Mayo/Junio 2017 - Petroleum 328/329

www.petroleumag.com

Mayo/Junio 2017

OTC 2017 El Levantamiento Artificial

Contenido

Mayo/Junio 2017 Año 33, Nº 328/329

Portada: El Centro de Excelencia de Tecnologías de Producción de Schlumberger ofrece capacidades de desarrollo de pruebas y productos para resolver los desafíos globales en la producción de químicos (Cortesía: SLB)

ESCENARIO

2017 Spring Topical 10 SPWLA Conference “Value of

16 OTC 2017

Miembros la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, SPWLA, se reunieron en Bogotá para discutir y analizar “El Valor de la Información y la Incertidumbre en la Petrofísica”

E&P

12

Ecopetrol se apuntó dos nuevos descubrimientos de hidrocarburos Halló gas en las aguas profundas del Caribe colombiano y también crudo mediano en el Valle Medio del Magdalena

alcanzó récord 14 Repsol de producción en Brasil El yacimiento Lapa le permitió superar los 55.000 barriles diarios, y con ello elevar en 37% la producción media

14

Socios de Pdvsa se distancian y tocan nuevas fuentes de suministro La República Dominicana y Jamaica han reemplazado la casi totalidad del petróleo que regularmente le suministraba Pdvsa

www.petroleumag.com

Ryan Zinke, Secretario del Departamento del Interior EEUU

In situ

Information and Uncertainty in Petrophysics”

@petroleumag

16

10 Comité Técnico del SPWLA Spring Topical Colombia 2017

Petroleumag

Alrededor de 64.700 asistentes, entre profesionales, expertos y líderes de la industria energética costa afuera de todo el mundo, se reunieron en el Parque NRG en Houston del 1 al 4 de Mayo para atender la Offshore Technology Conference, que este año contó con cerca de 350 presentaciones técnicas distribuidas en 44 sesiones técnicas, 13 paneles, múltiples sesiones de carteles y 24 desayunos y almuerzos

National Technical 20 AADE Conference and Exhibition

Emerging into a new dawn “Emergiendo en un nuevo amanecer” fue el lema que utilizó la AADE, asociación que agrupa a los profesionales de la perforación de pozos de petróleo y gas en América, para su reunión nacional anual en Houston, que en esta oportunidad contó con la participación de unos 400 especialistas y un nutrido número de empresas exhibidoras que superó la participación de años anteriores

27 Bombeo mediante balancín

de Petróleo y Gas 23 Conferencia ARPEL 2017 Bajo el lema “Nueva realidad energética, desafíos y oportunidades”, se realizó del 25 al 27 de Abril en Punta del Este, Uruguay, la principal Conferencia de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe, que reúne cada dos años a connotados líderes del sector energético regional

Tecnología

27 El Levantamiento Artificial

Equipar los pozos con sistemas de levantamiento artificial permite a los operadores compensar la falta de energía natural en los yacimientos.

En este artículo se describen los principales sistemas AL, sus componentes, el funcionamiento y las ventajas de implementación Por Rick von Flatern

SECCIONES 4 CORNISA 8 CUADRANTE 30 PREVIEW 32 WAREHOUSE 34 ÚLTIMA PÁGINA MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

3

“La SVIP tiene nueva directiva y los retos son grandes” Zulay Socorro, Directora Emérita (†)

Cornisa

“Aunque todos los hombres han de morir su muerte puede tener menos peso que una pluma o más que una montaña”

EdicióN

Mao Tse Tung Jorge Zajia, Editor

C

on la venia de nuestro entrañable amigo y colaborador Diego J. González Cruz hemos escogido su Barriles de Papel 160, titulado como esta nota editorial, para refrescar la memoria de la trayectoria sobre los hechos y los hombres que han contribuido con su aporte a la grandeza de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo.

Por razones de espacio hemos editado su texto original –que lo pueden leer completo en www.petroleum.com.ve/ barrilesdpapel/ . Gracias Diego por lo que escribiste sobre nuestra querida SVIP y por autorizarnos su edición.

El pródigo ingeniero venezolano empieza su escrito nombrando a los miembros de la nueva Junta Directiva de la sociedad profesional: Emilio Guerra, Presidente; Lindolfo “Ofito” León, 1er Vicepresidente; Fernando Sánchez, 2do VP; Rafael Pérez Álvarez, Tesorero; Gloria Piña, Secretaria; y los Vocales Eduardo Castro, Luis Ferrer, Pedro Castillo y Martha González.

La SVIP se fundó el 1ero de Agosto de 1958, como sociedad científicoprofesional y gremial, adscrita al Colegio de Ingenieros de Venezuela, por los ingenieros Abel Monsalve Casado, Domingo Noriega Salazar, Edmundo Ojeda, Gaspar Quintero Luzardo, Jesús A. Sánchez Gamboa, Jesús Rafael Cabello, José A. Delgado Figueredo, José Cirigliano A., José Gregorio “EL Goyo” Páez, José Gil Yépez, Juan Jones Parra (Presidente), Luis Jacobo Cordero (Vicepresidente), Luis Plaz Bruzual (Vocal), Manuel E. Calenzani, Mario Uzcátegui, Rafael Seijas, Rubén Caro (Tesorero) y Tiberio Cosma.

4 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

La nueva Junta Directiva tiene tres grandes retos: 1) Inscribir de nuevo en la Sociedad a todos los geocientíficos: petroleros, geólogos, geofísicos y similares; 2) Efectuar Foros sobre los grandes temas de la IPN; y 3) Realizar el VI Congreso Venezolano del Petróleo. El primero, con las modernas tecnologías de comunicación, será una tarea fácil de cumplir; con respecto al segundo reto, la SVIP debe promover Foros para tratar los grandes temas del Industria Petrolera Nacional, con ponentes y representantes de alta calidad, tal como lo fue el Foro “La Reversión de las Concesiones Petroleras” (publicado en un libro de 156 páginas), que fue organizado por José A. Gil Yépez, Gorgias Garriga, El Goyo Páez, Francisco Prieto Wilson y el ínclito petrolero venezolano Arévalo Guzmán Reyes, forjador de varias generaciones de petroleros.

En ese memorable Foro, realizado en 1969, participaron entre otros, con todo su brillo de profesionales íntegros y honestos: el Padre de la OPEP Juan Pablo Pérez Alfonzo, el insigne José Giacopini Zárraga, el fundador y primer Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela Humberto Peñaloza, Guillermo Rodríguez Eraso, Hugo Pérez La Salvia, Aníbal R. Martínez, Gustavo Coronel, Domingo Casanova, Benito Luongo, Marcías Martínez, Julio Casas, Rafael Sandrea, Víctor Petzal, entre otros. Las nuevas generaciones de geocientíficos latinoamericanos, al consultar en internet, podrán apreciar la talla, la calidad humana y profesional de los aquí citados.

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

ASESORES EDITORIALES

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

OFICINAS CENTRAL

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

CARACAS

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

USA

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

ECUADOR

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

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

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

Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.

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

Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

www.petroleumag.com Miembro de:

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

Cornisa

Diego se concentra en el tercer reto: la realización del VI Congreso Venezolano del Petróleo, para lo cual utiliza como referencia la presentación de Horacio “Paco” Medina, como Presidente de la SVIP, y sus propios archivos personales. “La Sociedad desde su fundación en 1958 ha realizado cinco Congresos”. En 1962 presidido por El Goyo Páez, y que contó con la participación estelar del Ministro de Minas e Hidrocarburos Juan Pablo Pérez Alfonzo; en 1970 también presidido por El Goyo, con Arévalo Reyes; en 1974 presidido por Rafael Sandrea; en 1990 lo vuelve a presidir El Goyo Páez con Paco Medina; y el de 1994 estuvo presidido por uno grande de la IPN Alberto Quirós Corradi y por la SVIP repitió Horacio Medina. Todos ellos tuvieron una temática específica, que respondía al tema del momento, por lo que de nuevo recomendamos leer el Barriles de Papel 160 de Diego González, para un conocimiento a fondo de este particular.

En su momento, los organizadores del VI Congreso le plantearon al Ministerio de Energía y Minas y a Pdvsa los temas a abordar: *Profundos cambios estructurales: políticos, económicos y sociales; *Nuevo enfoque del negocio de los hidrocarburos;

*Realidad de la industria diversificada y participación del capital privado; * Nuevos valores sociales y mayor conciencia ambientalista; y *La velocidad de los cambios en virtud de la tecnología. La SVIP también propuso que se debía debatir la nueva Ley de Hidrocarburos, los aspectos estructurales y de organización y el mercado de capitales nacionales.

Hoy en el 2017 –continúa Diego-, los retos son mayores. El petróleo está perdiendo terreno en la matriz de consumo energético mundial, por lo que Venezuela debe preparase para desarrollar una economía que aproveche al máximo la explotación del petróleo en toda su cadena de valor y que no dependa exclusivamente de la renta petrolera. “El petróleo y el gas tienen que ser unos recursos que puedan ser aprovechados por cualquiera que solicite una licencia o gane una Ronda para su explotación”.

“Una meta debe ser convertir a Venezuela en un Hub en materia energética para el hemisferio occidental, ya que tiene los recursos, el conocimiento y la experiencia para enfrentar ese reto”. Sólo faltaría –continúa- atraer los capitales nacionales e internacionales, la tecnología de punta y reglas claras.

En su enjundioso y esclarecedor análisis, González Cruz propone los siguientes temas centrales para el VI Congreso Venezolano del Petróleo: Energía y Desarrollo; El futuro de los hidrocarburos; Aspectos Económicos, Financieros, Institucionales, Legales y Normativos; Modelos y formas de asociaciones; e Impacto de las decisiones del COP21 en la IPN. Diego señala con fuerza que para este extraordinario evento se debe invitar a personalidades nacionales e internacionales del mundo de la energía, la política y las finanzas. Sugiere que lo ideal es realizar este VI Congreso en Caracas, pero si las circunstancias no lo permiten se podría tener como sede a Panamá o Costa Rica. A Diego no se le escapa el aspecto financiero de un evento de este calibre, por lo que se adelanta y dice que se necesitará del apoyo económico de entidades internacionales y nacionales. Él concluye su Barriles de Papel rindiendo un merecido a los hombres que han forjado con su trabajo la grandeza de la formidable industria petrolera venezolana: “Me permito explicar que transcribí los nombres de los profesionales civiles que forjaron la SVIP, y por tanto la IPN, porque algún día deben ser motivo de un reconocimiento nacional”.

Indice de Anunciantes

www.alyoncacorp.com

7

www.amesalud.com

31

jferrer75@prodigy.net.mx

32

www.lhramericas.com

CPI

www.performarket.com

19

suquip@gmail.com

PI

www.bhzt.cnpc.com.cn

CP

www.controval.us

9

www.magnetrol.com

5

www.panthersmachinery.com

13

www.tradequip.com

33

www.winsted.com

11

Acceda a nuestro sitio web www.petroleumag.com

6 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Cuadrante

L

a Opep y países no miembros de esta organización siguen analizando extender el recorte global de suministros de crudo por nueve meses o más para evitar una caída de los precios, ante un posible aumento de la producción en el primer trimestre de 2018, previendo que la demanda pueda ser débil. Los precios del petróleo se han visto apoyados, pero los inventarios continúan altos, lo que causó que el crudo bajara de nuevo a menos de 50 dólares por barril y por consiguiente generando así una presión en la Opep a extender los recortes de producción.

