creciente actividad del desarrollo en la Cuenca Permiana. “El Permiano es el área que llevará a los Estados Unidos a la independencia energética. Es un momento emocionante, muchas cosas están cambiando y hay acuerdos que deben hacerse” dijo Sheffield.

Asimismo estuvo presente Todd Onderdonk, Senior Energy Advisor de Planificación Estratégica Corporativa de ExxonMobil, quien analizó las Perspectivas Energéticas para 2017. “Cuando me uní a la industria en 1978, se estimó que podría haber 1.7 billones de barriles de petróleo

que podrían recuperarse en última instancia, hoy ese número se acerca 6 trillones de barriles. Así que hay muchos recursos en el suelo” aseguró.

Otras presentaciones incluidas en la conferencia durante el día fueron las de Joe Navarro, M.A, Exagente del FBI y autor de best-sellers como “Hablar de cada cuerpo” y “Más que palabras”; James English, Negociador Internacional de Anadarko Petroleum Corporation; Steven Otillar Presidente electo de AIPN y socio de Akin Gump Strauss Hauer y Feld.

Se sumó también a la participación el Gobernador Francisco García Cabeza de Vaca, para ilustrar la importancia de las asociaciones que cruzan las fronteras en el desarrollo energético mundial, “Nuevos Amigos por el Estado” elogiando así al Estado de Texas y sus asociaciones energéticas. Acto seguido el día concluyó con el Icebreaker patrocinado por Holland Service y el agradecimiento de NAPE hacia todos los participantes.

La Exhibición

Vista general de la exhibición, ampliamente visitada por más de 11.300 asistentes

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Al siguiente día, con más de 11.300 asistentes y 1.000 nuevos inscritos, fue aperturada la exhibición con un desayuno para los expositores. Allí se escucharon nuevamente las palabras de Bryan Sheffield, quien aseguró que “llegar a NAPE es como volver a casa”. También William Knebusch, Vicepresidente de Geología de Excalibur Resources comentó “NAPE Summit ha sido un espectáculo muy exitoso para nosotros”.

Nacional En el área reservada para las compañías nacionales resaltó la participación de los estados de Texas, Arizona, Los Ángeles, Utah, Indiana, Nuevo México, Ohio, Wyoming, Minnesota, Georgia y Colorado.

Internacional A su vez, en la sección internacional, el continente americano estuvo representado por Canadá, México, Surinam y Colombia. Luego del almuerzo presentaron sus prospectos los países provenientes de Europa y África como el Reino Unido,

Colin Powell, Orador principal del Charities Luncheon de NAPE

Ghana, Tajikistan, Túnez, Israel y Mozambique. Luego de un break se dio paso a Australia.

Charities Luncheon Colin Powell, General de cuatro estrellas jubilado, Exsecretario de Estado y Orador principal del Charities Luncheon

de NAPE, enfatizó la emocionante y continua evolución de la industria global del petróleo y gas.

“Este es un momento fascinante para la industria. Es el momento de reducir los costos y los riesgos”, dijo Powell. “Estamos experimentando un cambio en la industria de la energía”, mencionó.

El Exsecretario manifestó que así como puede sentir la ansiedad y las preocupaciones también ve la confianza en el pueblo estadounidense. “Hay una resistencia en nuestra sociedad”, comentó Powell. “Somos un país que ha sido separado. Tenemos que superar las diferencias en nuestro pensamiento y en la forma en la que hablamos entre nosotros, como lo hicieron nuestros padres fundadores”.

El NAPE Charities Luncheon otorgó este año US$60.000 a Canine Companions for Independence, Operation Homefront y Support a Soldier, por un total de US$180.000 y más de US$3 millones entregados a organizaciones benéficas que apoyan a los veteranos de los Estados Unidos desde 2009.

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Escenario

Los 700 expositores de este año incluyeron a una amplia variedad de empresas nacionales e internacionales, muchas con incursión en el offshore. En el piso de la exhibición se integraron dos áreas de prospectos, una reservada para las nacionales y otra para las internacionales, dando a los asistentes un fácil acceso a oportunidades para realizar tratos en todo el mundo, y de disfrutar un día completo de presentaciones sobre los prospectos de petróleo y gas.

Oil & Gas Alliance - Encuentro de Negocios Escenario

El 2 Febrero se realizó en el centro de convenciones y exposiciones Citibanamex, de Ciudad de México este evento de negocios, en el marco de la segunda edición de Energy Mexico Expo & Congress

En la mesa de opinión intervinieron Sergio Paolinetti, Desarrollo de Negocios en México y América Latina de IHI E&C Internacional; Gustavo Hernández, Director Operativo de Pemex Exploración y Producción; Rodrigo Hernández, Director General Adjunto de Administración del Sector Hidrocarburos de SENER; Patricio Hernández, Presidente de ANIQ; y Ricardo Ortega, Director de Marketing de DM Ingenieros

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a primera edición de este encuentro organizado por Oil and Gas Alliance, y realizada en el marco de Energy Mexico 2017 resultó un éxito al reunir a más de 130 representantes de diversas empresas clave del sector energético, para propiciar el acercamiento con miras a definir oportunidades de inversión y financiamiento para grandes proyectos en este país que transita en una profunda reforma.

La agenda incluyó ponencias y sesiones mediante las cuales se logró una interacción directa con los asistentes, y entre las cuales destacó la intervención del Comisionado Gaspar Franco Hernández, representante de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, de México.

En la inauguración participó Kira Potowski en representación de la Cámara de Comercio México-Alemana, y Gustavo Huaita, Director de la Cámara de Comercio México-Peruana, quienes delinearon los principales planes y oportunidades de negocios para México.

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Por su parte, Luis Felipe Hernández, Desarrollador de Nuevos Negocios de Oil & Gas Alliance, habló sobre la labor que viene desarrollando esta agrupación con más de cuatro años de experiencia en la búsqueda de vinculaciones, nuevos negocios, networking, eventos especiales y alianzas dentro del sector energía en México.

El análisis se enfocó en los cambios trascendentales y tendencias del sector energía en el último año en México”

Tema Magistral El tema central de análisis se enfocó en los cambios trascendentales y tendencias del sector energía en el último año en México.

El debate fue abierto por el Comisionado Gaspar Franco Hernández al compartir su visión acerca de las transformaciones que ha experimentado el mercado de los hidrocarburos tras la Reforma Energética. Mencionó más de 46 proyectos importantes presentados por unas 19 compañías así como las diversas oportunidades que ofrecen las licitaciones de las rondas sobre la infraestructura asociada en el área contractual y la flexibilidad del Plan Quinquenal en el mercado.

Seguidamente se conformó una mesa de opinión que contó con destacados panelistas para profundizar en aspectos vinculados al tema magistral, entre ellos: La Reforma Energética y el Trato de Libre Comercio de América del Norte; Nuevas petroleras, sectores y oportunidades reales en el Mercado Mexicano; Pemex y la Reforma Energética; y la Refinación en la Reforma.

Escenario

Las intervenciones giraron principalmente en torno a los avances y resultados que la Reforma obtuvo en el 2016 para beneficio de las empresas que buscan negocios en México y estuvieron a cargo de Gustavo Hernández García, Director Operativo de Pemex Exploración y Producción; Sergio Paolinetti, Desarrollo de Negocios en México y América Latina de IHI E&C Internacional; Patricio Gutiérrez Fernández, Presidente de la Asociación Nacional de la Industria Química – ANIQ; Rodrigo Hernández Ordóñez, Director General Adjunto de Administración del Sector Hidrocarburos de SENER; y Ricardo Ortega, Director de Marketing de DM Ingenieros.

Sesiones de negocio En las mesas de negocios se dio pie al vinculamiento comercial para atender posibles proveedores, gestionar posibles negociaciones y participar en el networking.

De manera activa estuvieron representadas empresas como Pemex, IDESA, Diavaz, Total, Novomet, IHI E&G, NOV, DM Ingenieros y Marine Continental Offshore.

Joaquin Coldwell, Secretario de Energía, inauguró la 2da. edición de Energy Mexico Expo & Congress, evento que sirvió de marco para el Encuentro de Negocios

Oil and Gas Alliance culminó la jornada con una presentación de sus servicios y beneficios, invitando a empresas que buscan oportunidades de crecimiento, a operadoras de servicio

y compañías adscritas a las diferentes cámaras de comercio que establecer identificar oportunidad comerciales con empresas mexicanas a participar en próximos encuentros.

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Especial

Hilando los descubrimientos del Sureste de México Como parte de la serie de artículos basados en hechos históricos “Historical Highlights” publicados en la columna dirigida por el geólogo venezolano Hans Krause, en la publicación mensual EXPLORER de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG, presentamos la versión en español del título original “Unifying Threads of Southeast Mexico’s Discovery Processes” escrita por Javier Meneses Rocha

La región petrolera del Sureste de México comprende cuatro provincias que han producido el 80% de la producción acumulada del país

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a región petrolera del Sureste de México se extiende desde el Istmo de Tehuantepec hasta la frontera de México y Guatemala.

