Agosto 2010 - Petroleum 247 by Revista Petroleum

AGOSTO 2010 Año 26, Núm. 247

La Revista Petrolera de América Latina

Portada: La operación del campo Cupiagua fue asumida por Ecopetrol en su totalidad en Julio pasado. Ubicado en el departamento del Casanare, Colombia, produce unos 26.000 barriles diarios y este año se prevé la perforación de un nuevo pozo. (Foto: Cortesía Ecopetrol)

ESCENARIO IV Colombia Oil & Gas Investment Conference / WPC Regional Meeting Latin America Autoridades del sector de energía, ejecutivos y expertos analizaron la situación actual y futura de la industria petrolera en Colombia, así como el potencial de América Latina en recursos hidrocarburíferos y energía renovable, en el evento organizado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el World Petroleum Council en Cartagena

Integración y Desarrollo Sostenible

REPORTE El gas no convencional revoluciona a la industria El desarrollo de nuevas tecnologías permitió a Estados Unidos superar a Rusia como primer productor mundial de gas natural a partir de fuentes no convencionales. Ofrecemos una mirada a los proyectos de explotación de gas no convencional y las probabilidades de nuevos plays en distintas regiones del mundo

Contratos de E&P de Hidrocarburos en Suramérica – Parte III La tercera entrega del artículo sobre los contratos de exploración y producción en la región se enfoca en los modelos de Chile y Perú

PREVIEW SPE Annual Technical Conference and Exhibition 2010

Dando un giro significativo, por primera vez la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE se realiza fuera de Estados Unidos. Este próximo Septiembre profesionales de todo el mundo se reúnen en Florencia, Italia, para tomar parte en un innovador programa

Respuesta a los desafíos tecnológicos

TECNOLOGÍA Solución técnico-económica de perforación para campos de crudo pesado Pedro Machado, Rubén Guzmán, Carlos Rojas y Alberto Ache, PDVSA; Nidal Khalil Hazboun y Karin González, Schlumberger

Un proyecto piloto con mediciones de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda, transmitidas en tiempo real para optimizar la trayectoria de los pozos perforados con un sistema rotativo direccional en la Faja Petrolífera del Orinoco, en Venezuela

Trayectoria de pozos

SECCIONES 3 4 30 31 32

Cornisa

Cuadrante Warehouse Calendario Última Página

ÚLTIMA PAGINA IHS CERA: El rol de la producción en aguas profundas en la oferta mundial de petróleo E&P 6 6 8 9

Petrobras arrancó la producción en el presal de Espirito Santo Geopark reporta nuevos hallazgos en Chile Perú triplicará producción de hidrocarburos en cinco años Schlumberger introdujo nueva técnica de estimulación AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

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La Revista Petrolera de América Latina EdiCióN Jorge Zajia, Editor

¡Viva el petróleo!

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

Jorge Zajia, Editor

no ya no sabe por cuál lado de la calle andar. Si vas por la izquierda te sale un loco y te despotrica en nombre de la verdad. Su verdad. Si andas por la derecha te arman un escándalo y te regañan igual, en nombre de sus intereses. Sus propios y genuinos intereses. Ante tantas cosas, he decido caminar, transitar y correr por la vía recta, grande y generosa de la Libertad... por la que han andado y derramado su sangre noble y generosa mis antepasados: Guaicaipuro, José Leonardo Chirinos, Pedro Gual, Jose Ma. España, Antonio Ricauter, José Félix Rivas, Sucre, Jorge Gaitán y tantos otros más. Este preámbulo es un mensaje subliminal para Shagín –así lo nombro para salvar su identidad. Él me reclama constantemente y sin derecho a ello, que en Petroleum se le dedica mucho espacio a la industria petrolera colombiana. Shagín -le respondo siempre con respeto y decencia-, “Vos no tenéis razón.” Si revisas las más de 240 ediciones de Petroleum a lo largo de estos 34 larguísimos años desde 1977, puedes constatar que el centro de nuestra cobertura editorial siempre fue Venezuela, el cual hasta 2002 fue el país petrolero más importante de “la bolita del mundo”, como decimos los maracuchos. Además –continúo explicándole-, este es un medio de comunicación independiente, que sólo responde al genuino interés de sus trabajadores, lectores y anunciantes, que se suscribe a los valores más altos de la ética periodística y, en definitiva Shagín, ni se compra ni se vende. ¿Para qué habré hablado con honestidad, valor e hidalguía? -, me pregunté. Decirle eso a mi querido paisano fue ofenderlo, porque él es de los que da por sentado que uno debe arrodillarse ante quien le da sus favores. “Que equivocado estáis”, me dije para mis adentros. El caso es que Colombia vuelve a ocupar nuestra atención, gracias a la cosecha grandísima que la Patria de Nariño ha logrado en la Ronda Colombia 2010. Un proceso impecable tanto en su configuración, desarrollo y resultados, que logró captar el interés de cerca de cuarenta compañías - doce de ellas nuevas en el país- las cuales ofertaron por un total de 96 bloques. El futuro inmediato se perfila con mucha contundencia para esta industria, con inversiones estimadas en 42 mil millones de dólares para el próximo quinquenio, todo lo cual permite que el clima de negocios sea uno de confianza y altamente motivador, no sólo para el sector de operadores y de empresas conexas, sino en general para toda una nación que ve con muy buenos ojos que los hidrocarburos se presenten como uno de los pilares del desarrollo en Colombia, de allí también la importancia de la continuidad que en el nuevo gobierno se dará a las políticas que permitieron redimensionar la actividad petrolera y crear las condiciones –léase el marco jurídico, de seguridad y rentabilidad necesarios- para estimular una mayor participación privada. Bajo esas bases Colombia está experimentando el renacer de su actividad petrolera, con un resultado impresionante, sobre todo si sacamos cuenta y vemos cómo en tan corto tiempo, hoy estén presentes más de cien empresas, dispuestas a asumir riesgos, sobre todo a acompañar a Colombia en el gran reto del desarrollo sostenible de su potencial de recursos de hidrocarburos. Eso, desde luego, para todo quien se confiesa y siente genuinamente petrolero, es una experiencia que hay que respaldar y aplaudir sin mezquindades. Como bien han señalado versados estudiosos y actores del sector, los ojos del mundo están volcados hacia América Latina por el gran potencial de países como Brasil, México y Venezuela; pero también por las oportunidades abiertas por aquellos que apostaron a cambiar sus perspectivas, acelerando las reformas en su marco legal y contractual para atraer la inversión. Los resultados de la Ronda Colombia están profusamente documentados en el Portal Web de la ANH. Debemos recordar que desde los tiempos de la Apertura Petrolera en Venezuela, no se había registrado un resultado tan positivo en la industria petrolera mundial. No escribimos más. Invitamos a nuestros lectores a documentarse por sí mismos sobre el presente y el futuro del petróleo en Colombia. Nosotros sólo decimos, ¡Viva el Petróleo. Viva la Industria Petrolera Latinoamericana!

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

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Cuadrante Integra Group y Schlumberger anunciaron un acuerdo para conformar la empresa de sísmica en tierra IG Seismic Services Limited, la cual se beneficiará de la sinergia operacional, el alcance tecnológico y geográfico de ambos líderes en servicios. La empresa proporcionará servicios de adquisición sísmica en tierra así como de interpretación y procesamiento de datos en Rusia, Kazajstán, Uzbekistán y Turkmenistán y en sus respectivas aguas localizadas en zonas de transición (aguas muy someras). WesternGeco se convertirá en un accionista minoritario de la empresa con una participación del 25%, mediante la contribución de sus negocios de procesamiento de datos y de sísmica.

La reforma a la Ley de Hidrocarburos de Ecuador que se debate en la Asamblea está en concordancia con la Constitución, afirmó el Ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pastor. El proyecto busca cambiar los contratos de participación actuales por otros de prestación de servicios, que además obliga a las compañías a invertir en exploración. El nuevo modelo plantea que el Estado pagará los gastos de operación y reconocerá un margen de utilidad para quedarse con toda la producción. El gobierno ecuatoriano dio plazo hasta fines de 2010 para firmar los nuevos contratos con las petroleras extranjeras, las cuales serían nacionalizadas de no aceptar el nuevo esquema.

La angoleña Sonangol, Pdvsa y la cubana Cupet, formarán una nueva compañía para explorar los yacimientos de Migas y Melones Oeste en el estado Anzoátegui en Venezuela. La producción inicial será de 20.000 bpd, según las proyecciones, y la producción total alcanzará los 94 millones de barriles en cinco años. Pdvsa tendrá el 60% de participación, en tanto Cupet y Sonangol tendrán un 20% cada una.

Complejo Petroquímico del Pacífico es el nombre que tendrá la refinería y plantas industriales petroquímicas que se construirá en la costa ecuatoriana, como parte de los acuerdos suscritos entre los gobiernos de Venezuela y Ecuador en ocasión del encuentro de los presidentes Hugo Chávez y Rafael Correa realizado en Julio. El eje central de las conversaciones entre los mandatarios fue el tema energético, con la creación de Petrosur, como punta de lanza de la integración regional y resaltó la importancia que tienen estos proyectos para ir logrando la independencia energética regional.

FMC Technologies construye un centro de tecnología de clase mundial en Brasil. El contrato firmado con la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) contempla su ubicación en el campus del Parque Tecnológico de la UFRJ en Río de Janeiro, un área que ha sido designada como el centro de los futuros desarrollos tecnológicos de petróleo y gas del país. Los trabajos comenzaron en Julio y según los planes el centro estará listo en el primer semestre de 2011. El edificio contará con oficinas de ingeniería, formación técnica y áreas de diseño, laboratorios de investigación y desarrollo, y la capacidad para la integración prototipo a escala real y prueba de sistemas submarinos.

Ecopetrol otorgó un contrato a Mustang, una compañía Wood Group para realizar la ingeniería conceptual y las evaluaciones tecnológicas necesarias para optimizar la producción de polímeros sobre las bases de un nuevo complejo petroquímico integrado de Ecopetrol en Colombia, que será construido en Cusiana o Cartagena. El proyecto forma parte del Plan Maestro en Petroquímica de Ecopetrol y analizará la manera de alcanzar la mayor producción de polietileno, polipropileno y productos aromáticos a partir de la alimentación de etano, GLP y nafta de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena y los campos de gas de Cusiana.

La cuarta compañía británica en explorar en la cuenca de Malvinas, Falkland Oil & Gas, FOGL, obtuvo resultados “decepcionantes” tras la perforación del pozo exploratorio Toroa F61/5-1 a una profundidad total de 2.476 metros. La empresa confirmó que el pozo “no encontró depósitos de hidrocarburos” por lo cual fue taponado y abandonado. Sin embargo, Tim Bushell, Director Ejecutivo, dijo “esperamos continuar con nuestro programa de exploración en aguas profundas, una vez sea garantizada una plataforma de perforación adecuada”.

Numerosas compañías se han sumado a la lista de participantes en adoptar la iniciativa de Microsoft para la integración de aplicaciones y datos upstream de la industria del petróleo y gas, que busca aumentar el flujo de información digital de campos petroleros en todas las unidades de negocio aguas arriba. La iniciativa, a construirse con el consenso de la industria respecto a una plataforma de tecnología de información (IT), brindaría un entorno de computación flexible e integrado que simplifique el desarrollo e intercambio de aplicaciones, y permitá a los trabajadores de la industria colaborar y acceder a información segura a través de distintos sistemas y aplicaciones. Para mayor información acerca de “Microsoft Upstream Reference Architecture Initiative”, visite www.microsoft.com/oilandgas 4

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E&P

Petrobras arrancó la producción en el presal de Espirito Santo

Petrobras dio inicio a la producción del primer crudo proveniente de la capa presal del campo de Baleia Franca, en el complejo denominado Parque das Baleias, en la cuenca de Campos

El pasado 15 de Julio Petrobras marcó

un hito en su historial de producción, al obtener el primer crudo de la capa presal del campo de Baleia Franca, en el complejo denominado Parque das Baleias, en la cuenca de Campos. Las acumulaciones del presal del campo de Baleia Franca fueron descubiertas en Diciembre de 2008. La producción se inició a través de la conexión del pozo 6-BFR-1-ESS, a la FPSO Capixaba fletada a Petrobras por la empresa SBM, y operaba anteriormente en el campo de Golfinho. Para aprovechar la oportunidad de anticipación de la producción de los campos de Cachalote y Baleia Franca, se llevó a cabo una adaptación en la planta de proceso de la plataforma, para posibilitar la implantación en Parque das Baleias. El pozo 6-BFR-1-ESS comenzó a producir cerca de 13.000 barriles por día (bpd) de petróleo liviano de unos 29 ºAPI. La

petrolera brasileña prevé que alcance su capacidad máxima, El Presidente de Brasil exhibe una muestra del primer crudo extraíde 20.000 bpd en los próximos do de la capa presal del campo Baleia Franca meses del año. Este proyecto ha adoptado tecnologías plataforma produce desde Mayo de este pioneras, concebidas para operar en las año en el postsal del campo de Cachalocondiciones geológicas del presal. Entre te, a través del pozo 7-CHT-5HA-ESS, éstas se encuentran: nuevos modelos de localizado a 5 km de Baleia Franca, y risers flexibles (tuberías para transferen- desde Junio de 2010 en el pozo 7-CHTcia de petróleo que conectan el pozo a la 7HP-ESS, para uno total de producción plataforma) y nuevas soluciones tecnoló- de 44.000 bpd. Para fines de año, Petrobras prevé la gicas para poner los pozos en producción interconexión de la plataforma a un total (completación). “El uso de esas tecnologías permite de nueve pozos. Tres pozos productores y mejorar la eficiencia operativa y repre- dos inyectores en Cachalote, y tres pozos senta un nuevo paso en el desarrollo de productores —dos en la capa presal— y los reservorios del presal”, dijo Petrobras uno inyector en Baleia Franca. El pico de producción está programaen un comunicado. do para ser alcanzado en Diciembre de La unidad FPSO forma parte del Proyecto de Desarrollo Integrado de 2010, con una expectativa de volumen de Cachalote y Baleia Franca y permite la 100.000 bpd de crudo y 1,35 millones de interconexión de estos dos campos. La metros cúbicos de gas natural.

