Abril 2017 - Petroleum 327

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Abril 2017

Spotlight on New

Technology Award 2017

CERAWeek 2017

Contenido

Abril 2017 Año 32, Nº 327

Portada: Los esfuerzos de las compañías de E&P para incrementar las reservas de hidrocarburos mediante campañas de perforación exploratoria en el entorno offshore siguen apuntando en el blanco (Foto: Anadarko)

Online equipa su sala 6 Halliburton DS-3D AMC en Ecuador con tecnología Christie

La sala de control de la oficina de Ecuador de Halliburton, conocida como DecisionSpace – 3D Asset Management Center, incorporó la tecnología de punta en visualización de la compañía Christie Digital Systems

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Pace of Change: Building a New Energy Future

halla enorme 12 Repsol acumulación de petróleo en la prolífica cuenca de Alaska

Con la perforación de los pozos Horseshoe-1 y Horseshoe-1A, la empresa española junto a su socia Armstrong Energy identificaron recursos de aproximadamente 1.200 millones de barriles recuperables de crudo liviano, en la formación Nanushuk, de North Slope

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

E&P y Anadarko 10 Ecopetrol descubren más gas en el Caribe colombiano

Un nuevo pozo confirmó la extensión del yacimiento de gas descubierto con Kronos-1 en Julio 2015. Comprueba una columna de gas en este campo superior a 520 metros

y BHP Billiton se 11 Pemex asocian para desarrollar el bloque Trion

La petrolera estatal mexicana tiene su primer socio para explorar y producir en las aguas profundas del Golfo de México. Ambas compañías esperan que Trion se ubique entre los 10 mejores campos descubiertos en el Golfo de México en la última década

@petroleumag

18

14 DeepRange Plug & Abandonment Tool

Petroleumag

on New 14 Spotlight Technology Award 2017 El tradicional programa de premiaciones a la innovación que se otorga en el marco de la OTC, resaltó una vez más las nuevas tecnologías que ayudan a superar los retos tecnológicos en el entorno operacional submarino

ESCENARIO

18 CERAWeek 2017

La convocatoria de IHS Markit en Houston fue atendida por más de 3.000 delegados de unos 60 países para examinar el funcionamiento de las nuevas fuerzas del sector energético y a explorar las estrategias para hacer frente a la dinámica competitiva de los mercados internacionales de petróleo y gas

24 La Cuenca Tampico-Misantla ¿una súper cuenca?

ANÁLISIS de IHS Markit: 24 Análisis México tiene un enorme

potencial onshore sin explotar

Una nueva investigación del líder mundial en información crítica, analítica y soluciones IHS Markit, estima que la Cuenca Tampico-Misantla en México podría ser una de las 24 “súper cuencas” localizadas en tierra firme a nivel global

26 Resultados de Operación 2002 Un estudio comparativo entre los indicadores operacionales de la Región Marina Suroeste de Pemex y de las principales operadoras internacionales

Tecnología

29 El Petróleo pesado

El incremento de la demanda energética mundial y las innovaciones tecnológicas han convertido al petróleo pesado en un recurso viable Por Irene M. Færgestad

SECCIONES

4 CORNISA 8 CUADRANTE 32 PREVIEW 34 ÚLTIMA PÁGINA ABRIL 2017 I Petroleum 327

3

PDVSA Cornisa

está herida

Zulay Socorro, Directora Emérita (†)

“Por eso he designado a esta Junta Directiva, para curar las heridas económicas, morales, políticas y sociales y que Pdvsa vuelva a ser una gran palanca de desarrollo de inversión, de crecimiento, de diversificación de la vida económica del país”.

Nicolás Maduro, Presidente de Venezuela

“

EdicióN

Jorge Zajia, Editor

Difícil e imposible comprenderlos. Pero los hechos son testarudos e implacables. Son tan torpes que hasta ellos mismos comienzan a reconocerlo públicamente. Después de 17 años en el poder, luego de gastar cerca de 800 mil millones de dólares en barajitas y espejitos, el nobel ministro de Industrias Básicas, Socialistas y Estratégicas, Juan Arias, acaba de calificar el 2016 como un año «terrible» para las empresas básicas de Guayana” (Damian Pratt, especialista en la realidad de Guayana).

Con esas mismas palabras podríamos describir la situación de quiebra moral y económica que sufre Petróleos de Venezuela, cuya realidad inocultable, que está a la vista de todos, fue reconocida públicamente por el propio Presidente de la República durante una asamblea de trabajadores convocada para designar a nuevos miembros de su Junta Directiva, donde no ahorró palabras (sintetizadas en el epígrafe de esta nota editorial), para señalar los males que aquejan “…y que tenemos que sanar” a la otrora empresa petrolera de clase mundial, hoy herida, víctima de la ineficiencia operacional y la corrupción administrativa.

La actitud asumida por el Presidente Nicolás Maduro es digna de ser respaldada por todos, pues sabido es que un acertado diagnóstico, libre de dogmas y subjetivismo, sin complejos de ningún tipo, es la condición necesaria para solucionar los problemas y el de Pdvsa es de dimensiones catastróficas. De su buena salud, de su buen desempeño económico, depende a su vez la salud de la nación venezolana que se ha jugado su destino a la única carta del petróleo, con el cual, dicho sea de nuevo, la Providencia saturó su subsuelo con desmedida generosidad.

En este mismo espacio hemos hecho referencia en varias oportunidades al trabajo de investigación realizado por Marcela Ibarra Gallegos, “Resultados de Operación 2012” publicado en la revista trimestral VISIÓN Estratégica, órgano informativo de la Región Marina Suroeste de Pemex E&P (Año 6, Vol. 4, Febrero 2003), donde la profesional mexicana publica el resultado de un estudio donde analiza el comportamiento de las principales empresas petroleras del mundo, incluyendo a Pemex, para compararlos con los resultados del desempeño de la Región Marina Suroeste de la estatal mexicana.

Ese estudio, sin editarlo, lo publicamos completo en las páginas 26 y siguientes de esta edición de Petroleum. Allí podemos apreciar con lujo de detalles la compañía petrolera de clase mundial que era Pdvsa a principio del Siglo XXI, a luz de un estudio objetivo y libre de cualquier sospecha de manipulación o alteración de los resultados, que no persigue favorecer a ninguna empresa en particular, sino mostrar objetivamente sus indicadores de desempeño en función de los costos de descubrimiento, desarrollo, extracción y producción. Lo invitamos a leer ese trabajo, apreciado lector y colega, con mentalidad abierta y proactiva, para que conozca cómo era esa Pdvsa en los tiempos de lo que se ha dado por llamar la “4ta. República” y cómo es ahora a la luz de su comportamiento público y notorio, desplazada del sitio de honor que ocupó hasta hace un poco más de una década.

“Es de sabios rectificar” y nunca es tarde cuando la dicha llega. La prosperidad y la fortaleza de la región dependen en grado supremo del desempeño de la industria petrolera más importante de América Latina. Ya han pasado dos meses desde aquel 31 de Enero cuando el Presidente Maduro llamó de viva voz –a todo gañote-, “a curar las heridas económicas y morales de la industria petrolera nacional”; por eso ya no hay excusas ni espacio para las posiciones ideológicas del pasado, que han traído ruina y miseria en nombre de la justicia social y trabajar con seriedad y eficiencia para reflotar a Pdvsa.

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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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

Producción

Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve

Circulación

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

SUSCRIPCIONES

Arístides Villalobos / Cel: +58 414 629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

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Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Energía Anthony Gronlund / Producción Juan F. Martínez / Exploración

Canada Correspondent Mirna Chacín www.mirnachacin.com

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

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

USA

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

ECUADOR

César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza.

Edificio Dygoil, Quito Tel: +59 32 244 0316 / 244 1481 / 244 0449 Fax: +59 32 244 1624 PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos.

El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180.

Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.

Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela.

Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

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Copyright©2017 Reservados todos los derechos. All rights reserved Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Online

Halliburton equipa su sala DS-3D AMC en Ecuador con tecnología Christie La sala de control de la oficina de Ecuador de Halliburton, conocida como DecisionSpace – 3D Asset Management Center, incorporó la tecnología de punta en visualización de la compañía Christie Digital Systems

D

ecisionSpace – 3D Asset Management Center (DS-3D AMC) es un centro de monitoreo y toma de decisiones en el cual Halliburton puede ver en tiempo real detalles de producción, perforación y datos geológicos con su propia plataforma integrada. También funge como sala principal de reuniones y videoconferencias regionales y globales.

Recientemente, en la sala de control de la líder en servicios petroleros Halliburton en Ecuador, fue instalada la plataforma de visualización de Christie®, que incluye paneles planos LCD, proyectores 3D, controladores de videowall y el sistema de colaboración Christie Brio.

“Es una sala única a nivel mundial para Halliburton ya que monitorea todos nuestros flujos de trabajo en un solo lugar, facilitando así la toma de decisiones en tiempo real”, explicó Mario Cevallos, Coordinador del Centro de Monitoreo de Halliburton.

La plataforma de visualización está integrada por paneles planos LCD Christie FHD552-X y proyectores estereoscópicos Christie Mirage HD6K-M. Estos equipos juntos forman un videowall gestionado por el controlador Christie TVC-700 que permite mover los canales entre los paneles y los proyectores. Adicionalmen-

La sala de control fue equipada con paneles planos LCD, proyectores 3D, controladores de videowall y el sistema de colaboración Christie Brio

te, la sala cuenta con workstations que proyectan su información por red para visualizarla en el videowall.

Los proyectores Mirage, equipados con dos tarjetas de entrada, permiten a Halliburton realizar dos tipos de proyección.

Con el input 1 se genera una proyección en blending cercana a los 5 metros utilizando una tarjeta NVIDIA que está instalada en un workstation de proyección. Y con el input 2 conectado al Christie TVC-700 se realizan dos proyecciones independientes permitiendo dividir la pantalla.

Para la proyección 3D se utiliza un sistema de proyección 3D activo –Halliburton ha desarrollado sus propios aplicativos

estereoscópicos, con los que la compañía puede visualizar en la sala material de geología en 3D. En cuanto a los Christie FHD552-X, se trata de paneles LCD de grado comercial de 55 pulgadas y bisel ultraestrecho. Le ofrecerán a Halliburton resolución de alta definición plena, una alta densidad de píxeles y pantalla LED retroiluminada.

Por su parte, el controlador Christie TVC-700 le proporcionará capacidad para gestionar simultáneamente cientos de fuentes y mostrarlas en alta resolución en cualquier lugar, en cualquier tamaño y en cualquier cantidad de ventanas a lo largo de un videowall.

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Cuadrante

E

l 28 de Abril es la fecha límite para la entrega de resúmenes del XVII Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, Acipet. La temática de esta nueva edición será enfocada en las áreas de negocio: Offshore, Near Field Exploration, Yacimientos en rocas generadoras, Crudos pesados, Cuencas emergentes y frontera, Campos maduros, Gas y energía, y Entorno. Con 34 años de trayectoria el evento se realizará del 18 al 20 de Octubre en el Centro de Convenciones G12, en Bogotá, bajo el lema “Petróleo en el Post Acuerdo: Transformación y Sostenibilidad para el Progreso”.