C

anacol Energy anunció el séptimo descubrimiento de gas consecutivo en la Cuenca Inferior del Magdalena donde participa en varios bloques. El pozo exploratorio Cañahuate 1, dentro del contrato de exploración y explotación Esperanza, fue perforado a una profundidad total de 8,263 pies. Dos zonas diferentes fueron completadas y probadas en las arenas Ciénaga de Oro fluyendo un total de 28 millones de pies cúbicos estándar por día de gas (4,912 barriles de petróleo equivalentes por día). “Canacol sigue avanzando hacia la consecución de nuestro objetivo de producir 230 MMscfpd de gas en Diciembre de 2018”, dijo Mark Teare, Vicepresidente de Exploración de Canacol.

E

l pronunciado agotamiento de las reservas y las bajas inversiones en exploración a nivel global están aumentando la probabilidad de un déficit de suministro de hidrocarburos a mediano plazo. “El mercado sigue centrándose en números que van en descenso y que sugieren que la producción se mantiene bien, sin embargo, un examen más detallado de los datos muestra claramente que la tasa de agotamiento de las reservas probadas y desarrolladas se están acelerando rápidamente en varios países claves fuera de la OPEP”, dijo Paal Kibsgaard, CEO de Schlumberger.

R

epsol y Enagás concretaron el primer suministro en Europa de gas natural licuado como combustible directamente desde una planta de regasificación a un buque. Repsol como suministrador del bunker GNL y Enagás como gestor de infraestructura, llevaron a cabo la operación de suministro, conocida como “bunkering pipe-to-ship”, mediante unas mangueras criogénicas flexibles que conectan directamente el barco con la terminal. Esta innovación fue posible gracias a las adaptaciones que se están acometiendo en el muelle de la planta de Enagás en el Puerto de Cartagena, de acuerdo a los estándares de la industria.

E

xxonMobil recibió un rotundo no por parte de la administración de Donald Trump para obtener un permiso especial que le permita evitar el régimen de sanciones contra Rusia y así completar el proyecto que tiene con Rosneft en el Mar Negro. La compañía necesitaba este permiso para poder operar sin ser objeto de reprimenda. El Secretario del Tesoro, Steven Mnuchin, deja claro que no habrá excepciones para la petrolera ni para cualquier otra compañía.

E

copetrol anunció los resultados financieros del Grupo Empresarial para el primer trimestre de 2017, reportando así un ascenso de 886 mil millones COP, lo cual representa un aumento del 144% frente al periodo del año anterior. “Ecopetrol tuvo un primer trimestre de 2017 sobresaliente. Alcanzó tres importantes logros en su campaña exploratoria: Los hallazgos Purple Angel, Gordon-1 en la costa colombiana, Boranda en el Valle Medio del Magdalena”. La producción promedio fue 712 mil barriles de petróleo equivalente, pese a diversos inconvenientes en el transcurso del año se puede destacar un buen incremento del 23% en la producción frente al primer trimestre del 2016” dijo Juan Carlos Echeverry, Presidente de Ecopetrol.

S

hell hizo su puesta en escena en Neuquén al inaugurar una planta de separación de gas y crudo de 10.000 barriles diarios, que le permitirá procesar su producción petrolera en la zona de Vaca Muerta, en el marco de un plan de inversiones de US$300 millones en upstream hasta 2019. La planta consolidará la producción de tres de los bloques adyacentes operados por Shell: Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.

A

rgentina permitirá la importación de equipos usados para ​​ el fracturamiento hidráulico como parte de un plan para impulsar la inversión extranjera en áreas de hidrocarburos no convencionales. El Gobierno del país tomó la medida de reducir el arancel de importación para los equipos de exploración y extracción, que ahora serán gravados a una tasa de descuento de 7%, dijo el Presidente de la nación, Mauricio Macri. Empresas extranjeras habían solicitado luz verde para las importaciones de equipos de perforación usados​​ que todavía están en buenas condiciones y que están inactivos debido al cambio tecnológico.

E

xxonMobil abrirá su primera gasolinera en México en el segundo semestre de 2017 e invertirá 300 millones de dólares la próxima década en logística, productos y mercadotecnia, informó hoy la petrolera estadounidense. La primera estación de servicio será inaugurada en la zona centro del país y, posteriormente, durante el transcurso de 2017, entrarán en operación más gasolineras. “La reciente reforma energética presenta una oportunidad única en el mercado mexicano para ayudar a satisfacer la creciente demanda de combustibles y un servicio más competitivo”, dijo Martin Proske, Director de combustibles de ExxonMobil México.

8 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

SPWLA 2017 Spring Topical Conference In Situ

“Value of Information and Uncertainty in Petrophysics” Miembros de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, SPWLA, de Colombia y de diferentes países se reunieron del 19 al 21 de Abril para discutir y analizar “El Valor de la Información y la Incertidumbre en la Petrofísica”

D

urante tres días el salón Santafé del hotel Sheraton de Bogotá, acogió a 48 personas entre asistentes y expositores, destacando la participación de profesionales petrofísicos de Holanda, Noruega, China, India, Estados Unidos, Guatemala, Venezuela, Bolivia, Ecuador y Colombia.

La agenda se inició el miércoles 19 con una introducción a cargo de Jean-Paul Koninx, Petrofísico de Shell International, acerca del significado e importancia del Valor de la Información en la industria Oil & Gas y su actual crisis. Durante el día también se llevó a cabo el workshop “Decision Frameworks Approach to Valuing Information”, dictado por Ellen Coopersmith, Presidenta de Decision Frameworks, y continuó con la charla magistral presentada por Orlando Velandia, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos “Importancia de la información técnica en la cadena de valor del Upstream”.

Velandia describió los retos actuales para Colombia y la estrategia para la reactivación de la industria, haciendo referencia

Parte de los asistentes al coctel de bienvenida el miércoles 19 de Abril

a la importancia de incrementar y fortalecer la evaluación de los sistemas petroleros y de realizar lo que definió como “Promoción Enfocada” en cuencas frontera y emergentes. Como parte de la estrategia también mencionó la de crear un catálogo de nuevas oportunidades de negocio y exploración (Data Rooms) y de apoyar la promoción de estas, mediante la realización de talleres.

El día culminó con un coctel y una actividad de integración liderada por JeanPaul Koninx y Ton Loermans, Petrofísico Retirado de Shell International y Saudi Aramco, en la que motivaron a los asistentes a analizar un juego de probabilidad y tener la oportunidad de ganarse la inscripción del 58 vo Simposio Anual SPWLA 2017 que se realizará del 17 al 21 de Junio en Oklahoma City.

Agenda Técnica

Integrantes del Comité Técnico del SPWLA Spring Topical Colombia 2017

10 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

La agenda técnica se dividió en dos días (jueves 20 y viernes 21) durante los cuales se presentaron 18 trabajos y un póster. Cada uno de los expositores abarcó el significado del Valor de la Información desde diferentes enfoques petrofísicos, exponiendo diversas maneras para aumentar la eficiencia y optimización de las operaciones y cálculos de reservas.

De igual manera los asistentes demostraron su satisfacción con el contenido y la calidad técnica de las presentaciones,

In Situ Orlando Velandia, Presidente de la ANH

productos de impecable trabajo del Comité Técnico, integrado por Jean-Paul Koninx, César Patiño, Ulises Bustos, Sandra Carneiro, Milton Méndez, Cristina Rueda y Carlos Vargas. Este comité realizó un panel como cierre del evento el día viernes, respondiendo a las inquietudes

Presentación del Poster “Some Aspects of Synthetic Porous Media Construction”

sobre temas específicos y recibiendo las felicitaciones de cada asistente.

El SPWLA Spring Topical Colombia fue posible gracias al apoyo de Luis Quintero, Presidente de SPWLA International; a los patrocinadores oficiales, Shell International y Schlumberger; a la

Presidenta de SPWLA Colombia, Luisa Ana Barillas; y finalmente al equipo de logística del capítulo local conformado por Martha Ruiz, Daniel Osorio, Albeiro López, Robert Padrón, Laura Posada, Luis Carlos Álvarez, Camila Andrea Ráchez, Héctor Buitrago y Robert Suárez.

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 11

Ecopetrol se apuntó dos nuevos descubrimientos de hidrocarburos E&P

Halló gas en las aguas profundas del Caribe colombiano y también descubrió crudo mediano en el Valle Medio del Magdalena

E

copetrol dio a conocer a principios de Mayo que el pozo exploratorio Gorgon-1 mostró la presencia de gas en aguas profundas en el sur del Caribe colombiano, en zonas ubicadas entre los 3.675 y los 4.415 metros de profundidad.

Para la empresa este descubrimiento prueba la existencia de gas en una estructura localizada en el mismo tren geológico del campo Kronos. Gorgon-1 está ubicado a 27 kilómetros al norte del pozo Purple Angel-1, que recientemente confirmó la extensión del yacimiento de gas descubierto con el pozo Kronos-1 en Agosto de 2015.

Los tres pozos exitosos indicarían la posible existencia de una provincia gasífera en esta zona del Caribe colombiano.

Gorgon-1 forma parte del bloque Purple Angel, que limita con los bloques Fuerte Sur (donde se descubrió Kronos-1), Col-5 y Fuerte Norte.

Ecopetrol tiene 50% de participación en estos bloques, cuyo operador es Anadarko con el 50% restante. En total, los cuatro bloques cubren un área de 14.900 kilómetros cuadrados.

Según el reporte de Anadarko, compañía operadora, el pozo estableció un récord para el país, pues atravesó la mayor lámina de agua en la historia de la perforación costa afuera de Colombia, 2.316 metros. Fue perforado con un buque de alta tecnología llamado Bolette Dolphin.

Entre los 3.675 y 4.415 metros de profundidad (a más de 1,3 kilómetros por debajo del lecho marino), se encontraron intervalos de arena neta gasífera, que de acuerdo con los resultados preliminares, suman entre 80 y 110 metros (260 a 360 pies), equivalentes a la altura de un edificio de entre 26 y 36 pisos.

“Los resultados confirman que Colombia podría contar con una nueva provincia para la producción de gas, un

12 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

para exploración”, aseguró Juan Carlos Echeverry, Presidente de Ecopetrol.

Con la confirmación de la presencia de un conjunto de campos gasíferos en la zona, se abre la posibilidad para que Colombia desarrolle un “cluster” especializado en la producción de gas, que permitiría compartir facilidades y mejorar la rentabilidad y eficiencia de los proyectos, dijo Ecopetrol.

Reveló que la campaña exploratoria en el Caribe colombiano continúa con el pozo Siluro, actualmente en perforación junto a la española Repsol. En el segundo semestre se prevé la perforación de Molusco, primer pozo costa afuera operado por Ecopetrol, en asocio de la compañía india ONGC; y el pozo Brahma, cuyos socios son Petrobras, Ecopetrol, Repsol y Statoil.

Ecopetrol también prevé participar este año en la perforación del pozo Warrior-2 en el Golfo de México (Estados Unidos), en asocio con Anadarko, luego de haber anunciado un descubrimiento en 2016 con el pozo Warrior-1. En total, en 2017 se tienen previstos 6 pozos exploratorios costa afuera, 5 en Colombia y uno en Estados Unidos.

Boranda-1

Localización del nuevo hallazgo en el bloque Purple Angel

combustible limpio y de creciente demanda en el mercado internacional. Este descubrimiento será importante para el futuro del abastecimiento de gas de Colombia.