Geopark reporta nuevos hallazgos en Chile Tras una perforación exitosa se encontraron dos nuevos pozos – uno de gas y otro de petróleo- en el bloque Fell

GeoPark, la primera empresa privada en

operar y producir petróleo y gas natural en Chile, reportó el descubrimiento de dos nuevos pozos en el bloque Fell, en la región de Magallanes, en el sur del país. La empresa encontró gas en el pozo Cerro Iturbe 1, con una tasa de flujo de aproximadamente 14,6 millones de pies cúbicos por día. Por otra parte en el pozo Tetera 4 Geopark detectó un flujo aproximado de 115 barriles diarios de petróleo. Estos resultados se suman a los nueve pozos explotados por la empresa en el bloque el pasado año. “Estamos complacidos con los resultados positivos de nuestro programa de 6

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perforaciones en Fell”, dijo James F. Park, Presidente de GeoPark. Cerro Iturbe 1 se perforó y finalizó a una profundidad total de 3.094 metros en un prospecto localizado en la región noroeste del bloque Fell. Una prueba de producción en la formación Springhill, a aproximadamente 2.984 metros, en un intervalo de perforación de 14,5 metros, generó un flujo sin estimulación de aproximadamente 14,6 mpcd de gas, además de 137 barriles diarios de condensado, sin agua, a través de un reductor de 14 mm, con una presión en boca de pozo de 2.417 lpc. La compañía dijo que estos resultados son provisorios y será necesario contar con

Geopark expande sus inversiones en los bloques Fell, Otway y Tranquilo, todos ubicados en Magallanes, al sur de Chile

un historial de producción más completo para determinar los volúmenes de flujo estabilizados de este pozo. Se construyó

...E&P

una línea de flujo de gas que para conectar el pozo con la tubería principal y la infra infraestructura de comercialización. El pozo Tetera 4 se perforó y finalizó a una profundidad total de 3.057 metros en un prospecto ubicado en la región centro-norte del Bloque Fell. Licenciatarios anteriores habían probado la existencia de pequeñas cantidades de petróleo, pero nunca se procedió a la producción comercial. Una prueba de producción en la formación Springhill, a aproximadamente 2.912 metros, en un intervalo de perforación de 2,5 metros, generó un flujo de aproximadamente 115 barriles diarios de petróleo, y 350 bd de agua a través de un reductor de 12 mm, con una presión a boca de pozo de 43 lpc. La compañía reportó que se instaló una unidad de bombeo mecánico y otras instalaciones de superficie, obteniéndose alrededor de 100 bd de petróleo y 250 bd de agua a partir de la puesta en producción del pozo. Será necesario disponer de un historial de producción más amplio para

determinar los volúmenes de flujo estabilizados de este pozo y potenciales oportunidades de perforación para desarrollo. En el marco de otras actividades de perforación en el bloque Fell, el pozo de evaluación Ayelen 2 -dirigido hacia la formación somera de gas El Salto (terciaria)-, alcanzó una profundidad total de 883 metros. En Julio estaban previstas pruebas de producción. Asimismo, GeoPark está perforando el pozo Yagan Norte 2, el cual se dirige hacia las formaciones Springhill y Tobífera a profundidades de aproximadamente 3.000-3.200 metros. También realiza un estudio sísmico 3D en el bloque Otway en Chile. Voceros de GeoPark destacaron “somos optimistas respecto a nuestro programa de trabajo durante lo que resta del año, el cual refleja un equilibro entre los pozos de desarrollo, evaluación y exploración, sumados a estudios sísmicos orientados tanto a incrementar la producción y las reservas de petróleo y gas como a abrir nuevas áreas prospectivas en los bloques Fell, Otway y Tranquilo”. GeoPark tiene una participación cer-

cana al 30% de la producción de hidrocarburos del país, desarrollando proyectos regionales en los bloques Fell, Otway y Tranquilo. Durante 2010 la compañía está implementando un programa de trabajo e inversiones del orden de US$ 60 millones, que incluye la perforación de 14 a 18 pozos, estudios sísmicos 2D y 3D y la expansión de la infraestructura de producción. La compañía también opera tres bloques en Argentina.

Perú triplicará

producción de hidrocarburos en cinco años Perú produce actualmente 160.000 barriles diarios de hidrocarburos líquidos y planea elevarla a 500.000

El Presidente de Perupetro informó que

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con lo que ya se ha descubierto, sin contar los nuevos yacimientos, se espera triplicar la producción petrolera en dos años. En Mayo la empresa lanzó un nuevo proceso de licitación internacional 25 lotes de exploración con potencial de gas y petróleo. En relación a las condiciones que ofrece el país a la inversión petrolera, Saba dijo que los indicadores mínimos han mejorado para atraer la atención de las empresas a pesar de las dificultades, pues el proceso de exploración es lento y deben desarrollarse trabajos previos puesto que no hay información en las áreas que se entregan, muchas de ellas vírgenes. El tamaño de los lotes es grande, de 500.000 hectáreas, para que las compañías elijan sus intereses, aunque advirtió que poco a poco esa superficie se irá reduciendo. Por su parte, el Ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez dijo que Perú cuenta con recursos abundantes en energía, tanto en hidroelectricidad, gas natural y energía eólica, que cubren largamente las necesidades de la demanda del país. “Este potencial nos permite ver que en el futuro el Perú será un país exportador de energía”.

Schlumberger introdujo nueva técnica de estimulación HiWAY crea conductividad infinita de la fractura para maximizar la producción y recuperación de hidrocarburos

Esta técnica crea redes de fractura complejas. En lugar de fluir a través del empaque de apuntalante, los hidrocarburos fluyen alrededor de pilares de apuntalante (Gráfico: Schlumberger)

Schlumberger anunció el lanzamiento de

HiWAY, una técnica de fracturamiento hidráulico que maximiza la producción y recuperación de hidrocarburos mediante la creación de canales de flujo abierto dentro de la fractura apuntalada. “HiWAY redefine el fracturamiento hidráulico mediante la eliminación de la relación entre el flujo dentro de la fractura y la conductividad del empaque de apuntalante”, dijo Patrick Schorn, Presidente de Schlumberger Servicios de Pozos. Esta técnica ofrece lo que otras no pueden, efectividad en la conductividad de la fractura. Schlumberger ha desplegado exitosamente esta técnica en Argentina, Rusia, México y los Estados Unidos. En Argentina, por ejemplo, la empresa YPF empleó HiWAY para reestimular y aumentar la producción de gas de un yacimiento de finales del Jurásico. La técnica redujo los

tiempos de contraflujo y mejoró la efectividad de fracturas de mediada longitud, además de una recuperación de polímero, que resultó en un aumento significativo en la producción de hidrocarburos. La tasa media de producción inicial de los pozos tratados con HIWAY fue 53% mayor que la de los pozos tratados con técnicas convencionales de fracturamiento, dijo Emmanuel d’Huteau, asesor de estimulación de YPF. Se espera que la recuperación de hidrocarburos por pozo aumente en 15% en los próximos diez años. HIWAY cambia fundamentalmente la forma en que la conductividad de la fractura es generada. Una combinación única de técnicas de colocación y terminaciones, ingeniería de fluidos y control de procesos crea una compleja red de canales estables dentro de la fractura. La productividad de la fractura se desvincula de la permeabilidad real del apuntalante usado, así que

en lugar de fluir a través del empaque de apuntalante, los hidrocarburos fluyen por los canales de alta conductividad. Los canales se extienden desde el pozo hasta la punta de la fractura, permitiendo una mayor efectividad de fracturas de mediana longitud y una mejor recuperación de líquidos y polímeros. Estos efectos permiten maximizar la producción y la recuperación de hidrocarburos. HIWAY está disponible para aplicaciones de fracturamiento hidráulico en roca competente para pozos de petróleo o gas de capas simples y múltiples. AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

Escenario

Cartagena de Indias, Junio 22 – 25 de 2010 El Teatro Adolfo Mejía, conocido como Teatro Heredia desde 1933, fue sede de este magno evento. Fue inaugurado el 11 de Noviembre de 1911 para la conmemoración del primer centenario de Cartagena. Desde 1970, fue restaurado por la Fundación para la Conservación y Restauración del Patrimonio Cultural Colombiano y la Subdirección de Monumentos Nacionales. La ceremonia de instalación la encabezaron Nelson Navarrete, VP Ejecutivo E y P Ecopetrol; Armando Zamora, Director General ANH; Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; Randy Gossen, Presidente WPC; y John Lorenz, Presidente AAPG; en el podio Stephanie Suden, Presentadora

El World Petroleum Council celebró su primera reunión regional en América Latina, para discutir las soluciones que encaran los desafíos energéticos globales en la región. También se realizó la cuarta conferencia de inversión de petróleo y gas en Colombia, en la que se analizaron temas como la demanda y suministro de energía, la disponibilidad de recursos energéticos de la región, los avances tecnológicos en materia de recuperación de petróleo y gas, las perspectivas sobre fuentes de energía renovable e integración energética. Durante cuatro días, delegados de Perú, México, Brasil, Argentina, Trinidad y Tobago, Canadá, Nicaragua, Panamá, Estados Unidos, Uruguay, Venezuela y Colombia se dieron cita para examinar a profundidad estos temas, englobados en una densa agenda conformada por cuatro sesiones plenarias, cuatro foros, tres almuerzos conferencia y siete talleres simultáneos. Importante participación tuvieron el Presidente Álvaro Uribe Vélez y el Presidente Electo Juan Manuel Santos, quienes redundaron en la importancia que tiene para el gobierno asegurar las inversiones en el país y ofrecer un marco legal que promueva la participación del sector privado nacional e internacional. Exitosa fue la celebración de la Ronda Colombia 2010 realizada por la ANH en el marco del evento. Se licitaron 96 bloques, proceso en el que privó la transparencia, la claridad y la confianza depositada por los inversionistas que participaron. Asimismo, en un acto especial fue presentada la candidatura de Colombia al Congreso Mundial del Petróleo a realizarse en 2014, con base al modelo de país en el que se ha convertido Colombia y la transformación de su sector de hidrocarburos

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Juan González Moreno

Álvaro Uribe Vélez resaltó en su discurso el aumento de la inversión extranjera directa, que este año se estima ascienda a 11 mil millones de dólares. Lo acompañaron en el presidium Randy Gossen, Presidente WPC; Ricardo Lagos, Expresidente de Chile; Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; Armando Zamora, Director General ANH; y Judith Pinedo, Alcaldesa de Cartagena

a Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, y el World Petroleum Council, WPC, organizaron la WPC Regional Meeting y la IV Colombia Oil & Gas Investment Conference, eventos de gran envergadura realizados en el Centro de Convenciones “Julio César Turbay Ayala” de La Heroica Cartagena de Indias, al que asistieron expertos y ejecutivos de las principales compañías petroleras de América Latina para discutir ideas en torno al lema del evento “Soluciones Latinoamericanas para Enfrentar los Desafíos Energéticos Globales”. Asimismo se trató el tema de la inversión en la industria colombiana de petróleo y gas, fundamentado en el interés que ha despertado el país en las compañías de exploración y explotación de hidrocarburos, atraídas por un marco regulatorio centrado en la protección de las inversiones locales y extranjeras, el máximo aprovechamiento de los recursos energéticos, la promoción de la responsabilidad social empresarial y la protección del medio ambiente. Representantes de 25 países participaron en jornada, reafirmando la cooperación e integración que ha ganado Colombia con el desarrollo de su industria. Por su parte el WPC logró su cometido de mostrar desarrollos tecnológicos y facilitar el diálogo sobre aspectos relevantes del sector. Asimismo, el gobierno colombiano, a través del Ministerio de Minas y Energía y la ANH, ratificó el compromiso

de proveer condiciones y términos competitivos que promuevan el incremento de la inversión hacia el sector petrolero.