Es el hogar de cuatro provincias petroleras de clase mundial: la Cuenca Salina de Istmo, la Cuenca de Comalcalco, la Cuenca de Macuspana y la Tendencia Reforma-Akal.

Estas provincias han producido el 80% de la producción acumulada de México, contienen 60% de las reservas remanentes y albergan el 53% de los recursos prospectivos del país.

Los procesos para el descubrimiento de estas provincias se forjaron a través de diferentes marcos políticos, económicos y legales, grabados indeleblemente por la historia de México. Su desarrollo fue decisivo no sólo para el progreso económico de México, sino también para el crecimiento de las principales compañías petroleras internacionales y de la propia petrolera estatal mexicana, Pemex.

Por lo tanto, conocer la historia de la exploración petrolera del sureste de México es una necesidad para los geólogos petrole-

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ros que desean encontrar nuevos objetivos de exploración en este territorio, y también para aquellos que buscan develar los hilos conductores de un capítulo significativo de la historia de la industria petrolera del país.

El ritmo al cual se descubrieron las reservas en cuatro períodos distintos en el sureste de México proporciona pistas para identificar y extraer sus hilos conductores, así como las fases de declinación o de impase que siguieron a cada período de descubrimiento.

Cada período muestra que el hilo primordial y crucial para el éxito ha sido una herramienta intelectual, es decir, el razonamiento geológico, marcado por una gran imaginación, estudio, trabajo duro, voluntad de asumir riesgos, persistencia, paciencia, cooperación y competencia, todo dentro de entorno empresarial de autonomía operativa.

El razonamiento geológico ha sido la guía para cuestionar dogmas y se ha expresado en tres fases históricas: inductiva, deductiva y mediante un círculo hermenéutico inductivo-deductivo.

Inducción: Descubrimientos en la roca impermeable de los domos salinos Este primer período, así como el período siguiente, fueron delineados por puntos de referencia estrechamente vinculados que combinaron el recuento petrolero del Istmo de Tehuantepec y la legendaria historia de las llanuras costeras de Texas y Luisiana.

Después de la fiebre del petróleo en Pensilvania en 1874, Agustín Barroso, un geólogo mexicano encargado de encontrar una ruta interoceánica a través del Istmo de Tehuantepec, publicó la “Memoria sobre la Geología del Istmo de Tehuantepec”. En su reporte, describió la fuga de petróleo y de salmueras de azufre en algunos montículos situados en la parte norte del Istmo de Tehuantepec, al este del río Coatzacoalcos. El predijo que estas ocurrencias de petróleo debían ser explotadas pronto.

Barroso muy probablemente sabía que en 1862 la búsqueda de depósitos de sal había conducido al descubrimiento del primer domo salino en Louisiana, y

enfatizaba la importancia económica de los brotes naturales de petróleo en la plataforma continental del Golfo de México.

Inducción-Deducción: Descubrimientos en los flancos de los domos de sal más profundos Hacia 1918, la producción de petróleo en el sureste de México era insignificante.

No obstante, los legendarios descubrimientos realizados en las áreas de EbanoPanuco y Golden Lane llevaron a México a desempeñar un papel crucial en la Primera Guerra Mundial y en 1921 fue el segundo productor mundial con un caudal histórico de 530.000 barriles diarios, una cuarta parte de la producción global.

Entre 1862 y 1911, se formularon varias hipótesis para explicar el origen de los domos salinos, pero no se consideró que fueran argumentos deductivos fiables útiles para encontrar nuevas reservas de petróleo en Texas y el Istmo de Tehuantepec.

En 1913 y 1916, Everett L. DeGolyer, junto con un grupo de geólogos de la Mexican Eagle Company encabezada por Paul Weaver, visitó el Istmo de Tehuantepec para examinar los domos salinos, especialmente la ocurrencia de petróleo en las arenas del Mioceno que cubrían el domo salino de Ixhuatlán y las muestras de petróleo encontradas en dos pozos perforados en los flancos del domo de sal de Soledad-Concepción.

Las observaciones de campo en el Istmo de Tehuantepec, la inspección de depósitos similares en Texas y Louisiana más una lectura crítica de la literatura llevaron a DeGolyer y a sus colaboradores a un nuevo pensamiento

Los procesos para el descubrimiento de estas provincias se forjaron a través de diferentes marcos políticos, económicos y legales, grabados por la historia de México”

geológico que pronto resultó decisivo para superar la espera. Razonaron que las arenas laterales, como las encontradas en los flancos del domo de sal Soledad-Concepción, eran prometedoras. Este argumento inductivo fue respaldado por la intuición de otros geólogos europeos y estadounidenses que, entre 1916 y 1920, pensaron que la mejora de los instrumentos físicos podrían ser útil en el mapeo de estructuras petrolíferas bajo la superficie.

Basta decir que, siguiendo la recomendación de DeGolyer, las balanzas de torsión llegaron en 1922 en Texas y en 1923 en el Istmo de Tehuantepec. Los equipos de reflexión y refracción sísmica comenzaron a trabajar en el Istmo en 1928 y 1933, respectivamente.

De aquí en adelante, entre 1923 y 1935, los métodos geológicos y geofísicos condujeron al descubrimiento de acumulaciones de petróleo en las arenas del Mioceno en los flancos de cuatro domos salinos profundos situados en el margen occidental del río Tonala: Filisola, Tonala-El Burro, El Plan y Cuichapa.

En 1938, estos campos se habían convertido en la columna vertebral de la producción de petróleo en el sureste de México, con reservas totales de alrededor de 160 MMbls, una producción acumulada de 92 MMbls y para entonces reservas restantes de 67 MMbls.

Un mapa geológico de Yucatán y Guatemala trazado por J. Tercier en 1932, que muestra la localización de los hidrocarburos en el mar en el estado de Campeche, es un testimonio de la atención dada al potencial de hidrocarburos de la plataforma continental.

El círculo hermenéutico: Descubrimientos en flancos de domos salinos más profundos y en cuencas extensionales del Terceario En el momento de la nacionalización del petróleo mexicano en Marzo de 1938, cuando el mundo estaba a punto de enfrentar el estallido de la Segunda Guerra Mundial, el paisaje de la industria petrolera mexicana no era favorable. La producción diaria había caído a 105.000 barriles y la única acumulación de petróleo confiable era el campo de Poza Rica.

Las áreas a la vista no eran prometedoras, especialmente en el sureste de México.

En 1939, un grupo de no más de 10 jóvenes geocientíficos de Pemex, con sólidos antecedentes y autonomía operativa, enfrentó el desafío de organizar las actiMARZO 2017 I Petroleum 326 19

Especial

que la producción comercial en Pennsylvania estaba relacionada con la ocurrencia de brotes naturales de petróleo en estructuras anticlinales.

El notable significado comercial del presagio de Barroso se hizo tangible en las llanuras costeras de Louisiana y Texas. En 1890, Patillo Higgins y Anthony Francis Lucas comenzaron allí la prospección de petróleo sobre la base de la relación entre manantiales de agua agria, rezumaderos de petróleo y gas y montículos. Su visionaria empresa les llevó, en 1901, a la famosa primera gran huelga petrolera de Texas: Spindletop.

Este pozo surtidor de Texas estimuló al contratista británico Sir Weetman Pearson, que había construido el Ferrocarril Nacional de Tehuantepec, al contratar a Lucas para que le ayudara a adquirir algunas tierras costeras junto al ferrocarril. Así, entre 1902 y 1904, Pearson & Son Ltd., que más tarde se convertiría en la Mexican Eagle Oil Company del Grupo Royal Dutch-Shell, perforó seis pozos en domos salinos situados al oeste del río Coatzacoalcos. Los resultados fueron estériles y Lucas regresó a los Estados Unidos en 1905, pero sus esfuerzos iniciales fueron influyentes.

De 1905 a 1917, cuatro pequeños yacimientos de petróleo liviano fueron descubiertos al este del río Coatzacoalcos, en los montículos descritos previamente por Barroso, a profundidades entre 40 y 800 metros. Los campos San Cristóbal-Copoacán, Soledad-Concepción y Tecuanapa produjeron a partir de dolomitas de rocas impermeables de domos salinos; el campo Ixhuatlán produjo a partir de arenas del Mioceno que recubren los domos salinos.

En 1908, la producción máxima diaria del gran campo (San Cristóbal-Copoacán) había aumentado a 1.540 barriles por día, pero en 1915 caía a 55 barriles por día.

En 1915, en medio de la turbulencia de la Revolución Mexicana, la producción acumulada total de los cuatro campos había alcanzado los 2 millones de barriles, las reservas estaban casi agotadas.

Durante este primer período, la exploración costa afuera en el Golfo de México fue pasada por alto, a pesar de que en 1917 el geólogo mexicano Fernando Urbina había publicado un informe titulado «Los Reservorios Petrolíferos Submarinos» en el que

Especial

vidades de exploración en todo el país: seleccionar las áreas más prometedoras para la exploración, encontrar nuevas reservas para aumentar y mantener la producción de hidrocarburos, reclutar y capacitar a los graduados más aptos de diferentes escuelas geológicas del país.