Los éxitos exploratorios del Caribe hacen parte de la estrategia de Ecopetrol que a partir de 2017 se focaliza en incrementar las reservas de hidrocarburos, para lo que hemos más que duplicado las inversiones

A finales de Marzo la petrolera colombiana junto a su socia Parex informaron acerca de un descubrimiento de crudo tras perforar el pozo Boranda-1, ubicado en el Valle Medio del Magdalena, en el municipio de Rionegro, departamento de Santander.

Boranda-1, que comprende una profundidad de 3.657 metros, confirmó el hallazgo de crudo mediano en la formación Esmeraldas, en cuatro intervalos de areniscas petrolíferas que sumaron un espesor total de 40 metros.

Boranda-1 es operado por Parex, con una participación del 50% y de esta manera correspondiéndole el otro 50% a Ecopetrol.

El pozo Boranda-1 está ubicado en tierra firme, en el Valle Medio del Magdalena

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 13

E&P

La cercanía con las estaciones receptoras de crudo (Payoa, a 30 km; Provincia, a 40 km) y a la refinería de Barrancabermeja (90 km) le generan una ventaja competitiva y operativa.

“Nos complace anunciar este descubrimiento de petróleo en el territorio colombiano junto a nuestro socio Parex. La búsqueda de hidrocarburos en cuencas maduras, cercana a campos y a infraestructura de producción y transporte, es uno de los focos de la nueva estrategia, y demuestra que en Colombia todavía hay mucho petróleo por descubrir y producir”, comentó el Presidente de Ecopetrol.

La estrategia de Ecopetrol se enfoca en el crecimiento de las reservas de hidrocarburos, para lo que se tiene previsto la perforación de 17 pozos exploratorios este año, incluidos los seis costa afuera. El presupuesto de inversiones para exploración se incrementó a US$652 millones en 2017.

E&P

Repsol alcanzó récord de producción en Brasil El yacimiento Lapa le permitió superar los 55.000 barriles diarios, y con ello elevar en 37% la producción media

R

epsol registró un récord de producción de petróleo y gas en Brasil, al superar en Marzo los 55.000 barriles equivalentes de petróleo al día, según los últimos datos publicados por la Autoridad Nacional del Petróleo (ANP) del país. Esta cifra supone elevar un 37% la producción media la empresa en el país en 2016, que fue de 40.157 barriles equivalentes de petróleo al día.

A este notable incremento en la producción de la petrolera en el país contribuyó la puesta en marcha del campo Lapa, que en Diciembre de 2016 inició la producción con su primer pozo productivo, lo que ha permi-

tido aumentar notablemente el número de barriles equivalentes de petróleo al día.

Así, Brasil se convierte en el quinto país más importante para Repsol en términos de producción, de los treinta en los que la compañía tiene presencia en el negocio de upstream (exploración y producción).

Repsol tiene en Brasil una importante y diversificada cartera de activos, que incluye los campos productivos de Albacora Leste, Sapinhoá y Lapa, y otros activos donde se han realizado grandes descubrimientos en los últimos años, como el bloque BM-C-33.

Lapa fue el activo productivo más relevan-

te que la petrolera española puso en marcha en todo el mundo el pasado ejercicio y se suma a los grandes proyectos que la compañía ha completado en los últimos años, entre los que se encuentran Perla (Venezuela), el mayor campo de gas de Latinoamérica; Kinteroni (Perú); Margarita (Bolivia); y Sapinhoá (Brasil).

En los últimos cuatro años la producción de Repsol en Brasil ha crecido de forma constante. El país aporta en la actualidad aproximadamente el 8% de la producción total del grupo, que en 2016 fue de 690.200 barriles equivalentes de petróleo al día.

Socios de Pdvsa se distancian y tocan nuevas fuentes de suministro La República Dominicana y Jamaica han reemplazado la casi totalidad del petróleo que regularmente le suministra su socio de refinación venezolano, Pdvsa

L

os dos países caribeños están entre los miembros más destacados del programa Petrocaribe, fundado en 2005 para suministrar productos básicos y refinados a los países vecinos por debajo del mercado; una iniciativa que se ha visto desde hace tiempo como una herramienta política para asegurar el apoyo al gobierno venezolano.

Pdvsa sigue siendo socio con el 49% tanto en la refinería Haina de 34.000 bpd de Refidomsa en la República Dominicana, como en la refinería Kingston de 35.000 bpd de Petrojam en Jamaica. No obstante, el suministro a estas dos refinerías ha menguado hasta volverse un goteo.

“La oferta venezolana es pequeña pero variable, la mayor parte del crudo que tenemos en la refinería es Maya y Olmeca de México”, comentó el Ministro dominicano de Hidrocarburos, Alberto

14 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Reyes, a la agencia Argus en el marco de la Conferencia sobre Petróleo y Gas de Arpel en Uruguay. Aseguró que el país está importando todos sus productos energéticos de los Estados Unidos.

Por su parte, Jamaica está importando menos de 2.000 bpd de crudo venezolano, dijeron funcionarios jamaiquinos. Parte del diesel que Jamaica había estado recibiendo de Venezuela para operar sus centrales eléctricas ha sido desplazado por las importaciones de GNL que comenzaron en Bahía Montego el año pasado. La estatal PCJ está en conversaciones preliminares con la estatal china SinoHydro para mejorar la refinería, un proyecto que Pdvsa había prometido ayudar a llevar a cabo.

A finales de 2014, la República Dominicana debía a Pdvsa más de US$4.120 millones para la oferta de Petrocaribe,

pero canceló exitosamente casi US$2.100 millones de esa deuda en una operación de refinanciamiento fuertemente descontada en la que Pdvsa recibió un pago de casi US$2.000 millones en efectivo. Jamaica pagó la mayor parte de su deuda de Petrocaribe en 2015.

Los suministros de petróleo de Petrocaribe en Venezuela han disminuido en los últimos dos años, reflejando la caída de la producción de Pdvsa. La tendencia coincide con el aislamiento internacional del régimen venezolano del Presidente Nicolás Maduro, que hasta el cierre de esta edición de Petroleum sigue en aumento.

Incluso el principal beneficiario de la abundancia petrolera de Venezuela y su aliado más cercano, Cuba, está forjando alternativas de suministro desde Argelia, Trinidad y Tobago y otros países.

Comparte tu Conocimiento en las Revistas Técnicas de la SPE

E

l proceso de revisión de manuscritos técnicos por parte de profesionales expertos de la SPE ofrece aplicaciones prácticas para resolver retos técnicos.

La industria de exploración y producción de petróleo y gas ha progresado gracias a estos profesionales que generosamente han compartido conocimiento, experiencias y descubrimientos a través de manuscritos técnicos. Las revistas técnicas de la SPE son la fuente más respetada de conocimiento técnico en nuestra industria.

Importancia del Proceso de Revisión de Expertos El proceso incluye sugerencias de mejoras y validación de manuscritos por especialistas altamente calificados en el tema. Los revisores de la SPE son voluntarios experimentados quienes donan su tiempo y energía para contribuir al progreso del conocimiento técnico de la industria.

Determinando el Contenido Técnico Adecuado Los manuscritos técnicos deben ser relevantes, tener suficiente detalle técnico, evitar contenido comercial, y estar adecuadamente documentado. El proceso requiere que el autor incorpore las revisiones propuestas por los expertos de la SPE. Todos los manuscritos son sometidos a este proceso de revisión.

Eligiendo la Publicación Correcta La SPE cuenta con cinco revistas técnicas que publican contenido revisado por expertos. La elección de la revista técnica adecuada es un paso crítico en el proceso. Las descripciones de cada revista técnica se encuentran en www.spe.org/publications/journals.

Para conocer más acerca del proceso de revisión, visita www.spe.org/authors/ peer-review/.

Beneficios de Publicación Contar con un trabajo técnico publicado garantiza una exposición global ante la industria, y sirve de fuente de referencia para otros autores. Asimismo, las empresas se benefician al compartir sus innovaciones y es un potencial atractivo de nuevos clientes.

Los manuscritos publicados en las revistas técnicas de la SPE son además publicados en OnePetro®, la biblioteca técnica virtual más grande de multi-sociedades de la industria de petróleo y gas.

¿Aún no estás asociado a la SPE? Asóciate y recibe suscripción a la revista Journal of Petroleum Technology® (JPT), precios reducidos en manuscritos en OnePetro®, eventos y mucho más www.spe.org/go/joinspe.

Acerca de la Society of Petroleum Engineers SPE es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con asociados comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos.

Con más de 50 años, la SPE sirve a más de 164.000 miembros en 143 países a nivel mundial. Asimismo, la SPE es un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, y provee servicios a través de sus publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea www.spe.org.

Conoce los 3 pasos claves 1. Prepara el manuscrito 2. Determina la publicación correcta 3. Envía el manuscrito Una vez que tu manuscrito es enviado, el comité editorial de revisores identifica a expertos altamente calificados para evaluar los criterios de publicación y proveer retroalimentación constructiva. El proceso de revisión dura entre 120-150 días aproximadamente.

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 15

Photo© OTC/Todd Buchanan 2017

Escenario

Alrededor de 64.700 asistentes, entre profesionales, expertos y líderes de la industria energética costa afuera de todo el mundo, se reunieron en el Parque NRG en Houston del 1 al 4 de Mayo para atender la Offshore Technology Conference, que este año contó con cerca de 350 presentaciones técnicas distribuidas en 44 sesiones técnicas, 13 paneles, múltiples sesiones de carteles y 24 desayunos y almuerzos

C

omo lo ha hecho desde 1969, la 49ª edición de la Conferencia convocó a profesionales de más de 100 países para tomar decisiones cruciales, compartir ideas y desarrollar asociaciones de negocios para satisfacer las demandas energéticas globales. Además, OTC benefició directamente al avance del sector energético, apoyando a las 13 organizaciones patrocinadoras sin fines de lucro de la conferencia y la comunidad de Houston.

Más de 64.700 asistentes se reunieron en esta conferencia anual: 78% de los asistentes eran nacionales y el 22% internacionales. El piso de la exposición cubrió 599.295 pies cuadrados, incluyendo exposiciones al aire libre.

OTC 2017 contó con cerca de 350 documentos técnicos, 44 sesiones técnicas, 13 paneles, múltiples sesiones de carteles y 24 desayunos y almuerzos. Las sesiones se centraron en temas con respecto a cómo

16 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Joe Fowler, Presidente, OTC 2017

los proyectos de aguas profundas pueden competir con los desarrollos de esquisto, el papel de la automatización en el aumento de la seguridad en el sitio y nuevas formas de utilizar la tecnología AUV. Los oradores, entre ellos representantes de las principales agencias gubernamentales de los Estados Unidos, ministerios internacionales de la energía y ejecutivos de la compañía, abordaron una amplia variedad de temas apremiantes, incluyendo la reforma del sistema de regulación energética de Brasil y el avance en el campo profundo de Moho Nord.

“La industria de la energía continúa siendo transformada por la revolución tecnológica que está tomando cada vez más terreno, y por las crisis que tienden a ser el motor final del tipo de innovación que a menudo se lanza o se exhibe en OTC. Hoy en día, este evento es más importante

Escenario Este año el programa Spotlight sobre New Technology Awards reconoció un total de 17 nuevas tecnologías desarrolladas por empresas expositoras

que nunca como lugar de encuentro para el aprendizaje y el compartir, aspectos necesarios para impulsar una mayor eficiencia y seguridad”, dijo Joe Fowler, Presidente, OTC 2017. “Gracias al arduo trabajo del personal de OTC y voluntarios, la conferencia volvió a sostener su compromiso y entregó una cantidad sin precedentes de información sobre nuevas tecnologías y desarrollos globales a sus asistentes”.