Ceremonia de Instalación La ceremonia de instalación se celebró en el Teatro Adolfo Mejía, conocido como Teatro Heredia, y la encabezaron Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; Armando Zamora, Director General de la ANH; Randy Gossen, Presidente del WPC; John Lorenz, Presidente la American Association Petroleum Geologist, AAPG; y Nelson Navarrete, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración y Producción de Ecopetrol, quienes agradecieron la masiva asistencia y coincidieron en afirmar que la iniciativa brindó al país una oportunidad para seguir creciendo en la consolidación de su industria petrolera.

El WPC logró su cometido en el evento de mostrar desarrollos tecnológicos y facilitar el diálogo sobre aspectos relevantes del sector Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía, resaltó la importancia que tiene para el exitoso desarrollo de la actividad de exploración y producción principalmente costafuera el tema del riesgo ambiental. “La tragedia del Golfo de México debe dejarnos una enseñanza para mejorar el control y la

prevención y evitar que esto se repita”. Armando Zamora, Director General de la ANH, se refirió al éxito de la ANH con la realización de la Ronda Colombia 2010, a través de la cual se licitaron 96 bloques hacia los que varias compañías mostraron interés, lo que representa “una muestra del apoyo que estamos recibiendo y del lugar que está ocupando Colombia en materia petrolera”. Randy Gossen, Presidente del WPC, resaltó el esfuerzo adelantado por el Comité Nacional Colombiano del WPC en la organización del evento cuyos tres enfoques principales son la cooperación, la innovación y la inversión, entre otros aspectos y desafíos asociados como la seguridad, sobre la cual mencionó que “el WPC está listo y dispuesto a trabajar con los gobiernos una vez pase la tragedia del Golfo de México, pues deseamos ser parte de la solución”. Añadió que esta primera reunión realizada en Latinoamérica, ayudará a dibujar un patrón a seguir para la industria petrolera en la región y el mundo. John Lorenz, Presidente la AAPG, en un breve discurso habló sobre los esfuerzos adelantados por la Asociación en Latinoamérica a través de la organización de eventos que buscan impulsar la difusión de conocimientos técnicos y la promoción de inversiones en la industria de petróleo y gas de la región. Esta es la tercera vez que la AAPG participa en reuniones regionales del WPC. 8 AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

...Escenario

Nelson Navarrete, VP Ejecutivo de E&P de Ecopetrol, subrayó que este evento se realiza en un momento muy especial para Colombia, dada la evolución de su industria petrolera que registra un crecimiento del 12%, las reservas aumentaron 35% en 2009 y este año la inversión asciende a 7.000 millones de dólares, cifra diez veces superior a la de 2005. “A futuro tenemos grandes retos como el aumento de la exploración, producción, adecuación de refinerías y asegurar toda la infraestructura de transporte”, indicó.

Planes de Gobierno Destacadas intervenciones tuvieron Álvaro Uribe Vélez, Presidente de Colombia y Juan Manuel Santos, Presidente Electo, quienes enfatizaron con sus discursos el empeño puesto en los planes de gobierno para reforzar la seguridad nacional y promover la inversión para este sector que está demostrando su crecimiento sostenido a través del cumplimiento de las metas de producción.

Álvaro Uribe Vélez, Presidente, “nosotros creemos en la inversión, la defendemos y tenemos una aproximación institucional a ella”

Álvaro Uribe resaltó el logro más importante alcanzado por Colombia durante su gestión de gobierno, prolongar la autosuficiencia energética del país y re12

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gistrar hoy una producción petrolera de 785.000 bpd “y no estamos lejos de los 1,2 ó 1,5 millones de bpd”, dijo. Fue enfático en el tema de las inversiones, de las cuales está muy consciente el país, “las defiende, les da estímulos y tiene una aproximación institucional, impersonal”. Añadió que “la tasa de crecimiento en estos años pasó de 12,16% a 25,28% y todo apunta a que este año estará en 28%, a pesar de la crisis internacional y la crisis particular con Venezuela. Por su parte, la inversión extranjera directa era oscilante y hemos pasado a regularizarla, a tal punto que en los últimos años había estado por debajo de 8.500 millones de dólares; antes oscilaba entre 400.000 y 2.100 millones y la Asociación de Industriales de Colombia (Andi), prevé que este año esté entre 10.500 y 11.000 millones de dólares”. Juan Manuel Santos aseguró que su presencia en el evento debía ser entendida como una señal sobre la importancia que le dará al sector petrolero y de energía durante su gobierno, como contribuyentes fundamentales al futuro del país. “El sector de los hidrocarburos está dentro de una de las principales metas de mi gobierno, que ya hoy es un importante generador de ingresos y regalías para el progreso del país”, afirmó. Asimismo reiteró el compromiso que tiene con la inversión a través del fomento de la confianza, políticas estables y reglas de juego claras. “La comunidad de inversionistas puede estar tranquila ante la transición de gobierno, pues ambos estamos comprometidos con la confianza al inversionista”. Señaló que se enfocarán en fortalecer la infraestructura de transporte que permita evacuar la nueva producción y exportar los excedentes de petróleo y gas. A la par de esto, “la ANH continuará con las agresivas y positivas campañas emprendidas y encabezadas por Armando Zamora, que buscan incentivar la inversión local y extranjera en el país”. Carlos Costa, Ministro de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, resaltó el rol del ministerio en el fortalecimiento de la confianza del inversionista y lo exigentes que han sido en materia ambiental, “pero generando confianza y siendo transparentes, por eso hemos tra-

Juan Manuel Santos, Presidente Electo, dijo que el sector de los hidrocarburos “está dentro de una de las principales metas de mi gobierno, que ya es un importante generador de ingresos y regalías para el progreso del país”

bajado mucho en fortalecer la dirección de licencias ambientales cuya tramitación sólo dura 17,5 semanas”. También han trabajado arduamente en la estandarización de las reglas, para que la empresa privada sepa a qué atenerse. Culminó diciendo que “Colombia debe seguir diferenciándose por su responsabilidad social y ambiental y demostrar que está creciendo”.

Carlos Costa, Ministro de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, remarcó la labor del ministerio en la estandarización de las reglas ambientales, para que la empresa privada sepa a qué atenerse

Sesiones Plenarias y Foros La agenda del evento incluyó la presentación de cuatro sesiones plenarias y cuatro foros que representaron la esencia del programa. El enfoque de las sesiones plenarias puso en perspectiva el potencial de los recursos energéticos de América Latina y cómo estos pueden desarrollarse con visión de integración regional. Expertos, ejecutivos y presidentes de las principales compañías petroleras latinoamericanas analizaron los temas y comentaron sobre el éxito de sus operaciones en Colombia. Los foros aportaron una visión sobre cómo la industria orienta sus esfuerzos en la explotación de los recursos convencionales y no convencionales. Resaltó también el tópico tecnológico en función de los desafíos que implica la explotación de petróleo y gas en áreas cada vez más complejas, así como el desarrollo de nuevas fuentes de energía.

Sesiones Plenarias

Foros

Armando Zamora, Director General de la ANH (en el podio), moderó el foro Panel Experiencia de Operadoras en Colombia, en el que participaron Ronald Pantin, CEO Pacific Rubiales; Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol; Marvin Romanow, CEO Nexen; y Richard Herbert, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración Talisman

Pedro Baridon, Consejero de Relaciones con los Miembros del Comité Ejecutivo de Uruguay del WPC, moderó el foro Consideraciones Ambientales y Sociales de las Operaciones de Petróleo y Gas en América Latina y como oradores participaron Carlos Vives, Gerente de Promoción y Asuntos Públicos Perupetro; Claudia Mora, Viceministra del Ambiente; León Teicher, Presidente Carbones del Cerrejón; Sandra Martínez, Gerente SHA Pluspetrol

Recursos Energéticos de América Latina: Catali- Principales Desarrollos de Petróleo: Desafíos y zador para el Desarrollo Sustentable Regional y Soluciones Tecnológicas y Operacionales Global Moderador: Renato Bertani, Presidente Thompson & Knight Global Energy Moderador: Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol Oradores: Juan Carlos Zepeda, Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Luis Eduardo Duque, ANP Brasil; Armando Zamora, Director General ANH; Daniel Saba, Presidente Perupetro.

Services. Oradores: Marcelo Arteaga, VP Geociencias Pluspetrol; José Formigli, Gerente Ejecutivo Presal Petrobras; y Nelson Navarrete, VP Ejecutivo de E&P Ecopetrol.

Integración Energética en América Latina

Moderador: César González, Secretario Ejecutivo ARPEL. Oradores: Richard Chuchla, Consejero Senior de Planificación Corporativa ExxonMobil; Rogerio Manso, Consultor Independiente; Luis Fernando Rico, Gerente General ISAGEN; Sebastián Scheiberg, Economista y Coordinador Secretaría de Ambiente de Argentina; y Ernesto Martínez, Presidente Ejecutivo Empresa Nacional de Electricidad Nicaragua.

Moderador: Milton Costa Filho, Petrobras México. Oradores: Aníbal Martínez, Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat; Álvaro Ríos, Director Asociado de Gas Energy Latin America; Luis Alarcón, Gerente General ISA; Juan Manuel Urriola, Secretario de Energía de Panamá; Arturo Infante, Consultor; y Javier Cuervo, Especialista Senior en Energía del BID.

Panel Visión Regional de los Presidentes

Perspectivas para las Fuentes de Energía Renovable en América Latina

Consideraciones Ambientales y Sociales de las Operaciones de Petróleo y Gas en América Latina

Moderador: Armando Zamora, Director General ANH. Oradores: Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol; Marvin Romanow, CEO Nexen; Ronald Pantin, CEO Pacific Rubiales; y Richard Herbert, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración Talisman.

Moderador: Pedro Baridon, Consejero de Relaciones con los Miembros del Comité Ejecutivo de Uruguay del WPC. Oradores: Claudia Mora, Viceministra del Ambiente; León Teicher, Presidente Carbones del Cerrejón; Sandra Martínez, Gerente SHA Pluspetrol; y Carlos Vives, Gerente de Promoción y Asuntos Públicos Perupetro.

Panel Experiencia de Operadoras en Colombia

Potencial, Desafíos y Oportunidades del Gas Natural – Presentación de los Principales Desarrollos de Gas

Moderador: Alejandro Martínez, Presidente ACP. Oradores: David Brantz, Presidente Chevron Petroleum Company Sucursal Colombia; Alberto Galvis, Presidente BP Exploration Company Colombia; Abilio Ramos, Presidente Petrobras Colombia; y Luis Marulanda, Presidente BHP Billiton.

Moderador: Carlos Bechelli; Chairman WPC Comité Nacional de Argentina. Oradores: Claudia Castellanos, Vicepresidente de Mercadeo y Suministro Ecopetrol; Álvaro Ríos, Director Asociado Gas Energy Latin America; Hernán Caride, Country Manager Pluspetrol Colombia y Venezuela; y Allan Russell, Consejero Repsol E&P Trinidad y Tobago. 8 AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

...Escenario

Almuerzos Conferencia

Los oradores de los tres almuerzos conferencia ofrecidos por la ANH y Talisman Energy, analizaron importantes tópicos que forman parte del desarrollo integral de la industria, como lo son el orden social y económico, la responsabilidad social empresarial y la administración petrolera, cuyo caso noruego y sus significativos avances son ejemplo a seguir en el mundo El Nuevo Orden Social y Económico de América Latina

Ricardo Lagos, Expresidente de Chile

Introducción: Randy Gossen, Presidente WPC Orador: Ricardo Lagos, Expresidente de Chile Ricardo Lagos, examinó el tema sobre la necesidad de establecer un nuevo orden económico y social en América Latina que analice cuán eficientes son los Estados y que estos sean responsables y capaces de proteger a los ciudadanos, garantizando la cohesión social y el fortaleciendo la inversión privada.

También recalcó el papel de las instituciones multilaterales como las Naciones Unidas, pues son entidades cuyo fundamento es abordar los temas globales y buscar soluciones a la crisis. Asimismo hizo un llamado a la convergencia, para ordenar las iniciativas, de manera que haya un diálogo con una mirada de más largo plazo y establecer una nueva institucionalidad.

Promoviendo Altos Estándares de Responsabilidad Social en América Latina Introducción: Randy Gossen, Presidente WPC Orador: Alejandro Martínez, Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP Alejandro Martínez, centró su presentación en la mejor forma de promover los altos estándares en RSE, basado en que el empresario y el Estado deben estar al frente de esta tarea de manera conjunta. “El sector petrolero es un vehículo para fortalecer la presencia de las instituciones estatales en esas regiones donde opera,

pero para poder lograrlo es fundamental la calidad de las mejores prácticas”. La importancia de los estándares radica en que son el instrumento de reproducción de las buenas prácticas, además permiten dar a conocer el desempeño del sector. Además el aseguramiento de las buenas prácticas necesita comprender el entorno social, identificarlas, documentarlas mediante guías y manuales, universalizarlas y finalmente implementarlas.