E

NI confirmó la presencia de petróleo en múltiples reservorios en la bahía de Campeche, costa afuera de México, con la perforación del pozo Amoca-2, el primero en ser perforado por una petrolera internacional en el país azteca desde la reforma energética de 2013. Ubicado en un área contractual, bajo acuerdo de producción compartida, a 1.200 km al oeste de Ciudad del Carmen y a 25 metros (82 pies) de agua, Amoca-2 confirmó la presencia de petróleo de 18 °API en las formaciones menos profundas, mientras que las areniscas más profundas recién descubiertas contienen aceite liviano de alta calidad, dijo la petrolera italiana, que planea continuar este año con un nuevo pozo en el área Amoca (Amoca-3), seguido por los pozos de delimitación Miztón-2 y Tecoalli-2, para evaluar los descubrimientos existentes y apuntar a nuevas acumulaciones.

L

a Secretaría de Energía de México financiará proyectos de investigación en hidrocarburos, como parte de un acuerdo a largo plazo firmado en 2015 con la Universidad de Calgary para estimular la creación de conocimiento y soluciones prácticas de la industria energética. Se destinarán 646,9 millones de pesos en la formación de cuatro Redes de Conocimiento lideradas por el Instituto Mexicano del Petróleo, el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Universidad de Calgary y otros centros de investigación mexicanos, las cuales se enfocarán en cuatro áreas: soluciones para aceites pesados y extra-pesados, cero incidentes en la red de ductos de México, soluciones para campos maduros y campos no convencionales, e infraestructura para el desarrollo e implementación de un observatorio de talento y cadenas de valor del subsector hidrocarburos.

W

eatherford International anunció que su instalación en Macaé, Brasil recibió la certificación API Q2, luego de demostrar que la misma presenta un sólido sistema de manejo de la calidad que asegura la competencia del personal, la evaluación del riesgo, la planificación de contingencia y otros elementos clave. La planta de Macaé fabrica, presta servicios, suministra, instala, inspecciona y distribuye partes, equipos y accesorios utilizados para la exploración y producción de petróleo y gas, específicamente en las labores de perforación, completación, intervención y levantamiento artificial. “Este reconocimiento es importante porque demuestra nuestra capacidad para ofrecer consistentemente productos y servicios de alta calidad a nuestros clientes”, comentó Renato Borges, Gerente de Weatherford para Brasil.

V

enezuela y Trinidad y Tobago suscribieron un acuerdo para el suministro de gas natural que establece la construcción, operación y mantenimiento de un gasoducto submarino de 30 kilómetros que se extenderá desde el campo Dragón, en Venezuela, hasta el campo Hibiscus, en Trinidad y Tobago. El acuerdo contempla también la conexión con el gasoducto Hibiscus-Lisas y el suministro de gas natural extraído en el campo venezolano para alimentar al mercado doméstico de la nación insular y a su planta de GNL para la comercialización en mercados internacionales.

D

el 19 al 21 de Abril se realizará en Bogotá, Colombia, la Spring Topical Conference 2017 de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts –SPWLA, cuya temática se centrará en el Valor de la Información y la Incertidumbre en la Petrofísica, al respecto César Patiño, Co-Chair del Comité Técnico y representante de Ecopetrol comentó que “...hay una serie de metodologías probadas y de confianza que pueden ayudar a cuantificar la incertidumbre petrofísica y el valor de la información, así como nuevas técnicas y enfoques. El despliegue de tales métodos es fundamental para proporcionar a los petrofísicos la justificación de sus programas de adquisición de datos”. Para mayor información: www.spwla.org.

T

echint anunció inversiones en Vaca Muerta. Gracias al acuerdo de productividad en esta área, al programa de estímulo con precios mínimos para el gas no convencional y a una concesión por 35 años otorgada por la provincia de Neuquén, Tecpetrol, la empresa petrolera del Grupo Techint, avanzará en el desarrollo intensivo del área de Fortín de Piedra. Tecpetrol prevé invertir US$2.300 millones hasta 2019 en la primera fase del desarrollo de esta área ubicada en la formación Vaca Muerta. Destinará US$1.600 millones al desarrollo de pozos de gas no convencional y US$700 millones para instalaciones de tratamiento y transporte del gas. Se prevé la perforación de 150 pozos en los próximos tres años y la generación de 1.000 puestos de trabajo directos durante la etapa de desarrollo.

E

l Departamento de Estado de EE.UU. dio luz verde al proyecto de construcción del oleoducto Keystone XL por parte de la canadiense TransCanada. El oleoducto de 36 pulgadas de diámetro permitirá transportar unos 830.000 barriles diarios de crudo desde la provincia canadiense de Alberta hasta la villa Steele City, en Nebraska. “Es el primero de muchos proyectos de infraestructura” que traerán de vuelta a Estados Unidos millones de empleos y que, de manera directa, priorizarán el crecimiento económico del país por encima de consideraciones sobre daños medioambientales, dijo el Presidente de la nación, Donald Trump.

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E&P

Ecopetrol y Anadarko descubren más gas en el Caribe colombiano El pozo confirmó la extensión del yacimiento de gas descubierto con Kronos-1 en Julio 2015. Comprueba una columna de gas en este campo superior a 520 metros

E

copetrol anunció el hallazgo de más cantidad de gas en aguas profundas del Caribe colombiano, a 4,7 kilómetros del descubrimiento anunciado en Julio de 2015 con el pozo Kronos-1.

El pozo Purple Angel-1 perforado a una profundidad total de 4.795 metros, incluida una lámina de agua de 1.835 metros, registró intervalos con presencia de gas cuya suma total se estima entre 21 y 34 metros de espesor neto, dijo la compañía en un comunicado.

Los dos pozos confirman el potencial de esta provincia de hidrocarburos al sur del Caribe colombiano. Con base en la información adquirida en los dos pozos, se estima que el campo Kronos-1 cuenta con una columna de gas de al menos 520 metros.

El nuevo éxito exploratorio confirma y amplía el potencial del Caribe colombiano”

Ecopetrol tiene una participación del 50% en el bloque Purple Angel, así como en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur. El restante 50% está en cabeza de Anadarko, compañía operadora.

“Nuestra prioridad es incrementar las reservas de hidrocarburos. Este nuevo éxito exploratorio confirma y amplía el po-

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Localización del descubrimiento

tencial del Caribe colombiano, una de las áreas más relevante de la nueva estrategia exploratoria. Los resultados de Kronos-1 y Purple Angel-1, que se suman al descubrimiento reciente en Warrior en el Golfo de México (Estados Unidos), muestran las bondades de la alianza con nuestro socio Anadarko, con quien ahora continuaremos la campaña en aguas colombianas en el pozo Gorgon y el segundo pozo de Warrior”, señaló el Presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.

El buque Bolette Dolphin, barco de perforación de última tecnología empleado en esta operación, inició la perforación del pozo Gorgon-1 el pasado 25 de Febrero en el bloque Purple Angel, ubicado a 27 kilómetros al noreste de Purple Angel-1.

La perforación de este pozo hace parte de la campaña exploratoria prevista por Ecopetrol para 2017, con inversiones de US$650 millones, que incluye la perforación de cinco pozos en aguas del Caribe colombiano.

La petrolera estatal mexicana tiene su primer socio para explorar y producir en las aguas profundas del Golfo de México. Los socios esperan que Trion se ubique entre los 10 mejores campos descubiertos en el Golfo de México en la última década

B

HP Billiton y Petróleos Mexicanos suscribieron un contrato de licencia para el desarrollo del bloque Trion localizado en las aguas profundas del Golfo de México.

Se trata de la primera asociación para exploración y producción vía farm out que Pemex realiza en su historia y ha decidido iniciarla con BHP Billiton, aprovechando la flexibilidad que le otorga la Reforma Energética. El bloque Trion, descubierto por Pemex en 2012, cuenta con reservas totales 3P de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y los socios tienen la certeza de su viabilidad comercial.

En Diciembre de 2016, BHP Billiton y la inglesa BP presentaron propuestas económicas para el bloque ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos, resultando ganadora la primera tras ofrecer US$624 millones y un valor de la regalía adicional de bhp 4%.

La firma del contrato estuvo a cargo del Presidente de México, Enrique Peña Nieto; el Director General de BHP Billiton, Andrew Mackenzie; y el Director General de Pemex, José Antonio González Anaya.

Mackenzie, Director General de BHP Billiton, dijo que la alianza es histórica

E&P

Pemex y BHP Billiton se asocian para desarrollar el bloque Trion Andrew Mackenzie y José A. González Anaya

para México y el comienzo de un nuevo capítulo en las relaciones comerciales entre BHP Billiton y Pemex. “Es un honor ser la primera compañía extranjera en asociarse con México en el desarrollo de recursos petroleros significativos para beneficio mutuo”, dijo Mackenzie.

José Antonio González Anaya, Gerente General de Pemex, resaltó que el acuerdo constituye una separación de las aguas en la historia de Pemex. “Por primera vez, un área asignada durante la subasta de la Ronda Cero, se progresará en asociación con una empresa líder mundial”.

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E&P

Repsol halla enorme acumulación de petróleo en prolífica cuenca de Alaska Con la perforación de los pozos Horseshoe-1 y Horseshoe-1A, la empresa española junto a su socia Armstrong Energy identificaron recursos de aproximadamente 1.200 millones de barriles recuperables de crudo liviano, en la formación Nanushuk, de North Slope

El hallazgo, denominado Horseshoe, extiende en 32 kilómetros una formación descubierta en campañas de exploración previas, en la zona de Pikka

R

epsol y Armstrong Energy dieron en el blanco durante la reciente campaña invernal de exploración en la prolífica zona del North Slope de Alaska, al anunciar el mayor descubrimiento convencional de hidrocarburos en los últimos 30 años en territorio estadounidense.

La perforación de los pozos Horseshoe-1 y Horseshoe-1A les permitió confirmar a la formación Nanushuk como una de las de mayor potencial.

El pozo Horseshoe-1, perforado a una profundidad total de 1.828 metros (6.000 pies), descubrió una columna neta de petróleo de más de 46 metros (150 pies) en distintos reservorios de la formación Nanushuk.

Por su parte, el pozo Horseshoe-1A, perforado a una profundidad total de 2.503 metros (8.215 pies), encontró una columna neta de petróleo de más de 30 metros (100 pies) en la misma formación.

Los recursos contingentes identificados con los datos existentes de esta formación fueron estimados en 1.200 millones de

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barriles recuperables de crudo liviano, dijo Repsol en un comunicado.

Repsol ha estado explorando en Alaska desde 2008 apuntando múltiples descubrimientos en la zona de North Slope, junto con su socio Armstrong. Antes del hallazgo en Horseshoe, perforó 13 pozos de exploración y delineamiento en North Slope, que permitieron hallar diversos yacimientos en la formación de Nanushuk, en la zona de Pikka.

Los recursos contingentes identificados fueron estimados en 1.200 millones de barriles recuperables de crudo liviano”

“Las distintas campañas en esta área, que se considera madura, pusieron de manifiesto un significativo nuevo potencial. Además, las infraestructuras existentes en Alaska permitirán que los recursos se desarrollen con mayor eficiencia” dijo Repsol, que cuenta con una participación del 25% en Horseshoe y del 49% en Pikka. Armstrong dispone del porcentaje restante y es actualmente el operador.

El nuevo descubrimiento de Horseshoe extiende la formación de Nanushuk en más de 32 kilómetros con respecto a los hallazgos realizados previamente en Pikka, por Repsol y Armstrong en 2014 y 2015.

Ambas empresas prevén que un porcentaje significativo de los recursos identificados se reclasifiquen como reservas probadas y probables una vez obtenidas las licencias de desarrollo del proyecto Nanushuk.

Repsol estima que el plan de desarrollo preliminar de Pikka permita comenzar la producción a partir de 2021, con un potencial de alrededor de 120.000 barriles de petróleo al día.