En el marco del evento el Secretario del Interior de los Estados Unidos, Ryan Zinke, firmó una orden para autorizar que The Bureau of Ocean Energy Management’s

La conferencia volvió a entregar una cantidad sin precedentes de información sobre nuevas tecnologías y desarrollos globales a los asistentes”

(BOEM) publique un nuevo plan quinquenal para el desarrollo en la Plataforma Continental Exterior de los Estados Unidos. Zinke también habló en una sesión técnica titulada “Políticas de Energía Offshore: Aprovechando todo el potencial de América del Offshore”, y más tarde recorrió el piso de la exposición.

“Tenemos que mirar la infraestructura. ¿Cómo es que extraemos riqueza de nuestras tierras públicas de una manera significativa y responsable?” preguntó Zinke. “¿Cómo incentivamos el dominio de la energía estadounidense? Hay una diferencia entre la independencia energética y el dominio. Estamos en posición de dominar”, puntualizó Zinke.

También anunció y firmó una orden para crear un nuevo puesto en el Departamento de Interior, el de Consejero para la Secretaría de Política Energética, que coordinará el portafolio de energía del referido departamento.

Lo más resaltante

El Secretario del Departamento del Interior Ryan Zinke estuvo en el OTC el 1 de Mayo para firmar dos pedidos. Sus acciones fueron aplaudidas por hombres y mujeres que trabajan en plataformas de petróleo y gas en alta mar

Este año el programa Spotlight sobre New Technology Awards reconoció 17 tecnologías de empresas expositoras por sus nuevos e innovadores productos y servicios, incluyendo dos compañías que ganaron el premio Small Business (Ver Petroleum 327 - Abril 2017).

OTC también expuso una versión ampliada de programa Women in the Industry Sharing Experiences (WISE).

Anteriormente una sesión de networking de dos horas, se elevó a un programa de MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 17

Escenario John Bomba fue reconocido con el Distinguished Achievement Awards Luncheon for Individual, entregado por Joe Fowler, Presidente OTC 2017

medio día para incluir tres sesiones donde hombres y mujeres discutieron cómo la diversidad mejora la industria. Los oradores y las mesas redondas se centraron en el valor de un entorno diverso, comunicándose entre disciplinas y estilos de liderazgo.

El programa anual The Next Wave de OTC, “Construyendo Líderes del Futuro en Petróleo y Gas: Estrategias e Ideas para Excel en el Clima del Día Actual”, ayudó a los jóvenes profesionales de la industria con una comunicación abierta entre generaciones.

Los asistentes pudieron compartir, aprender y trabajar en red con sus compañeros.

Ejemplificando el compromiso de OTC con la educación energética, 10 equipos de estudiantes locales de secundaria participaron en un nuevo OTC Energy Challenge donde se les pidió que resolvieran los desafíos energéticos del mundo real. Este evento se unió a programas como el Energy Education Institute, un taller de un día de duración para maestros de los grados 4-12 y un evento STEM para estudiantes de secundaria.

OTC también organizó un evento de networking para las personas que buscan arrancar o reiniciar sus carreras. Abarcó un panel, discusiones de la mesa redonda y proporcionó a los asistentes consejos para elaborar un curriculum vitae y como prepararse para una entrevista.

Además, durante el tercer año, OTC organizó el Rice Alliance Startup Roundup, al que asistieron 48 compañías emergentes que se reunieron uno a uno con los inversionistas,

18 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Rick Fowler de LLOG Delta House recibió el Distinguished Achievement Awards for Companies, Organizations and Institutions

permitiendo a los asistentes de OTC aprender más sobre estas iniciativas y permitir posibles asociaciones e inversiones.

Distinguished Achievement Awards Luncheon El Distinguished Achievement Awards Luncheon recaudó un total de US$200.000 en beneficio de Oilfield Helping Hands. Durante el almuerzo, OTC presentó su Premio al Logro Distinguido 2017 para Individuos a John Bomba en reconocimiento a más de 60 años de contribuciones al sector offshore.

No sólo su trabajo incluye el tendido de tuberías por todos los continentes (excepto la Antártida), también posee una patente de los EE.UU. y ha publicado seis importantes obras.

El Premio al Logro Distinguido para Empresas, Organizaciones e Instituciones fue

presentado a LLOG Exploration Offshore en reconocimiento a su destacado trabajo en el proyecto Delta House en el Golfo de México, muy a pesar de los bajos precios de las materias primas en 2016. LLOG Exploration Offshore se unió a la lista de ganadores de este premio que ya incluye a Shell, ExxonMobil, BP y Anadarko Petroleum Corp.

La embarcación flotante de producción y almacenamiento Delta House de LLOG comenzó a producir en el Cañón del Mississippi en Abril de 2015, a sólo tres años del descubrimiento inicial. El proyecto experimentó un cambio rápido y ha sido impresionantemente eficaz al producir más de 50 millones de barriles de petróleo equivalentes. Actualmente tiene una capacidad de producción total de 100.000 barriles al día.

Durante una de las muy concurridas conferencias ofrecidas por Schlumberger en el piso de la Exhibición

Escenario En el stand de la Cámara Petrolera de Venezuela: Víctor Rodríguez, Vepica; Alexis José Medina, ALEX; Germán Gómez, Baker Hughes; Aníbal Alarco, Vepica; Alexis Medina, Presidente Cámara Petrolera de Venezuela; Anthony Gronlund, SUQUIP; Alí García, Owens; Waldo García. Grupo BJ; Luis Romay, Inelectra; Miguel Ludeña, Antarex; y Miguel Del Valle

El OTC Heritage Award recayó en George Conner, con una experiencia de más de 50 años en la industria por defender el desarrollo seguro de nuevas tecnologías en el Golfo de México. También recibió una mención especial Art Schroeder, una por sus contribuciones a la industria y a la OTC. La próxima edición de la OTC se realizará del 30 de Abril al 3 de Mayo de 2018 en el NRG Park de Houston. Allá nos veremos.

Magnetrol/Orion: Niels Hailey, Magnetrol; Eric Moore, Orion; Juan Pereira, Magnetrol; y Johnny Kabella, Magnetrol

En el stand de Pdvsa, que después de 12 años de ausencia volvió al OTC: Estanilao Giménez, Equipetrol; Ronald Oribio, POES; Rémulo Romero, Halliburton; Pedro Newman, Lindsayca; Alexandro Moschella, CamPetrol; Emilio Sánchez, Vincler; y René Quereguan, Arotekh

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 19

Escenario

Houston - April 11-12 – 2017

National Technical Conference and Exhibition

Emerging into a new dawn “Emergiendo en un nuevo amanecer” fue el lema que utilizó la AADE, asociación que agrupa a los profesionales de la perforación de pozos de petróleo y gas en América, para su reunión nacional anual en Houston, que en esta oportunidad contó con la participación de unos 400 especialistas y un nutrido número de empresas exhibidoras que supero la participación de años anteriores

E

l 11 y 12 de Abril de este año la American Association of Drilling Engineers celebró su National Technical Conference & Exhibition en su sede tradicional, el hotel Hilton Houston North, cuyo Comité Organizador –como en las oportunidades anteriores-, trabajó duro para celebrar este evento a la altura de los presentadores que participaron en el mismo.

Programa Las actividades del evento se desarrollaron durante dos días, que se dedicaron a conferencias magistrales, almuerzos conferencias, un foro, presentaciones técnicas y de cartelera y la exhibición de equipos, productos y servicios para la perforación, terminación y reparación de pozos de petróleo y gas.

El primer día, luego del desayuno patrocinado por Newpark Drilling Fluids, se procedió a abrir oficialmente la exhibición y Ed Rapp, TETRA Technologies, en su condición de Jefe

Marshall Adkins, Director de Energy Research en Raymond James, fue el Orador Principal que abrió la conferencia de la AADE

20 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

de la Conferencia pronunció las palabras de apertura y luego le cedió el pódium a Marshall Adkins, Director de Energy Research en Raymond James, quien tuvo a su cargo el discurso de orden, titulado “Energy Outlook”.

El AADE National President Warren R. Farmer, Stone Energy Corporation, durante el almuerzo disertó sobre “How Can AADE Promote Its Mission, Its Vision and Its Values in a Dynamically Driven Job Market?”.

Como un dato curioso digno de registrarse es que desde el inicio de sus palabras falló la electricidad en el local y Rick tuvo que leer todo su discurso ayudado por la luz de un celular. Imprevisto que a veces suceden.

El resto del día se dedicó a las presentaciones de los trabajos técnicos que fueron distribuidos en dos salas y a las presentaciones de cartera o poster de los estudiantes en el salón Galileo.

Al final del día se ofreció una recepción bajo la modalidad de “cash bar” (cada quien paga el licor que consume), que representó el lugar ade-

Warren R. Farmer, Stone Energy, Presidente Nacional de la AADE, fue el orador durante el almuerzo

cuado para intercambiar puntos de vista y relacionarse en un ambiente informal y de camaradería.

El miércoles Abril 12, se realizó un desayuno patrocinado por M-I Swaco y Smith Bits. Al mediodía, el almuerzo conferencia estuvo a cargo de George E. King, Apache Corporation, quien compartió una presentación bajo el título “Preserving Well Integrity During Fracturing”. Durante este almuerzo se hicieron los reconocimientos a las personas.

Seguidamente se realizó el Foro titulado “The New Regulatory Landscape - Finding Common Ground”, donde participaron como Orador: Lance Labichi, J. Connor Consulting; Jefe de la Sesión: Kim Burrows, Halliburton; y Moderador: Fred Growcock, Consultor.

Temario En total se presentaron 53 trabajos técnicos distribuidos en 13 sesiones: • Fluidos de Perforación, Moderadores:

Posters de Estudiantes

Presentación de Posters de los estudiantes en el Salón Galileo

La participación estudiantil mediante la sesión de cartelera estuvo coordinada por Jessica Ramírez (Halliburton) y Saad Maraqa (Omnova). En total se presentaron 12 póster en representación de las siguientes instituciones académicas: Federal Rural University of Rio de Janeiro, Missouri University of Science and Technology , New Mexico Institute of Mining and Technology, West Virginia University, Texas A&M University, University of Alaska – Fairbanks, University of Louisiana at Lafayette, University of Oklahoma y The University of Texas at Austin.