Alejandro Martínez, Presidente ACP

Historia y Experiencias de la Administración Petrolera Noruega

Armando Zamora, Director General ANH, presentó a los conferencistas Kjell Pedersen Director Ejecutivo de Petoro y Farouk Al-Kasim, Presidente de Petroteam

Introducción: Armando Zamora, Director General ANH Orador: Farouk Al-Kasim, Presidente de Petroteam y Kjell Pedersen, Director Ejecutivo de Petoro Farouk Al-Kasim señaló que el éxito en el caso noruega se debe a varios factores: el monitoreo profesional por parte de las agencias reguladoras; el tratamiento justo e igualitario para todos los participantes; 14

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cooperación efectiva entre las compañías petroleras y el gobierno; la cooperación efectiva entre las firmas petroleras nacionales e internacionales; y el abrir campo a la responsabilidad para que todos los participantes la asuman, incluso el gobierno. Estas directrices -dijo- le permitieron a Noruega hacer frente a la crisis petrolera, y no sólo esto “sino que le permitió al país mantener su crecimiento en muchos sectores, crear compañías petroleras sólidas que trabajaran de la mano con las compañías nacionales, adicionalmente permitió elevar el nivel recuperación de crudo de un promedio global de 30% a 45%, y esperamos elevarlo a futuro, todo esto sin descuidar la protección al medio ambiente” aseguró. Kjell Pedersen señaló que el aspecto más importante del modelo noruego

de administración petrolera, es que el estado recibe los ingresos de dos maneras, a través de los impuestos y siendo un inversionista directo en el negocio. Por otro lado dijo que “el sistema noruego no es un sistema perfecto, no puede ser ajustado en otros países en el mundo, ni siquiera con modificaciones, de hecho cuando se implementó no funcionó del todo bien. Pero lo que sí funcionó fue la confianza construida durante años entre la industria y el gobierno, en este sentido Colombia se ha movido en la dirección correcta”. Petoro como compañía del Ministerio de Minas y Energía de Noruega, goza de los mismos derechos y obligaciones que cualquier otro participante, trabaja de la mano con el operador para alcanzar las soluciones adecuadas. En este momento produce cerca de 1,2 millones de bpd.

Reunión de Comités del WPC Presentación: Randy Gossen, Presidente WPC Oradores: Pierce Riemer, Director General WPC; Ulrike von Lonski, Director de Comunicaciones WPC; Arbindoo Kumaria, Representante del Comité Organizador del 3rd. WPC Youth Forum; John Martin, Vicepresidente de Finanzas WPC; Jozsef Toth, Vicepresidente Senior WPC; Armando Zamora, Director General ANH; Alexandra Torres Asch, Colombia; Anatoly Zolotukhin, Rusia; y Daniel Palomo y J. Gerardo Uria, Estados Unidos Representantes del WPC: Pierce Riemer, Director General; Carlos Bechelli, Representante Argentina; John Martin, VP Finanzas; Ulrike von Lonski, Directora Comunicaciones; Aníbal Martínez, Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat; y Anatoly Zolotukhin, Representante Rusia

Alexandra Torres y Armando Zamora presentaron a Colombia como país candidato al 21st. World Petroleum Congress 2014, proponiendo como posibles sedes para su realización Bogotá o Medellín

Esta reunión especial de los comités del World Petroleum Council, sirvió para reafirmar el compromiso de la organización, dedicada a la aplicación de los avances científicos en la industria de petróleo y gas, para facilitar la transferencia de tecnología y que el uso de los recursos petroleros en el mundo beneficien a todos. Así lo hicieron saber sus principales directivos. En la segunda fase de la reunión, representantes de los comités nacionales de los países que lanzaron su candidatura para ser sede del 21 Congreso Mundial del petróleo, tuvieron la oportunidad de exponer las razones por las cuales dicho evento debiera realizarse en su país. Rusia, Estados Unidos y Colombia son los tres candidatos que compiten por la sede

del Congreso, cuya vigésima edición tendrá lugar en Doha, Qatar, del 4 al 8 de Diciembre de 2011.

Los representantes del Comité Nacional del WPC por Rusia Anatoly Zolotukhin (arriba) y por Estados Unidos Daniel Palomo y J. Gerardo Uria (abajo), quienes promocionaron a Moscú y Houston como sedes para el 21st. World Petroleum Congress 2014

Lanzamiento de la candidatura colombiana al WPC 2014 “En los últimos años, Colombia se ha convertido en un país modelo en el desarrollo de condiciones e infraestructura para la exploración y producción de hidrocarburos” En un acto especial realizado en el área externa del centro de convenciones, la ANH presentó formalmente la candidatura de Colombia para participar como país sede del 21 Congreso Mundial del Petróleo a celebrarse en 2014, y en la que compite con Houston y Moscú. A través de una proyección multimedia animada, se mostró la campaña de promoción y el logo que identifica la candidatura de Colombia, además ilustró cómo ha sido el progreso de la economía del país, su desarrollo socio-cultural y el de la industria petrolera que hoy retoma un papel preponderante dentro de los principales países productores de petróleo de América Latina, todo enmarcado en las razones por las que Colombia puede ser sede de uno de los eventos más importante de la industria petrolera, entre esas razones destacan: • Ser el puerto con mayores ventajas y eficiencia para la industria.

• Recurso humano altamente calificado. • Potenciales reservas petroleras de 1,7 mil millones de barriles (2008). • Reservas de gas por el orden de 4.384 tcf (2008). • Producción petrolera diaria de 754.000 barriles. • El país se encuentra en la posición

número 3 de producción de hidrocarburos en América Latina. • El Banco Mundial ubica al país en la posición número 1 como el país con mejores condiciones para hacer negocios. • Y ocupa la posición número 5 en el mundo como el país con la mejor protección al inversionista.

Talleres simultáneos

Luis Giusti, CEO de Alange moderó uno de los talleres simultáneos sobre Proyecto Crudos Pesados Retos Exploratorios, en el que también fue orador junto a David Voght, Director Gerente IPD América Latina; y Waldyr Rodríguez, Gerente de Distrito Pluspetrol Colombia

La agenda del evento culminó con la presentación de siete talleres simultáneos dedicados a discutir temas como: • Comunidades y Medio Ambiente. • Proyecto Crudos Pesados – Retos Socioambientales. • Proyecto Crudos Pesados – Retos Exploratorios. • Hidrocarburos No Convencionales. • Gas. • Transporte e Infraestructura. • Financiamiento. AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

...Escenario

Ceremonia de Clausura

Durante la ceremonia de clausura, Armando Zamora, Director General ANH agradeció la asistencia de los presidentes Álvaro Uribe y Juan Manuel Santos, así como el respaldo brindado por los participantes, patrocinadores y compañías organizadoras y de logística que hicieron del evento un exitoso encuentro. Randy Gossen, Presidente WPC, resaltó la participación de 25 países en el evento y que son testimonio del gran deseo de cooperación e integración. De

igual forma, dijo que “el WPC logró su cometido de mostrar desarrollos tecnológicos y facilitar el diálogo sobre aspectos relevantes de la industria. En términos de inversión a futuro en Suramérica, el crecimiento dependerá de la cooperación y la integración del sector petrolero que garantice un futuro energético sustentable”.

El evento fue clausurado con los discursos de Randy Gossen, Presidente WPC; Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; y Armando Zamora, Director General ANH, quienes coincidieron en señalar el rotundo éxito que tuvo el evento

Contagiados por la emoción y la satisfacción de haber realizado un buen trabajo, observamos luego de la clausura del evento al equipo de la ANH, cuyo esmero en la organización se reflejó en el cumplimiento cabal de las metas planteadas. Observamos entre ellos Gloria Martínez, Adela de Zamora, Armando Zamora, Claudia Ujueta, Claudia Lafaurie, Carolynna Arce y Pamela Barberi, de Doble P

Hernán Martínez Torres, Ministro de Energía y Minas señaló que “Colombia es un país muy rico en energía, tenemos petróleo, gas, carbón, hidráulica, biocombustibles, energía solar, eólica, sin embargo la energía del petróleo o de hidrocarburos, es la que verdaderamente nos produce mucho mas riquezas porque es la de mayor demanda en el mundo y esto ha tenido un impacto enorme en los últimos años y pienso que se multiplicará en los años venideros con el apoyo de todos ustedes”.

Eventos Sociales Un gran esfuerzo hicieron los organizadores por mostrar las bondades de Colombia, su cultura, gastronomía, música y calidad humana en cada uno de los eventos sociales, que al final de cada jornada del día propiciaban la integración entre

todos los asistentes al evento. Las actividades fueron realizadas en las afueras del Teatro Heredia, Hotel Hilton Cartagena, área externa del Centro de Convenciones y Plaza de la Aduana, en esta última destacó la proyección multimedia tridi-

mensional que mostró el potencial de la riqueza natural, turística y petrolera con que cuenta Colombia, a ella le siguió una representación de los Carnavales Internacionales de Barranquilla con la que finalizó el evento.

Una representación de los carnavales de Barranquilla amenizó el El evento social ofrecido en la playa del Hotel Hilton Cartagena fue uno de espectáculo ofrecido en la histórica Plaza de la Aduana dentro de la Ciudad Amurallada los más coloridos y tropicales

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En la celebración del inicio del evento Ricardo Sotto, Knowledge Reservoir; Jorge Zajia, Editor Petroleum; Hernán Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía; Diego Carvajal, VP Exploración Ecopetrol; Luis Rojas, Pacific Rubiales; Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor Petroleum; y Nelson Navarrete, VP Ejecutivo de E y P Ecopetrol

La representación de Inepetrol conformada por José Antonio Paz; Juan Szabo; Luis Matheus, de NCT Energy; Antonio Vincentelli; y José Alberto D’Antonio

Durante el coctel ofrecido por Ecopetrol observamos a Gerardo Villela; Henry Galindo; Luis Miguel Moreli, Exgobernador del Norte de Santander; Nelson Navarrete, VP Ejecutivo de E y P Ecopetrol; David Arce; Pedro Martínez; José Francisco Chalela; Carlos Nieto; y Gerardo Viña

Compartiendo durante el evento social del segundo día vemos a Alexis Suárez, Ricardo Adrianza, Luis Matheus, Teo Rísquez y Regino Chourio

En grato encuentro con Jerónimo Uribe, hijo del Presidente Álvaro Uribe Vélez, Ana Isabel Valbuena y Juan González Moreno, del equipo de Petroleum Posan durante un coffee break Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol; Patricia Mantilla, Legal & Business Consulting; Victor Vega, VP Resources – Andean SPU de BP; Carol Carin McGowen, US Sections & International Regions Manager; John Lorenz, Presidente AAPG; y Francisco Bello, DI International Más información y fotografías sobre este reportaje en: www.petroleum.com.ve

Los petroleros Juan Szabo y Aníbal Martínez (al centro), en emotivo encuentro con Ana Isabel Valbuena y Jorge Zajia de Petroleum

PeruPetro promocionó su Ronda Perú 2010, con 25 bloques para exploración. En la foto: Daniel Saba, Presidente; Ysabel Calderón, Geóloga de Exploración; Carlos Vives Gerente de Promoción y Asuntos Públicos y Gabriel Muyuy, Experto en Asuntos Indígenas

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Reporte

El gas no convencional revoluciona a la industria

as fuentes de gas no convencional son acumulaciones de gas natural con características diferentes en el yacimiento para su extracción. No se encuentran en arenas como convencionalmente lo está el gas natural, sino que se encuentra en formaciones de rocas de baja permeabilidad, lo cual hace más difícil su proceso de extracción. Entre las más importantes está el Coalbed Methane (CMB) ó metano carbonatado, el Shale Gas o gas de lutita o esquisto, el Tigh Gas o gas compactado, incluso el gas localizado en formaciones geológicas a grandes profundidades a más de 6.000 metros y los hidratos de metano como los del sur de Chile. La producción de estas nuevas fuentes de gas no convencional está generando una “revolución” en el sector energético que ha contagiado a los productores principales de la industria, principalmente en Estados Unidos. Este país encabeza la producción comercial de gas de lutita a nivel mundial, que comenzó a finales de la década de los ochenta. Canadá inició la producción de este tipo de gas no convencional en 2005, mientras que China comenzó las actividades de perforación el año pasado. También la producción de metano carbonatado en Australia ha dado un fuerte impulso a la explotación de estos recursos que yacen en muchas partes del planeta. Según las estimaciones más optimistas el enfoque en el sector del gas no convencional podría incrementar en un 60% las actuales reservas probadas de gas del mundo. Ya en países europeos como Ale18

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Durante 2009 Estados Unidos desplazó a Rusia del primer puesto en la producción mundial de gas. La producción rusa se redujo en 12,4% (de 644,999 a 582,353 mil millones de metros cúbicos) ante el fuerte impacto que la crisis ha tenido sobre sus operaciones de gas y, en paralelo, la industria estadounidense tomó ventajas con la introducción de nuevas tecnologías de perforación, que le ha permitido impulsar la industria del gas a partir de las llamadas fuentes de gas no convencionales mania, Austria, Hungría, Francia, Polonia y Suecia diversas petroleras se aprestan a iniciar las prospecciones de recursos no convencionales. Las expectativas son altas porque, con un poco de suerte, los países del norte de Europa podrían aliviar su dependencia del gas ruso.