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Acerca de la Society of Petroleum Engineers SPE es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con miembros comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. 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. ¿ N o e s t á s a s o c i a d o a l a S P E ?

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Tecnología y Comercio

El tradicional programa de premiaciones a la innovación que se otorga en el marco de la OTC, resaltó una vez más las nuevas tecnologías que ayudan a superar los retos tecnológicos en el entorno operacional submarino

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el 1 al 4 de Mayo se estará realizando en el NRG Park de Houston, Texas, la legendaria Offshore Technology Conference – OTC, para mostrar el avance del conocimiento científico y técnico al servicio de la industria de la exploración y producción de hidrocarburos costafuera. Desde su fundación en 1969, sin duda, hoy la OTC es la conferencia más grande del mundo con más de 2.300 expositores y asistentes que representan cerca de 100 países. Este año el tradicional programa de premiaciones a la innovación que se otorga en el marco de la Offshore Technology Conference, el premio Spotlight on New Technology® resaltó una vez más las nuevas tecnologías que están ayudando a muchas compañías a superar los innumerables desafíos que se presentan en el entorno operacional submarino. Exclusivo para expositores de la OTC, aquí la lista de los ganadores, incluyendo el premio Small Business Award para reconocer la iniciativa emprendedora de algunas pequeñas empresas.

Y los ganadores son Sistema de cabezal de pozo BigBore-IIe™

DXe™ Wellhead Connector

El BigBore-IIe ™ es un sistema de cabezal de pozo totalmente calificado que consta de un perfil de conexión DXe™, bloqueo del colgador de alta capacidad, fatiga del sistema superior y herramientas de corrida. Proporciona ahorros significativos en los costos de perforación al reducir el número de viajes en el pozo, al eliminar el equipo de bloqueo de la perforación/producción y al reducir las sartas de revestimiento.

Omnirise miniBooster

El conector de cabezal de pozo DXe ™ de Dril-Quip, es adecuado para entornos de carga cíclica severa y de HPHT, tiene un perfil de bloqueo y un diseño de junta que proporciona una alta capacidad estructural y de resistencia a la fatiga, lo que ofrece una mayor vida útil.

La tecnología de esta conexión fundamental es validada más allá de los requisitos API-16A-PR2 / API-TR7 con pruebas de fatiga físicas y estructurales.

EcoStar ™ El Omnirise miniBooster es la primera bomba sin barrera del fluido y sin sellos del mundo diseñada para aplicaciones submarinas permanentes hasta 3.000 metros.

El sistema incluye un singular variador de velocidad eléctrico submarino, calificado exitosamente como parte del sistema enfriador submarino activo de NOV (Active Subsea Cooler) en asociación con Statoil, Shell, Chevron, Total y GE.

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La válvula Halliburton EcoStar e-DHSV es la primera válvula de seguridad eléctrica de fondo de pozo del mundo (e-DHSV). El EcoStar e-DHSV elimina el fluido hidráulico para permitir un sistema de terminación completamente eléctrico con cero riesgo de exponer la electrónica a los fluidos producidos del hoyo, manteniendo el mismo mecanismo de seguridad que las actuales válvulas convencionales.

El sistema de cementación offshore HCS AdvantageOne™ aborda las complejidades de las aguas profundas con una versatilidad para su uso en todos los entornos costa afuera. Este sistema intuitivo que permite su operación a distancia, cuenta con un sistema integrado de aditivos líquidos para la mezcla precisa de lodos y posee capacidades de mantenimiento predictivo con monitoreo en tierra para ayudar a prevenir el tiempo no productivo relacionado con el equipo.

Stones FPSO Turret Mooring System El innovador sistema de amarre por torre (TMS) de la FPSO Stones incorpora una serie de tecnologías habilitadas para convertirse en el sistema de amarre más profundo de cualquier unidad de producción flotante y el primero que puede ser desconectable para soportar tuberías ascendentes (risers) de acero. Esta nueva tecnología facilitará futuros desarrollos de yacimientos de aguas ultra profundas, de alta presión y temperatura.

OptiDrill

OptiDrill es un nuevo servicio de inteligencia de perforación que permite monitorear la condición de forma continua y en tiempo real integrando un conjunto de información de la mecánica y dinámica de perforación. El servicio mitiga el riesgo de perforación y mejora el rendimiento, ello al proporcionar información procesable para identificar continuamente los eventos riesgosos de la dinámica de perforación y recomendar parámetros de operación segura.

One-Tri ® Universal BOP Testing Tool La revolucionaria herramienta de pruebas BOP OneTrip® ha sido diseñada, fabricada y probada por Samoco Oil Tools en colaboración con Shell Offshore Engineering. Puede realizar las pruebas BOP requeridas en un solo viaje, eliminando la necesidad de múltiples viajes a lo largo del apilamiento y reduciendo el tiempo de inactividad de un equipo en un mínimo de 50%.

Managed Pressure Drilling Integrated Solution La solución integrada de perforación con presión controlada (MPD) de Schlumberger es el primer sistema completo MPD de aguas profundas reservoir-to-flare-stack, totalmente OEM. Cuando los servicios MPD de diseño, ingeniería, fabricación, integración de sistemas, ingeniería de pozos y prestación de pozos en sitio se suministran desde una plataforma y de un solo proveedor, los operadores minimizan la huella del taladro y aumentan la eficiencia y versatilidad de la perforación.

Sistema de Monitoreo de Fatiga en Tiempo Real

Este Sistema de Monitoreo de Fatiga en Tiempo Real (RFMS) permite monitorear el daño por fatiga de los sistemas de cabezales de pozos y risers de perforación. El cabezal de pozo es la última barrera que contiene la presión entre el pozo y el ambiente. El manejo de las cargas garantiza que la integridad del sistema no se vea comprometida y proteja el medio ambiente de la descarga de hidrocarburos.

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Tecnología y Comercio

Sistema de cementación costa afuera HCS AdvantageOne™

Tecnología y Comercio

cMIST ™

20k HPHT subsolar choke

Sulzer

El estrangulador submarino TechnipFMC 20k HPHT está diseñado para soportar la fatiga en entornos de producción de petróleo y gas a alta presión y alta temperatura, a lo largo de la vida de los campos, sin necesidad de fluidos hidráulicos. Cumple o excede la API 17TR8. Su diseño plugand-cage aprovecha las tecnologías propietarias de sellado HPHT y el actuador eléctrico G2i de TechnipFMC, para proporcionar mayor control de la tecnología de accionamiento hidráulico tradicional.

La nueva tecnología de separación en línea y transferencia compacta de masa de ExxonMobil Upstream Research Company (cMIST ™) reemplaza a las torres convencionales de TEG y a los recipientes separadores asociados para cumplir con las especificaciones de punto de rocío de la tubería. cMIST ™ logra este objetivo con reducciones significativas en peso, huella y costo. Para la deshidratación la licencia de CMIST ™fue dada a SULZER para su aplicación en tierra y costa afuera.

Techni, productor de BAMSE BAMSE (B-Annulus Monitoring System) es un sensor de presión y temperatura para instalación en anulares B de pozos de petróleo y gas. El sistema no utiliza electrónica activa en el anular B y está diseñado para la confiabilidad de la vida del pozo.

Continuous Drilling & Circulation Unit

La Unidad de Perforación y Circulación Continua (CDU) es el corazón de la tecnología CMR (Continuous Motion Rig).

Es la primera operación de perforación continua y también la primera unidad de circulación completamente robotizada del mundo. Reduce sustancialmente el tiempo total de las operaciones de perforación al eliminar los problemas hoyo abajo asociados con la pegadura por presión diferencial y las fluctuaciones de la presión.

También reduce el riesgo de seguridad al descartar todo el personal del piso de la plataforma durante la operación de perforación.

16 ABRIL 2017 I Petroleum 327

DeepRange Plug & Abandonment Tool

La herramienta de intervención DeepRange de Wild Well Control ofrece una innovadora solución de taponamiento y abandono en un paquete sin riser. Esta tecnología manejada por ROV es mínimamente invasiva y mantiene la integridad del pozo al tiempo que proporciona una opción rentable pero de alta calidad que cambiará la forma en que se llevarán a cabo las operaciones submarinas de taponamiento y abandono durante los próximos años.

Torden ™ High Power Pinless Subsea Connector

El sistema AutoFrac® hace posible una estimulación eficiente en secciones de hoyos abiertos en pozos costafuera de alcance extendido, donde las tecnologías tradicionales a menudo no han logrado una confiabilidad adecuada. Permite la operación remota de herramientas de completación baja y proporciona varias opciones para la comunicación de herramientas que no dependen de líneas de control o actuación mecánica.

El conector submarino pinless de alta potencia Torden ™ es el producto de última generación de WiSub desarrollado en colaboración con National Oilwell Varco (NOV) para aumentar la confiabilidad de la conexión entre BOP y LMRP (lower marine riser package). Esta innovación estandariza aún más las conexiones AUV y ROV, combinando la transferencia de datos de alta velocidad patentada con la transferencia de energía resonante altamente compacta. Torden ™ ofrece tolerancias de acoplamiento y confiabilidad mejoradas.

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Tecnología y Comercio

Sistema de Estimulación AutoFrac® RFID-Habilitado

Escenario

Houston, Marzo 06-10, 2017

Pace of Change: Building a New Energy Future Fotos: by IHS CERAWeek

CERAWeek by IHS Markit es la conferencia anual más importante de la industria de la energía a nivel mundial, que reúne a los expertos de luces de organismos gubernamentales, políticos, innovadores de tecnología, empresas industriales e instituciones financieras, para discutir sobre un programa que, este año, se abocó a examinar el funcionamiento de las nuevas fuerzas del sector energético y a explorar las estrategias para hacer frente a una dinámica competitiva en los mercados internacionales de petróleo y gas, a la luz del impacto de la tecnología, las políticas gubernamentales y la economía global.

La convocatoria de IHS Markit en Houston fue atendida por más de 3.000 delegados de unos 60 países

C

ERAWeek by IHS Markit es sin ninguna duda la reunión energética más importante del mundo. Aquí, en la Capital Mundial de la Energía, Houston, se reúnen durante una semana los hombres y mujeres que rigen los destinos del negocio energético global: petróleo, gas, electricidad, nuclear y fuentes no convencionales y renovables.

Daniel Yergin, Presidente de CERAWeek 2017 y Vicepresidente de IHS

18 ABRIL 2017 I Petroleum 327

Markit, líder mundial en información y análisis sobre el tema de la energía, se mostró complacido por contar con un grupo tan distinguido de la industria que compartieron sus conocimientos y perspectivas.

“Como líderes de la industria, cada uno ocupa una posición distintiva en medio de un conjunto diverso y cambiante de fuerzas que remodelan nuestro mundo en temas de energía. Sus experiencias y prospectivas fueron una importante con-

Daniel Yergin, Presidente de CERAWeek 2017 y Vicepresidente de IHS Markit

tribución a los temas de vanguardia que este año se discutieron en CERAWeek” dijo Yergin.