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 21

Escenario

La agenda se desarrolló durante dos días e incluyó conferencias magistrales, un foro, presentaciones técnicas y de cartelera y la exhibición de equipos, productos y servicios”

Rick McCoy, Fieldwood, y Tom Carlson, Consultor • Mecánica de Perforación, Moderadores: Ryan Lisowski, ConocoPhillips, y Denny Banks, Derrick • Sofware & Modelaje, Moderadores: Terry Hemphill, Halliburton, y Sanjit Roy, QMAX • Control de Pozos, Moderadores: Joshua Bozarth y Richard Leturno, Wild Well Control • Tubulares & Expandibles, Moderadores: David Patillo, Anadarko, y Carl Johson, Viking Engineering • Cementación & Desplazamiento, Moderadores: Cory Arceneaux, Chevron, y Ron Sweatman, RS Consulting • Tecnología de Tiempo Real, Moderadores: Rafael Santana, Chevron, y Les Skiner, Consultor • Gerencia de Perforación, Moderadores: Leon Robison, Retirado, y Mary Dimatarys, Consultora • Hidraulica & MPD, Moderadores: Pradeep Ashok, U. of Texas, y Jason Maxey, Halliburton • Construcción de Pozos, Moderadores: Marc Summers, Petroskills, y Juan Pinzón, Consultor • Pérdida de Circulación, Moderadores: Alan Rodgerson, BP, y Ahmed Amer, Newpark • Integridad y Estabilidad del pozo, Moderadores: Paul Scott, ConocoPhillips, Dave Clark, Clark NRG • Evaluación de Formación, Moderadores: Matt Offenbacher, M-I Swaco, y Clay Lockett, PSR

Escenario

Exhibición

José Guzmán, Prime Eco Group; Shaun Lu, Q-Max; y Fernando Guzmán, Prime Eco Group

Néstor Daboín, Onyx Solutions; Iván Díaz y Justin Shoemate, OFITE

Anthony Gronlund, SUQUIP; Ryen Caenn, DCF; y Jeff Koerber, CoVar

Franco Piarulli y Ludivine Laurent Bureau, VALLOUREC Drilling Products

Adelaide Nortier y Sumit Malhotra, AES Drilling Fluids; y Osvaldo Hernández, Consultor

Vista parcial de la exhibición que este año estuvo muy nutrida

La Junta Directiva de la AADE expresó su sincero agradecimiento a todas las compañías que contribuyeron al éxito de la conferencia al participar en la exhibición. Asimismo a las que destinaron sus recursos y facilitaron que su personal dedicara tiempo para su planificación, organización y realización.

A continuación la lista de las empresas que exhibieron sus equipos, productos y servicios: AES Drilling Fluids, Altiss,

22 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

American Gilsonite, Baker Hughes, BYK Additives & Instruments, C&J Energy Services, Cabot Corporation, Canty Process Technology, CoVar Applied Technologies, Derrick Equipment Company, Dover Chemical Corporation, DrillScan, E3 Drilling Fluid Chemicals, Evolution Engineering, Grace Instrument, Ground Effects Environmental, Impact Fluid Solution, Keystone Test Facility, Malvern, Moblize, Nabors Industries, NCS Multistage, Newpark

Drilling Fluids, Newsco Drilling, Oleon Americas, O-TEX Pumping, Prince Energy, proNova, Salunda Ltd., Saudi Aramco, Schlumberger, Seatex, SNF Oil & Gas, Tetra Technologies, Ulterra Drilling Technologies, Vallourec, Varel International y WWT International.

La próxima Conferencia sobre Fluidos de la AADE se realizará del 10 al 11 de Abril de 2018. Para mayor información: www.aade.org

ARPEL 2017

Bajo el lema “Nueva realidad energética, desafíos y oportunidades”, se realizó del 25 al 27 de Abril en Punta del Este, Uruguay, la principal Conferencia de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe, que reúne cada dos años a connotados líderes del sector energético regional

A

RPEL cumplió con los objetivos trazados al brindar un escenario para debatir el entorno actual de la industria de los hidrocarburos y lo que se vislumbra en el futuro cercano, principalmente los retos y oportunidades que se encaran para atender las necesidades energéticas de la región.

Con la asistencia de más de 300 profesionales del sector, la Conferencia de Petróleo y Gas promovió el diálogo sobre una variedad de tópicos estratégicos, bajo la conducción de líderes conferencistas ampliamente reconocidos a nivel regional e internacional.

En la ceremonia de apertura, la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Carolina Cosse, destacó el crecimiento sostenido que lleva Uruguay por 14 años, lo que ha llevado a cambiar la matriz energética.

Carlos Colo, Presidente del Directorio de ARPEL, dijo que el mundo ha ingresado a un nuevo ciclo económico donde los commodities, incluidos los energéticos serán estructuralmente bajos y donde la región como un todo competirá en producción,

Carlos Colo, Presidente del Directorio de ARPEL; Carolina Cosse, Ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay; Marta Jara, Presidenta de ANCAP; y Jorge Ciacciarelli, Secretario Ejecutivo de ARPEL

distribución y ventas frente a otras regiones.

“Frente a este escenario conceptos tales como eficiencia, costos, productividad y tecnología serán relevantes, donde ARPEL, desde su rol de promover la colaboración recíproca e integración regional, estará fuertemente comprometida”.

Por su parte, Marta Jara, Presidenta de ANCAP, destacó el crecimiento de las energías renovables, pero esa realidad exige

visión a largo plazo. “Veremos cambios importantes que implican desafíos y oportunidades, los grandes cambios se asocian a la mayor eficiencia, no solo a la eficiencia del consumo de energía, sino en el diseño de los sistemas en su conjunto y también se asocian a la electrificación de la matriz. Esta realidad nos exige una visión de largo plazo, tanto a las empresas como a los gobiernos responsables de las políticas públicas”.

Inversión en E&P se reactiva en América Latina Durante el primer día de la Conferencia fueron revisados los planes estatales para atraer inversión a la región mediante el Foro de Agencias de Hidrocarburos que reunió a los principales representantes de diez agencias nacionales, quienes expusieron las potencialidades en petróleo y gas de los países participantes Luego de varios años en un escenario de caída de los precios internacionales del petróleo, América Latina se muestra como un destino potencial para la inversión en exploración y producción hidrocarburífera.

Las oportunidades regionales se aumentan en un contexto en el que la demanda energética continuará en ascenso y el liderazgo

de los hidrocarburos en el mix energético global seguirá vigente.

“Los inversionistas del upstream están retornando de la hibernación”, comentó Graham Kellas, Vicepresidente de Investigación Fiscal Global de la consultora Wood Mackenzie, quien habló sobre estrategias gubernamentales para atraer inversión. En

tal sentido, indicó que “los inversionistas buscan nuevas oportunidades para colocar sus capitales, pero que la competencia para atraerlos será intensa”.

“Colombia es un mar de oportunidades”, dijo por su parte Orlando Velandia, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). También anunMAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 23

Escenario

Conferencia de Petróleo y Gas

Escenario

ció que durante el presente año se prevé perforar más de 50 pozos exploratorios.

Ignacio Horvath, Gerente General de ANCAP dijo que “la actividad de esta última década representa un salto cuantitativo y cualitativo en la plataforma hidrocarburífera uruguaya”. Asimismo anticipó que en Septiembre será lanzada la Ronda III para licitar áreas exploratorias en aguas profundas.

Cada uno de los disertantes del foro, a su turno, confirmó que la región ofrece un importante margen de oportunidades de inversión, que va de la mano del interés por incrementar reservas de hidrocarburos, priorizando el cuidado del medio ambiente y encarando los proyectos de manera competitiva a través del uso de tecnología de punta.

Luis Carlos Sánchez, Gerente de Operaciones de YPFB señaló que “en Bolivia existe un potencial exploratorio muy importante.

El 50% del territorio nacional es catalogado de interés hidrocarburífero”. Por su parte, el Presidente de Perupetro, Rafael Zoeger, sostuvo que su país cuenta con un potencial de 10.000 millones de barriles de petróleo equivalente y que la meta es llegar a cubrir la demanda interna para luego convertirse en un exportador de crudo.

ANCAP anunció que en Septiembre será lanzada la Ronda III para licitar áreas exploratorias en aguas profundas de la plataforma uruguaya”

En tanto, quedaron latentes los esfuerzos de los Estados por generar las condiciones necesarias para que las inversiones permanezcan y se amplíen en un periodo en el que los precios internacionales se mantienen estables, pero que tienen un valor menor al de hace algunos años, estacionados en la franja entre los US$50 y US$60 por barril.

Rondas de licitación, nuevos modelos de contratos, regímenes fiscales más flexi-

bles y ajustes a los marcos regulatorios son algunos de los mecanismos que los países encaran para brindar mayor seguridad jurídica, esquemas de inversión atractivos, relaciones contractuales y de largo plazo entre países y empresas. “Creo que se percibe esa disposición de buscar rutas de relación ganar-ganar entre las empresas y los Estados”, sostuvo Joao Araújo Figueira, Presidente de Petrobras México.

Mientras los países productores precisan consolidar sus reservas hidrocarburíferas, la demanda global no cesará de crecer.

Al respecto, Evandro Correa, Director Ejecutivo para Latinoamérica y el Caribe de Repsol, indicó que el aumento en el consumo energético será apuntalado por los países que están fuera de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), lo que mantendrá a los combustibles fósiles como la principal fuente energética por las siguientes dos décadas, cubriendo alrededor de un 80% de la matriz energética global, con un fuerte énfasis en el uso del gas natural. En esa línea, según Correa, los países de la región, desde México hasta Argentina, tienen oportunidades y desafíos por delante.

América Latina tiene ventajas competitivas para satisfacer la creciente demanda energética mundial En la segunda jornada de la Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2017, los líderes coincidieron en señalar que la riqueza energética que posee el continente es una ventaja competitiva para satisfacer la creciente demanda mundial

Con un precio internacional del petróleo bordeando los US$50 por barril, la industria de petróleo y gas de América Latina y el Caribe responde a una nueva realidad energética. Tras un periodo de ajuste, ahora el sector profundiza en la búsqueda de mayor eficiencia y competitividad, la atracción de nuevas inversiones y mitigar los efectos del cambio climático global.

Gustavo Nieponice, Socio y Director Gerente de Boston Consulting Group, dijo durante la conferencia referida al momento

24 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

geopolítico y su impacto en el sector energético, que la demanda global de petróleo y gas crecerá impulsada principalmente por los mercados emergentes. Sin embargo, la sobreoferta de hidrocarburos a nivel mundial y su incidencia en la cotización internacional del crudo y el gas, continuará manteniendo los precios en una franja que no superará los US$60 por lo menos en los siguientes años.

“Hasta 2020 vamos a tener precios bastante bajos. Si eres consumidor, es una buena noticia. Si eres un productor, es un

desafío”, expresó por su parte Carlos Pascual, Vicepresidente Senior de IHS Markit.

Con precios que han forzado una reducción de costos y una mayor eficiencia, la competitividad está presente. “Esa competitividad no puede ser ignorada, sino que debe ser respetada tanto por las compañías privadas como por los Estados”, agregó Pascual.

El ejecutivo de IHS Markit fue responsable de conducir el Panel de Presidentes y CEOs de la Región, en el cual interactuaron importantes representantes de compañías

Escenario

como Schlumberger, ENAP y Tecpetrol, entre otras, quienes coincidieron en indicar que se está trabajando en un mercado en el que los ciclos se han hecho más cortos.

“Hoy trabajamos sobre un horizonte cuyo rango son los US$55 por barril, y con ese horizonte planeamos inversiones”, comentó Carlos Ormachea, Presidente de Tecpetrol, al tiempo de indicar que en Argentina se están dando condiciones para invertir en proyectos de gas no convencional, aunque, por ahora, los precios actuales hacen que los márgenes sigan siendo muy ajustados.

“Vaca Muerta tiene que poder desarrollarse a precios de mercado”, enfatizó.

Para lidiar con los ajustes, Carlos Sarmiento, Vicepresidente de Comercialización para América Latina de Schlumberger, señaló que el medio más apropiado para generar mejoras en costos y eficiencias de manera más sostenible es a través de la integración de esfuerzos entre operadoras y compañías de servicios.