En 1950, este cuerpo de exploración había crecido a unos 100 geocientíficos y contó con la colaboración de antiguos profesores mexicanos de renombre como Ezequiel Ordoñez y de consultores internacionales.

Los líderes de exploración de Pemex Santos Figueroa Huerta, Manuel Rodríguez Aguilar, Jorge Cumming, Antonio García Rojas y Guillermo Salas hicieron posible la titánica asignación dando orientaciones generales a los recién llegados, tales como mantener la lectura de datos antiguos, realizar mapas geológicos superficiales limitados para familiarizarse a sí mismos con la geología de áreas clave, y levantar o familiarizarse con los instrumentos geofísicos dejados por las empresas extranjeras expulsadas.

Las actividades de exploración de Pemex en México se lanzaron formalmente en 1943 y tenían como objetivo comprender el marco geológico regional esencial para identificar las áreas más prometedoras. En el sureste de México, la atención se centró especialmente en las remotas áreas de Tabasco y los piedemontes de la Sierra de Chiapas, donde los brotes de petróleo y los estudios geológicos previos habían llevado a perforar pozos exploratorios con resultados decepcionantes.

En 1947, se habían delineado dos gravedades mínimas con tendencia norestesuroeste en ambos lados del Altiplano Jalpa, que habían sido definidas por El Aguila Company, y en la parte más oriental de la Cuenca Salina del Istmo se visualizaron domos salinos más profundos. Los dos fueron interpretados como las cuencas terciarias Macuspana y Comalcalco.

Las nuevas leyes de hidrocarburos promulgadas en 1949 permitieron a Pemex otorgar contratos de riesgo a varias empresas independientes norteamericanas para realizar prospecciones geofísicas y perforaciones de exploración en alta mar, entre el sur de Veracruz y Ciudad del Carmen, y en tierra, en algunas áreas de Veracruz, Tabasco y Campeche.

Entre 1947 y 1962, Pemex descubrió 35 campos en el sureste de México. Tres

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de ellos tenían reservas probadas de petróleo y gas de más de 100 millones de bboe en las arenas del Mioceno asociadas con domos salinos en la parte más oriental de la Cuenca Salina del Istmo (campos Sánchez Magallanes, Cinco Presidentes y Ogarrio). Otro encontró reservas de gas y condensado mayores de 2 Tcf en arenas del Mioceno en los bloques de fallas normales de la Cuenca de Macuspana (campo José Colomo-Chilapilla).

En 1958 se produjeron descubrimientos significativos en las arenas del Mioceno Superior de la Cuenca de Comalcalco (campos Mecoacán y Tupilco) y en 1960 se produjo un pequeño pero significativo hallazgo de petróleo en las rocas carbonatadas del Cretácico Superior en el Anticlinal Cerro Nanchital, en los piedemontes de la Sierra de Chiapas.

Costa afuera de Coatzacoalcos, la empresa independiente CIMA descubrió tres pequeños campos de petróleo en las arenas del Mioceno asociadas con domos salinos entre 1949 y 1959 (campos Tortuguero, Rabón Grande y Santa Ana).

La Renovación del Círculo Hermenéutico: Descubrimientos en las Rocas Carbonatadas del Mesozoico de Tendencia Reforma-Akal A mediados de la década de 1960, resultados positivos de los esfuerzos exploratorios se consideraron insuficientes para el éxito del proceso de industrialización del país. En 1965, el consumo nacional de energía había doblado el de 1955. De 1961

Entre 1947 y 1962, Pemex descubrió 35 campos en el sureste de México. Tres de ellos tenían reservas probadas de petróleo y gas de más de 100 millones de bboe”

a 1965, el consumo anual de petróleo había promediado 820 millones de barriles. El consumo anual estimado para el período 1966-70 fue de 1.064 millones de barriles y para el período 1971-80 fue de 3.617 millones de barriles.

Como no se habían realizado descubrimientos significativos en 1966, México tuvo que suspender las exportaciones de petróleo y las compañías independientes decidieron no extender los contratos de riesgo.

El estudio de los datos acumulados, con una mezcla de imaginación, creatividad tecnológica y análisis científico, adquirió una importancia primordial.

El mapeo de campo en la Sierra de Chiapas había identificado calizas y dolomitas con rudistas porosas del Cretácico Superior al Cretácico Medio, que mostraban numerosas filtraciones de petróleo en las crestas de los anticlinales fallados, que se hundían al noroeste en el área de Reforma en la llanura costera de Tabasco. Allí, un levantamiento sísmico de refracción había esbozado una capa de alta velocidad que podría estar correlacionada con las rocas carbonatadas expuestas en los piedemontes de la Sierra.

En 1969, los datos del punto de reflejo común y las nuevas técnicas en procesamiento habían mejorado la imagen de la capa de alta velocidad. Tres anticlinales fallados en la tendencia fueron mapeados sísmicamente en el subsuelo por debajo de una sección sellada de lutitas. La ingeniería de pozos había avanzado entonces para permitir la perforación a través de la lutita basal geopresionada del Terciario.

Las interpretaciones alternativas eran ineludibles. Los resultados de pozos en áreas cercanas con objetivos del Mesozoicos habían sido decepcionantes en la medida en que algunos geocientíficos consideraban que la capa de alta velocidad era areniscas y conglomerado del Eoceno en pozos cercanos expuestos en las montañas de Chiapas. Otros pensaban que esta capa podría corresponder a las evaporitas del Cretáceo observadas en algunos pozos al sur de Chiapas.

A mediados de 1970, argumentos geológicos sólidos habían persuadido a la alta gerencia de Pemex para aprobar la inversión para tres pozos de exploración en el área de Reforma. En 1972, dos de esos tres pozos - Sitio Grande y Cactus produjeron altas tasas de producción de

Por lo tanto, propuso conmemorar este éxito con un acto de bondad: Cantarell es el apellido de Rudesindo, un pescador que en 1971 se presentó en la oficina del Superintendente General de Exploración de Pemex en Coatzacoalcos para reportar “una mancha de aceite” en la Bahía de Campeche.

Esta secuencia de éxitos fue seguida por vigorosas campañas de exploración y perforación de desarrollo. En 1974, la producción de esta nueva tendencia había aumentado lo suficiente como para traspasar la crisis petrolera de 1973 y reanudar las exportaciones. Una vez más, México se había convertido en un actor clave en la escena petrolera internacional.

Este éxito geológico fue la piedra angular de los ingresos fiscales del país durante las últimas tres décadas.

Corolario Esta historia muestra que en un entorno empresarial en el que se fomenta la creatividad, la autonomía operativa, el razonamiento geológico y las estrategias de exploración

acuciosas son cruciales para cuestionar los dogmas. Dichos cuestionamientos deben basarse en las experiencias de exploración pasadas, el conocimiento actual y los avances tecnológicos, todo dentro del marco regulatorio existente.

La experiencia geológica nos dice que el sureste de México aún oculta diversas derivaciones de hidrocarburos que demandarán el talento, las habilidades técnicas y la persistencia de una legión de futuros geocientíficos.

El autor Javier J. Meneses Rocha trabajó para Pemex por 32 años en cargos que incluyeron Gerente de Integración Geológica y Geofísica y Gerente de Exploración e Interpretación de la región sur. Ha sido Presidente de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros (AMGP) y miembro de la Academia de Ingeniería de México. Fue galardonado con el premio AMGP en 2012 por sus destacados logros profesionales.

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Especial

petróleo y gas a partir de los carbonatos del Cretácico Superior. Otros pozos de exploración en estructuras hacia el norte fueron igualmente exitosos en el descubrimiento de acumulaciones en un complejo que más tarde sería llamado “Bermúdez”.

El éxito en Reforma permitió actualizar y mejorar los mapas paleogeográficos fomentando así los levantamientos sísmicos en aguas costa afuera de Tabasco y Campeche donde anteriormente se habían reportado manchas de petróleo. En 1976, el pozo Chac-1 llegó a ser productor de petróleo en brechas gruesas, porosas y muy permeables del Cretácico Superior. Acumulaciones adyacentes, como Akal, fluían a tasas promedio de hasta 33.000 bpd y posteriormente se combinaron para llegar a ser el Complejo Cantarell, el mayor campo petrolero offshore del mundo.

Javier Meneses de Gyves, Gerente de Exploración de Pemex, reconoció el descubrimiento de este campo como el logro culminante de su generación y de sus 10 predecesores, los fundadores de las actividades de exploración de Pemex.

Análisis

Política Energética de Donald Trump y su Impacto en Venezuela La agenda energética del nuevo presidente norteamericano está orientada a incrementar al máximo la producción de los combustibles fósiles y reducir las políticas públicas que favorecen la producción de las energías renovables Ing. Diego J. González C. / gonzalezdw@gmail.com

H

ay noticias políticas importantes que están marcando el entorno energético mundial, e influirán en los años por venir. La más destacada es el triunfo de Donald Trump como Presidente de los EE.UU., quien ha presentado una Agenda Energética de 14 puntos1,2 cada uno más polémico que el anterior. Esta política energética está orientada a incrementar al máximo la producción de los combustibles fósiles3,4 y reducir las políticas públicas que favorecen la producción de las energías renovables.