Temática Los temas claves que se exploraron y discutieron en CERAWeek 2017, incluyeron: • La transición en la Industria Petrolera: En qué parte del ciclo se encuentra y qué está por venir en la estructura y estrategia de esta industria

Escenario

• La Política Energética de Estados Unidos en la era de Trump • Política Climática, Seguridad Energética y Competitividad • Innovación: Ritmo e impacto de las nuevas tecnologías, digitalización, robótica, big-data, transporte, internet y movilidad • Futuro del Negocio Upstream: Oferta, costos y estructura de la industria • Energía Eléctrica: Opciones de combustibles para la generación (carbón, gas, petróleo y fuentes renovables), nuevos modelos de negocios, tales como generación centralizada vs. distribuida • Gas Natural: Los desequilibrios regionales y su repercusión en el mercado mundial del gas • Automóviles y Combustibles: La cara cambiante de la demanda.

En la Bienvenida y Almuerzo Conferencia “Construyendo la Infraestructura de Mañana”: Daniel Yergin, Vicepresidente, IHS Markit; Daniel Sullivan, Senador estadounidense por el Estado de Alaska y Al Monaco, Presidente y CEO, Enbridge

Conferencistas CERAWeek by IHS Markit contó en esta oportunidad con la asistencia de más de 3.000 delegados procedentes de unos 60 países, quienes asistieron a las presentaciones de más de 350 calificados conferencistas.

Durante el Diálogo Estratégico “Estructura del Mercado Eléctrico”: Douglas Giuffre (Chair), Director Energy, IHS Markit; Gordon Van Welie, Presidente & CEO, ISO New England; Andrew Ott, Presidente & CEO, PJM Interconnection; Robert Powelson, Commisionado, Pennsylvania Public Utility Commission, NARUC; y Linda Blair, Presidente & CEO, ITC Holdings Corp.

ABRIL 2017 I Petroleum 327 19

Escenario Participaron en la Plenaria “Adaptación a la Nueva Era de la Energía” Daniel Yergin, Vicepresidente, IHS Markit; Ashok Belani Vicepresidente Ejecutivo de Tecnología, Schlumberger; John Hess; CEO, Hess Corporation; y Miguel Gutiérrez, Presidente, YPF S.A.

En la Plenaria “La Nueva Ecuación para la Energía y el Medio Ambiente”: Carlos Pascual, Vicepresidente Senior, IHS Markit; Patricia Espinosa, Secretaria Ejecutiva, Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático; Maroš Šefčovič, Vicepresidente de la Comisión Europea y Comisario de la Unión de la Energía; y Rachel Notley, Primera Ministra de la Provincia de Alberta

Los oradores basaron sus intervenciones en el ritmo acelerado del cambio de la industria de la energía y en la necesidad de construir un nuevo horizonte energético centrado en la realidad del mercado en un ambiente de turbulencia e incertidumbre.

Entre los conferencistas más destacados participaron: • Justin Trudeau, Primer Ministro de Canadá • H.E. Shri Dharmendra Pradhan, Ministro de Petróleo y Gas de la India • H.E. Khalid Al-Falih, Ministro de Energía de Arabia Saudita y Presidente de Aramco • H.E. Mohammad Sanusi Barkindo, Secretario General de la OPEP • Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía • José Antonio González, Presidente de Pemex • 12 Ministros de Energía • 20 CEOs de compañías internacionales de petróleo y gas • 15 CEOs de empresas de energía eléctrica y renovables • 15 CEOs de compañías de tecnología globales • 15 CEOs y líderes de 15 instituciones financieras • 3 Senadores de Estados Unidos

20 ABRIL 2017 I Petroleum 327

Agenda Durante cinco días, CERAWeek desarrolló un intenso programa que se iniciaba a las 7:00 am con los Breakfast and Dialogue y culminaba en la noche con la Cena Conferencia; excepto el lunes 06 de Marzo, que las actividades empezaron oficialmente a las 12 del mediodía con la Bienvenida y el Diálogo-Almuerzo y culminaron el 10 de Marzo con la conversación entre Daniel Yergin y Andrew Liveris, CEO de The Dow Chemical Co. que versó sobre cuál es el porvenir industrial de USA; seguido de un almuerzo liviano de despedida.

CERAWeek by IHS Markit, como ya dijimos, y es su formato tradicional, tiene una agenda muy amplia y densa, imposible de resumir y registrar en un espacio tan limitado como el que ofrecen estas pocas páginas de Petroleum. Para conocer los detalles del extenso programa pueden visitar el sitio www.ceraweek.com/agenda.

A continuación, presentamos un breve resumen de unas pocas charlas, que no representan al variado programa, pero sirven de estímulo a indagar más en su sitio web.

Arabia Saudita H.E. Khalid Al-Falih, Ministro de Energía, Industria y Recursos Minerales de Arabia Saudita, dictó una conferencia

titulada “Preparándonos para el Futuro: Lo Imperativo de la Inversión”. Al iniciar su intervención dijo que venía de Asia donde el Rey Salman lo acompañó por una extensa gira por los principales países de la región y donde pudo apreciar que “…la importancia de la energía para las naciones en crecimiento es un tema constante, lo que a su vez subraya la reunión de esta semana: CERAWeek by IHS Markit”.

H.E. Kahalid hizo explícita referencia que si miramos las tendencias demográficas y las económicas mundiales, no hay duda que la demanda mundial de energía crecerá de manera significativa, a pesar de los avances en la tecnología, los aumentos de la eficiencia energética que conduzcan a una menor intensidad del consumo, que los costos de alternativas como las renovables y los vehículos eléctricos están disminuyendo a medida que mejoran sus tecnologías y su rendimiento… “todos sabemos que las transformaciones de energía son fenómenos complejos que requieren mucho tiempo para desarrollarse”. Y que ni las políticas de cambio climático, ni los cambios tecnológicos han apagado la insaciable sed de petróleo de las economías emergentes como las de China, India, Indonesia y Malasia, por sólo citar unos pocos ejemplos.

H.E. Khalid Al-Falih, Ministro de Energía, Industria y Recursos Minerales de Arabia Saudita

El Ministro saudita se mostró más preocupado por las proyecciones de la demanda de petróleo las cuales podrían desalentar las inversiones necesarias para sostener el suministro de petróleo y gas durante la larga transformación del sistema energético mundial, lo que significa que se comprometería la seguridad energética del mundo. Dijo con énfasis y seguridad que

del sector privado en ese país son enormes y continúan fortaleciéndose, incluyendo múltiples centros de investigación, varias oportunidades petroquímicas para SABIC y la principal inversión de Saudi Aramco en Motiva y en la refinería más grande de Estados Unidos en Port Arthur. Tal expansión es indicativa de la alineación entre los Estados

Si miramos las tendencias demográficas y las económicas mundiales, no hay duda que la demanda mundial de energía crecerá de manera significativa”

Unidos de América bajo la administración de Trump y las estrategias y políticas energéticas del Reino de Arabia Saudita.

H.E. Khalid Al-Fhali concluyó: “Personalmente, tengo ganas de trabajar con la nueva administración –especialmente con mi amigo y compañero Aggie, el Secretario de Energía Rick Perry- para el beneficio mutuo de nuestras dos grandes naciones y, de hecho, para el mundo entero. Así como el sector energético estadounidense continúa prosperando y diversificándose, se están creando oportunidades comerciales y de inversión interesantes en Arabia Saudita a través de Visión 2030, la hoja de ruta estratégica de nuestro gobierno hacia un Reino aún más próspero y una economía nacional más robusta y diversificada” .

“Señoras y señores, permítanme concluir simplemente diciendo que el futuro de nuestra industria, de nuestras empresas y de nuestros dos países es brillante y entrelazado, y espero poder trabajar con muchos de ustedes, presentes en esta conferencia, para darnos cuenta de ese potencial y llevar nuestra asociación de larga data a nuevas alturas”.

ABRIL 2017 I Petroleum 327 21

Escenario

“Estoy más preocupado por el retraso en el progreso de los proyectos de desarrollo de ciclo largo, que son necesarios para proporcionar la “carga base” de los futuros suministros mundiales”.

Añadió que se debe invertir más para minimizar el impacto ambiental y la huella de carbono de los combustibles fósiles para que el uso del petróleo sea más aceptable y más sostenible en un escenario de creciente preocupación por el cambio climático.

En cuanto a las condiciones de mercado a corto plazo, Khalid dijo que también hay motivos para un optimismo cauteloso al ver los “brotes verdes” de la recuperación, impulsados por el ​​ histórico acuerdo de producción de hace tres meses y con respecto a la industria de petróleo y gas de Estados Unidos, señaló que es igualmente importante reconocer que los esfuerzos colectivos para reducir la volatilidad global del mercado benefician directamente a la industria estadounidense.

Reconoció que Arabia Saudita tiene un interés directo en la robusta salud del sector petrolero económico estadounidense en general, pues las inversiones de su gobierno y

Escenario

está importando más del 75% de su demanda interna de crudo y gas natural. Bajo este desafiante escenario energético, el país se ha embarcado en un renovado esfuerzo para aumentar la producción nacional de petróleo y gas natural, por lo que su gobierno ha anunEn la Plenaria de Diálogo Ministerial, Daniel Yergin conversó con H.E. Shri Dharmendra ciado recientemente Pradhan, Ministro de Petróleo y Gas Natural de la India un nuevo programa progresivo -Política de India Exploración y Licencia de Hidrocarburos H.E. Shri Dharmendra Pradhan, Mi- (HELP), con el objetivo de impulsar la nistro de Petróleo y Gas Natural de la producción de petróleo y gas de las cuenIndia, aprovechó ese escenario dorado que cas sedimentarias de la India. le ofreció CERAWeek 2017 para dar una conferencia de prensa el lunes 6 de Marzo Canadá en el Hilton Americas Hotel, sede del evento, El Primer Ministro de Canadá, Justin y presentar la iniciativa HELP. Allí también Trudeau, dictó una conferencia en CEanunció que la India se sumará a la firma de RAWeek 2017, durante el diálogo plenario un memorando de entendimiento entre Oil especial del jueves 09 de Marzo donde DaIndia Ltd. y la Universidad de Houston para niel Yergin, Vicepresidente de IHS Markit desarrollar un proyecto piloto de captura y Presidente de la conferencia, fungió de de dióxido de carbono y recuperación de interlocutor. Trudeau también recibió el petróleo utilizando la tecnología desarro- Premio de Liderazgo Global de Energía y llada por NRG. Medio Ambiente de CERAWeek en recoDharmendra Pradhan dijo que si bien el nocimiento a su compromiso con desarrollo crecimiento económico mundial fue depri- responsable y sostenible de los recursos mido durante 2015-16, el PIB de la India energéticos de Canadá. creció un 7,6%. El crecimiento asociado “Nos complace darle la bienvenida a del sector industrial y la disminución de los Justin Trudeau, Primer Ministro de Canaprecios internacionales del crudo provoca- dá, a CERAWeek 2017, dijo Dan Yergin. ron un aumento en el consumo de energía. Canadá y Estados Unidos son el mayor Como resultado, la demanda de productos mercado integrado de energía del mundo y derivados del petróleo aumentó un 10,86% Canadá desempeña un papel fundamental y dada la escasa oferta doméstica, la India en el fortalecimiento de la seguridad ener-

Justin Trudeau, Primer Ministro de Canadá, recibió el premio de manos de Daniel Yergin

22 ABRIL 2017 I Petroleum 327

gética de América del Norte, por lo que estamos encantados de honrarlo con el Premio Global de Energía y Medio Ambiente de CERAWeek, por su compromiso de expandir el papel de liderazgo de Canadá en el desarrollo sostenible de sus recursos naturales para ayudar a satisfacer las futuras necesidades energéticas del mundo”.

Por su parte, Trudeau consciente de que los recursos naturales de su país son impor-

tantes también para su vecino del sur dijo que “nada es más esencial para la economía de los Estados Unidos que el acceso a una fuente segura y confiable de energía, Canadá es esa fuente”.

