Enero 2017 - Petroleum 324

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Enero 2017

Petrรณleo, Mercado y Opep

Expo Oil and Gas Conference Colombia 2016

Petroleumag

Enero 2017 Año 32, Nº 324 Portada: El uso de equipos de última tecnología han permitido a Ecopetrol reducir los tiempos y costos de la campaña de perforación que realiza en el campo Rubiales (Foto: Ecopetrol)

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Presentado el libro “El petróleo en Venezuela, una historia global”

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La obra constituye una síntesis esencial del desarrollo de la industria petrolera venezolana, desde sus comienzos en el siglo XIX hasta nuestros días

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12 Rafael Arráiz Lucca, José Toro Hardy y Luis Xavier Grisanti

E&P Ronda mexicana de aguas profundas excede las expectativas

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La licitación celebrada a principios de Diciembre marcó el inicio del pulso de la actividad exploratoria en aguas profundas del lado mexicano del Golfo de México. La Secretaría de Energía estimó que la inversión derivada de esta Ronda 1.4 y del bloque Trion ascendería a US$41 mil millones, a lo largo de la vida de los contratos

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Instalación de Expo Oil & Gas Colombia 2016

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IN SITU

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Pemex y BHP Billiton se anotan el bloque Trion La petrolera mexicana logró su primer socio para remar en aguas profundas: la australiana BHP Billiton

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Petróleo, Mercado y Opep

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CORNISA CUADRANTE CALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA

Ecopetrol otorgó seis campos para reactivar la producción En una subasta realizada vía electrónica, Ecopetrol recibió ofertas por un monto de US$53,4 millones por seis campos propiedad de la empresa en las regiones del Catatumbo, Putumayo, Magdalena Medio y Meta, lo cual permitirá reactivar la actividad petrolera en estas zonas

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Arrancó la primera terminal de importación de GNL en Colombia A principios de Diciembre la Sociedad Portuaria El Cayao, SPEC, dio inicio a las operaciones de la primera terminal colombiana de regasificación de GNL en Cartagena de Indias, posicionando al país como un nuevo actor en el mercado regional de GNL

ESCENARIO Expo Oil and Gas Conference 2016 Para analizar exhaustivamente el nuevo escenario de ajustes de precios del petróleo, vislumbrar nuevas oportunidades y acordar de manera conjunta, acciones que a corto y mediano plazo permitan reactivar la actividad del sector de hidrocarburos, se realizó del 28 al 30 de Noviembre la principal conferencia y exposición organizada por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros – Campetrol, en el Centro Internacional de Negocios y Exposiciones de Bogotá – Corferias

ANÁLISIS Petróleo, Mercado y Opep Sobre estos temas, petróleo, mercado y Opep, hay muchas opiniones y los criterios científicos son escasos; en estas notas intentaremos poner las cosas en su sitio Por Dr. José Rafael Zanoni

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Proyectos en Problemas Proyectos completados exitosamente pueden arrojar resultados de negocio decepcionantes o incluso catastróficos Por Igor N. Della Polla

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Contenido

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Cornisa

El dilema de los precios del crudo Jorge Zajia, Editor

H

ace 3 años y medio, en Junio del 2013, cuando se avisoraba la caída del precio del petróleo, como consecuencia del incremento de la producción y la desaceleración de la economía global, escribimos la nota editorial que hoy, con todo respeto para con nuestros lectores y anunciantes, nos permitimos reproducir porque, con muy pequeñas variantes, reproduce la situación actual del mercado petrolero mundial, que apunta claramente a que el negocio de los hidrocarburos ha sufrido un cambio estructural y aquellos gloriosos tiempos del crudo a 100 dólares es cosa del pasado, en virtud para que continúe siendo la mayor y más importante fuente de energía con que cuenta la humanidad por muchos años más, debe ser, respondiendo al principio del ABC: Abundante, Barata y Confiable: “El pronóstico es que la demanda sólo crecerá 1% en 2013, en un ambiente de crecimiento de la producción como consecuencia de las inversiones que se realizan para producir aceite y gas de los llamados yacimientos no convencionales. A esto hay que sumar los aportes importantes de uno que otro país al torrente de producción mundial.

Otro factor determinante en el debilitamiento de los precios es la desaceleración de la economía mundial que ya lleva varios años amenazando con desplomarse, sobretodo en la “zona del euro” que da la impresión que no soporta más y de un momento a otro su economía va a implosionar. Esperemos que estas profecías no se cumplan y que tanto Europa como el resto del mundo salgan airosos de esta situación.

En cuanto al panorama mundial de la producción nos vamos a confiar en los datos que aporta el periodista petrolero venezolano José Suárez Núñez, en su columna Petrofinanzas que se publica los lunes en el diario Tal Cual de Caracas.