Directa e indirectamente, estos 14 puntos influirán en el futuro energético de Venezuela, en especial en lo relacionado con los actuales mercados de petróleo y derivados, los petroquímicos y los potenciales de gas natural en el país.

Las 14 políticas son: 1. Retirarse del COP21 (La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático) 2. Aumentar los arrendamientos de las tierras federales para producir petróleo, gas natural y carbón 3. Levantar la moratoria para producir carbón natural 4. Eliminar el Plan de Energía Eléctrica Limpia 5. Acelerar las aprobaciones para construir los terminales de exportación de LNG 6. Dar a los estados más autoridad para arrendar sus tierras federales 7. Revisar el impacto ambiental de la energía eólica

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8. Revisar los estándares para los combustibles renovables 9. Continuar con los proyectos de construcción de oleoductos, incluido el “Keystone XL” y el “Dakota Access” 10. Disminuir los estándares federales para la economía de combustibles 11. Terminar con el uso del “costo social del carbón” en las agencias hacedoras de políticas 12. Reconsiderar el “endangerment finding” que considera los gases de invernadero una amenaza para la salud pública y el bienestar 13. Revisar las definiciones inconstitucionales de las “Aguas de USA” 14. Reducir los subsidios a la energía

Retirarse del COP21 Retirarse del COP21 es lo que le permitirá incrementar la producción de los combustibles fósiles, en especial el car-

bón, así como la de gas natural para la exportación en forma líquida (LNG) y por tubería a México.

Los estados podrán arrendar las tierras federales Con respecto a autorizar a los gobiernos estatales a arrendar las tierras federales, tendrá un impacto enorme en el aumento de la producción de petróleo, gas natural y carbón.

Estas tierras en general habían estado vetadas para la explotación de energéticos fósiles, y ocupan espacios tan grandes como el 69,3% del estado de Alaska, el 45,3% de California y el 36,6% de Colorado, todos estados petroleros5.

La entrada del petróleo no convencional (de lutitas) permitirá a los EE.UU. continuar independizándose del petróleo y derivados de otros países (Venezuela dixit).

La autorización para construir más oleoductos estuvo respaldada por el equipo energético de Trump dada la magnitud de estos en los EE.UU., donde hay más de 2,5 millones de millas de oleoductos, gasoductos y otros, incluyendo 199.243 millas de oleoductos principales y 305.000 millas inter e intra estatales de gasoductos principales6.

La autorización para tender los oleoductos “Keystone XL” y el “Dakota Access”, permitirá que el petróleo extra pesado ya mejorado que se produce en la provincia de Alberta (Canadá) llegue en abundancia a las refinerías de Illinois y Texas (Golfo de México) para su manufactura y exportación, así como al gran centro de almacenamiento y distribución de crudo de Cushing (Oklahoma). Estos proyectos desplazarán los crudos pesados de Venezuela y México que van a las refinerías del Golfo de México.

El “Keystone XL” en un sistema de oleoductos propiedad de Transcanada, que viene desarrollando desde 20107. Actualmente tres fases del proyecto inicial (Keystone) están en operación (4.708 km), que llevan el petróleo mejorado de Alberta a Illinois, Cushing (OK) y a las refinerías de

Port Arthur y Houston, en Texas. El Keystone XL, que sería la cuarta fase del proyecto, duplicaría la capacidad del actual.

Con mayor diámetro y a través de una ruta más corta, tendrá capacidad de recoger la producción de crudos livianos de las lutitas de Montana y Dakota del Norte.

Las primeras dos fases del Keystone manejan 590.000 b/d y la tercera 700.000 b/d para las refinerías de Texas.

El oleoducto Dakota Access u oleoducto Bakken tiene una longitud de 1.886 km.

Va completamente enterrado a un costo de US$3.780 millones. En la actualidad tiene un 87% de completación.

Producción masiva de combustibles fósiles Tanto la producción adicional de petróleo de lutitas como la llegada masiva de petróleo de Canadá a las refinerías del Golfo de México, tendrán un impacto directo en las exportaciones de Venezuela a ese país y al resto del mundo. Cuando comenzó la producción importante de petróleo de lutitas (2007) los EE.UU. importaron de los países OPEP 5.607.000 de barriles diarios (b/d), en Noviembre de 2016 la importación fue de apenas 3.242.000 b/d.

La caída más importante ocurrió en Arabia Saudita que en Mayo 2003 exportaba

a los EE.UU. 2.244.000 b/d, y disminuyó a 1.000.000 b/d en Noviembre 20168. De incrementarse la producción de petróleo proveniente de las shales con la política de Trump, las importaciones OPEP continuarán reduciéndose.

Solo con el impacto de la producción de lutitas, del total de crudo que refina los EE.UU. (11.595.000 b/d en Nov. 2016) Venezuela apenas contribuye con el 6,9%, que va a las tres refinerías de Citgo (en menor porcentaje Citgo siempre ha comprado petróleo para completar la carga de sus refinerías) y a otras. Las importaciones de Citgo desde Venezuela suman solo 123.964 b/d (Enero - Junio 20169). La EIA a Noviembre 2016 reporta importaciones desde Venezuela por 797.000 b/d10.

A manera de historia, en 1970 cuando Venezuela alcanzó su máximo nivel de producción (3.708.000 b/d) exportó al mundo 2.434.622 b/d de petróleo y 1.034.983 b/d de productos. De estos fueron de petróleo 415.258 b/d a los EE.UU. y 328.819 b/d a Canadá; y de productos 711.660 b/d a los EE.UU. y 73.674 b/d a Canadá1. En 1970 de las exportaciones de crudo de Venezuela, solo el 13,5% iba a los EE.UU., se exportaba mucho más a América Latina, el Caribe y Europa. Sin embargo, en 1998, último año de la Pdvsa democrática, las exportaciones de crudo a los EE.UU. fueron de 1.445.638 b/d, el 64% del total mundial. En 2015 disminuyó a 731.000 b/d de petróleo (una caída de 714.638 b/d con respecto a 1998) y solo 70.000 b/d de productos. A Canadá no se exportó nada.

El gas de Norteamérica invadirá al mundo Con respecto a la decisión de acelerar la construcción de las plantas y terminales para exportar gas natural licuado (LNG) producido del gas de lutitas (las shales gas), esto tendrá un impacto en el mercado de gas mundial, y por supuesto en los potenciales mercados del gas venezolano que pensaba exportar al Caribe, Centroamérica, Suramérica y Europa.

En la actualidad en los EE.UU. hay 28 proyectos para exportar 250 millones de 1 Las cifras anteriores de exportación fueron obtenidas del Informe Petróleo y Otros Datos Estadísticos-PODE 1970, que publicó el Ministerio de Minas e Hidrocarburos de la época.

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Análisis

El petróleo de Canadá llegando masivamente al Golfo de México

Análisis

En 25 Estados hay producción de carbón 40% en tierras públicas. Hay 26 grandes productores toneladas anuales (MMtpa) de gas licuado (LNG), y en Canadá 16 proyectos, con capacidad para exportar 150 MMtpa11.

Actualmente se contabilizan 14 proyectos sometidos a la Agencia Federal FERC (Federal Energy Regulatory Commission), y a otras Agencias, que suman una oferta de 12.945 MMpc/d, es decir, 99,2 millones de toneladas anuales (MMtpa).

Como referencia podemos decir que los cinco proyectos actualmente en construcción suman 70,7 MMtpa que ubicaría a los EE.UU. como segundo productor de LNG después de Qatar (77,1 MMtpa), y por supuesto cuando arranquen los otros

proyectos los EE.UU. se convertirá en el primer exportador mundial de LNG. De allí la política de Trump para que las agencias federales aceleren la autorización de los permisos para esos proyectos.

Este gas por supuesto que llegará primero a los mercados de América Latina y el Caribe12 13 14 que el potencial de Venezuela. Inclusive desplazará el gas ruso y del Medio Oriente que hoy va a Europa, por la sencilla razón que los EE.UU. será un proveedor de gas más confiable y con mejores precios (el LNG americano es producido por cientos de particulares y no por empresas estatales monopólicas).

Más producción de carbón para liberar el gas natural para la exportación

La producción anual es de 743 MM tons. a 2,17 US$/MMBtu 24 MARZO 2017 I Petroleum 326

Con respecto a levantar la moratoria para producir carbón natural, es una medida política porque este se produce en 25 estados y 40% está en tierras públicas15. Hoy hay 26 grandes productores. La mayor producción de carbón para generar electricidad liberará gas natural para su exportación. Esta es una de las medidas que van contra la decisión del COP21, de reducir la contaminación mundial, en la que Trump no cree, y es por lo que propone su salida de ese acuerdo mundial.