“Ningún país podría encontrar 173 mil millones de barriles de petróleo y dejarlo en el suelo”, dijo, señalando que el camino de Canadá hacia la prosperidad incluye un “sector de la energía próspero y vibrante, tanto tradicional como renovable”, comentó.

Environmental Protection Agency Scott Pruit, US EPA Administrator (Administrador de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos) se dirigió a los delegados y los líderes mundiales en petróleo, gas y energía presentes en CERAWeek 2017, durante un interesante diálogo con Daniel Yergin.

Scott Pruit, US EPA Administrator

Al darle la bienvenida, Yergin comentó que el liderazgo y compromiso directo del administrador número 14 de la EPA, juega un papel clave en la configuración del futuro energético y ambiental de USA. El Exfiscal General de Oklahoma extendió una mano de amistad a la industria de la energía, al expresar su deseo de reformar la oficina que dirige para cooperar con las partes interesadas en lugar de crear incertidumbre económica a través de su reglamentación.

En su discurso dejó clara su intención de querer ser socio de los sectores que regula la EPA. “Quiero que los estados vean a la EPA como un amigo, como un socio y no como un adversario”, dijo Pruitt. “Los reguladores no deben usar su autoridad para elegir ganadores y perdedores”.

Después de ocho años de una relación a veces frágil entre la industria y el go-

Daniel Yergin, Vicepresidente, IHS Markit; Lisa Murkowski, Presidente, Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado de los Estados Unidos; y John Cornyn, Senador por el Estado de Texas

bierno bajo la administración de Obama, el mensaje fue bien recibido por los ejecutivos de servicios públicos, impulsores económicos del estado, operadores de la red e inversionistas de infraestructura. Pero para los defensores del medio ambiente y los científicos que lo observaban, los comentarios y las declaraciones que ha hecho parecen cuestionar hasta qué punto el hombre impacta el cambio climático, fueron vistos como palabras de lucha que podrían cambiar todo, desde energía limpia hasta aire y calidad del agua.

Aunque Pruitt no se refirió específicamente al destino del Plan de Energía Limpia y las normas sobre emisiones de metano, sugirió en la conferencia que la vieja manera de hacer las cosas había terminado. Él llamó la filosofía del Presidente Donald Trump sobre el papel de la EPA como “federalismo cooperativo”.

“Como estamos siendo un buen administrador de nuestros recursos naturales, tiene que haber una creencia de que podemos hacerlo de manera que sea favorable para el crecimiento”, dijo Pruitt. “No debería haber guerra en ningún sector de nuestra economía”.

La International Energy Agency, IEA (Agencia Internacional de Energía, AIE) aprovechó esta oportunidad de lujo para presentar el nuevo informe Oil 2017 que además de proporcionar un análisis de mercado y los pronósticos para el 2022, presenta el escenario para lo que promete ser un período transformador en la historia del petróleo.

El informe refiere que este año 2017, marca un nuevo período de gestión del mercado petrolero por parte de los principales productores, quienes finalizaron el 2016 con el acuerdo más amplio para limitar la producción de petróleo desde 2009. La razón fue asegurar que los precios se estabilizaran para evitar la dislocación económica en los países productores y proporcionar una plataforma para su crecimiento gradual. Este acuerdo proporciona el telón de fondo para el último pronóstico del mercado petrolero a cinco años de la IEA - Market Report Series: Oil 2017 (antes conocido como el Informe del Mercado de Petróleo a Mediano Plazo).

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Escenario

IEA Oil 2017

Análisis de IHS Markit

Análisis

México tiene un enorme potencial onshore sin explotar Una nueva investigación del líder mundial en información crítica, analítica y soluciones IHS Markit, estima que la Cuenca Tampico-Misantla en México podría ser una de las 24 “súper cuencas” localizadas en tierra firme a nivel global

La cuenca Tampico-Misantla se localiza sobre todo en la costa este del centro de México y se extiende hacia las aguas poco profundas del Golfo de México

L

as compañías de exploración y producción (E&P) que invierten en la industria upstream de México han mostrado un enérgico interés en las cuencas offshore del país, pero el potencial onshore (en tierra firme) no ha sido explotado y es potencialmente enorme. Así concluye un reciente análisis de IHS Markit, que identificó a TampicoMisantla como una de las 24 “súper cuencas” terrestres de todo el mundo.

De acuerdo a la firma, las “súper cuencas” son aquellas que tienen múltiples yacimientos y rocas fuente, diversos tipos de plays a través de numerosos horizontes geológicos, infraestructuras con acceso a los mercados y un sector de servicios establecido con cadenas de suministro.

24 ABRIL 2017 I Petroleum 327

“En la búsqueda de súper cuencas, miramos al menos 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente (bpe) de reservas remanentes convencionales en cuencas que ya han producido por lo menos 5 mil millones de bpe”, dijo Robert Fryklund, Jefe de Estrategia Upstream de IHS Markit y autor del informe. “Hicimos una evaluación global de las cuencas donde se constataban nuestros criterios de estudio, buscando aquellas con múltiples plays y al menos dos rocas fuente maduras, básicamente cuencas que siguen dando y dando”.

La cuenca Tampico-Misantla, que produce petróleo desde principios de la década de 1920, tiene esas características, comentó Fryklund. “De muchas maneras,

ésta bien podría reflejar la súper cuenca modelo de América, la siempre fuerte Cuenca del Pérmico”, agregó.

Al analizar la cuenca del Pérmico IHS Markit revisó la estimación actual de los recursos recuperables finales (EUR, por sus siglas en inglés) y la comparó con los datos del año 2000, unos diez años antes de que comenzara el boom de esquistos en el Pérmico. Antes del boom de la perforación horizontal y del fracturamiento, el EUR en esta cuenca era de 35.000 millones de barriles de petróleo. Sorprendentemente, la perspectiva actual es de 104 mil millones de barriles, casi tres veces la estimación anterior.

La capacidad de apuntar hacia horizontes más pequeños y tomar ventaja de las múltiples

Tampico-Misantla, una cuenca poco explorada La firma identificó 23 horizontes convencionales en la cuenca Tampico-Misantla, la cual tiene tres rocas fuente maduras: la Formación Agua Nueva, la Formación Huayacocotla y la Formación Pimienta.

Al menos dos de éstas, dijo Fryklund, son yacimientos potenciales de esquisto.

Una evaluación de los esquistos de Agua Nueva y Pimienta para determinar el potencial de recursos de petróleo de esquisto dio como resultado una estimación de 3,8 mil millones de bpe de recursos técnicamente recuperables en esta cuenca. Al respecto, Fryklund comentó que el esquisto de Pimienta no ha sido probado en la cuenca TampicoMisantla, pero sí en otros ocho pozos en las cuencas de Burgos y Sabinas, donde fluyó gas.

IHS Markit refiere también que la cuenca Tampico-Misantla ha sido poco explorada. El último descubrimiento en esta cuenca fue en 1988, con relativamente pocos descubrimientos de aproximadamente 100 millones de bpe, sin embargo estima que unos 2,5 millones de bpe podrían encontrarse en múltiples campos convencionales, probablemente la mayoría de ellos se trate de yacimientos relativamente apretados que podrían beneficiarse de la perforación horizontal.

“Entre las reservas remanentes de los campos existentes, el potencial de exploración convencional y las oportunidades en esquisto y otros yacimientos apretados,

la cuenca ofrece una diversidad de oportunidades en el upstream para las grandes y pequeñas empresas, petroleras nacionales e inversionistas”, expresó Fryklund.

Señaló que a pesar de la promesa geológica, si bien el potencial de recursos es alto, convertirlo en reservas probadas no está exento de desafíos significativos. “La infraestructura del sector de servicios locales necesitaría una inversión sustancial. Nosotros creemos que el capital de inversión está disponible si hay claridad en torno a la oportunidad de invertir”.

Con una estructura de costos relativamente altos para la actividad de perforación horizontal, las condiciones fiscales vigentes que regulan los derechos de Pemex (licencias otorgadas a Pemex en la Ronda Cero o licencias de producción tenidas en el momento de la Ronda) en la cuenca Tampico-Misantla, son insuficientes para compensar los mayores costos asociados con las fases preliminares de desarrollo de yacimientos apretados.

Tampico-Misantla ofrece una oportunidad a corto plazo que podría impactar positivamente la economía mexicana” Actualmente Pemex es el único productor de la cuenca Tampico-Misantla y enfrenta retos financieros y técnicos para desarrollar todo el potencial de esta cuenca, según Alejandra León, Analista de Energía de México en IHS Markit. “El aumento de recursos y capacidades más allá de Pemex es fundamental para el desarrollo de la cuenca”, dijo.

Comenta que el desafío es aumentar el número de operadores calificados que inviertan en esta cuenca y mejorar los términos fiscales. “La Comisión Nacional de Hidrocarburos puede necesitar redibujar o re-empaquetar áreas y bloques para crear la escala necesaria que permita alcanzar las sinergias que conduzcan al éxito de las estrategias operacionales empleadas en este tipo de cuenca de exploración y producción”, afirmó.

La producción de crudo mexicano -que sigue siendo la principal fuente de financiamiento del presupuesto gubernamental- continúa declinando. Según Carlos Pascual, Vicepresidente Senior de Energía Global de IHS Markit y uno de los autores del estudio, es poco probable ver nuevamente una producción de 2,5 millones de barriles de petróleo por día bajo las condiciones actuales.

“Otro factor clave que favorece a Tampico-Misantla es el tiempo, que podría ser muy constructivo para México”, puntualizó Pascual. Añade que la cuenca Tampico-Misantla podría ayudar a compensar el perfil de declinación de la oferta de producción mexicana en el corto y mediano plazo, como lo hizo la cuenca del Pérmico en los Estados Unidos.

“El potencial de obtener resultados a corto plazo, podría traer ventajas grandes en los ingresos del gobierno, el sector de servicios locales y el empleo”. Pascual explica que el ciclo de tiempo para el éxito sustancial en el caso de las aguas profundas no generaría volúmenes relacionados hasta mediados de la próxima década y más allá.

“Tampico-Misantla ofrece una oportunidad a corto plazo que podría impactar positivamente la economía mexicana en el entorno actual de precios del petróleo”, señala. Agrega que “hay otros riesgos importantes para atraer a los inversionistas a esta cuenca (incluyendo la seguridad y la infraestructura vieja) que no debe subestimarse; sin embargo, si el gobierno toma medidas positivas para abordar los términos necesarios para la exploración y producción no convencional, el potencial será significativo”.

El Jefe de Estrategia Upstream, Robert Fryklund, concluye que la exploración y valoración de recursos convencionales y no convencionales es un asunto fundamental para mantener la producción a largo plazo, y que la cuenca Tampico-Misantla es una fuente potencial de recursos descubiertos significativos que podrían marcar la diferencia para México.

“Si bien el gobierno tiene varios desafíos para abordarla también tiene el poder y la autoridad para resolver estos desafíos, al menos en algunas áreas, y para trazar el camino en la siguiente fase de desarrollo de esta súper cuenca”.

ABRIL 2017 I Petroleum 327 25

Análisis

zonas productivas apiladas (unas 45 unidades) encontradas en la cuenca hizo posible este significativo aumento del EUR, según el informe.