Más que precios, reservas Latinoamérica también ha iniciado la búsqueda de estos tipos de gas. Recientemente la petrolera argentina YPF, filial del grupo Repsol YPF, anunció su inversión en la perforación del primer pozo de gas de lutita en la provincia argentina de Neuquén (oeste), en Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas del país. La iniciativa responde a un programa exploratorio que busca ampliar el horizonte de reservas del país más que una inversión condicionada “a una cuestión de precios”, dijo el Vicepresidente Ejecutivo de la petrolera, Sebastián Eskenazi. Los precios del gas son el mayor desafío para invertir en este sector. Sin embargo, grandes compañías han mostrado su interés en la explotación de este tipo de fuentes de energía. “Hay una revolución por la posibilidad de estos recursos de ser comercialmente viables a un precio muy modesto”, expresó Tony Hayward, directivo de BP, el mayor productor de gas de Estados Unidos . El gas no convencional dijo “ha generado una verdadera revolución, no solo por lo que implica un crecimiento en la escala de la cantidad de recursos disponibles, sino también porque esto se hace a un precio modesto”, recalcó.

A pesar que los precios de comercialización del gas no convencional son bajos, lo que podría retrasar decisiones de inversión en este sector, este recurso es mucho más “interesante” que el gas convencional para las empresas que han iniciado una carrera por cuantificar reservas de este tipo. “Habrá enormes volúmenes disponibles a precios moderados”, vaticinó el directivo de BP. Empresas de investigación independientes han difundido reportes que ratifican que el potencial para los recursos de gas no convencional es verdaderamente enorme. En este sentido, el titular de IHS Cera, Daniel Yergin, manifestó que las reservas de gas no convencional en la franja inferior de EE.UU. llegan a 4.000 trillones de metros cúbicos (Tcf), mientras que en la superior son de 16.000 Tcf, lo que calificó como “un enorme potencial”. Asimismo existen probabilidades de hallar nuevas fuentes de gas no convencional en áreas como Europa central, Oriente Medio y el sudeste asiático, sitios donde hay grandes cuencas sedimentarias, aunque por ahora parece descartable observar el desarrollo de grandes proyectos de este tipo en áreas offshore por los altos costos de inversión que demandarían. Un comité de expertos de la Escuela de Minas de Colorado incrementó este año su estimación de reservas de gas en un 45% en territorio norteamericano, de acuerdo a los nuevos desarrollos y descubrimientos. Se trata del mayor incremento en la estimación de reservas registrado en los últimos 44 años. Al mismo tiempo, datos del Departa-

de las operaciones. Pero el beneficio es enorme: cada pozo, durante su vida útil de 50 años, podría producir 3.5 millones de metros cúbicos de gas. De esta manera, una de las barreras más importantes para una mayor productividad de este gas está íntimamente Tecnologías de extracción y el relacionada con la solución de la probledesafío local mática del agua, tanto en relación a su Los adelantos tecnológicos ha favorecidisponibilidad para la extracción gasífera do esta industria y han brindado un mayor como al cumplimiento de las medidas acceso a los yacimientos no convencioambientales necesarias para evitar la nales, para producirlos económicamente. contaminación del recurso acuífero. El descubrimiento de nuevas reservas de En el caso específico de Barnett Shale, estos gases en EE.UU. ha sido resultado de debido a su naturaleza urbana su desala aplicación de tecnologías de punta que rrollo ha tenido detractores casi desde bien podría ser emplazada en otros lugares el principio. Algunos de los problemas del mundo donde existan iniciales tuvieron que reservas de este tipo. ver con el ruido, la iluPor ejemplo, en el caso minación, la seguridad, del gas de lutita, hasta hace el tráfico de camiones, una década se consideraba el uso y disposición de demasiado difícil de exlas aguas; asuntos que traer. Hoy en la producción se presentaron al prinde este tipo no convencipio a nivel local y que cional las compañías han luego trascendieron a combinado exitosamente la nivel estatal, con conseperforación horizontal y la cuencias para todas las técnica de fracturamiento compañías de petróleo y hidráulico ó “fracking”. gas que operan en Texas Este término últimamente Fuente: Energy Information Administration basada en datos de varios estudios publicados y el resto de los estados ha sido utilizado para referirse a la com- avance de la tecnología, IEEE. con zonas de lutitas ricas en gas. Si bien es cierto que la perforación hobinación de ambas tecnologías, aunque Supuesta contaminación del aire y de el fracturamiento hidráulico (la inyección rizontal reduce drásticamente la huella de las aguas subterráneas ha generado crede agua para liberar petróleo o gas) se ha las operaciones de extracción, en las zonas ciente preocupación en los pobladores de donde se está realizando el “fracking”, estas regiones. Desafortunadamente para utilizado durante décadas. Con esta combinación de tecnologías la visibilidad de está en las caravanas de las compañías, “grupos ambientalistas junto a avances disponibles en estudios grandes camiones con tanques de agua han sido eficaces para asustar a la gente de la geociencia y la petrofísica, las pro- y con los suministros necesarios para la con información errónea respecto a la ductoras de gas estadounidenses pasaron actividad. La extracción de gas de cada industria del gas natural”, dijo Ed Ireland, de la región de Barnett Shale a Marcellus pozo requiere en promedio cerca de 15 Director Ejecutivo del Barnett Shale Shale, luego a Haynesville Shale y a todas millones de litros de agua que se inyecta Energy Education Council. “Sus tácticas las zonas de lutitas que pudieran contener una vez, a una enorme presión (alrededor han superado claramente los esfuerzos de de 41.000 kilopascales o 6.000 libras por educación por parte de la industria (…) gas natural. Sin embargo, la perforación hori- pulgada cuadrada) para levantar y frac- e intentan cambiar las leyes y presionar zontal, es la innovación mas influyente. turar las lutitas horizontalmente. para promulgar ordenanzas que prohíban Hasta el momento, alrededor de 1.100 la perforación de gas”. Una vez que un pozo es perforado unos 2 kilómetros bajo el subsuelo, controles pozos han sido perforados en Marcellus Sin embargo, voceros del Marcellus Shale, en comparación con los 3.000 avanzados de computación, hoy permiten Shale Gas Coalition subrayaron que “de mover gradualmente la mecha y guiarla pozos en Barnett Shale. Pero incluso de acuerdo con información obtenida de las en posición horizontal por 10 km o más llegar a perforarse unos 9.000 en Marce- agencias estatales de petróleo y gas, no con una precisión de centímetros hacia llus apenas se estaría usando el uno por hay un solo caso documentado de conel objetivo. Esta perforación hacia los ciento del agua de Pensilvania. La mayor taminación del agua potable relacionado laterales permite acceder a mucho más parte del agua es bombeada hacia fuera, con el fracturamiento hidráulico de un gas desde un solo hoyo, mejorando así tratada, y reciclada o eliminada después pozo profundo de gas de lutita”. 8 mento de Energía de EE.UU. indican que el total de la oferta futura disponible de gas en esta nación llega hoy a los 60 billones de metros cúbicos, una cifra suficiente para abastecer al país durante los próximos 90 años al ritmo actual de consumo.

la economía. Igualmente importante es que reduce drásticamente la huella en la superficie asociada con el levantamiento de una cantidad determinada de gas, lo que hace todo el proceso de extracción mucho más agradable a los habitantes cercanos al área de perforación. “Usted puede desarrollar una milla cuadrada [bajo la superficie del campo] y sin embargo tan sólo estorbar uno por ciento de la superficie”, dijo Matt Pitzarella, vocero de Range Resources Corp., una compañía de petróleo y gas de Texas que se originó en Ohio y que ahora está perforando en Pennsylvania y Nueva Cork, a la revista IEEE Spectrum, de la asociación de profesionales dedicados al

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...Reporte

Impacto en el futuro del mercado

A nivel global y regional el impacto del desarrollo de estas fuentes no convencionales será observado con detenimiento, puesto que expertos auguran que una menor demanda de gas por parte de EE.UU. como resultado de contar con nuevas reservas y producción del hidrocarburo, influirá en una menor demanda de GNL. De manera que en el corto plazo, habrá algo de sobreoferta de GNL en el mundo y en el mediano a largo plazo más desarrollos regionales de gas no convencional. En este sentido, coinciden los analistas que Rusia se verá afectada en el largo plazo y los europeos probablemente tratarán de salir de la fórmula de fijación de precios con relación al petróleo y establecer contratos de competencia de gas con gas. Con este escenario “los precios del gas para los países que han optado por hacer o que están proyectando hacer regasificadoras en Latinoamérica se verán favorecidos en la medida en que aten los mismos al Henry Hub, al NBP o a la competencia de gas con gas”, apunta Alvaro Ríos Roca, actual Socio Director de Gas Energy

Latin America y ex Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia. Ríos advierte que “los nuevos proyectos a desarrollar de GNL en Venezuela y la licuefacción offshore en Brasil se estudiarán con mucho mas cautela; probablemente, se tratarán de revisar las fórmulas de precios de gas regionales por gasoducto que están vinculadas a los Fuel Oils (FO) y se darán más en función de la competencia de gas con gas”. El futuro del gas natural no convencional parece vislumbrarse con buen tino, tomando en cuenta: que representa el 60% de las actuales reservas probadas de gas del mundo, que proporcionará a los consumidores estadounidenses gas natural para los próximos 90 años, que beneficiará al medio ambiente y que marca definitivamente la esperada transición hacia fuentes de energía más limpias. Muchos afirman que el gas no convencional será la revolución energética de la primera mitad del siglo XXI. Pero ¿desplazará a los hidrocarburos

convencionales?. Hasta ahora constituye una alternativa viable para muchas economías que han descubierto grandes volúmenes de reservas en casa y que han mostrado voluntad de hacerlo competir con los hidrocarburos convencionales que importan, como EE.UU., país que importa aproximadamente el 60% del petróleo que consume. Incluso expertos consideran que el gas no convencional viene a ser para esta nación más que una alternativa un asunto de seguridad energética. No así el caso de Rusia, cuyo Vice Primer Ministro, Ígor Sechin, declaró recientemente a la comunidad internacional que no hay alternativa real al gas natural en un futuro previsible y señaló que el nivel de extracción de gas no convencional aun es muy bajo, con costos de producción muy altos. “Hoy no existe una alternativa real al petróleo y al gas y en todo caso esos recursos [no convencionales] constituirían en los próximos decenios apenas la mitad de la balanza energética”, sostuvo en defensa de su industria convencional.

Esquema geológico de los recursos de gas natural Con el crecimiento del gas proveniente de lutitas, hay un renovado interés en los recursos de gas natural. El diagrama muestra la naturaleza geológica de las fuentes más importantes de gas natural en los EE.UU. en forma esquemática: • Lutitas ricas en gas es la roca fuente de muchos recursos de gas natural, pero, hasta ahora, no ha tenido un enfoque para la producción. La perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico han hecho del gas de lutita una alternativa económicamente viable para los recursos de gas no convencionales. • Las acumulaciones de gas convencional se producen cuando el gas migra de las lutitas ricas en gas hacia una formación de areniscas superior que lo cubre, y luego queda atrapado por una formación impermeable llamada sello. El gas asociado es que se acumula junto al petróleo, mientras que el gas no asociado no se acumula con el petróleo. • Las acumulaciones de gas compacto o apretado ocurren en una variedad de ambientes geológicos donde el gas migra desde una roca fuente en una formación de arenisca, pero está limitado en su

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Nuevas técnicas aplicadas en los yacimientos de shale gas podrían multiplicar la disponibilidad de recursos gasíferos. Fuente EIA

capacidad de migrar hacia arriba debido a una reducida permeabilidad en la arenisca. • El metano carbonatado no migra desde la lutita, sino que se genera durante la transformación de la materia orgánica al carbón.