Marcelo Tokman, Gerente General de ENAP, agregó que la tecnología y la innovación son otros factores determinantes para lograr eficiencias. “Hay que buscar moverse más rápido en la curva de aprendizaje, lograr innovación y mejorar los procesos. Son los elementos que le darán sustentabilidad a la reducción de costos”, puntualizó.

Sin embargo, no todo es eficiencia y reducción de costos. Los disertantes consideran que el cambio climático es un reto mayor en el que el gas natural aparece como un protagonista capaz de enlazar a los hidrocarburos con las energías renovables.

Representantes de compañías como Schlumberger, ENAP y Tecpetrol participaron en el Panel de Presidentes y CEOs de la Región

La Conferencia también sumó el aporte de autoridades del área energética de Brasil, Uruguay, Paraguay y Colombia, además del Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Alfonso Blanco, quien dio inicio al Panel de Ministros de Energía de la Región y enfatizó la necesidad de que América Latina y el Caribe logren la complementariedad energética como paso previo a la integracmión.

Por su parte, Carolina Cosse, Ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, destacó los logros en la composición de la matriz energética de su país, duplicando la potencia instalada y alcanzando niveles de seguridad y equidad energética que son ponderables en el ámbito internacional.

En el Panel de Ministros de Energía de la Región participaron las autoridades energéticas de Brasil, Uruguay, Paraguay y Colombia

Olga Otegui, Directora Nacional de Energía de Uruguay, agregó que una de las estrategias más importantes que aplica su país para el desarrollo del sector energético está ligada a la complementariedad de las fuentes renovables a través del gas natural, de ahí que surgió el proyecto para instalar una regasificadora. “Creemos que esa fuente (gas natural) resultaría ser la más eficiente y adaptable a diferentes usos, no sólo térmicos o eléctricos sino también industriales”, indicó. A esto se añade la exploración marítima que, según Otegui, permite avanzar sobre una Ronda III y posicionar a Uruguay en el mapa petrolero.

Mauricio Bejarano Martí, Viceministro de Minas y Energía de Paraguay, señaló que se está incentivando el mercado hidrocarburífero para nuevos hallazgos, con lo que se pretende alcanzar un 12% de incidencia sobre la matriz energética en los próximos 10 años.

Orlando Velandia, Presidente de la ANH de Colombia, valoró las importantes potencialidades petroleras que posee su país y que por los esfuerzos fiscales efectuados puede reactivar con mayor fuerza la exploración.

“Creo que nuestro futuro está en el Mar Caribe en el desarrollo del offshore”, expresó.

A su turno, Marcio Félix Carvalho, Secretario de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, resaltó que su país suma cuatro décadas de desarrollo de biocombustibles, principalmente el etanol y el biodiesel, mientras que paralelamente se trabaja en el programa “Gas para crecer”, que alienta el descubrimiento de gas natural en los campos del Presal.

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 25

Escenario

El gas natural: Promotor clave para el desarrollo energético latinoamericano La monetización de las reservas de gas natural de América Latina no sólo pasa por su exportación a otros mercados, el mismo continente surge como destino prioritario en el que el energético puede ser factor de integración y desarrollo. El potencial de reservas y la demanda intrarregional abren espacio a nuevas oportunidades “Pensar globalmente, actuar localmente”, afirmó Luis Bertran, Secretario General de la International Gas Union, durante la jornada de clausura de la Conferencia. Para el representante de IGU, el continente tiene un importante mix energético que posiciona al gas como una energía de transición entre los combustibles fósiles y las renovables.

Sumado a ello, el gas no sólo ayuda a la descarbonización del medio ambiente, sino que permite un mayor acceso y democratización de la energía. En la actualidad, América Latina y el Caribe cuenta con una riqueza ligada al gas tanto en recursos convencionales como no convencionales sean estos en tierra firme o en aguas profundas.

José de Sá, Socio de Bain & Company Brasil, afirmó que América Latina debe intensificar la penetración del gas en su propia matriz energética, para que exista un verdadero equilibrio de oferta y demanda y se consolide un mercado robusto, homogéneo y conectado. “Hay que avanzar mucho, pero esa sería una verdadera integración”, precisó.

En ese marco, el Gas Natural Licuado (GNL) se estaría consolidando con un rol determinante para la integración. Chile, Argentina y Brasil, actualmente importadores de GNL en la región, y la instalación de plantas flotantes de almacenamiento y regasificación incrementan la posibilidad de incidir en la matriz energética regional con mayor fuerza, según señaló Sá.

Como parte de la sesión referida al futuro de la refinación y la petroquímica, Marcos Sabelli, Presidente de la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), mostró un esquema en el que la región también tiene una importante oportunidad para monetizar los líquidos del gas natural a través de su industrialización.

El experto señaló que Latinoamérica posee los elementos que conforman la base

26 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Esta brecha podría ser reducida con el desarrollo de proyectos como Vaca Muerta, dijo el presidente de APLA, quien considera que, al presente, con tan sólo el 1% de la superficie de dicho yacimiento en desarrollo, la producción de shale oil y shale gas ya superó los dos dígitos en la producción total de la Cuenca Neuquina. Este potencial no convencional podría ayudar a replicar, a escala regional, la industrialización petroquímica que estimuló la economía estadounidense en años recientes.

Ciberseguridad industrial

Marcos Sabelli, Presidente de la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana

de la industria petroquímica: materia prima, un mercado demandante y la capacidad para construir una planta a escala mundial.

En la actualidad, el 96% de los productos manufacturados a nivel mundial incluyen insumos de la industria química y petroquímica, por lo que se la considera como la base de la vida moderna y del desarrollo futuro. “Todos los días nos rodeamos de petroquímica”, acotó Sabelli.

Daniel Monzón, Socio de la consultora Arthur D. Little, apuntó que otro factor a tomar en cuenta son las altas tasas de crecimiento relativas que posee América Latina.

“Crece más que el promedio mundial tanto en refinados como en petroquímica”, dijo.

Pese a ellos, según Sabelli, el consumo petroquímico regional sigue siendo bajo en relación a otras regiones. “Consumimos un cuarto de lo que consume Estados Unidos”, graficó. En 2015 las importaciones petroquímicas continentales superaron los US$100 billones, mientras que las exportaciones sólo llegaron a US$35 billones.

La última jornada fue complementada con una sesión dedicada a la importancia estratégica de contar con un programa de ciberseguridad industrial efectivo. Brian O´Durnin, Gerente de Seguridad de la Información de YPF, dejó en claro que el desafío actual es la incorporación de la ciberseguridad industrial en la agenda de la alta gerencia de las empresas del sector.

Andrey Suvorov, Director de Infraestructuras Críticas y Desarrollo de Negocios de Kaspersky Lab, recordó que los ciberataques hacia activos industriales ya son considerados por el World Economic Forum como parte de los riesgos más significativos de la actualidad; mientras que Maximilian Kon, Director Gerente de WisePlant, recalcó que una buena seguridad es un buen negocio. “Una empresa líder considera la seguridad como una inversión y no como un costo”, indicó.

El líder del futuro tiene que tener un gran poder de escucha, de inspirar, y de ser capaz de tender puentes entre el propósito personal y el de la empresa, fue uno de los principales conceptos expuestos en la sesión plenaria dedicada a la “Fuerza de trabajo del futuro”.

Equipar los pozos con sistemas de levantamiento artificial permite a los operadores compensar la falta de energía natural en los yacimientos. En este artículo se describen los principales sistemas AL, sus componentes, el funcionamiento y las ventajas de implementación Rick von Flatern, Editor Senior, Oilfield Review 27, No. 2. Schlumberger

D

ado que carecen de suficiente presión de yacimiento para llevar los fluidos a la superficie, la mayoría de los pozos de petróleo y gas de todo el mundo no pueden producir hidrocarburos con tasas rentables sin asistencia. Esta condición puede resultar del agotamiento de presión producido con el tiempo o puede ser provocada por una baja de la presión original del yacimiento.

Para compensar la falta de energía natural en estas formaciones, los operadores equipan los pozos con sistemas de levantamiento artificial (AL). Los pozos candidatos para el empleo de sistemas de levantamiento artificial son aquellos pozos terminados en formaciones que poseen reservas económicamente rentables y una permeabilidad suficiente para que los fluidos se desplacen hacia su interior, pero que no cuentan con el suficiente empuje del yacimiento para llevar esos fluidos a la superficie. Las maniobras de recuperación secundaria, tales como los procesos de inyección de agua diseñados para captar las reservas remanentes existentes en los yacimientos con agotamiento de presión, a menudo se traducen en un incremento de los volúmenes de fluidos que pueden ser llevados a la superficie sólo a través de los métodos AL. A la hora de escoger un sistema AL específico, los ingenieros deben considerar —además de las condiciones de superficie basadas en la localización del pozo— una diversidad de parámetros, incluyendo las características de los yacimientos, las propiedades de la producción, los tipos de fluidos y las consideraciones operacionales. La elección de un sistema AL óptimo puede ser influenciada por las condiciones del subsuelo, las tasas de producción previstas, la composición de los fluidos, la geometría de los pozos, las profundidades de los yacimientos, la configuración de la terminación y las instalaciones de superficie. Además, los operadores deben considerar el retorno potencial de su inversión, sopesando el valor del incremento de la producción en función del costo del equipamiento y la instalación y el mantenimiento de un sistema AL. Los sistemas de levantamiento artificial son desplegados principalmente para prolongar la vida productiva de los pozos.

Pero estos sistemas también pueden contribuir a acortar el tiempo existente entre la primera producción y el abandono del pozo. Por ejemplo, los operadores pueden obtener ventajas económicas a través de la aceleración de las tasas de recuperación, proceso que permite drenar más rápido el yacimiento,

lo que se traduce en ahorros de erogaciones en situaciones caracterizadas por costos de operación elevados.

Una vez que un operador establece la conveniencia de un sistema AL, los ingenieros de producción seleccionan el tipo que mejor se adecua a la situación.

Por ejemplo, a menudo se escogen sistemas de bombeo eléctricos sumergibles y sistemas de levantamiento artificial por gas para incrementar la producción en los pozos marinos porque esos sistemas producen huellas pequeñas, pueden manejar grandes volúmenes de producción y pueden desplegarse a profundidades significativas por debajo del cabezal del pozo. Por otra parte, las bombas de balancín de succión, que requieren un espacio significativo en la superficie pero son confiables, de fácil mantenimiento y constituyen una de las opciones más económicas de sistemas AL, a menudo representan la solución óptima para los pozos marginalmente económicos de tierra firme.

Los sistemas de levantamiento artificial corresponden a dos tipos básicos: sistemas de bombeo y sistemas de levantamiento artificial por gas. Los sistemas de bombeo incluyen las bombas eléctricas sumergibles, las bombas de balancín, las bombas de cavidad progresiva, los sistemas de levantamiento con émbolo y las bombas hidráulicas.

Bombas eléctricas sumergibles Los sistemas AL más versátiles son quizás las bombas eléctricas sumergibles (ESPs). Estas bombas comprenden una serie de etapas contenidas en una cubierta de protección. Un motor eléctrico sumergible que acciona la bomba se despliega en el extremo inferior de la tubería de producción y se conecta a los controles de superficie y a la fuente de energía eléctrica mediante un cable armado sujeto a la parte externa de la tubería.