Fryklund señala que este incremento de tres veces para la cuenca del Pérmico impulsó a un equipo de sus profesionales a examinar otras cuencas fuera de los Estados Unidos para evaluar dónde los gobiernos podrían aprovechar aquellas cuencas similares para sacar más provecho de sus áreas de producción. Considera que si bien no esperan el mismo aumento dramático de la producción en otras cuencas, como ha ocurrido en el Pérmico, la cuenca mexicana Tampico-Misantla se ajusta a la definición del estudio de una “súper cuenca”. Esta aun tiene 5.2 mil millones de bpe en los campos convencionales descubiertos (sin tomar en cuenta el potencial no convencional de la cuenca).

Resultados de Operación

2002

Análisis

RMSO - Pemex exploración y Producción

A continuación reproducimos un trabajo de investigación realizado por Marcela Ibarra Gallegos, de la Gerencia de Planeación Estratégica de la Región Marina Suroeste de Pemex Exploración y Producción, publicado en Febrero de 2003 en la revista trimestral VISIÓN Estratégica, órgano informativo de la RMS (Año 6, Vol. 4).

El estudio permite mostrar los resultados de operación correspondientes a la gestión 2002, y compararlos con una serie de indicadores de desempeño de Pemex en general y de las principales operadoras de petróleo y gas del mundo, con base en las prácticas internacionales. Estos indicadores incluyen los costos de descubrimiento, desarrollo, extracción y producción

F

inaliza el 2002 con un escenario internacional muy pobre con respecto al desempeño económico que esperaban el FMI y el Banco Mundial. Las expectativas marcaban que en la segunda mitad de 2002 hubiera una recuperación de la economía mundial. Sin embargo la Unión Americana está registrando los niveles de confianza más bajos de la década y dado que América Latina es una región más vulnerable a los cambios mundiales, está pasando por la peor época de su historia contemporánea.

Además el año fue marcado por la quiebra de grandes corporaciones y conglomerados industriales como Enron y Worldcom, que crearon una imagen de prosperidad mediante el uso de mecanismos financieros y armadas sin la menor ética u honestidad.

Después de esto, lo púnico que queda es pensar en procesos transparentes que ayuden a que la información de las empresas sea lo más clara y oportuna posible.

Sin embargo existen muchas empresas exitosas e íntegras que se han formado a base de implantar y respetar valores y códigos de ética, han logrado transparencia y objetividad en su información, además de una cultura sólida de rendición de cuentas.

En este sentido, la administración de la RMSO tiene el firme compromiso dentro de su ámbito de responsabilidad de continuar con la rendición de cuentas para mantener en su gestión.

26 ABRIL 2017 I Petroleum 327

Por tal motivo, en este informe se presentan los resultados de operación del Región Marina Suroeste, correspondientes a su gestión de 2002. Es importante mencionar que estos resultados fueron elaborados en base a los ingresos facturados hasta el mes de noviembre, una extracción preliminar del presupuesto devengado de fecha 13 de enero, una paridad promedio de 9.65 pesos por dólar y una cuota de reserva para la exploración y declinación de campos de 5.48 pesos por barril de crudo equivalente.

Nuestros resultados de operación reflejan una administración prudente y ordenada, la cual trajo resultados positivos y un crecimiento en los ingresos aún en momentos de alta incertidumbre mundial. El 2002 la RMSO obtuvo una utilidad antes de los impuestos de 2,924 millones de dólares, que superó las expectativas planteadas en el POA por 29 puntos porcentuales.

La RMSO reportó ventas por un total de 4,474 millones de dólares, de los que 3,609 provinieron por ventas de crudo a interorga-

Figura 1. Resultados de operación 2002

nismos y 294 millones por exportación de crudo, 442 millones por venta de gas y 129 millones por venta de condensados.

Se facturaron en promedio 455.4 miles de barriles de crudo, 467.5 millones de pies cúbicos de gas y 27.3 miles de barriles de condensado a unos precios promedio de 23.5 dólares por barril el crudo, 2.6 dólares el millar de pie cúbico y 13 dólares por barril el condensado.

Las ventas realizadas por la Región en este año superaron las expectativas planteadas en el POA, los ingresos reales fueron mayores a los programados por 795 millones de dólares. Esta diferencia se explica por un mejor precio del crudo facturado, ya que el POA se realizó considerando un precio de 18.8 dólares por barril (Figura 1).

Los recursos utilizados por la Región para generar estos ingresos fueron de 1,550 millones de dólares, los mayores gastos fueron por concepto de mantenimiento no capitalizable con 396 millones y por gasto corriente con 288 millones.

La utilidad antes de impuestos obtenida durante el presente año significa 69% de la obtenida durante el año 2001. WEsta diferencia se debe al decremento en 31 puntos porcentuales en los ingresos y a un pequeño incremento de un punto porcentual en los egresos de 2002 con respecto a 2001.

Analizando con detalle la diferencia en los ingresos se puede decir que 349 millones de dólares se deben a un menor precio

(Dólares / barril)

Figura 2. Costos de descubrimiento

facturado así como 1,003 millones de dólares por concepto de un menor volumen.

Durante 2001 se facturó un volumen de crudo de 550.9 miles de barriles diarios a un precio promedio de 24.3 dólares por barril.

Con respecto a los egresos, la variación es muy pequeña en todos los conceptos, excepto en las compras de servicios entre regiones, la diferencia principal consiste en que en el presente año se consideró una recuperación de egresos para la RMSO por concepto de manejo de gas amargo proveniente de Akal J y de crudo pesado de Cantarell en Abkatun-A.

Indicadores de desempeño Durante 2002 se realizó un proyecto cuyo objetivo era cumplir con la estrategia 5.1 planteada en el plan de negocios de PEP, estandarizar definiciones de costos y mecanismos de medición.

Con la coordinación de la Gerencia de Recursos Financieros con la participación de la Gerencia de Planeación Estratégica y las regiones, desarrolló el proyecto de análisis de indicadores internacionales de PEP, cumpliendo así con la meta planteada de alinear estimaciones de costos a nivel de campo con los estándares internacionales.

Esta estandarización tiene como objetivo que el camino de la empresa sea siempre claro y ordenado; lo que se busca es que exista una base común para que al aplicar las mismas prácticas internacionales existan puntos comunes comparables dentro del mismo sector.

El proyecto desarrollado incluía el costo de descubrimiento, el de desarrollo, el costo de extracción y el costo de producción. a) El costo de descubrimiento se define como la suma de todos aquellos gastos incurridos en la identificación y examen de áreas que pueden contener reservas de aceite y gas. Se expresa en términos de las reservas probadas incorporadas, en periodos móviles de 3 años (sumatoria gastos totales en el periodo/sumatoria de reservas probadas incorporadas en el periodo).

El costo de descubrimiento es un factor crítico de competitividad en las principales compañías de exploración y producción, ya que la eficiencia en la actividad exploratoria es la ventaja competitiva más importante. Estos costos consideran: • Costos asociados a estudios topográfi-

cos, geológicos y geofísicos y los derechos de acceso para realizarlos, salarios y gastos generales de geólogos, geofísicos y cualquier grupo de profesionistas realizando estudios para confirmar la existencia de hidrocarburos • Costos asociados a la tenencia de propiedades no desarrolladas como rentas, impuestos a la propiedad y costos legales y administrativos derivados del registro de la propiedad • Adquisición de información geológica a partir de perforación hecha por terceros, en las modalidades de contribuciones por perforaciones no exitosas y contribuciones por profundidad • Costos de perforación y terminación de pozos exploratorios • Costos de perforación de pozos estratigráficos • Costos asociados a equipo e instalaciones de apoyo, en la medida en que estos sean utilizados en actividades exploratorias • Costos indirectos relacionados con actividades exploratorias Los costos de descubrimiento obtenidos en estos ejercicios se muestran en la Figura 2. b) El costo de desarrollo se definió de acuerdo con las prácticas internacionales como todos aquellos costos incurridos para acceder a reservas probadas de hidrocarburos y proveer instalaciones y equipo para su extracción, tratamiento, recolección y almacenamiento. Típicamente se expresan estos costos en términos de cambio en re-

Costos de desarrollo, 1999-2001 (Dólares / barril)

Figura 3. Costos de desarrollo

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Análisis

Costos de descubrimiento, 2001

Costos de extracción, 2001

Análisis

(Dólares / barril)

Figura 4. Costos de extracción

servas probadas incorporadas en periodos móviles de tres años. Específicamente estos costos incluyen todos los egresos requeridos para: • Preparación de localizaciones de perforación • Perforación y terminación de pozos de de desarrollo (Incluyendo los costos de plataformas) • Adquisición, construcción e instalación de infraestructura de producción • Desarrollo de sistemas de recuperación secundaria o mejorada • Depreciación y gastos asociados a instalaciones y equipo de apoyo • Costos indirectos El costo de desarrollo de PEP obtenido para el periodo 1999-2001 se muestra

el la Figura 3. El contar con este costo alineado a las prácticas internacionales nos ayudará a encaminar los esfuerzos de incorporación y desarrollo de reservas hacia niveles acorde con las mejores prácticas internacionales. c) Costo de extracción se define como los costos en que se incurre para operar y dar mantenimiento a pozos y su equipo e instalaciones relacionados, incluyendo la depreciación y los costos operativos de equipo e instalaciones de apoyo, considera los siguientes conceptos: • Mano de obra para operar pozos, instalaciones y equipo relacionado • Reparaciones y mantenimientos no capitalizables • Materiales, insumos y combustibles

Figura 5. Costos de producción

28 ABRIL 2017 I Petroleum 327

consumidos en la operación de pozos, de equipo e instalaciones de apoyo • Impuestos a la propiedad y seguros relacionados a pozos y su equipo e instalaciones relacionadas • Impuestos e indemnizaciones • Gastos indirectos a nivel Activo, Región o Sede, en la medida que sean relevantes a la comparación objetivo del indicador • Depreciación y costos de operación de equipo de soporte y las instalaciones usadas en actividades de producción.

Los costos de extracción se presentan en la Figura 4. d) El costo total de producción se define como los gastos totales devengados por PEP o sus regiones. Incluye costos de depreciación, amortizaciones y costos financieros, esto denota el gasto total de PEP por sus operaciones. Este representa el costo de operación de las actividades de exploración, extracción y desarrollo expresado en dólares por barril de petróleo crudo equivalente.

Los costos de producción calculados se presentan en la Figura 5.

Es necesario aclarar que este costo no se utiliza internacionalmente. Si bien algunas compañías publican su costo total de producción, en la práctica internacional no se reporta de manera frecuente ya que mezcla costos de diferentes actividades de exploración y producción dividiéndolos entre la producción.

Todos estos costos serán calculados periódicamente por el SIIC, (Sistema institucional de indicadores de costos), el cual cuenta con los mecanismos y configuraciones necesarias para éstos cálculos de acuerdo con las definiciones previas.

La SAF es la responsable de administrar esta herramienta de cálculo así como de procesar la información y calcular los indicadores. El cálculo de éstos indicadores se hará en forma anual y mensual acumulado para el costo de extracción y de producción.

Estas nuevas herramientas nos apoyarán en lograr el objetivo de revertir las tendencias y reducir nuestros costos; así como alcanzar niveles internacionales de eficiencia en costos. Estamos avanzando en la implantación de nuestro plan de negocios. Este año exige consolidar las estrategias planteadas que nos ayuden a salir exitosamente en el agitado 2003.