1. http://www.iesa.edu.ve/inicio/2017enero-30/3279=la-politica-energeticade-la-administracion-trump-y-sus-implicaciones-para-venezuela 2. h t t p s : / / w w w . d e s m o g b l o g . com/2016/12/07/trump-energy-agendarevealed-thomas-pyle-memo 3. http://revistapetroquimica.com/estados-unidos-se-convertira-en-el-mayorproductor-de-gas-y-petroleo- del-mundo/ 4. http://www.politicaexterior.com/articulos/politica-exterior/20761/ 5. http://watchdog.org/155465/landdispute-west/ 6. http://www.pipeline101.com/whereare-pipelines-located https://www.eia. gov/pub/oil_gas/natural_gas/analysis_publications/ngpipeline/index.htmlhttp://www.api.org/~/media/Files/ Oil-and-Natural-Gas/pipeline/WhatsNew/2015-AOPL-API-Pipeline-UsageMileage-Report.pdf 7. http://bloviatingzeppelin.net/tags/ keystone-xl-pipeline/&http://blog. ucsusa.org/andrew-rosenberg/nativerights-and-concerns-at-standing-rockthe-important-role-of-sciencehttps:// en.wikipedia.org/wiki/Keystone_ Pipeline#Keystone_XL 8. https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler ashx?n=PET&s=MCRIMUSSA2&f=M 9. https://www.eia.gov/petroleum/imports/companylevel/summary.cfm 10. https://www.eia.gov/peTroleum/imporTs/companylevel/ 11. Federal Energy Regulatory Commission-FERC 12. http://www.elmostrador.cl/mercados/2016/09/28/chile-se-convierte-enel-principal-destino-del-gas-de-estados-unidos-en-medio-de-un-boom-dedemanda-en-la-region/ 13. http://www.petroguia.com/pub/article/eeuu-se-propone-exportar-gas-delutitas-pa%C3%ADses-del-caribe-ycentroam%C3%A9rica 14. h t t p : / / w w w. p r e n s a . c o m / m u n d o / america-central-integracion-energetica_0_4475552529.html 15. http://www.coaleducation.org/lessons/ primary/summary/coalpro.htm https:// www.eia.gov/todayinenergy/detail. php?id=29472

Tecnología

El arte de controlar la trayectoria de los pozos Continuando con la serie de artículos sobre temas de la industria de E&P escritos por expertos de Schlumberger, a continuación se describen los principios, operaciones y avances de la perforación direccional Kate Mantle, Directional Drilling Advisor - Oilfield Review 25, No. 4. Schlumberger

L

a práctica de la perforación direccional se remonta a la década de 1920, cuando se introdujeron los métodos básicos de prospección de pozos. Estos métodos alertaron a los perforadores acerca del hecho de que los pozos supuestamente verticales en realidad se desviaban en direcciones indeseadas. A fin de abordar estos problemas de desviación, los perforadores inventaron técnicas para mantener la trayectoria del pozo lo más vertical posible. Esas mismas técnicas fueron empleadas posteriormente para desviar deliberadamente el pozo a fin de intersectar las reservas de difícil acceso.

Los primeros pozos direccionales perforados en forma intencional proporcionaron soluciones correctivas para los problemas de perforación: el enderezamiento de pozos torcidos, la desviación de la trayectoria de los pozos en torno a tuberías atascadas y la perforación de pozos de alivio para controlar reventones (abajo).

Los perforadores direccionales utilizaban instrumentos de levantamiento rudimentarios para orientar los pozos. Hacia la década de 1930, en Huntington Beach, California, EUA, se perforó un pozo direccional controlado desde una localización en tierra firme para llegar a las arenas petrolíferas marinas.

Hoy en día, los operadores utilizan equipos de perforación sofisticados para perforar estructuras geológicas complejas identificadas en base a datos sísmicos 3D. Las reservas previamente inalcanzables se han vuelto accesibles y de producción rentable.

La perforación direccional comprende tres aplicaciones especiales principales: perforación de pozos de alcance extendido (ERD), perforación de tramos multilaterales y perforación de pozos de radio corto. Los operadores han utilizado la ERD para acceder a los yacimientos marinos desde localizaciones terrestres, eliminando a veces la necesidad de contar con una plataforma.

Al año 2013, el pozo ERD más largo del mundo era un pozo de 12.345 m (40.502 pies) perforado desde la Isla de Sakhalin, en Rusia, hasta el campo marino Odoptu. La perforación de tramos multilaterales ayuda a incrementar el contacto del pozo con las zonas productoras de hidrocarburos a través de la ramificación de múltiples extensiones desde un solo pozo. El primer pozo con tramos multilaterales fue perforado en el año 1953 en el campo Bashkiria, en la República de Bashkortostán, en Rusia. El pozo principal tenía nueve ramificaciones laterales que incrementaron la penetración de la zona productiva en 5,5 veces y la producción en 17 veces, y sólo había costado 1,5 veces más que un pozo convencional. La perforación de pozos de radio corto genera pozos con una curva de 44 m (144 pies) o un radio aún menor.

26 MARZO 2017 I Petroleum 326

Principios de la perforación direccional La mayoría de los pozos direccionales comienza como pozos verticales. A una profundidad designada, denominada punto de comienzo de la desviación (KOP), el perforador direccional desvía el trayecto del pozo mediante el incremento de su inclinación para comenzar la sección de incremento angular. Los levantamientos ejecutados durante la perforación indican la dirección de la barrena y la orientación de la herramienta, o la orientación de los sensores de medición en el pozo. El perforador direccional monitorea constantemente estas mediciones y ajusta la trayectoria del pozo según las necesidades para interceptar el objetivo siguiente a lo largo de la trayectoria del pozo.

Capacidades direccionales. Un sistema híbrido permite que el operador inicie la desviación a mayores profundidades, y así y todo asentarse en la zona de yacimiento más rápido que con los sistemas rotativos direccionales convencionales

Tecnología Aplicaciones de perforación direccional. Los yacimientos a los que no es fácil acceder desde localizaciones de superficie pueden ser explotados a través de la perforación direccional

En un comienzo, la perforación direccional implicaba un arreglo rotativo sencillo de fondo de pozo (BHA) y la manipulación de parámetros tales como el peso sobre la barrena (WOB), la velocidad de rotación y la geometría del BHA, para lograr la trayectoria pretendida. Los cambios producidos en la rigidez del BHA, el posicionamiento y el calibre de los estabilizadores, la velocidad de rotación, el WOB, el diámetro del pozo, el ángulo del pozo y las características de las formaciones afectan en su totalidad la capacidad direccional y la eficiencia de perforación de un BHA. A través de la variación del posicionamiento de los estabilizadores en la sarta de perforación, los perforadores direccionales pueden modificar las fuerzas laterales que actúan sobre la barrena y el BHA, haciendo que incrementen, mantengan o reduzcan la inclinación, lo que se conoce comúnmente como incremento, mantenimiento o reducción del ángulo, respectivamente (arriba).

Para incrementar el ángulo, el perforador direccional utiliza un BHA con un estabilizador cerca de la barrena de pleno diámetro, otro estabilizador entre 15 y 27 m (50 y 90 pies) por encima del primero y un tercer estabilizador a unos 9 m [30 pies] por encima del segundo. Este BHA actúa como un elemento de apoyo, ejerciendo una fuerza lateral positiva en la barrena.

Para mantener el ángulo, el perforador direccional utiliza un BHA con 3 a 5 estabilizadores separados entre sí por una distancia de 9 m. Este BHA armado está diseñado para no ejercer ninguna fuerza lateral neta.

Para reducir el ángulo, el perforador direccional utiliza un BHA en el que el primer estabilizador se localiza entre 9 y 27 m por detrás de la barrena. Este BHA actúa como un péndulo, ejerciendo una fuerza lateral negativa en la barrena.

Durante la planeación del pozo, el perforador direccional debe considerar diversos factores para determinar la trayectoria requerida, especialmente la severidad de pata de perro (DLS) —la tasa de cambio de la trayectoria del pozo, medido en grados cada 30 m (100 pies)— y las capacidades del BHA, la sarta de perforación, las herramientas de adquisición de registros (perfilaje) y la tubería de revestimiento para pasar a través de los cambios angulares.

Entre las limitaciones de la perforación se encuentran las especificaciones del equipo de perforación, tales como el esfuerzo de torsión (torque) máximo y la presión disponible de los sistemas de

superficie. Los rasgos geológicos, tales como fallas o cambios de formaciones, necesitan ser considerados con cuidado; por ejemplo, las formaciones muy blandas pueden limitar las tasas de incremento angular y el echado (buzamiento) de la formación puede hacer que una barrena se desplace, o se desvíe lateralmente. El conocimiento local del comportamiento de la perforación permite que el perforador direccional derive el ángulo de avance correcto, necesario para interceptar el objetivo.

La habilidad del perforador direccional reside en proyectar hacia adelante, estimar la posición espacial de la barrena y, en base a las circunstancias específicas, decidir qué rumbo tomar para interceptar el o los objetivo(s). En los comienzos de la perforación direccional, se utilizaba un dispositivo manual de tipo regla de cálculo para calcular el ángulo de orientación de la herramienta requerido para perforar desde la última estación de levantamiento hasta un objetivo. Hoy en día, existen programas de cómputo que ejecutan la misma función.