La versatilidad de los sistemas ESPs es el resultado de una amplia gama de unidades de potencia de salida y variadores de velocidad que permiten a los operadores incrementar o reducir los volúmenes que se extraen, en respuesta a las condiciones cambiantes del pozo. Además, los sistemas ESPs modernos pueden levantar fluidos con altas relaciones gas-petróleo (GOR), pueden ser diseñados utilizando materiales y configuraciones capaces de tolerar fluidos corrosivos y sustancias abrasivas, y pueden operar con temperaturas extremas.

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 27

Tecnología

El Levantamiento Artificial

Tecnología

captar el fluido o permitir que fluya hacia el interior del pozo.

En algunas configuraciones, las válvulas forman parte de un arreglo integrado denominado bomba insertable, que puede ser recuperado utilizando las varillas mientras la tubería de producción se deja en su lugar.

Los componentes y parámetros de las bombas de balancín —válvulas, impulsor principal, diámetro de las varillas y la tubería de producción, y longitud de la carrera— son determinados de acuerdo con la composición de los fluidos de yacimiento, la profundidad existente hasta el tope del fluido y la productividad del yacimiento. Los sistemas están equipados generalmente con temporizadores que apagan las bombas para darles tiempo a los fluidos para que fluyan a través de la formación y hacia el interior del pozo. Luego, el temporizador reinicia la bomba para que opere durante el período calculado para producir el fluido acumulado en el pozo.

Bombas de cavidad progresiva La bomba de cavidad progresiva consiste en un rotor emplazado dentro de un estator. El rotor es un tornillo que posee roscas redondeadas profundas y un paso —la distancia existente entre los extremos superiores de las roscas— extremadamente largo.

El estator posee un paso más largo y una rosca más que el rotor.

Cuando el rotor gira dentro del estator, las diferencias de pasos y de roscas generan una cavidad en el cilindro de la bomba que se llena con el fluido de la formación. El rotor gira por medio de una sarta de varillas conectada a un motor en la superficie o por medio de un motor eléctrico colocado en el fondo del pozo en la bomba que desplaza el fluido hacia la superficie.

Émbolos

Figura 1. Bombas de balancín. Una válvula de esfera móvil, situada en el extremo de la sarta de varillas, sale del asiento a medida que se desplaza hacia abajo a través de la columna de fluido. Cuando la válvula móvil recorre la máxima distancia en sentido descendente y el balancín se encuentra en su punto más bajo, este último inicia su movimiento ascendente y las varillas se suben, lo que fuerza a la esfera de la válvula móvil a emplazarse de regreso en su asiento, como resultado de lo cual la columna de fluido (verde) es captada por encima del mismo. A medida que el fluido es llevado a la superficie, la presión de la tubería de producción se reduce, lo que hace que se abra una válvula de esfera fija situada en el extremo de la tubería de producción. El fluido de formación (flechas verdes) fluye a través de esta válvula inferior y llena el pozo. Cuando la válvula móvil comienza su descenso, la presión de la columna de fluido hace que la esfera de la válvula fija se vuelva a colocar en el asiento de la válvula, y el ciclo se reitera. Las válvulas de esfera fija y móvil a menudo se encuentran contenidas en una bomba insertable, de modo que todo el arreglo puede ser recuperado con la sarta de varillas

Bombas de balancín Un sistema de bomba de balancín se compone de un impulsor principal (motor de impulso), una bomba de balancín, una sarta de varillas de bombeo y dos válvulas (Figura 1). El impulsor principal accionado eléctricamente o por gas hace girar una manivela, lo que produce el movimiento alternativo de un balancín. El movimiento ascendente y descendente resultante levanta y baja una sarta de varillas sujeta a uno de los extremos del balancín. El movimiento de la sarta de varillas abre y cierra las válvulas de esfera móvil y fija para

28 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Los sistemas de levantamiento con émbolo, la forma más simple de sistema de levantamiento artificial, constan de un pistón, o émbolo, que exhibe sólo un huelgo pequeño a través de la tubería de producción y puede ser lanzado hacia el fondo del pozo. Estos sistemas son utilizados principalmente en pozos con una alta GOR para extraer los fluidos del pozo a fin de permitir la recuperación del gas.

Una válvula en la superficie se cierra, lo que hace que la presión natural del yacimiento se incremente en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción. A un nivel de presión prefijado, la válvula en la superficie se abre y la presión proveniente del espacio anular ingresa en la tubería de producción por debajo del émbolo, forzándolo hacia arriba. El émbolo empuja la columna de fluido que se encuentra por encima hacia la superficie y cuando llega a la superficie, el émbolo ingresa en el lubricador, una sección corta de tubería que se extiende por encima del cabezal del pozo. Como el émbolo ya no se encuentra en el trayecto de flujo, el gas que proporcionó la energía de levantamiento puede pasar por debajo de éste y a lo largo de la línea de flujo.

Cuando la presión existente en el cabezal del pozo cae hasta un nivel predeterminado, la válvula de superficie se cierra, el émbolo cae desde el lubricador hasta el fondo del pozo, y el ciclo se reitera.

Las posiciones de las válvulas de gas y las tasas de inyecEn ciertas situaciones, los operadores pueden instalar un sistema ción se basan en las necesidades de cada pozo. Las válvulas de de bombeo hidráulico que bombea un fluido, denominado fluido levantamiento artificial por gas pueden colocarse en mandriles de potencia, desde la superficie hasta una bomba en el subsuelo a de cavidad lateral; receptáculos que se incluyen como parte del diseño de la terminación. Dado que las válvulas se colocan en través de la tubería de producción.

Las bombas del subsuelo, que pueden ser de chorro, pistones los mandriles utilizando herramientas de servicio y colocación alternativos o turbinas rotativas, fuerzan los fluidos de la for- que se bajan en el pozo con línea de acero, si las condiciones mación y el fluido de potencia hacia la superficie a través de una del pozo cambian, los operadores pueden recuperar y cambiar las válvulas de levantamiento artificial por gas sin extraer la segunda sarta de tubería.

Los sistemas de bombeo hidráulico ofrecen dos ventajas especí- tubería de producción. Los técnicos pueden ajustar las válvulas ficas. Como la bomba del subsuelo flota libremente, puede hacerse para que se abran con presiones que satisfacen las necesidades circular fuera del pozo para su reparación con un bajo costo de intervención. Y el fluido de potencia, que en general es aceite refinado, se mezcla con el fluido producido; la columna de fluido resultante ejerce una presión hidrostática más leve que la que ejerce el fluido de formación solamente, reduce la resistencia al flujo y alivia el trabajo requerido de la bomba de fondo de pozo. En consecuencia, las bombas hidráulicas Figura 2. Opciones en materia de sistemas de levantamiento artificial. Según algunas estimaciones, los cuatro tipos más comunes de se escogen con frecuencia para sistemas de levantamiento artificial se encuentran desplegados actualmente en más de 800 000 pozos de todo el mundo, con una capacidad de ser utilizadas en operaciones levantamiento de fluidos variable entre cifras insignificantes y 60 000 bbl/d. La capacidad de los sistemas puede ser limitada por la profundidad, la trayectoria del pozo o la capacidad de la formación para proporcionar líquidos al pozo. Por consiguiente, la mayoría de los sistemas resulta con petróleo pesado. más eficiente cuando opera en el rango medio de sus capacidades volumétricas y a una profundidad menor que la máxima

Sistemas de levantamiento artificial por gas Como alternativa con respecto a las soluciones que representan las bombas, o sumados a éstas, los sistemas de levantamiento artificial por gas sustentan el flujo a la superficie mediante la reducción de la densidad de los fluidos de formación en el pozo. Los sistemas de levantamiento artificial por gas consisten en una serie de válvulas instaladas a diversas profundidades a lo largo de la sarta de tubería de producción, que se abren en respuesta a la presión que ejerce sobre ellas la columna de fluido ascendente. Cuando la válvula se abre, el gas inyectado se mezcla con la columna de fluido y la aligera, reduciendo la presión hidrostática y, por ende, la presión de fondo de pozo. La presión hidrostática más baja reduce la presión diferencial y permite que el fluido de formación ingrese en el pozo.

La columna de fluido menos densa puede ser elevada a la superficie con la presión del yacimiento solamente. Óptimamente, los sistemas de levantamiento artificial por gas utilizan un proceso de inyección continua de gas con una tasa que asegura un flujo constante de fluidos a la superficie. No obstante, si las presiones diferenciales son insuficientes, pueden implementarse esquemas de inyección intermitentes que utilizan válvulas de levantamiento artificial por gas para dar tiempo a los fluidos de la formación para que ingresen en el pozo; luego, el gas lleva los tapones de fluido a la superficie. Aunque efectiva, la producción de tapones puede ocasionar problemas de tratamiento de los fluidos en la superficie y flujos intermitentes en el fondo del pozo, que pueden inducir la producción de arena.

generadas por las nuevas condiciones y reemplazarlas en el pozo con costos de intervención mínimos.

Tecnología indispensable La gran mayoría del millón de pozos petroleros activos que aproximadamente existe en el mundo utiliza algún tipo de sistema de levantamiento artificial (Figura 2). Semejante demanda se ha traducido no sólo en la innovación de las tecnologías AL, sino también en una verdadera disciplina AL. Los operadores pueden diseñar el mejor sistema AL para cada pozo y cada campo y ajustarlo para que se adecue a las condiciones cambiantes de los pozos y los yacimientos.

Hoy, estos sistemas incluyen bombas de fondo de pozo tecnológicamente avanzadas que pueden ser monitoreadas y controladas en forma remota en tiempo real y pueden bombear miles de barriles de fluido por día, incluso en pozos que poseen volúmenes significativos de sólidos. La eficiencia de las bombas de balancín modernas es tal que cientos de miles de pozos poco productivos de EUA siguen 3 siendo redituables aunque produzcan menos de 2,4 m [15 bbl] de 3 petróleo o 2,5 m [990 Mpc] de gas por día.

Dado que la mayor parte de los pozos y los campos de petróleo tarde o temprano utilizan un sistema AL para seguir produciendo, estos avances garantizan que los operadores puedan proporcionar una corriente continua de petróleo y gas para un mundo ávido de energía.

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 29

Tecnología

Bombas hidráulicas

Preview

Se darán a conocer los últimos avances del sector, promociones de empresas y servicios, encuentro de sinergias y nuevos acuerdos

E

n el Hotel NH Buenos Aires City, tendrá lugar del 26 al 27 de Junio la tercera cumbre anual Argentina Shale Gas & Oil Summit 2017, organizada por Charles Maxwell S.L, la cual contará con conferencias, exposiciones de networking que tratarán los últimos desarrollos, estrategias y oportunidades relacionadas a la exploración de gas de esquisto en Vaca Muerta.

Asimismo, se dispondrá de la presencia de diversos ponentes expertos en la industria hidrocarburífera provenientes de distintos países, quienes brindarán un gran aporte a todos los presentes.

Entes gubernamentales y empresas El evento contará con la participación del funcionarios gubernamentales como Pablo de Chiara, Secretario de Industria por parte de la Provincia de Cordoba, también tendrán lugar diversas empresas operadoras y de servicios tales como; Tecpetrol, Pan American Energy, Dow Argentina, Invest Argentina, Bain & Company Inc, Wood Mackenzie, PGM Cluster entre otras. Los cuales expondrán sus experiencias en relación al tema y a lo que estará por venir para el presente año. Asimismo cuenta con el patrocinio de empresas de la talla de Emerson, Peco Facet, Drillmec Drilling Technologies, Axion y Geolog.