El incremento de la demanda energética mundial y las innovaciones tecnológicas han convertido al petróleo pesado en un recurso viable. En este artículo se explica el origen del petróleo pesado y los principales métodos de producción utilizados en los principales depósitos de este recurso en el mundo Irene M. Færgestad – Editora, Schlumberger Oilfield Review 2016

E

l petróleo pesado constituye una fuente abundante de energía, pero es más caro de producir que el petróleo liviano o convencional. La mayoría de los petróleos pesados no son recuperables en su forma natural o a través de métodos de producción convencionales. Además, dado que su costo de refinación es más elevado, los procesadores pagan a los productores menos por el petróleo pesado de lo que pagan por el petróleo crudo producible mediante métodos de recuperación convencionales.

No obstante, en los últimos años, el incremento de la demanda energética mundial y las innovaciones tecnológicas han convertido al petróleo pesado en un recurso viable.

Se trata de un petróleo crudo que posee una viscosidad normalmente superior a 0,01 Pa.s [10 cP] y un alto peso específico. El Congreso Mundial del Petróleo clasifica a los petróleos pesados como petróleos crudos con una densidad menor a 22,3°API. Otras de sus características son las bajas relaciones hidrógeno-carbono y el alto contenido de asfaltenos, azufre, nitrógeno y metales pesados además de su alta acidez.

Comparativamente, los petróleos extrapesados y el bitumen poseen densidades inferiores a 10°API, en tanto que la densidad de los condensados es de aproximadamente 70°API (Figura 1).

El origen del petróleo pesado

Los petróleos pesados se originan como petróleos convencionales que migran en sentido ascendente en dirección hacia trampas más someras, donde sub siguientemente se degradan a petróleo pesado. La mayor parte de los recursos mundiales de petróleo pesado se encuentra alojada en enormes depósitos someros emplazados en los flancos de las cuencas de antepaís.

Las cuencas de antepaís son depresiones extensas formadas por el hundimiento de la corteza terrestre durante la orogénesis. Los sedimentos marinos de la cuenca se convierten en la roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos que migran echado (buzamiento) arriba constituyendo sedimentos erosionados de las cadenas montañosas modernas (Figura 2). Los sedimentos fríos y someros a menudo carecen de rocas de cubierta efectivas que actúan como sello, lo que crea las condiciones apropiadas para la degradación severa de los hidrocarburos. A lo largo de las escalas de tiempo geológico, los microorganismos metabolizan los hidrocarburos más livianos y producen metano e hidrocarburos pesados enriquecidos.

Esta biodegradación en sitio incrementa la densidad, la acidez, la viscosidad y el contenido de azufre del petróleo. Dado que las condiciones óptimas para la degradación microbiana se dan en los yacimientos a temperaturas inferiores a 80°C [180°F], el proceso se limita a los yacimientos situados a una profundidad de aproximadamente 1,5-2 km [1-1,25 mi]. Existen además otros procesos, tales como la migración preferencial de los hidrocarburos más livianos, el lavado con agua o la evaporación, que también pueden degradar el petróleo.

Se ha encontrado petróleo pesado en formaciones geológicamente modernas de edad Pleistoceno, PlioFigura 1. Componentes del petróleo pesado versus componentes del petróleo convencional. El petróleo pesado (izquierda) contiene un mayor porcentaje de fracciones de alta viscosidad y baja densidad que el ceno y Mioceno y en formaciones más antiguas del petróleo convencional (derecha) y, por consiguiente, necesita más mejoramiento, a través del fraccionamiento Cretácico, el Mississippiano y el Devónico. Más del o de tratamientos químicos, antes de las operaciones de refinación para convertirlo en productos livianos. Un proceso de mejoramiento simple se lleva a cabo para reducir la viscosidad del petróleo pesado, en tanto que 35% de los recursos mundiales de petróleo pesado los procesos de mejoramiento más elaborados producen un sustituto del petróleo crudo de alta calidad se encuentran en Venezuela y Canadá, seguidos por ABRIL 2017 I Petroleum 327 29

Tecnología

El Petróleo pesado

Tecnología

En los yacimientos de la enorme faja de petróleo pesado del Orinoco en Venezuela y en algunos de los yacimientos de las áreas marinas de Brasil, el petróleo pesado es producido a veces por producción primaria en frío. Mediante la utilización de este método, el petróleo se extrae del yacimiento y luego se deja fluir hacia el interior de los pozos bajo condiciones naturales de yacimiento.

En las arenas petrolíferas de Venezuela, los factores de recuperación con el método de producción primaria en frío oscilan entre un 8% y un 12% del petróleo total en sitio. En la producción primaria en frío, los operadores optimizan la producción mediante la perforación de pozos horizontales y multilaterales para contactar la mayor parte del yacimiento posible. Los operadores también Figura 2. Depósitos de petróleo pesado en el oeste de Canadá. Cuando se produjo el empuje de las montañas de pueden reducir la viscosidad del petróleo crudo la Columbia Británica, el curvamiento de la corteza terrestre generó las cuencas de antepaís de Alberta frente a la cadena de montañas. Los sedimentos marinos (púrpura) se convirtieron en la roca generadora (roca madre) de los mediante el agregado de diluyentes o el despliegue hidrocarburos (marrón oscuro) que migraron echado arriba (flechas marrón oscuro) constituyendo los sedimentos de tecnología de levantamiento artificial, princi(anaranjado) erosionados desde las montañas. Los microbios presentes en estos sedimentos relativamente fríos biodegradaron el petróleo, formando petróleo pesado y bitumen palmente sistemas de bombeo electrosumergibles y sistemas de bombeo de cavidad progresiva, para Medio Oriente, Estados Unidos de Norteamérica y Rusia. En llevar los hidrocarburos a la superficie. El costo del método de conjunto, el petróleo pesado, el petróleo extra pesado, las arenas recuperación primaria en frío es relativamente bajo, pero también petrolíferas y el bitumen conforman aproximadamente un 70% lo son los factores de recuperación.

La producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS) es de los recursos de petróleo totales del mundo; el petróleo pesado representa sólo el 15% (Figura 3). Los yacimientos de petróleo otro método de producción primaria; Canadá es el único país que pesado difieren entre sí y los métodos de recuperación pueden aplica ampliamente el método CHOPS. Utilizado en yacimientos de areniscas no consolidadas que contienen petróleo pesado viscovariar considerablemente entre un yacimiento y otro. so, el método CHOPS es económico en cuanto a implementación pero sólo recupera entre un 5% y un 10% de las reservas en sitio.

Métodos de recuperación La alta viscosidad y alta densidad del petróleo pesado vuel- Cuando se emplea este método, la producción exhibe un influjo ven ineficaces o incluso imposibles los métodos de producción inicial de arena del 10% al 40% del volumen de líquidos y sólidos convencionales. Debido a que la viscosidad del petróleo pesado producidos. El corte de arena se reduce con el tiempo hasta alcanzar depende significativamente de la temperatura, los métodos de un valor constante que oscila entre el 0,5% y el 10%, dependiendo producción de petróleo pesado se dividen en métodos en frío y de la viscosidad del petróleo. El movimiento de la arena, asistido métodos termales. Cuando se calienta, el petróleo pesado se vuelve por el gas que se libera del petróleo desprezurizado, incrementa la menos viscoso y puede hacerse fluir desde un pozo. Los métodos movilidad del fluido y forma canales en la formación, denominados de producción en frío, aquellos que no requieren el agregado de agujeros de gusanos, que incrementan el tamaño de la zona de alta calor, sólo pueden ser aplicados cuando la viscosidad del petróleo permeabilidad alrededor del pozo.

La producción de gas con el método CHOPS es sustancial debipesado en condiciones de yacimiento es lo suficientemente baja como para permitir que el petróleo fluya por sus propios medios do al gas entrampado en el petróleo pesado viscoso; la relación gas/ petróleo generalmente se mantiene constante a lo largo de varios a regímenes económicamente viables.

La minería es uno de los diversos métodos de recuperación de años. La producción de petróleo alcanza su tasa máxima a los pocos petróleo pesado. En este método de explotación en minas a cielo meses de la primera producción y luego declina cuando los efectos abierto, el operador excava los depósitos de arenas petrolíferas del agotamiento del yacimiento se vuelven predominantes. El mécercanos a la superficie y de gran espesor y transporta las arenas todo CHOPS requiere normalmente un sistema de levantamiento a las plantas de procesamiento, donde el agua caliente separa el artificial para desplazar el petróleo y la arena a la superficie, donde petróleo de la arena. Gran parte de la explotación del petróleo ambos se separan gravitacionalmente. La arena contaminada con pesado por el método de minería tiene lugar en Canadá, donde hidrocarburos debe ser eliminada, lo cual se considera una desvenel acceso desde la superficie, los volúmenes producidos y los taja del método; gran parte de la arena contaminada es almacenada precios de mercado favorecen la viabilidad económica de este en cavernas de sal subterráneas.

La estimulación cíclica por vapor de agua (CSS) y el desmétodo. Este método posee una alta tasa de recuperación, pero las tasas asociadas de emisiones de dióxido de carbono y daño plazamiento por vapor de agua son los procesos termales más ambiental han generado preocupación tanto en el público como comunes de recuperación de petróleo pesado. La estimulación cíclica por vapor de agua es un método de un solo pozo que se en la comunidad científica.

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Tecnología

más altos que los métodos en frío pero a un costo más elevado. El método de drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) se utiliza principalmente en los yacimientos que contienen petróleo extrapesado y bitumen. Como en el método VAPEX, el proceso SAGD utiliza pares de pozos horizontales paralelos perforados en el mismo plano vertical. El vapor se inyecta en el pozo superior y es forzado a ingresar en la formación adyacente para formar un volumen afectado por el vapor denominado cámara de vapor. El vapor se expande en sentido ascendente y lateral, calentando el petróleo en sitio para reducir su viscosidad, especialmente en el frente de vapor-petróleo. El petróleo puede ser calentado hasta alcanzar una temperatura superior a 200°C [400°F], reduciendo su viscosidad hasta aproxiFigura 3. Total de recursos de petróleo del mundo. El petróleo pesado y el petróleo extrapesado conforman aproximadamente un 40% de los recursos de petróleo totales del mundo, que oscilan entre 1,4 y 2,1 trillones de m3 [9 y 13 trillones de barriles] madamente 0,01 Pa.s, lo que posibilita la movilización del fluido. La fuerza de gravedad hace que la mezcla de petróleo aplica en etapas. Este método, también conocido como impreg- movilizado y vapor condensado fluya hacia abajo en dirección nación con vapor, se inicia mediante la inyección de vapor en el hacia el pozo inferior, desde el cual es bombeado a la superficie. pozo. Durante el período de impregnación en vapor, el petróleo se La comunicación inicial se establece entre el pozo superior y el calienta para reducir su viscosidad y posibilitar la producción. Por pozo inferior mediante la circulación de vapor en ambos pozos. último, el petróleo y el agua se llevan a la superficie y se separan El método SAGD se utiliza en muchos campos de Canadá porque y el proceso se reitera. El desplazamiento por vapor de agua es gran parte del petróleo pesado del oeste de Canadá se encuentra un método de pozos múltiples, en el que el vapor es inyectado a demasiada profundidad como para ser extraído por el método continuamente en uno o más pozos y el petróleo es desplazado de minería; el factor de recuperación estimado para este método hacia los pozos de producción. Para este método, los pozos se oscila entre 50% y 70%. Sin embargo, se trata de un método de posicionan normalmente en esquemas regulares. El método CSS producción con utilización intensiva de capital; la generación y el de desplazamiento por vapor de agua se utilizan en todo el de vapor es costosa y representa la mayor parte de los costos de mundo y proporcionan altas tasas de producción inicial y factores operación. En algunos casos, la estratificación de la formación puede incluir barreras horizontales que impiden que el vapor de recuperación de hasta un 30%.