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Reporte

Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en Suramérica – Parte III En la tercera entrega del artículo se describen las características generales de los modelos de contratos en Chile y Perú. En el primer caso aplican las Concesiones Administrativas y los Contratos Especiales de Operaciones Petroleras, en tanto en Perú pueden celebrarse Convenios de Evaluación Técnica, Contratos de Licencia y Contratos de Servicios, entre otras modalidades Planta de fraccionamiento de gas Las Malvinas, ubicada en la zona de Camisea, en la selva de Cusco, Perú

Chile Características Generales De acuerdo a la legislación vigente en la República de Chile, el Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de los depósitos de hidrocarburos, cuya exploración o explotación “podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación”. Empresas nacionales y/o internacionales pueden obtener una concesión administrativa o suscribir Contratos Especiales de Operación Petrolera –CEOP- de forma exclusiva o asociadas con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). La concesión administrativa o el CEOP pueden obtenerse o suscribirse, respectivamente, mediante una solicitud directa o en virtud de una licitación pública nacional e internacional, abierta y competitiva, convocada por el Ministerio de Energía de Chile. Tanto en las tratativas directas, como en los procesos de licitación, los posibles contratistas proponen al Estado los términos contractuales, los cuales han de cumplir con lo dispuesto en el régimen jurídico vigente, al Ministerio de Energía. Costos y Riesgos: El Contratista deberá realizar a su propio riesgo las inversiones en exploración comprometidas en su oferta, las que garantiza mediante la entrega 22

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de boletas bancarias, carta de crédito bancaria u otro tipo de garantía aceptada por el Ministerio de Minería para el cumplimiento de dichas inversiones en exploración. Los parámetros para las ofertas económicas por los bloques están definidos en las Bases de la Licitación y consisten en compromisos de exploración valorizados para cada período y en la determinación de una curva de retribución del Contratista equivalente a un porcentaje de la producción mensual de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el área del CEO, esta retribución permite al inversionista cubrir los costos de operación y capital por él asumidos. Propiedad: Los Contratistas adquieren la propiedad del hidrocarburo (o el dominio) una vez producido (extraído), sin embargo, su comercialización está sujeta a regulación por parte del Estado. El Estado le paga al Contratista una retribución por sus servicios una vez que éste inicie la producción del recurso. Esta retribución será pagada con parte de los hidrocarburos producidos y se entregará al Contratista para su propia comercialización. El Contratista y el Estado acuerdan en cada CEOP las condiciones generales de comercialización de todos los hidrocarburos producidos. Las operaciones y condiciones específicas de comercialización deben ser aprobadas por el Comité de Coordinación de cada CEOP. El Contratista es responsable de comercializar la totalidad

del hidrocarburo líquido y gaseoso a través de un proceso de licitación, de acuerdo a las condiciones acordadas con el Estado. El Contratista transfiere al Estado el equivalente al volumen de petróleo y/o gas natural producido en el área del CEO que corresponda al Estado, valorado al precio promedio acordado en los contratos de comercialización y venta. Vigencia y Duración: Los Contratos tienen un plazo máximo de 35 años y se dividen en Fase de Exploración y Fase de Explotación, todo ello a partir de su firma. La Fase de Exploración tiene una duración de siete años y se subdivide, a su vez, en tres períodos de exploración parciales y sucesivos de tres, dos y dos años, respectivamente, cada uno de ellos está sujeto al desarrollo de las inversiones mínimas especificadas en cada contrato. En caso que se autorice una prórroga a la etapa de exploración, el plazo máximo de la Fase de Exploración no podrá exceder de 10 años. Por otra parte, la Fase de Explotación tiene una duración máxima de 25 años y se inicia una vez que el Contratista declare comercialmente explotable un yacimiento. Al término de cada período de exploración, el Contratista debe restituir al Estado aquellas áreas que determine el Comité de Coordinación de acuerdo a lo establecido en el CEOP. Al finalizar la Fase de Exploración, el Contratista sólo explotará las áreas declaradas comercialmente explotables.

Sistema Tributario De acuerdo al Decreto Ley No 1.089, el contratista podrá estar afecto a un impuesto calculado directamente sobre el monto de la retribución establecida en el correspondiente CEOP, equivalente a un 50% de dicha retribución; o bien, podrá serle aplicable el régimen tributario de la Ley de la Renta, según lo determine el Presidente de la República. La opción utilizada de forma común por el Estado Chileno es esta última, aplicándose por tanto el régimen común de tributación de la renta, contenido en el Decreto Ley No 824 del año 1974, cuyas disposiciones permanecerán invariables por todo el plazo del Contrato. Cualquiera sea el sistema fijado, éste substituirá todo otro impuesto directo o indirecto que pudiere gravar la retribución o al contratista en razón de la misma, y será invariable por el plazo que se otorgue. En la actualidad, la tasa del impuesto a la renta para las sociedades es 17%. Además se aplican las disposiciones de la Ley sobre Impuesto a las Ventas y Servicios contenida en el Decreto Ley No 825 del año 1974, que fijan el impuesto al valor agregado en un 19%; las exportaciones de hidrocarburos están exentas de impuesto.

Perú El 19 de Agosto de 1993 se promulgó la Ley Orgánica de Hidrocarburos, No. 26221, con vigencia a partir del 18 de Noviembre de 1993. Se crea Perupetro S.A., que en representación del Estado negocia, celebra y supervisa los contratos en materia hidrocarburífera, así como los Convenios de Evaluación Técnica. Por otra parte, la Ley No. 26221 establece que las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos se realizarán bajo la forma de Contratos de Licencia así como de Contratos de Servicios u otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas. Características Generales Costos y riesgos: Durante la etapa de exploración el Contratista está obligado a realizar un mínimo de inversiones, cumpliendo con las Unidades de Trabajo Exploratorio definidas en cada contrato. Una vez realizado el Descubrimiento Co-

mercial, el Contratista elaborará un Plan Inicial de Desarrollo que es aprobado por Perupetro, luego debe presentar el programa de trabajo y de inversiones tanto para la parte Exploratoria como de Desarrollo y Producción. Propiedad:“Los Hidrocarburos ‘in situ’ son de propiedad del Estado. El derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos es transferido por Perupetro al Contratista en la Fecha de Suscripción, conforme a lo estipulado en el Contrato y en el artículo 8º. de la Ley N° 26221. El Contratista se obliga a pagar al Estado, a través de Perupetro, la regalía en efectivo en las condiciones y oportunidad establecidas en el Contrato”. Por otra parte, el artículo 39 de la Ley establece que el Contratista tendrá “la libre disponibilidad de los Hidrocarburos que le correspondan conforme al Contrato y podrá exportarlos libre de todo tributo, incluyendo aquellos que requieren mención expresa.” Adicionalmente, en “caso de emergencia nacional declarada por Ley, en virtud de la cual el Estado deba adquirir Hidrocarburos de los productores locales, ésta se efectuará a precios internacionales de acuerdo a mecanismos de valorización y de pago que se establecerán en cada Contrato”. Duración: El plazo para la etapa de exploración es de 7 años (prorrogable hasta 10 años en ciertos supuestos) y para la etapa de explotación de Petróleo es el que reste hasta cumplir, conjuntamente con la etapa de exploración, los 30 años; por otra parte, para la explotación de gas natural no asociado y de gas natural no asociado y condensados, será hasta completar los 40 años. Luego de la fase de exploración el Contratista puede solicitar el inicio de la Extracción Comercial con la declaración del Descubrimiento Comercial, pudiendo solicitar una retención de este derecho. Sistema Tributario Regalías: El Decreto Supremo No. 0172003-EM establece que el Contratista puede elegir entre dos metodologías, por Escala de Producción o por Resultado Económico, al momento de realizar una Declaración de Descubrimiento Comercial y “dependerá de sus estimados de in-

versión y costos que pudiera realizar en el Área de Contrato. La metodología por Escala de Producción establece distintas alícuotas en función a la producción del lote. El límite inferior se sitúa en 5% y el superior en 20% sobre la producción fiscalizada por día calendario. El escalamiento de esta regalía está en función al nivel de producción. Por otra parte, al momento de la licitación del lotes, el contratista puede ofrecer un monto adicional por regalías. La regalía variable se aplica a partir de que alcanza el valor de 1.15 y en el rango de 0% a 20%. Los ingresos acumulados resultan de la valorización de la producción fiscalizada que corresponde al contratista en los Contratos de Licencia, en Boca de Pozo. Por otra parte, los egresos acumulados incluyen las inversiones y gastos efectivamente incurridos hasta el período que se realiza el cálculo de R; no se incluyen en este último concepto: 1) Inversiones y Gastos en Ductos después del Punto de Fiscalización; 2) Impuesto a la Renta; 3) Depreciación y amortización; 4) Gastos financieros en general; 5) Montos que se paguen por incumplimiento de Contrato o de obligaciones tributarias y; 6) Otras inversiones y gastos no relacionados con las operaciones del Contrato, cuyo detalle se incorporará en el Procedimiento Contable del Contrato. Impuesto a la Renta: Se aplica sobre la utilidad de la operación con una alícuota del 30%. Adicionalmente el “Estado, a través del Ministerio de Economía y Finanzas, garantiza al Contratista, el beneficio de estabilidad tributaria durante la Vigencia del Contrato, por lo cual quedará sujeto, únicamente, al régimen tributario vigente a la Fecha de Suscripción, de acuerdo a lo establecido en el ”Reglamento de la Garantía de la Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la Ley No. 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos”, aprobado por Decreto Supremo No. 32-95-EF, en la “Ley que regula los Contratos de Estabilidad con el Estado al amparo de las Leyes Sectoriales – Ley No. 27343” en lo que corresponda y en la “Ley de Actualización en Hidrocarburos – Ley No. 27377”. AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

Preview Líderes, ejecutivos y profesionales de la industria de E & P mundial del petróleo y gas compartirán en la Annual Technical Conference and Exhibition de la SPE, que este año se celebra en Florencia, la ciudad más poblada de la provincia homónima y de la región de Toscana, en Italia, cuna del Renacimiento, célebre por su arte, cultura y la belleza de su paisajismo Florencia, Toscana, Italia 20 –22 de Septiembre 2010

or primera vez la Conferencia y Exhibición Anual de la Society of Petroleum Engineers se realiza fuera de Estados Unidos. Floren Floren-

cia recibirá a los ingenieros, gerentes, técnicos, geólogos, consultores, investigadores y estudiantes de todo el mundo, reunidos en torno a una programación que promete ser singular, con cerca de 400 presentaciones de trabajos técnicos, ePosters y sesiones de panel que cubre todas las fases y aplicaciones actuales y futuras en la industria; además de actividades diseñadas para jóvenes profesionales y estudiantes y una exhibición con la participación de más de 200 compañías de proyección mundial. Para los profesionales de la industria el ATCE representa el foro principal para recoger nuevas ideas, que se renueva continuamente con una gran diversidad y alto nivel de temas tratados. Este año el programa técnico cubrirá todas las disciplinas técnicas en la industria de E & P, incluyendo las áreas de Perforación y Completación; Salud, Seguridad y Medio Ambiente; Gestión e Información; Producción y Operaciones; Proyectos, Instalaciones y Construcción; Caracterización de Yacimientos. Como novedad en 2010, posterior al ATCE – los días 23 y 24 de Septiembre- está prevista la realización de cursos de formación SPE sobre Introducción a la perforación bajo balance; Fundamentos de recuperación mejorada de petróleo; Optimización de Producción; Análisis de riesgos e incertidumbre para plays de recursos; Completación, fracturamiento y operaciones de producción

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de shale gas; Análisis de declinación de producción; Fracturamiento hidráulico / Análisis de presión; Aspectos prácticos de inundaciones y secuestro de CO2; Inyección de agua, conceptos, predicción de diseño, y optimización; Tubería flexible y sus aplicaciones, entre otros temas. ATCE 2010 será además una gran oportunidad para los asistentes de disfrutar todo lo que Florencia ofrece, mediante distintas actividades especiales y tours.

Eventos y sesiones especiales Lunes 20 de Septiembre Ceremonia de Apertura / Corte de Cinta de la Exhibición 9:00 – 10:30 a.m. Sesión General de Apertura: Las variables del mercado de gas en la ecuación energética global 10:30 a.m. – 12:00 m. Un panel de expertos de la industria de E&P discutirá qué se requiere para satisfacer la demanda futura, así como los requisitos para la aplicación exitosa de soluciones para la globalización del gas. Chairman’s Luncheon 12:15 – 1:45 p.m. Claudio Descalzi, Presidente de ATCE 2010 y Jefe de Operaciones de E & P de Eni, compartirá su visión sobre la industria. Recepción 25-Year Club 5:30 – 7:00 p.m. Como todos los años la SPE realiza esta actividad en honor a sus miembros con más de 25 años de afiliación.

Recepción Young Professionals 6:30 - 8:00 p.m. Una actividad para el intercambio entre jóvenes profesionales Martes 21 de Septiembre Taller Young Professionals: “The Oil & Gas Apprentice” -Formando a los líderes del futuro 9:00 a.m. – 1:30 p.m. Stuart Ferguson, Senior Vice President & Chief Technology Officer Weatherford International; Didier Holleaux, Senior Vice President, Exploration & Production GDF Suez; Catherine MacGregor, President Schlumberger Wireline y David Reid, Vice President, Corporate E&P Business and Technology National Oilwell Varco, conducen esta sesión de trabajo con jóvenes profesionales basada en el popular programa televisivo El Aprendiz. Sesión Especial: Manejo de Yacimientos Como una Tecnología Integrada 9:00 a.m. – 12:00 m. El manejo de yacimientos ha evolucionado más allá del ingeniero de yacimientos en una multidisciplina, o equipo de esfuerzos integrados. Modelos de simulador van más allá del reservorio, incorporando las completaciones, pozos e instalaciones submarinas.. ¿Qué tan bien se ha hecho ésto? ¿Cómo hacerlo mejor? Esta sesión explora estas preguntas y más. Sesión Especial: Iniciativas del Consejo de Talento SPE 2:00 – 5:45 p.m. Se destacan en esta sesión los avances en las

iniciativas relacionadas con los reportes de abastecimiento y demanda de fuerza de trabajo, la cooperación industria / academia en Kazajstán, y mejora de la calidad y cantidad de talentos a nivel global. Recepción y Banquete Anual 7:30 – 11:00 p.m. El tradicional Banquete Anual de la SPE sirve de marco al homenaje que esta institución brinda a los miembros que han hecho contribuciones significativas a la industria de petróleo y gas. Miércoles 22 de Septiembre Sesión Especial: Visión global de los sistemas de reservas 9:00 –12:00 Con una industria petrolera cada vez más globalizada, es necesario una mejor comprensión de los numerosos sistemas de reporte de reservas en uso. Expertos discutirán los requisitos reglamentarios de diversos países, incluyendo una perspectiva histórica y el alcance y carácter de cada sistema. President’s Luncheon y Reunión Anual de Miembros 12:15- 1:45 p.m. Se presentará el balance de gestión de la Sociedad, a cargo del Presidente SPE 2010, Behrooz Fattahi, quien pasa el mazo presidencial Presidente SPE 2011, a Alain Labastie. En el marco de esta sesión, serán reconocidos los nuevos miembros del consejo directivo, los miembros distinguidos SPE y ex presidentes. Las Sesiones Técnicas/ Intercambio e ePoster se realizan el día lunes de 2:00 a 5:45 p.m., y los días martes y miércoles, de 9:001200 m. y de 2:00 a 5:45 p.m.