Temática La conferencia estará enfocada hacia temas como la política de inversión de gas de esquisto en Argentina, Perspectivas económicas en Argentina, Las perspecti-

30 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

vas del petróleo y gas, Actualizaciones y operaciones del proyecto/estrategias de perforación, Identificar y crear proyectos clave de la infraestructura, Formación de una industria de servicios bien equipada, crecimiento de la cadena, entre otros, los cuales serán desarrollados a lo largo del evento, el cual estará estructurado de la siguiente manera:

q u i s t o y d e s a f í o s c l a v e s p a ra l o s operadores de esquisto en Argentina, incluyendo las lecciones aprendidas de USA - Perspectiva del negocio del esquisto en Argentina - Actualizaciones de pozo de Tecpetrol y visión Técnica del juego y su economía.

26 de Junio

- Mercado general de gas (global y local) y oportunidades en la región

- La política de gas de esquisto Argentina • Última reforma del programa de hidrocarburo • Atracción de inversión extranjera • Reconstrucción de la producción de gas – potencial de lucro • Desarrollo de mano de obra calificada - Panel: Evolución del mercado de gas y la estructura de financiamiento - Presentación de Emerson Process Management - Financiamiento de proyectos en Argentina • Proyectos de infraestructura a largo plazo • Proyectos exitosos de estructuras financieras • Identificación y asignación de riesgos - Operación panamericanas y actualización estratégica -Panel: Modelos operativos de es-

27 de Junio

- Panel: Eagle Ford vs Vaca Muerta.

- Presentación de Pecofacet - Panel: El futuro de la diversidad de la producción del esquisto en Argentina. El caso de Cluster de petróleo, gas y minería de la Provincia de Córdoba - Análisis tradicional del punto de equilibrio, Argentina - Panel: Desafíos clave en la cadena de suministro e infraestructura - Air Liquide: Tratamiento de gas líquido y taller de LNG - Cierre de la cumbre

RipTide Drilling Reamer Warehouse

Una herramienta probada que se ha desplegado en campos de aguas profundas en todo el mundo

E

n la Conferencia de Tecnología Offshore de 2017, Weatherford International plc anunció el lanzamiento comercial de una versión premium del escariador de perforación RipTide RFID que incorpora tecnología de corte avanzada.

El escariador de perforación RipTide RFID es una herramienta probada que se ha desplegado en campos de aguas profundas en todo el mundo. Después de encontrarse con formaciones especialmente abrasivas en el Golfo de México en aguas profundas, Weatherford se acercó a US Synthetic, un proveedor líder de cortadores de diamante policristalino para la industria de petróleo y gas, para explorar nuevas soluciones para operaciones de fresado en estos campos.

32 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

Como resultado de esta colaboración, Weatherford y US Synthetic desarrollaron tecnologías propietarias innovadoras.

Weatherford desarrolló el sistema de rendimiento de ampliación de pozo ReamSync ™, que incluye un software de corte predictivo y de interacción de formación utilizado en el diseño de bloques de cortadores. Al mismo tiempo, US Synthetic desarrolló cortadores Deep Diamond ™ con una estabilidad térmica mejorada. Aplicadas conjuntamente, estas tecnologías produjeron un escariador RipTide mejorado que ha demostrado un mejor rendimiento en formaciones altamente abrasivas en el Golfo de México en aguas profundas.

“Combinando nuestra experiencia técnica con el conocimiento de otro líder tecnoló-

gico en nuestra industria, somos capaces de innovar con productos que ofrecen el máximo valor a los operadores”, dijo Etienne Roux, Vicepresidente de Servicios de Perforación de Weatherford.

“Este proyecto fue una gran oportunidad para colaborar con una empresa de servicios para optimizar el diseño de sistemas para una aplicación de campo específica”, dijo Rob Galloway, CEO de US Synthetic.

“Estamos satisfechos con los resultados de esta colaboración. Trabajar de cerca en las necesidades específicas en el campo es la clave para entregar valor real ”.

17 - 21 Junio

Global Petroleum Show

SPWLA 58th Annual Symposium

Alberta, Canadá www.globalpetroleumshow.com

Oklahoma City, USA www.spwla2017.com

2

26 - 27 Junio Argentina Shale Gas y Petróleo Cumbre Argentina, Argentina www.a-sgos.com

09 - 11 Octubre

NAPE Summer

SPE Annual Technical Conference and Exhibition San Antonio, Texas, USA www.spe.org

Houston, Texas, USA www.napeexpo.com

Media Partner

0

16 - 17 Agosto

1

Media Partner

7

20 - 23 Junio Brasil Offshore

29 - 31 Agosto DUG Eagle Ford Conference and Exhibition

Julio 31 - Agosto 03 - 15th International Congress of the Brazilian Geophysical Society and the EXPOGEf 2017

12 - 13 Septiembre GTL Technology Forum and GasPro Americas

23 - 24 Agosto Expo Bolivia Gas & Energía

13 - 14 Septiembre SPE Liquids-Rich Basins Conference - North America

Agosto 28 - Septiembre 01 XVI Congreso Colombiano de Geología

19 - 21 Septiembre Deepwater Oil & Gas Trade Show

Santa Marta, Colombia - www.sociedadcolombianadegeologia.org

Tampico, Tamaulipas, México - www.grupoalba.com.mx/

28 - 29 Agosto XV Colombian Mining and Energy Conference

20 - 21 Septiembre Congreso ACP

29 - 30 Agosto IADC Well Control Conference of the Americas & Exhibition

24 - 27 Septiembre SEG International Exhibition and 87th Annual Meeting

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

Río de Janeiro, Brasil - www.sbgf.org.br/congresso/

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia - www.boliviagasenergia.com

Bogotá, Colombia - www.alame.org/index.php/es/

Galveston, Texas, USA - www.iadc.org/event/

San Antonio, Texas, USA - www.hartenergyconferences.com/dug-eagl

Houston, Texas, USA - www.cvent.com/events

Midland, Texas, USA - www.spe.org/events

Bogotá, Colombia - www.congresoacp.com/

Houston, Texas, USA - www.seg.org/Annual-Meeting-2017

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

MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329 33

Calendario

13 - 15 Junio

Ùltima Página

El vivito y coleando

La industria del fracking sigue vivita y coleando y seguirá bajando costos al impulso de fuertes desarrollos tecnológicos y puede competir con nueva producción costa afuera y también costa adentro Álvaro Ríos Roca*

L

os elevados precios de petróleo que por casi una década (2004 a 2014) se mantuvieron en promedio en 80 USD/Bbl, posibilitaron notables avances tecnológicos y que se tornen competitivas nuevas fuentes de energía. Entre ellas, las renovables no convencionales (solar y eólica) en Europa y el fracking (romper la roca) para producir petróleo y gas natural a partir de lutitas (shales) en USA. En esa década (2004 a 2014) y gracias al fracking, la producción de gas natural en USA subió de 50.8 Billones de Pies Cúbicos día (Bpcd) a 70.5 Bpcd (4% anual) y continúa en ascenso. De importador neto, USA pasó a ser exportador, causando un trastorno profundo en la industria del gas natural y del GNL a nivel global. Las exportaciones este 2016 promedian 512 MMpcd y con las plantas en construcción de GNL llegará a ser el mayor proveedor de GNL del planeta en 2021, con capacidad de exportación de 9.2 Bpcd (11 veces el máximo del contrato Bolivia - Brasil). Los precios de exportación de gas natural de USA, bajo el nuevo modelo, ya no se vinculan al petróleo y el referente es el Henry Hub. En cuanto al petróleo, el fracking permitió subir la producción de USA de 5.4 millones de barriles día (MMbbl/d) en 2010 a 8.7 MMBbl/d en 2014 (15% anual), todo atribuible al fracking. Lo anterior tuvo muy fuerte impacto en la balanza oferta demanda mundial de petróleo y mandar los precios hacia abajo. Entre 2015 y Febrero de 2017 el promedio de precios fue de 48.0 USD/Bbl, llegando a un piso de 26 USD/Bbl en Febrero

34 MAYO/JUNIO 2017 I Petroleum 328/329

de 2016. Arabia Saudita y algunos otros países de la OPEP entre 2014 y 2016 aumentaron la producción para compensar sus economías y hacer retroceder el fracking. No funcionó.

El fuerte desplome de precios hizo tambalear y retroceder al fracking. Las plataformas activas en USA, de petróleo y gas natural, en 2014 eran de 1,860 y en 2016 llegaron a 508. La producción de petróleo en USA bajó de 8.7 MMbbl/d a 8.4 MMbbl/d en Octubre de 2016, y todo indicaba que seguiría en descenso. Quiebras, fusiones y adquisiciones de empresas operadoras y de servicio tuvieron lugar y la señal era que el fracking era cosa del pasado.

Las economías dependientes de los hidrocarburos (OPEP), comenzaron a sentir el impacto de los bajos precios y vino el pacto de reducción de producción (1.8 MMBbl/d) en Noviembre de 2016 para posibilitar subir precios. No solo debido a esta causa, sino también a otros factores, los precios treparon hasta el nivel actual promedio de 50 USD/Bbl. Para sorpresa de muchos, la industria del fracking en USA se ha tornado extremadamente eficiente y ha tomado como desafío el nuevo escenario de precios de 40 a 60 USD/Bbl para petróleo y de 2 a 3 USD/MMBtu para gas natural. En Mayo de 2016 las plataformas activas en USA estaban en su punto más bajo en 413 y a la fecha se duplicaron a 807. La producción de petróleo en USA ha tomado un punto de inflexión y en Marzo del 2017 llegó a 9.1 MMBbl. La producción de gas natural sigue subiendo y se sitúa en promedio en 75.6 Bpcd este 2017.

Ciertas áreas muy productivas (sweetspots) en la prolija formación de Permian en el oeste de Texas, se reporta que solo necesitan de 30 USD/Bbl para cubrir todos los costos y generar rentabilidad de 20%. En los sweetspots de la formación Eagle Ford se señala que con 40 USD/Bbl se puede recuperar todos los costos y generar rentabilidad de 30%. Los costos de perforación por pozo han bajado de 8 a 5 MMUSD en dos a tres años con perforación de pozos múltiples a partir de una plataforma, micro sísmica y perforación dirigida.

Las eficiencias en el fracking están también siendo trasladadas a otros países y en especial a Argentina. En este país, en la también prolija formación Vaca Muerta, los costos de perforación por pozo se indica que han bajado de 15 MMUSD a 8 MMUSD. Los acuerdos recientes llegados con los sindicatos de trabajadores para reducir cargas laborales y el escenario de precios planteado de 7.5 USD/MMbtu para 2018, 7 USD/MMBtu para 2019, 6.5 USD/MMBtu para 2020 y 6 para 2021 y de ahí desregularlos, están comprometiendo inversiones muy fuertes de varias empresas con pozos piloto para producir principalmente más gas natural.

Sin embargo, en Argentina, los intentos pueden quedar en solo eso.

La industria del fracking sigue vivita y coleando y seguirá bajando costos al impulso de fuertes desarrollos tecnológicos y puede competir con nueva producción costa afuera y también costa adentro. * Ex Ministro de Hidrocarburos y Actual Socio Director de Gas Energy Latín América