En los últimos años, los operadores de Canadá probaron el contacte al petróleo dentro de la cámara de vapor, reduciendo método de extracción por vapor (VAPEX), que es eficiente porque de ese modo la recuperación.

La combustión en sitio, también conocida en inglés como firereduce significativamente la viscosidad del petróleo mediante la flooding, implica el movimiento de un frente de combustión dentro disolución con solvente. El vapor solvente, que se inyecta en el yacimiento, expande y diluye el petróleo pesado por contacto. El del yacimiento. Utilizado desde hace más de 90 años, este método método VAPEX emplea un par de pozos horizontales paralelos moviliza los petróleos de alta viscosidad a partir del calor proporde inyección-producción apilados verticalmente y utiliza una cionado por la combustión. El método de inyección Toe-to-Heel combinación de solvente vaporizado —propano o butano o una (THAI) es un proceso de combustión controlado gravitacionalmente mezcla— y un gas no condensado disponible en el mercado, tal que utiliza la inyección de aire para alimentar la combustión a fin como el metano. Los ingenieros inyectan la mezcla de solvente de craquear, mejorar y movilizar el petróleo pesado.

Los yacimientos de petróleo pesado constituyen un gran gaseoso en el pozo superior, lo que posibilita la creación de una porcentaje del total de reservas de petróleo del mundo y la recámara de vapor alrededor del pozo desde la que el petróleo pesado diluido drena gravitacionalmente hacia el pozo inferior. cuperación de estas reservas puede ser crucial para satisfacer el La extracción por vapor representa una alternativa energética- creciente apetito global de energía. Mirando hacia el futuro, el mente eficiente para la recuperación de petróleo pesado en los enfoque se centra en la optimización de las técnicas de recupecampos y los yacimientos para los cuales los métodos termales ración disponibles, tales como los métodos SAGD y THAI, y a la vez en la ampliación de la búsqueda de métodos alternativos. resultan inadecuados o antieconómicos.

Los métodos de recuperación termales calientan el yaci- Las reservas están; ahora la industria debe aprender a explotarlas miento y proporcionan factores de recuperación generalmente de manera económica y segura.

LACPEC retorna a Argentina

“Creando oportunidades hoy para un mejor mañana” Preview

Participarán la Presidenta 2017 de la SPE, Janeen Judah, Chevron; la Directora Regional para América del Sur y El Caribe, Anelise Lara, Petrobras; y el Director General de LACPEC, Santiago Martínez Tanoira, YPF

L

a Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y El Caribe regresa este año a Argentina - La segunda potencia mundial de recursos de gas no convencionales -. La cita será del 17 al 19 de Mayo en el Hotel y Centro de Conferencias Sheraton, en Buenos Aires.

Con énfasis en el tema “Creando oportunidades hoy para un mejor mañana” LACPEC continúa con su tradición de ser

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escenario para revelar los últimos avances tecnológicos y de investigación con el fin de satisfacer las necesidades técnicas en el sector upstream de petróleo y gas.

“Este año LACPEC será un evento increíblemente valioso porque facilitará el intercambio de conocimiento práctico y generará relaciones estratégicas para capitalizar las oportunidades de petróleo y gas de la región”, dijo Janeen Judah, Chevron,

quien visitará Argentina durante su gira a Sudamérica como Presidenta de la SPE. La conferencia tendrá como objetivo catalizar el aprendizaje de los delegados ofreciendo un programa técnico de excelencia y multidisciplinario con 160 artículos sobre temas puntuales en el desarrollo de EOR, IOR, HSSE, aguas profundas, campos petrolíferos digitales y avances en la producción de reservorios. Los manuscritos estarán disponibles en OnePetro® y las presentaciones técnicas serán dictadas en inglés con traducción simultánea al español y viceversa, para facilitar la interacción.

Líderes de las principales empresas operadoras y de servicios en la región se darán cita durante los paneles y almuerzos magistrales diseñados para compartir estrategias de inteligencia de negocios y nuevas tecnologías que continúen fortaleciendo el sector petrolero.

LACPEC cuenta, además con eventos especiales antes y durante la conferencia como el concurso estudiantil regional de artículos técnicos, la sesión para jóvenes profesionales y los cursos especializados de capacitación enfocados en la optimización, producción de shale gas, análisis de datos y tight oil.

Adicionalmente, tendrá una exhibición regional con tecnologías de punta y soluciones para optimizar las operaciones, reducir costos y mantener la seguridad de los trabajadores.

Los delegados podrán aprovechar los descuentos por inscripción anticipada, ahorrando hasta US$200. Además de tarifas especiales al viajar con United Airlines.

Para registrarse y obtener más información, visite: www.spe.org/go/LACPECnetwork.

01 - 04 Mayo OTC 2017

Punta del Este, Uruguay www.conferenciaarpel.org

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

Media Partner

2

17 - 19 Mayo

26 - 27 Junio

09 - 11 Octubre

LACPEC

Argentina Shale Gas y Petróleo Cumbre

SPE Annual Technical Conference and Exhibition

Buenos Aires, Argentina www.spe.org

Argentina, Argentina www.a-sgos.com

San Antonio, Texas, USA www.spe.org

Media Partner

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Media Partner

1

Media Partner

7

19 - 20 Abril ISA Calgary Show

22 - 24 Mayo Argus Rio Crude Conference

19 - 21 Abril SPWLA Spring Topical Conference

30 Mayo - 01 Junio - 3º Congreso de Integridad en Instalaciones en el Upstream y Downstream de Petróleo y Gas

09 - 10 Mayo Oklahoma City Oil & Gas Convention

07 - 10 Junio Congreso Mexicano del Petróleo

11 - 12 Mayo Mexico Oil & Gas Seminar

13 - 15 Junio Global Petroleum Show

17 - 18 Mayo The US Gas Power Conference

17 - 21 Junio SPWLA 58th Annual Symposium

18 Mayo IADC Drilling Onshore Conference & Exhibition

20 - 23 Junio Brasil Offshore

Calgary, Alberta, Canadá - www.isacalgary.com

Bogotá, Colombia - www.spwla.org/

Oklahoma City, OKlahoma, USA - www.roselandoilandgas.com

Ciudad de México, México - www.roselandoilandgas.com

Charlotte, North Carolina, USA - www.roselandoilandgas.com

Houston, Texas, USA - www.spwla2017.com

Río de Janeiro, Brasil - www.iapg.org.ar

Buenos Aires, Argentina - www.argusmedia.com

Puebla, México - www.congresomexicanodelpetroleo.com

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

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Calendario

25 - 27 Abril Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2017

Ùltima Página

El National Petroleum Council (NPC)

El mejor ejemplo de una comisión de energía de nivel mundial Diego J. González C. / gonzalezdw@gmail.com

E

l National Petroleum Council (NPC), fundado por el Presidente Harry Truman en 1946 para asesorar al gobierno federal de los EE.UU. en temas de energía, para recomendar las opciones de política energética, principalmente en petróleo y gas natural.

Una muestra del trabajo del NPC lo vemos en el reciente estudio (2016) para el Secretario de Energía sobre “Cómo debe prepararse los EE.UU. para una emergencia por desastres en la infraestructura petrolera” (www.npc.org/reports/EP2016-presentationfinal.pdf y en www.npc.org/reports/EP2016working_paper.pdf). Otro ejemplo de su excelente trabajo aparece en el Informe del potencial y el desarrollo del Ártico: http:// www.npcarcticpotentialreport.org/.

Su trabajo: “Facing the Hard Truths about Energy – A Comprehensive View to 2030 of Global Oil and Natural Gas” (http:// www.npchardtruthsreport.org/) presentado en 2007 y revisado en 2008, lo utilizaremos para elaborar nuestra propuesta de una Comisión de Energía para Venezuela, y también para trabajar en el diseño de propuestas de políticas públicas en materia de energía en el Centro de Orientación en Energía-COENER. A continuación, lo analizamos.

En 380 páginas1, sintetizadas en las 2 páginas de su cover letter, le recomiendan al Secretario de Energía, lo que sería y es actualmente la política energética de EE.UU. Por la importancia y la capacidad de síntesis de su contenido las transcribimos exactamente: The United States must: • Moderate the growing demand for energy by increasing efficiency of transportation, residential, commercial, and industrial uses.

• Expand and diversify production from clean coal, nuclear, biomass, other renewables, and unconventional oil and gas; moderate the decline of conventional domestic oil and gas production; and increase access for development of new resources.

• Integrate energy policy into trade, economic, environmental, security, and

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foreign policies; strengthen global energy trade and investment; and broaden dialog with both producing and consuming nations to improve global energy security.

• Enhance science and engineering capabilities and create long-term opportunities for research and development in all phases of the energy supply and demand system.

• Develop the legal and regulatory framework to enable carbon capture and sequestration. In addition, as policymakers consider options to reduce carbon dioxide emissions, provide an effective global framework for carbon management, including establishment of a transparent, predictable, economy-wide cost for carbon dioxide emissions.

Los EE.UU. debe moderar, expandir, integrar, mejorar, y desarrollar sus recursos energéticos. Hoy a casi 10 años de ese trabajo en ese accionar se encuentra inmerso el país del norte. El desarrollo vertiginoso en las lutitas incrementó la producción de crudo en más de 600.000 b/d y la de gas natural en cerca de 5.000 MMpc/d.

Para realizar el trabajo se estableció un Comité cúpula y un Sub Comité de coordinación; se formaron cuatro grupos o task forces (Demanda, Oferta, Tecnología y Política), los cuales se apoyaron en 36 Sub grupos, especializados en cada área de trabajo.

En esta publicación participaron más de 350 personas. Es obvio que un trabajo como éste no debe ser realizado por una “cúpula”.

Lo anterior es un mensaje importante para el caso Venezuela, donde generalmente hemos trabajado en “peñas” para hacer propuestas de política energética.

A continuación un resumen de lo realizado en el NPC: • Se comenzó por definir el alcance y enfoque del Estudio, con visión de largo plazo (2030) • No trabajar desde cero • Utilizar la base de datos de la IEA y de la EIA • Proteger la información recibida de todo el mundo • Se identificaron las suposiciones claves sobre todas las tecnologías • El Estudio contiene cuatro (4) grandes áreas: 1) Sumario Ejecutivo, 2) El reporte por Capítulos, 3) Apéndices, y 4) Trabajos por temas y tópicos • En cada Capítulo deben haber Recomendaciones (como bulllets), e identificar los Asuntos claves • Se recomienda ver el Capítulo 7, donde se describe la Metodología • El Informe se concentra en cinco (5) grandes Apéndices: – Cómo se formó el NPC, los 186 miembros que lo conforman y a quienes representan – Los cuatro (4) grupos de estudio – Los 19 países consultados. De América Latina aparecen Brasil y México – Se presentan los Estudios paralelos donde destacan los de la Comisión Europea sobre Tecnología al año 2050 – Finalmente aparece el material adicional.

Resumiendo, en el Centro de Orientación en Energía-COENER y en otros Equipos de Reflexión que trabajan sobre el tema energético, no debemos tratar de inventar la rueda. Recomiendo que todos los que van a participar en los equipos para la elaboración de las propuestas sobre políticas energéticas para Venezuela, deberían leer en detalle cómo está organizado el NPC (www.npc.org/), y su trabajo: “Facing the Hard Truths about Energy – A Comprehensive View to 2030 of Global Oil and (www.npchardtruthsreport.org/).