Suárez Núñez asegura algo que todos sospechamos, y es que algunos miembros

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de la OPEP violan las cuotas de producción para obtener mayores ingresos por las ventas de crudo y otros inflan su potencial de producción para resultar más favorecidos a la hora de asignar esas cuotas de producción.

El caso es que Arabia Saudita sigue siendo por mucho el mayor productor de petróleo con sus 10 millones de BPD y prácticamente es el único de los miembros del cartel que posee una capacidad de producción cerrada, lo que le permite incrementar su producción en unos 2 MMBPD en un tiempo relativamente corto.

Según el análisis publicado por JSN (Tal Cual, Mayo 27, 2013), el volumen de producción de Irán constituye una incógnita, ya que el otrora mayor productor de la OPEP no estaría dispuesto a perder 1 MMBPD cuando se fijen las nuevas cuotas y de hecho el Gobierno de Teherán no revela su volumen de producción para intentar burlar las sanciones de la ONU por el tema nuclear.

Pero el asunto que más llama la atención de los productores agrupados en la OPEP es la revolución que está causando en el mercado los hidrocarburos contenidos en los yacimientos de lutitas o no convencionales. Los grandes descubrimientos en el campo Tupi costa fuera de Brasil, las impresionantes reservas descubiertas en el campo Vaca Muerta de Argentina y los 4 MMBPD de crudos sintéticos obtenidos de las arenas bituminosas de Alberta, Canadá.

Toda esta realidad conduce a que la reunión de mitad del año de la OPEP se aboque al estudio de cómo hacer para sostener los precios del crudo, en un ambiente como el que aquí esbozamos brevemente, señalando que aparentemente Arabia Saudita se inclina hacia una baja, quizás inspirados en la idea que buena parte del petróleo nuevo no pueda ser monetizado en un ambiente de precios bajos que desestimulen las cuantiosas inversiones necesarias para su desarrollo”.

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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.

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Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

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XXX Aniversario de la Cámara Petrolera de Venezuela Capítulo Zulia La celebración incluyó la histórica firma de la adquisición de la nueva sede de Capítulo

E

l martes 13 de Diciembre se celebraron los primeros treinta años de la Cámara Petrolera de Venezuela (CPV) Capítulo Zulia. Las actividades comenzaron con el recibimiento del Presidente de la CPV, Alexis Medina, en el Aeropuerto Internacional La Chinita por parte del Presidente del Capítulo Zulia Roberto Pino Galbán y su traslado a la nueva sede del Capítulo Zulia, ubicada en la avenida 13 entre calles 78 y 79, Torre Empresarial 13, piso 11, Maracaibo.

La jornada prosiguió en el salón de reuniones de la sede actual ubicada en el C.C. Salto Ángel, donde se dio el histórico paso de la firma de adquisición de la nueva oficina entre la vendedora Inversiones Torre 13 y la compradora Cámara Petrolera de Venezuela. Posteriormente la junta directiva del Capítulo Zulia sostuvo una productiva reunión de trabajo con el Presidente de la CPV, Alexis Medina, en la que se abordaron aspectos internos y externos a la organización, en beneficio de sus más de 500 empresas afiliadas.

Gustavo de La Rosa; Gustavo Malavé Buccé, Director Ejecutivo de Pdvsa Producción; Alexis Medina, Presidente de la CPV; Roger Nava; y Roberto Pino Galbán, Presidente del Capítulo Zulia

Los afiliados y directivos se congregan en el salón Lisboa del Hotel InterContinental Maracaibo para el acto central del XXX Aniversario. Allí Alexis Medina hizo un recuento de las gestiones que adelanta en su cargo en pro de todas las empresas del sector.

El Director Ejecutivo de Pdvsa Producción Occidente, Gustavo Malavé Buccé, recordó la excelente Jornada de Atención a las Empresas Afiliadas a la CPV Capítulo Zulia realizada el día anterior en la sede de Pdvsa La Estancia, Edificio Las Laras Maracaibo, donde unas 70 compañías recibieron información de primera mano de parte de

los equipos de Finanzas, Contratación, Planificación y Jurídico de Occidente, Pdvsa y CPV Empresas Mixtas Occidente.