Operaciones de perforación direccional Para direccionar un pozo hasta su objetivo, los perforadores direccionales emplean las siguientes técnicas: Desviación con chorros: Un arreglo de lanzamiento de chorros proporciona la capacidad direccional durante la perforación a través de formaciones blandas o no consolidadas. Las barrenas a chorro son barrenas de conos giratorios con una boquilla grande extendida en el lugar de uno de los conos o bien con una boquilla grande y dos pequeñas. La boquilla grande proporciona la referencia correspondiente al “lado alto,” y la trayectoria del pozo se desvía mediante el deslizamiento o la rotación de la sarta de perforación en forma alternada.

Desviación para evitar el cruce de pozos: Esta técnica se utiliza a menudo en las secciones superiores de los pozos, donde varios pozos posicionados muy cerca unos respecto de los otros pueden presentar problemas de interferencia magnética e incrementar el riesgo de colisión con otros pozos. La trayectoria del pozo se desvía respecto de la vertical para sortear el riesgo y, una vez sorteado el riesgo, vuelve a direccionarse hacia la vertical.

Comienzo de la desviación: La desviación de la trayectoria del pozo de un trayecto a otro. El número de puntos de comienMARZO 2017 I Petroleum 326 27

Tecnología

zo de la desviación (KOP) en un solo trayecto de pozo depende de la complejidad de la trayectoria planificada.

Desviación de la trayectoria del pozo: La desviación de la trayectoria del pozo desde un pozo existente se lleva a cabo por diversos motivos, tales como la prevención del colapso del pozo, de una zona de inestabilidad o de una sección de un pozo perforado previamente que contiene una pesca no recuperada (chatarra o herramientas que quedan en el pozo). Esta técnica también se utiliza para iniciar la perforación de tramos multilaterales. Además, los operadores perforan pozos piloto verticales para confirmar la profundidad vertical verdadera (TVD) del yacimiento y luego desvían la trayectoria horizontalmente para maximizar la exposición del mismo. En ocasiones, también desvían las trayectorias de los pozos cuando no se encuentran los objetivos previstos.

Operaciones con cuñas desviadoras: Una cuña desviadora es una herramienta de acero cuneiforme que se despliega en el fondo del pozo para modificar mecánicamente su trayectoria.

La cuña desviadora se orienta para desviar la barrena respecto del pozo original con un ángulo leve y en la dirección del azimut pretendido para la nueva trayectoria. Puede ser utilizada en pozos entubados o en agujeros descubiertos.

Geonavegación: En la geonavegación se utilizan los datos de evaluación de formaciones obtenidos durante la perforación — principalmente a través de sensores de adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) o de perfilaje durante la perforación (LWD)— para proporcionar información en tiempo real para las decisiones de direccionamiento en los pozos horizontales y de alto ángulo. Las mejoras introducidas recientemente en los sistemas de telemetría permiten transmitir los datos MWD y LWD más rápido y con una mayor densidad de datos que en el pasado, incrementando considerablemente la precisión con la que puede controlarse la trayectoria del pozo.

Avances en perforación direccional El desarrollo de motores de lodo confiables constituyó un avance importante en la tecnología de perforación direccional.

A partir de su desarrollo, la dirección del pozo pudo ser controlada utilizando una cubierta acodada para el motor, que se orientaba para direccionar la barrena de perforación en la dirección pretendida. Los motores de lodo utilizan el lodo bombeado a través de un arreglo de rotor y estator para hacer girar la barrena sin que rote la sarta de perforación desde la superficie.

Mediante la alternancia de intervalos de modo de rotación y modo de deslizamiento, el perforador direccional puede controlar la trayectoria del pozo y navegar en la dirección deseada.

En el modo de rotación, la mesa rotativa del equipo de perforación o su unidad de mando superior hace rotar toda la sarta de perforación para transmitir la potencia a la barrena. Por el contrario, en el modo de deslizamiento, la sección acodada y la barrena se orientan primero en la dirección deseada, y luego el motor de lodo de fondo por sí solo suministra la potencia a la barrena, sin rotación alguna de la sarta de perforación por encima de la barrena.

Los motores de perforación y los sistemas rotativos direccionales (RSS) proporcionaron a los perforadores direccionales una

28 MARZO 2017 I Petroleum 326

Utilización del BHA para cambiar el ángulo. La flexión de la tubería por encima de una barrena incide en la desviación del pozo. A través del posicionamiento estratégico de los portamechas (lastrabarrenas) y los estabilizadores, el perforador direccional puede incrementar o reducir la flexibilidad y la curvatura del BHA para incrementar o reducir el ángulo

forma eficiente y más precisa de direccionar los pozos. El sistema RSS permite perforar los pozos direccionalmente mientras la sarta rota en forma continua. Las ventajas de este método son el mejoramiento de la limpieza del pozo a través de la rotación, la obtención de pozos más parejos y el control direccional más exacto. Para direccionar el RSS, el perforador direccional transmite los comandos desde la superficie utilizando las fluctuaciones de presión de la columna de lodo.

Hoy, los sistemas RSS híbridos utilizan patines en el interior de la herramienta para presionar contra una camisa interna que pivotea y direcciona la barrena en la dirección pretendida. Estas herramientas pueden producir una DLS de hasta 18°/30 m. Las herramientas RSS híbridas permiten que los perforadores direccionales se desvíen de la vertical a mayores profundidades y que asienten, o vuelvan a posicionar el pozo en sentido horizontal, con más rapidez que antes. Esta técnica incrementa la exposición del pozo al yacimiento (arriba, a la derecha).

Los sistemas de direccionamiento de avanzada utilizan un motor de lodo adaptado al sistema en combinación con una herramienta RSS emplazada por debajo del motor. Este diseño de BHA posibilita mayores revoluciones por minuto en la barrena, un control mejorado del direccionamiento y una mayor velocidad de penetración.

Desarrollos futuros Es probable que en el futuro cercano se introduzcan sistemas de control de fondo de pozo completamente automatizados. Sin embargo, esos avances no implicarán la eliminación de los perforadores direccionales del proceso ya que siempre será necesaria su experiencia para supervisar el alcance de las operaciones de perforación direccional. El futuro promete ser rápido y tecnológicamente innovador en lo que respecta a este nicho altamente especializado de la industria del petróleo y el gas.

Preview

“Nueva realidad energética. Desafíos y Oportunidades”, es el lema que ambientará la agenda de esta destacada conferencia, que año tras año organiza la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y El Caribe – ARPEL

E

l Hotel Conrad en Punta del Este, Uruguay, recibirá del 25 al 27 de Abril a los líderes de la industria de la energía para atender la quinta edición de esta Conferencia con el propósito de analizar el entorno en el que se desenvuelve la industria y su futuro y también profundizar sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector para satisfacer las necesidades energéticas de América Latina y el Caribe. Asimismo el evento promoverá el diálogo sobre temas estratégicos y emergentes de sostenibilidad, así como el intercambio de experiencias y mejores prácticas que aseguren el rendimiento continuo a nivel operacional y de gestión.

La Conferencia ARPEL ha sido precedida por cuatro eventos similares de gran éxito, realizados en 2009, 2011, 2013 y 2015. La cuarta edición congregó a más de 400 altos representantes del sector energético de América Latina y el Caribe y tuvo la presencia de más de 90 disertantes internacionales.

La agenda El programa de la Conferencia abarcará una variedad de tópicos de interés

para el sector tales como: Geopolítica y Economía; Oportunidades de inversión y temas estratégicos del upstream; Visión de gobiernos sobre la nueva realidad energética - Panel de Ministros; Visión empresarial sobre la nueva realidad energética - Panel de Presidentes y CEOs; Matriz energética, Perspectivas de demanda, Uso de energías fósiles y renovables; Integración y seguridad energética; Temas clave de downstream y Temas clave de sostenibilidad Algunos de los temas mencionados serán el foco de dos actividades pilares del evento: • Encuentro de Presidentes y CEOs de Compañías de Petróleo y Gas En este espacio los Ministros de Energía y Presidentes y CEOs de compañías nacionales e internacionales de petróleo y gas de la región se reunirán en esta actividad especial de diálogo mediante dos paneles uno a continuación del otro, que se enfocarán en la nueva realidad energética y los desafíos y oportunidades que presenta para los gobiernos y para las empresas.

• LATINVE&P - Foro de Agencias de Hidrocarburos Este foro de negocios se centrará en la promoción de oportunidades de inversión en exploración y producción en América Latina y el Caribe, con la participación de las Entidades Estatales responsables de la regulación, promoción, licitación y contratos en el sector petróleo y gas natural de América Latina y el Caribe.