Eventos estudiantiles ATCE 2010 brinda a los estudiantes miembros la oportunidad de participar y adquirir conocimientos técnicos en un histórico evento, con numerosas actividades especialmente diseñadas para este fin: Domingo 19 de Septiembre Sesión General de Estudiantes 2:45- 3:45 p.m. Todos los estudiantes están invitados a aprender más acerca de sus futuras carreras profesionales. Los ganadores regionales del Capítulo SPE Estudiantil Sobresaliente - SPE Outstanding Student Chapterserán honrados en esta sesión. Taller Capítulos Estudiantiles 4:00 – 5:30 p.m. Sesión de trabajo en la que se discutirán nuevas ideas y mejores prácticas de funcionamiento de estos capítulos Lunes 20 de Septiembre Concurso Internacional de “Papers” de Estudiantes 9:00 a.m. – 1:00 p.m. Competidores de todo el mundo participan en las divisiones de Pregrado, Máster y PhD. PetroBowl Estudiantil 9:00 a.m. - 5:00 p.m. Equipos de distintos capítulos estudiantiles participan en este torneo en el que ponen a prueba sus conocimientos de la industria de E & P. AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

Solución técnico-económica de perforación para campos de crudo pesado

Pedro Machado, Rubén Guzmán, Carlos Rojas y Alberto Ache, PDVSA; - Nidal Khalil Hazboun y Karin González, Schlumberger

La producción primaria (en frío) de crudo pesado proveniente

de la Faja Petrolífera del Orinoco ofrece factores de recobro muy bajos. En esta región se están utilizando cada vez con más frecuencia métodos de producción térmica asistida con vapor con el fin de mejorar la recuperación de hidrocarburos. Para optimizar la eficiencia térmica del proceso de inyección de vapor y la segregación gravitacional del crudo pesado, muchas de las técnicas asistidas con vapor que se utilizan en la región, requieren la colocación precisa de los pozos horizontales cerca de la base de las arenas prospectivas. Normalmente, se trata de arenas no consolidadas e intensamente heterogéneas con variaciones laterales en escala subsísmica. Muchos de los yacimientos exhiben menos de 6 m (20 pies) de espesor. Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) se ha propuesto objetivos ambiciosos destinados a mejorar los factores de recobro de crudo en la región. Para ello ha evaluado diversas tecnologías diseñadas para posicionar los pozos con más precisión y mejorar la eficiencia operacional general. Con ese fin la compañía llevó a cabo un proyecto piloto en un paquete de arenas no consolidadas de escaso espesor, donde se esperaba una velocidad de perforación alta (de hasta 1,000 pies/h). Para el proyecto se desplegó un sistema de perforación rotativo direccional (RSS), combinado con un sistema de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda. Esta combinación posibilitó el mapeo de los límites de capas en tiempo real, proveyendo a los ingenieros la información específica adecuada para tomar las decisiones de geonavegación que los condujera a colocar los pozos de manera óptima dentro de la zona productiva. La nueva información fue utilizada subsiguientemente para actualizar el modelo geológico e incrementar su precisión, beneficiando la actividad futura de desarrollo de campos petroleros.

El campo de petróleo pesado Bare El campo Bare se encuentra ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, una de las acumulaciones de petróleo pesado más grandes del mundo, el cual contiene aproximadamente 1.3 trillón de bbl de petróleo original en sitio, de los cuales 300,000 millones de bbl se consideran recuperables (Figura 1). La mayor parte del crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco se encuentra contenida en las arenas fluviales, marinas litorales y mareales de la Formación Oficina; las secuencias deltaicas 26

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*From AAPG - New Developments in Orinoco Oil Belt Projects Reflect a Positive Effect on Reserves, by Teófilo Villarroel #90075 (2008) Figura 1 - Localización del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela

depositadas durante el Mioceno y el Plioceno. La profundidad de los yacimientos varía entre 150 y 1,400 m [500 y 4,600 pies] y éstos contienen crudo cuyas densidades varían entre 8 y 16 °API. Las viscosidades oscilan entre 2,000 y 8,000 cP. Debido a su alta viscosidad, está previsto que la producción primaria (en frío) de crudo pesado proveniente de la Faja del Orinoco arroje factores de recobro de tan sólo 3%. PDVSA apunta a alcanzar factores de recobro mucho más elevados que se obtendrán principalmente a través de la aplicación de métodos de producción térmica asistida con vapor. Las arenas prospectivas de la Formación Oficina exhiben un nivel considerable de heterogeneidad de flujo de fluido interno, causado por la yuxtaposición de facies diferentes y por la presencia de barreras de lutita que reducen la eficiencia de la recuperación. Entre el 30% y el 40% del petróleo en sitio, correspondiente a la secuencia deltaica se aloja en cuerpos arenosos de menos de 6 m (20 pies) de espesor; esto plantea un desafío adicional para una explotación económicamente efectiva. El yacimiento principal del campo Bare se encuentra en la porción inferior de la Formación Oficina y está compuesto por capas de lutitas, limolitas, fangolitas y carbón, y cuerpos arenosos interpretados como el producto de un ambiente de llanura costera dominado por mareas. Los principales intervalos petrolíferos corresponden a las arenas depositadas como sistemas fluviales de llanuras anastomosadas, canales y barras con rellenos de canal.

Simulación de la colocación de pozos con el proceso HASD Para verificar si la colocación de los pozos dentro de la zona productiva producía un efecto significativo al aplicar el proceso de recuperación térmica por inyección horizontal alternada de vapor (HASD, por sus siglas en inglés), se desarrolló un modelo de simulación numérica utilizando las propiedades representativas del campo Bare. El proceso HASD utiliza un conjunto de pozos horizontales paralelos que actúan alternativamente como productores de crudo e inyectores de vapor, combinando los mecanismos de inyección de vapor y estimulación cíclica por vapor. El vapor de agua es inyectado en forma continua a través de un conjunto de pozos, mientras un segundo conjunto de pozos se encuentra en producción. Transcurrido un plazo predefinido de días o meses, los roles de los pozos se intercambian, convirtiéndose los inyectores en productores y viceversa. El proceso está diseñado para difundir el calor por todo el yacimiento, reduciendo la viscosidad del crudo y mejorando de ese modo su proceso de drenaje. El modelo simuló una distribución HASD de cinco pozos. Se consideraron cinco escenarios diferentes, colocándose los pozos desde la zona cercana a la base hacia la zona cercana al tope de la formación. La Figura 2 muestra el perfil de temperatura simulada en el yacimiento, después de 10 años de inyección de vapor con los pozos colocados cerca de la base de la formación. El área amarilla representa las temperaturas más elevadas.

Figura 3 - Trayectoria del pozo (rojo) con superficies actualizadas sobre la base de mediciones de resistividad LWD. Las barras amarillas y verdes indican las distancias e inclinaciones medidas de los límites de la arena TL

Óptima colocación de pozos PDVSA puso en marcha un proyecto para investigar si la nueva tecnología de colocación de pozos podría mejorar la eficiencia de perforación y producción en los yacimientos no consolidados de crudo pesado de la Faja del Orinoco. Se identificaron dos pozos candidatos que apuntaron como objetivo a la arena TL, una unidad prospectiva de 9 m [30 pies] situada a 823 m [2,700 pies] de profundidad en la porción inferior de la Formación Oficina. El proyecto demandó la perforación de tramos horizontales de 915 m [3,000 pies] para los dos pozos situados a aproximadamente a 2.13 m [7 pies] por encima de la base del yacimiento. Los pozos debían evitar la salida de la arena, a pesar de las variaciones geológicas subsísmicas previstas, eliminándose de ese modo la necesidad de desviar la trayectoria del pozo. Por otro lado, debía medirse el espesor real de la arena a lo largo de la trayectoria. Para lograr estos objetivos se seleccionó un sistema RSS accionado por un sistema de direccionamiento de la barrena. La barrena de perforación estaba provista de chorros frontales para reducir el derrumbe de la formación de arena no consolidada.

Geonavegación proactiva

Figura 2 - Interpretación estructural sobre la base de la distancia respecto de los límites detectados con la herramienta de resistividad LWD. La línea roja indica la trayectoria del pozo.

La línea roja de la Figura 3 muestra la producción acumulada de crudo representada en función de la distancia con respecto a la base del yacimiento. Esto indica que el nivel máximo de producción se obtiene cuando los pozos se colocan cerca de la base del yacimiento. Dado que la generación de vapor representa un costo operacional significativo, la relación vapor-crudo acumulado (CSOR) es un parámetro importante a la hora de evaluar los aspectos económicos de un proyecto de crudo pesado. La línea azul de la Figura 3 muestra que la relación CSOR es más baja—lo cual significa que se requerirá la cantidad mínima de vapor para un volumen determinado de producción de crudo—si los pozos se colocan cerca de la base del yacimiento.

La mayor parte de los pozos horizontales perforados en la Faja del Orinoco utilizan correlaciones de registros convencionales. La naturaleza reactiva de esta tecnología convencional no satisface los requerimientos de los sistemas avanzados de geonavegación. Por consiguiente, se requería un enfoque más proactivo basado en mediciones obtenidas durante la perforación (LWD) en tiempo real y en software de computación que posibilitaran la toma de decisiones de perforación en tiempo real. Se utilizó una herramienta de trazado de mapas de los límites de capas de un sistema LWD de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda PeriScope* combinada con un sistema RSS para medir la distancia hasta los límites geológicos en tiempo real; esto permitió la geonavegación proactiva a través del yacimiento.

Modelado previo a la operación Un equipo multidisciplinario fue conformado para llevar a cabo un estudio de factibilidad destinado a cuantificar si la sensibilidad de la herramienta de resistividad de lectura profunda era compatiAGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

...Tecnología

ble con las propiedades petrofísicas previstas en el yacimiento. Sobre la base de las mediciones de resistividad de un pozo cercano y las propiedades de la arena TL extraídas del modelo estructural 3D, se generó una sección 2D a lo largo de la trayectoria del pozo propuesto. Además, se generaron registros sintéticos: GR, resistividades convencionales y datos de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda, los cuales se utilizaron para predecir las distancias hasta los límites de las capas. La herramienta es sensible a los contrastes de resistividad cercanos. Cuando las lecturas se aproximan a cero, la herramienta se encuentra lejos de cualquier límite. Si existe una capa más conductiva por encima de la trayectoria, las curvas se desviarán hacia arriba en forma proporcional al contraste de resistividad y a la distancia. Por el contrario, si la capa más conductiva se encuentra por debajo, las curvas se desviarán hacia abajo. El ejercicio de modelado indicó que la herramienta podía pronosticar con precisión la base de arena TL dentro de un rango de detección de 2.13 m [7 pies], lo cual satisfizo los requerimientos del proyecto.

Software de campo LWD Para presentar la información que posibilitaría la toma de decisiones proactivas destinadas a optimizar el posicionamiento de los pozos en la zona productiva, se utilizaron herramientas de software especializadas. Y para obtener la distancia hasta los límites de las capas y la resistividad horizontal y vertical del yacimiento, se empleó un algoritmo de inversión sísmica de un modelo de tres capas asociado con una plataforma 3D que abarcaba desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos, lo cual hizo posible ejecutar los flujos de trabajo dentro de un ambiente de colaboración y la integración de las operaciones entre geofísicos, geólogos e ingenieros de yacimientos.

Los resultados Dos pozos fueron posicionados en forma óptima en el primer intento. El sistema RSS respondió a todos los requerimientos desafiantes planteados por la geonavegación, generando una sección en calibre con menos tortuosidad y menos severidades de pata de perro (por debajo de 5°/100 pies) que los motores de fondo de pozo. Además, se logró un buen rendimiento operacional en la geonavegación, un buen nivel de señal de datos y frecuencia de muestreo, y velocidades de penetración (ROP) altas, las cuales promediaron más de 500 pies/h y alcanzaron 1,000 pies/h. La zona productiva promedió el 90%. La Figura 2 (extremo superior) muestra una representación de un modelo estructural interpretado sobre la base de la distancia respecto de los límites detectados (extremo inferior) con la herramienta en uno de los pozos. Los límites mostrados en la sección 2D se referencian a la trayectoria del pozo ejecutado (línea roja) y se codifican con colores. Los colores más oscuros representan las resistividades más bajas. Una sección de lutita, que da cuenta de aproximadamente un 10% del intervalo total perforado, es indicada por las imágenes GR más oscuras del carril superior, en coincidencia con la región en la que la trayectoria sale de la arena. Los pozos fueron perforados a través de cuerpos arenosos interpretados previamente como aproximadamente horizontales 28

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a lo largo de la trayectoria del pozo. Después de perforar 3,000 pies de sección horizontal, los echados relativos a la trayectoria del pozo mostraron variaciones más grandes, lo cual generó una geometría tortuosa que sólo se puede navegar utilizando tecnología de mapeo de límites de capas en tiempo real.

Actualización del modelo geológico Se utilizó la información provista por la herramienta de trazado de mapas de los límites entre capas para actualizar el modelo geológico. La Figura 2 (extremo inferior) muestra la trayectoria del pozo (rojo) con una imagen del proceso de inversión en el fondo. Las barras amarillas y verdes superpuestas indican las distancias existentes hasta los límites y sus inclinaciones. La información nueva posibilitó la creación de superficies actualizadas que representaron mejor los límites del yacimiento. El nuevo modelo puede ser utilizado para pronosticar la producción inicial de crudo, planificar pozos nuevos en el área y estudiar la aplicación de proyectos de recuperación mejorada de crudo en forma más eficiente.

Conclusiones El sistema RSS logró ROPs altas y generó una sección en calibre con menos tortuosidad y menos severidad de pata de perro que con los motores de fondo de pozo. Además, respondió a todos los cambios requeridos en la trayectoria del pozo sin importar las características de la formación. La herramienta de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda proporcionó mediciones en tiempo real para mapear los límites formacionales. El software de soporte permitió adquirir e invertir los datos en tiempo real y presentar la información adecuada con fines específicos, lo cual hizo posible que los ingenieros tomaran las decisiones correctas con respecto a la construcción de una trayectoria horizontal compatible con los objetivos del proyecto en el primer intento. La información nueva fue utilizada para actualizar el modelo geológico e incrementar su precisión, proveyendo un mejor conocimiento del yacimiento. Para lograr niveles óptimos de producción acumulada y de la relación SOR, los proyectos de recuperación térmica asistida con vapor en la Faja del Orinoco requieren el posicionamiento preciso de los pozos horizontales cerca de la base de las capas de arena que suelen ser de poco espesor. La experiencia adquirida durante esta operación constituirá una referencia para la perforación futura de pozos horizontales someros, con ROPs altas, especialmente en ambientes de crudo pesado. El mapeo de los límites entre capas en tiempo real puede mejorar los costos totales de desarrollo de campos petroleros a través de la construcción de los pozos en la posición óptima y en el primer intento, lo cual elimina la necesidad de perforar pozos de evaluación y de desviar la trayectoria de los mismos. *Marca de Schlumberger Este artículo fue preparado en base al artículo SPE/IADC 125764 presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC celebrada en Manama, Bahrain, del 26 al 28 de octubre de 2009. Este artículo fue preparado en base al artículo 2009-118 presentado en el Congreso Mundial de Crudo Pesado celebrado en Puerto de la Cruz, Venezuela, del 3 al 5 de noviembre de 2009.

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Warehouse

Nueva versión del software Paradigm Geolog® El líder de soluciones de software empresarial para la industria mundial de petróleo y gas natural introdujo un nuevo módulo de análisis de incertidumbre

aradigm presentó la última versión de su software Geolog®, un estándar para el manejo de datos e interpretación geológica que introduce un nuevo módulo de análisis de incertidumbre petrofísica. El programa está diseñado para tener un impacto significativo en las actividades de E & P, tanto en la evaluación de formaciones como proyectos de geonavegación. “Con la adición de este módulo de análisis de incertidumbre petrofísica nuestros clientes serán capaces de cuantificar con precisión y científicamente incertidumbres dentro de una columna de hidrocarburos”, dijo Richard Pelling, Gerente de Producto de Paradigm Geolog. Los registros de pozos se utilizan para relacionar casi todos los parámetros necesarios para construir modelos de yacimientos, sin embargo, la incertidumbre inheren-

te y su efecto sobre los volúmenes de los yacimientos y la conectividad rara vez es considerada. Esta tecnología de próxima generación está diseñada para que La nueva versión de Geolog® permite cuantificar con precisión incertidumbres dentro de una columna de hidrocarburos sus resultados alimenten los módulos Paradigm Skua ® / GOCAD® Reservoir de gas no convencional, estudio del Barrisk Assessment (JACTA®) G, solución de nett Shale mediante la combinación de Paradigm para el análisis de incertidumbre visualización y herramientas de análisis en 3D. La consideración de las múltiples avanzadas; y ultimos avances en soluciones realizaciones coherente de los datos pe- petrofísicas. trofísicos conduce a una evaluación más sólida de los hidrocarburos en el sitio.

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Soluciones para no convencionales También Paradigm ha presentado soluciones para el análisis de incertidumbre petrofísicas en Geolog®, optimización de diseño de pozos en tiempo real y posicionamiento estratigráfico en yacimientos

GE Transportation, una unidad de Gene-

ral Electric Company, líder y proveedor mundial de tecnología para las industrias ferroviaria, marítima, de perforación, minera y eólica, introdujo su nuevo water jacket motor diseñado para ejecución de labores y aplicaciones en top drive en plataformas petroleras en tierra y offshore. El motor tiene el potencial de ofrecer una mayor fiabilidad, especialmente en condiciones meteorológicas extremas. Es enfriado por circulación de agua en lugar de ventilador. Su diseño permite que el motor esté completamente cerrado, protegiendo las bobinas contra la humedad, el polvo y otros irritantes. También produce menos ruido, lo que contribuye a la creación de un entorno de trabajo más atractivo y seguro en plataformas petrolíferas. Becky Sidelinger, Líder de Negocios de Perforación de GE Transportation, destaca que este nuevo diseño es fruto del esfuerzo por ofrecer una tecnología cada vez más innovadora y eficaz. GE Transportation suministra una variedad de motores para aplicaciones de perforación y ha servido a la industria de petróleo y gas durante más de 50 años. 30

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Calendario

2010

AGOSTO 02 - 08 – IX Semana Técnica de Geología - Manizales, Colombia manizalesgeologica@hotmail.com 11 - 13 – Navalshore 2010 - Río de Janeiro, Brasil www.navalshore.com.br 16 – From Crude Oil to Biofuels - Rio de Janeiro, Brasil www.biofuelsrio.com 19 - 20 – Summer NAPE - Houston, USA - www.napeexpo.com Ocupa24 - 27 – Congreso Latinoamericano de Seguridad y Salud Ocupa cional de la Industria del Petróleo y del Gas - Salta, Argentina www.iapg.org.ar/congresos/2010/seguridad 31 - 02/9 – Oil & Gas Maintenance Technology North America New Orleans, USA - www.ogmtna.com 31 - 02/9 – 17th International Petroleum & Biofuels Environmental Conference - San Antonio, USA - www.cese.utulsa.edu 31 - 02/9 – VII Congreso de Corrosión - LATINCORR 2010 Quito, Ecuador - www.latincorr2010.org SEPTIEMBRE 01 - 04 – Congreso Mexicano del Petróleo 2010 - Tampico, México - www.congresomexicanodelpetroleo.com.mx 12 - 15 – AAPG International Conference & Exhibition - Calgary, Canadá - www.aapg.org / calgary

13 - 15 – Segunda Conferencia Latinoamericana de Galvanización II LatinGalva 2010 - Cartagena, Colombia - www.latingalva.com 13 - 16 – Rio Oil & Gas Expo and Conference - Rio de Janeiro, Brasilwww.ibp.org.br 14 - 15 – Oil Sands Trade Show and Conference - Fort McMurray, Canadá - www.oilsandstradeshow.com 20 - 22 – SPE Annual Technical Conference and Exhibition Florencia, Italia - www.spe.org/atce/2010 22 - 23 – European Base Oil & Lubricant - Londres, Reino Unidowww.acius.net 27 - 30 – Africa Energy Week - Cape Town, Sudáfrica www.cwcaew.com 27 - 01/10 – XV Congreso Peruano de Geología - Cusco, Perú www.congresosgp.com 27 - 01/10 – Evaluation of Canadian Oil and Gas Properties - Calgary, Canadá - www.spe.org 28 - 30 – International Pipeline Exposition - Calgary, Canadá www.petroleumshow.com/IPE/ 28 - 01/10 – 23rd World LP Gas Forum - Madrid, España www.wlpgasforum-aegpl2010.com Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

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IHS CERA: Capacidad de producción en aguas

profundas se ha triplicado La capacidad mundial de producción en aguas profundas se ha más que triplicado en la última década, concluye un estudio realizado por IHS CERA sobre el rol de la producción en aguas profundas en la oferta mundial de petróleo

na investigación reciente de la firma de consultoría examinó la incidencia de la producción en aguas profundas en la oferta mundial de crudo, previo a la explosión del 20 de Abril en el Golfo de México (GOM). Los posibles efectos del derrame sobre la producción futura serán examinados posteriormente por IHS CERA. De acuerdo al análisis, la capacidad de producción mundial en aguas profundas pasó de 1.5 millones de barriles diarios (mbd) en el 2000 a más de 5 mbd en 2009. Acota además que las proyecciones antes del reventón del 20 de Abril en el GOM evidenciaron que la capacidad de producción en aguas profundas tenía el potencial de aumentar a 10 mbd en 2015, a un ritmo de expansión muy su-

ANUNCIANTES AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum

AME...............................................21 Area...............................................31 Caterpillar...................................C.P.I. Halliburton..................................C.P. Impact Solutions Group...............5 Lindsay CA USA....................................7 Petroleum...................................29 Schlumberger...............................P.I. SPE/ATCE 2010...........................2 S u g ac a... . . . . . . . . . . . . . . . ... ... .........8 Tejas.........................................25 Wabash Power..........................30

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perior a la tasa media de crecimiento de la Panorama de la capacidad global de líquidos en aguas profundas antes oferta mundial. Otras del reventón del 20 de Abril en el Golfo de México. Fuente: IHS CERA conclusiones relevantes de la investigación de IHS CERA son: Los proyectos en aguas profundas en el área estadounidense del GOM La producción mundial en aguas están impulsando una mayor proprofundas supera la de cualquier ducción de crudo en Estados Unidos. otro país, excepto Arabia Saudita, Rusia Según datos de IHS, para 2009 la producy Estados Unidos. Si la producción en ción en el GOM representó el 30% de la aguas profundas representara un país, sería producción de crudo en el país - 1,6 mbd el cuarto mayor productor. de 5,3 mbd. Este 1,6 mbd de la oferta del Golfo fue el resultado de un 33%, ó Los descubrimientos de petróleo en 399.000 barriles por día, de incremento de aguas profundas son cada vez más la producción a partir de 2008. La mayor importantes para la base de reser- parte del aumento se debió a la nueva vas global y de Estados Unidos. El producción de cinco yacimientos de aguas volumen de nuevas reservas de petróleo profundas (Tahiti, Dorado, King South, proveniente de aguas profundas ha estado Thunder Hawk y Atlantis North Flank). en una tendencia al alza desde la década La producción total de crudo de Estados de 1990 y se ha vuelto particularmente Unidos registró un crecimiento en 2009, importante en los últimos años. por primera vez desde 1991. Desde 2006 hasta 2009 los descubrimientos anuales en aguas profundas en La producción en el GOM contribuye el mundo (600 pies o más) representaban a la disminución de las importacioel 42 – 54% de todos los descubrimientos nes de petróleo en Estados Unidos. en tierra y costa afuera. Sólo en 2008, El crecimiento incremental del GOM en los descubrimientos en aguas profundas el último año compensó cerca del 4% del añadieron 13,7 mil millones de barriles promedio de las importaciones diarias. equivalentes de petróleo a las reservas mundiales. La producción de gas natural en el Golfo representó 10% de la producDescubrimientos en aguas profundas ción total de gas en Estados Unidos son significativamente más grandes, en 2009. La producción de gas natural offsen promedio, que los nuevos descu- hore registró un aumento del 3% en 2009 brimientos en tierra. Según datos de respecto a 2008. Este fue el primer increIHS, el tamaño promedio de un nuevo mento después de siete años de reducciones hallazgo en aguas profundas en 2009 fue sustanciales debido a la puesta en marcha de 150 millones de barriles equivalentes de del desarrollo Independence Hub (en aguas petróleo en comparación con un promedio ultraprofundas), con sus mil millones de pies en tierra de sólo 25 millones de barriles. cúbicos por día de capacidad.