Disertantes En la agenda de la Conferencia participarán reconocidos expositores a nivel mundial y regional para abarcar un amplio rango de temas, mediante sesiones plenarias, foros y talleres interactivos. Entre los ponentes destacan: Carlos Pascual, Vicepresidente Senior, IHS Markit; Marcelo Tokman, Gerente General, Enap; Rafael Zoeger, Presidente, Perupetro; Maximillian Kon, CEO y Director Gerente, Wiseplant; Graham Kellas, Vicepresidente de Investigación Fiscal Global, Wood Mackenzie; y Bob Fryklund, Jefe de Estrategia de Upstream, IHS Markit.

Mayor información: www.conferenciaarpel.org

MARZO 2017 I Petroleum 326 29

ENVision

Warehouse

Información ambiental y prevención de problemas en tiempo real

L

a nueva versión del software ENVision, desarrollado por Wood Group ayuda a administrar la información ambiental en tiempo real de plantas industriales y de procesamiento, al proporcionar el monitoreo de emisiones, solución de problemas, recopilación de datos, interpretación y reportes completos para las agencias reguladoras.

La versión actualizada permite ahora acceder de manera instantánea a la información de

TransCoil™

cumplimiento, extraída de un portafolio de instalaciones aguas abajo en una locación central.

Ya instalada con éxito en 60 lugares en todo el mundo, este lanzamiento marca la primera fase de una cartera avanzada de aplicaciones de software de Wood Group.

“Nuestro software ENVision simplifica y moderniza la administración de los datos ambientales para proporcionar a los clientes un flujo continuo de información en tiempo real

y un reconocimiento de problemas potenciales antes de que se conviertan en un conflicto”, dijo Bob MacDonald, CEO y Especialista en Soluciones Técnicas de Wood Group.

“La capacidad de la tecnología de ENVision ahora se puede utilizar en una cartera de activos, agregando valor a nuestros clientes y garantizando que cumplan con los organismos reguladores externos”, agregó. www.woodgroup.com

Innovador sistema ESP desplegado por cable

Confiabilidad mejorada frente a los sistemas de despliegue alternativos existentes

El sistema ESP TransCoil cuenta con un motor en la parte superior conectado directamente al cable eléctrico. Este diseño único descarta completamente la extensión del cable del motor, eliminando la conexión más débil de los sistemas ESP tradicionales

S

audi Aramco y Baker Hughes anunciaron la primera instalación del sistema de bombeo electro sumergible TransCoil™ desplegado sin el uso de taladro y diseñado para ayudar a los operadores a poner los pozos en producción de forma más rápida, mientras reducen los costos asociados con la instalación y reemplazo de ESPs. Al eliminar la necesidad de un taladro en campos donde la disponibilidad de los mismos es una preocupación o donde los altos costos de intervención pueden limitar la alternativa de levantamiento artificial, los operadores pueden minimizar la producción diferida y reducir sus costos de levantamiento para extender la vida económica de sus activos.

TransCoil™, en cuyo desarrollo participó Saudi Aramco, es un sistema ESP inver-

30 MARZO 2017 I Petroleum 326

tido con el motor conectado directamente a una nueva configuración de cable eléctrico patentado, que elimina la tradicional conexión de cable a motor, lo que mejora la confiabilidad general del sistema. A diferencia de los ESPs desplegados sin cable, el sistema TransCoil totalmente recuperable no tiene una “conexión húmeda” en el pozo, lo que requiere un equipo que hale y reemplace si falla la conexión húmeda.

El innovador diseño del cable eléctrico mejora la confiabilidad de la sarta de despliegue en comparación con los ESPs desplegados por coiled tubing que simplemente tiran el cable eléctrico a través de la tubería.

Se condujeron extensas pruebas de fatiga y análisis de crecimiento térmico en el Coiled Tubing Research and Engineering

Center de Baker Hughes para mejorar la selección de materiales y el diseño del sistema.

El diseño del cable del sistema TransCoil también extiende el rango de operación a 12.000 pies en comparación con los sistemas ESPs desplegados por coiled tubing que están limitados a unos 7.000 pies, porque a mayores profundidades, el peso del cable eléctrico hace que colapse dentro de la tubería continua generando una falla eléctrica.

El sistema se puede instalar en casing de 4½ a 9 pulgadas en pozos con caudales de flujo de hasta 18.000 bpd. En los campos maduros en alta mar, donde los altos costos de intervención limitan la aplicación de ESPs, el sistema puede ser desplegado a través tuberías existentes de 4½ pulgadas. www.bakerhughes.com

Ambas firmas acordaron el uso de soluciones de interpretación geológica y sísmica, modelado y evaluación de la formación en consultoría

E

l acuerdo plurianual da acceso a BeicipFranlab a una amplia gama de soluciones de software, para la interpretación geológica y sísmica, evaluación de la formación y modelado subterráneo. Por su parte, la firma propondrá a sus clientes el uso del software de Paradigm en sus servicios de consultoría en el sector upstream a nivel mundial, incluyendo aplicaciones como SeisEarth®, Geolog® y SKUA-GOCAD™.

La solución integrada ofrece a BeicipFranlab un fácil acceso a capacidades geocientíficas avanzadas en una plataforma integrada, lo que les permite satisfacer

las necesidades de sus clientes de manera eficiente y rentable.

“Estamos orgullosos de que Beicip haya añadido a Paradigm como uno de sus principales proveedores de tecnología de software en geosciencias a sus servicios de consultoría. Esto demuestra el valor de las soluciones de Paradigm para ayudar a los clientes a alcanzar los niveles de eficiencia que son tan esenciales cuando se enfrentan a los desafíos actuales de la industria”, comentó Pablo Pascual, Vicepresidente regional de Paradigm para Europa, América Latina y CIS.

“Añadir las capacidades interdisciplinarias más amplias del software de Paradigm a nuestra caja de herramientas nos permitirá mejorar el intercambio de datos entre nuestros expertos, a la vez que agrega nuevas ejecuciones tecnológicas a nuestros flujos de trabajo. Esto permitirá que Beicip-Franlab continúe brindando el más alto nivel de consultoría en proyectos G&G integrados en los próximos años”, concluyó Christian Cliet, Director de Consultoría de Beicip-Franlab. www.pdgm.com

LMKR firma acuerdo exclusivo con Landmark Graphics Suite de productos de software GeoGraphix

E

l acuerdo exclusivo a largo plazo con Landmark Graphics Corporation (Halliburton) para mantener, apoyar, comercializar y vender la suite de productos de software GeoGraphix a nivel mundial.

A lo largo de 2016 el equipo altamente experimentado de más de 300 geocientíficos, ingenieros y profesionales de tecnologías de información de LMKR estuvo centrado en la creación de tecnologías disruptivas, ofre-

ciendo al mismo tiempo cinco lanzamientos grandes y cuatro pequeños.

En GVERSE LMKR logró crear un ambiente verdaderamente colaborativo de aplicaciones geocientíficas e ingeniería construido sobre futuras tendencias tecnológicas aprovechando grandes datos, cloud y el aprendizaje profundo.

Durante 2017 llega un nuevo paquete sísmico cargado de potentes capacidades de representación 3D para las inter-

pretaciones con SeisVision, que puede manejar más de cien gigabytes de datos sísmicos en hardware básico. Su diseño le permitirá integrarse sin esfuerzo con el ambiente de proyecto existente sin ninguna revisión de datos. Luego sigue el nuevo paquete Geomodeling 3D con un espacio de trabajo totalmente integrado e interpretativo provisto de la vista dinámica 3D Geomodel. www.lmkr.com MARZO 2017 I Petroleum 326 31

Warehouse

Paradigm firma acuerdo con Beicip-Franlab

OLADE

Junta Directiva de

Gente

Alfonso Blanco Bonilla Secretario Ejecutivo

E

l nuevo Secretario Ejecutivo de OLADE para el periodo 2017-2019 tomó posesión del cargo el 23 de Enero en Quito, Ecuador.

El es Ingeniero Industrial Mecánico y fue electo el pasado 25 de Noviembre de 2016 durante la Reunión de Ministros de Energía de la región, sustituyendo al Doctor Fernando César Ferreira, quien ejerció la Secretaría Ejecutiva durante el periodo 2014-2017. Blanco Bonilla cuenta con una importante trayectoria profesional en el sector energético de América Latina y El Caribe.

Como parte de su Plan de Gestión Trienal, dijo que buscará consolidar a OLADE como el principal organismo técnico de referencia de Latinoamérica y El Caribe en cuanto al área energética se refiere para incentivar, apoyar y coordinar los procesos orientados a la complementariedad e integración regional.

Flowserve R. Scott Rowe

Presidente y Director Ejecutivo

F

lowserve Corporation anunció que R. Scott Rowe desempeñará la posición de Presidente y Director Ejecutivo de la compañía a partir del 1 de Abril, en reemplazo de Mark Blinn, quien anteriormente anunció su intención de retirarse. Rowe también ingresará a la Junta Directiva de esta empresa líder en productos y servicios de control de flujo para los mercados de infraestructura global.

Scott Rowe aportará a Flowserve casi 20 años de experiencia laboral y liderazgo en la industria energética. Recientemente fue Presidente del Grupo Cameron, cargo que asumió en Abril de 2016 tras la fusión entre Schlumberger y Cameron International Corporation.

En Cameron desempeñó una variedad de funciones durante 14 años, la última como Presidente y CEO. Allí contribuyó al crecimiento significativo y la rentabilidad de Cameron y dirigió la empresa conjunta de transformación antes de la fusión entre Cameron y Schlumberger, que dio paso a la creación de OneSubsea, un negocio de US$3 mil millones de dólares en la que más tarde fungió como CEO. Allí también ejerció como Presidente de la Divisiones de Sistemas Submarinos, Válvulas de Ingeniería y Procesos, entre otros. Antes de unirse a Cameron en 2002, fue Gerente de Proyecto en Varco International, y previamente estuvo en el Ejército de los Estados Unidos.

Rowe tiene un grado en Administración de Ingeniería de la Academia Militar de Estados Unidos en West Point y un MBA de Harvard Business School.

32 MARZO 2017 I Petroleum 326

L

a Cámara Colombiana de Servicios Petroleros en reunión celebrada el 14 de Febrero protocolizó el nombramiento de Germán Espinosa como Presidente Ejecutivo.

Con la aprobación de las actas respectivas fueron anunciadas las siguientes designaciones para la conformación de la Junta Directiva.

André Velarde - Presidente de la Junta Directiva Schlumberger Juan David Orozco - Primer Vice Presidente

Halliburton

Ricardo Correa - Segundo Vice Presidente

C y Co

José Miguel Saab

Independence

Ricardo Sarmiento

Estrella

Ricardo Nicoletti

Tipiel

Gonzalo Cuervo

Tenaris

Ricardo Ortíz

NOV

Julio Albán

Coremar

Nelson Ney

Alkorayef

Carlos Lozano

Masa

David Chaparro

Wheaterford

Luis Bustamante

Indequipos

En el acto también se dio a conocer el retiro de la Dra. Angélica Bayona, quien había sido designada Secretaria Ejecutiva de Campetrol.

La nueva Junta Directiva reafirmó su compromiso con el crecimiento de la entidad gremial y la defensa de los intereses de sus afiliados. Anunció que la gestión en curso buscará privilegiar las buenas prácticas operativas y de contratación, y en tal sentido planteará un propuesta de reforma estatutaria que permita la adopción de políticas claras en términos de Transparencia, Ética y Anticorrupción.

Asimismo confirmó la realización de la Expo Oil and Gas del 22 al 24 de Noviembre en Corferias, Bogotá.

16 - 17 Marzo

25 - 27 Abril

17 - 19 Mayo

26 - 27 Junio

Colombian Oil & Gas Conference

Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2017

LACPEC

Argentina Shale Gas y Petróleo Cumbre

Barranquilla, Colombia www.alame.org

Punta del Este, Uruguay www.conferenciaarpel.org

Buenos Aires, Argentina www.spe.org

Argentina, Argentina www.a-sgos.com

Salvador, Brasil - www.spe.org

Media Partner

Media Partner

2

Media Partner

0

Media Partner

1

7

14 - 16 Marzo The Int’l Pipeline, Oil and Gas Safety Conference and Exhibition

19 - 20 Abril ISA Calgary Show

21 - 22 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition

01 - 04 Mayo OTC 2017

28 - 29 Marzo - IADC/SPE Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Exhibition

07 - 10 Junio Congreso Mexicano del Petróleo

Houston, Texas, USA - www.oilandgassafetyconference.com

Houston, Texas, USA - www.spe.org

Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org/event/2017

Calgary, Alberta, Canadá - www.isacalgary.com

Houston, Texas, USA - www.2017.otcnet.org

Puebla, México - www.congresomexicanodelpetroleo.com

28 - 30 Marzo Petroleum Exhibition & Conference of Mexico (PECOM)

13 - 15 Junio Global Petroleum Show

02 - 05 Abril AAPG 2017 ACE - Annual Convention & Exhibition

17 - 21 Junio SPWLA 58th Annual Symposium

11 - 12 Abril 2017 AADE National Technical Conference & Exhibition

20 - 23 Junio Brasil Offshore

Villahermosa, México - www.pecomexpo.com

Houston, Texas, USA - www.ace.aapg.org/2017

Houston, Texas, USA - www.aade.org/2017

Media Partner

Alberta, Canadá - www.globalpetroleumshow.com

Oklahoma City, USA - www.spwla2017.com

Macae, Río de Janeiro, Brasil - www.brasiloffshore.com

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

MARZO 2017 I Petroleum 326 33

Calendario

15 - 16 Marzo SPE Latin American and Caribbean Mature Fields Symposium

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Vaca Muerta en Argentina en Punto de Inflexión?

El país ha concretado reformas macroeconómicas para atraer inversiones que mejoren el desempeño económico y generar más empleos. La apuesta es arriesgada por sus constantes vaivenes económicos, sociales y políticos Álvaro Ríos Roca*

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rgentina, en los últimos 14 meses concretó una serie de reformas trascendentales en su accionar macroeconómico, con el objetivo de atraer fuertes inversiones a varios sectores de su economía. Flotó el tipo de cambio, resolvió asuntos pendientes con el sector financiero internacional, transparentó la información y estadísticas y mucho más.

Durante 2016, inició un sinceramiento de precios de gas natural y electricidad, mismos que estaban con elevados subsidios y que habían llevado al país a sumirse en constantes apagones y cortes de suministro que dañan su sistema productivo y calidad de vida de sus ciudadanos.

Energía barata pero inexistente era el cuadro que reinaba. Una segunda fase de quita de subsidios en gas y electricidad se darán este 2017.

Estas medidas elevaron la inflación, contribuyeron a ahondar la recesión económica y competitividad y ha castigado el bolsillo de una gran mayoría de argentinos. La apuesta, es que con estas acciones y otras, las inversiones comenzarán a llegar con intensidad, de manera que se mejore el desempeño económico y se creen más y mejores empleos. Una apuesta arriesgada en un país con escasa credibilidad para llegar a conseguir inversiones por sus constantes vaivenes económicos, sociales y políticos.

Por falta de inversiones se incrementaban cada vez más las necesidades de importar gas natural (GNL y de Bolivia), energía eléctrica y nafta. El país del tango llegó a tener un dé-

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ficit en importaciones energéticas cercanas a los US$12,000 millones por año. Esto dejaba las arcas del Estado vacías y sin recursos para atender necesidades sociales.

Con las reformas anotadas un primer paso exitoso ya se concretó en el sector energía. Bajo ciertas garantías del Estado, durante el 2016, Argentina adjudicó 59 proyectos de energías renovables, con inversiones privadas que bordean los US$4,000 millones para instalar 2.423,5 MW y con un precio ponderado promedio de 57,44 US$ /Kwh. Otro avance reciente es la Adenda a los Convenios Colectivos de Trabajo firmada por el gobierno central, gobernadores de provincias y líderes de dos poderosos sindicatos petroleros para bajar costos operativos y destrabar inversiones en uno de los shales más importantes del planeta: Vaca Muerta. Recordar que el sindicalismo en varios sectores económicos en Argentina es un freno para las inversiones. Estos sindicatos son irracionales en sus demandas laborales y hacen no competitivas y no rentables las inversiones.

Era inminente bajar costos y el Convenio Colectivo Laboral firmado es un paso importante.

Otra señal que se ha entregado es el sendero de precios en boca de pozo, que según entendemos, es de 7.50 US$/MMBtu para 2017, 6.50 US$/ MMbtu para 2018 en adelante y liberados al mercado hacia el 2021, en competencia con GNL importado, con gas importado de Bolivia y competencia de gas con gas producido en Argentina.

Varios programas pilotos en “sweetspots” en la ventana de gas natural en Vaca Muerta han sido encarados con resultados bastante aceptables en cuanto a productividad. Rincón de la Ceniza, San Roque, El Orejano y Aguada Pichana y varios otros podrían entrar en Factory Drilling (perforación masiva de pozos) y comenzar a elevar producción de gas natural. El Acuerdo Colectivo firmado fue presenciado y de alguna manera avalado por empresas muy grandes como Dow Chemical, Total, YPF, Shell, Exxon y otras menores como Pan American y Tecpetrol. Se prometieron billonarias inversiones a partir de este 2017.

Podemos avizorar dos escenarios. Que no se concreten nuevas y fuertes inversiones, lo cual sería detrimental para el gobierno de Macri y la Argentina, favoreciendo mayores importaciones a largo plazo de gas de Bolivia y de GNL. El otro, que fuertes inversiones si arriben a Vaca Muerta y se instale nueva producción. Este escenario es una noticia muy complicada para Bolivia que está aspirando detonar un nuevo ciclo exploratorio mirando a Argentina más allá del 2026. Recordar que existe incertidumbre de mercado en lo que pasará con Brasil después del 2019.

Argentina está en un punto de inflexión y tiene toda la carne sobre el asador en relación a Vaca Muerta. Hacia mediados de 2018 se verá a qué lado se inclina la balanza. * Ex Ministro de Hidrocarburos y Actual Socio Director de Gas Energy Latín América