El Presidente de la CPV Capítulo Zulia, Roberto Pino Galbán, mencionóla importancia de la gestión realizada durante tres décadas. Dijo que con la transparencia y rendición de cuentas, hicieron posible logros como la nueva sede de la Torre 13 y enormes aportes que, desde hace 38 años, el Zulia viene haciendo para consolidar a la CPV como referencia nacional. También se hizo entrega de reconocimientos a destacadas empresas afiliadas a la entidad empresarial:

10 años 20 años 25 años 30 años 40 años 50 años 60 años 70 años DPZ

Dispelca Servitrans

Amesa

Conberca Revalca

Tecnesp

ConFurca Inemelca

Samfor

C.A. de Seguros La Occidental

Banesco

John Crane Lukiven

Vinccler

Indice de Anunciantes www.alame.org

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www.alyoncacorp.com

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www.bhzt.cnpc.com.cn

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www.controval.us

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José Chiquinquirá Ferrer G. jferrer75@prodigy.net.mx

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www.panthersmachinery.com

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PI

jferrer75@prodigy.net.mx

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www.keruigroup.com

CP

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CPI

www.pmw.com.co

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www.performarket.com

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www.gruposugaca.com

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www.tradequip.com

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www.vepica.com

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www.petroleumag.com

INTL. SOUTHERN CHEMICALS

suquip@gmail.com

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Cuadrante

E

sso Exploración y Producción Guyana Limited (EEPGL), filial de ExxonMobil adjudicó contratos a SBM Offshore para una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), un paso clave para encaminar la primera producción del campo Liza, se encuentra en el bloque de Stabroek, a unos 193 km de la costa de Guyana. SBM Offshore se encargará de la ingeniería y diseño de la FPSO, y posteriormente construirá, instalará y operará el buque. “Las actividades de desarrollo de Liza están progresando constantemente y estamos complacidos de alcanzar este importante hito”, dijo Neil Duffin, Presidente de ExxonMobil Development Company.

La compañía presentó su plan de desarrollo inicial para el campo a principios de Diciembre, ante el Ministerio de Recursos Naturales de Guyana, el cual incluye la perforación de desarrollo, operación de la FPSO y sistemas submarinos, umbilicales, de elevación y de flujo.

P

DVSA anunció la firma dos acuerdos con Shell Venezuela para impulsar la producción. El primero contempla el financiamiento de la empresa mixta Petroregional del Lago, donde ambas partes son socias, con el objetivo de incrementar la producción desde 2017 hasta el 2035. El acuerdo estipula el desarrollo de yacimientos de crudo pesado con tecnología de perforación multilateral, con la inversión de US$2.800 millones. La primera fase prevé el desembolso de US$400 millones. Mediante otro contrato ambas buscarán reducir el venteo o quema de gas en el norte del estado Monagas.

P

romigas y Canacol Energy firmaron un acuerdo para ampliar la red existente de transporte de gas natural a fin de entregar 100 millones de pies cúbicos diarios adicionales a los usuarios de la Costa Caribe Colombiana, la cual estará operativa a partir de Diciembre de 2018. El acuerdo aumentará significativamente la capacidad de distribución de gas y se estima generará ventas totales de 190 MPCD para el 2018 desde los campos de Canacol conectados en la Estación Jobo. El proyecto con duración de 15 meses contempla la construcción de un gasoducto paralelo al sistema de transporte existente entre Jobo y Sincelejo, y contará además con sistemas de compresión y un nuevo gasoducto entre Cartagena y Barranquilla.

V

enezuela y Trinidad y Tobago suscribieron un acuerdo para la ejecución de un proyecto de suministro de gas natural a través de una interconexión desde el campo Dragón, ubicado en la zona Mariscal Sucre, en el noreste de Venezuela hasta la plataforma Hibiscus de Trinidad y Tobago. El mismo prevé la construcción de uno o más gasoductos. Asimismo ambas naciones evaluarán una ruta potencial desde Güiria, estado Sucre, hasta Point Lisas, en la república insular caribeña.

B

rasil alcanzó la marca histórica de 1 mil millones de barriles producidos mar adentro en la capa del presal, apenas seis años después de la entrada del primer sistema de producción en la Cuenca de Santos, y diez años después del primer descubrimiento en 2006. La estatal brasileña Petrobras y sus socios se anotan de esta manera un desempeño sin precedentes en la historia mundial de producción offshore de petróleo. Sin duda, el presal se ha convertido en una de las regiones productoras más competitivas del mundo. El área tiene una productividad promedio superior a la de la industria mundial de campos offshore, llegando a un flujo de 25 mil bpd por pozo en algunos casos.

P

etrobras y sus socios del consorcio BM-S-9 arrancaron la producción de petróleo y gas del campo Lapa, en el presal de la Cuenca de Santos, mediante la entrada en operación de la FPSO Cidade de Caraguatatuba. Con ello Brasil suma 11 unidades en operación en la capa del presal. Lapa es el tercer campo del presal de Santos en entrar en producción, después de Lula y Sapinhoá. La FPSO está interconectada a Lapa por medio del pozo productor 7-LPA-1D y tiene capacidad para procesar diariamente 100 mil barriles de petróleo y comprimir 5 millones de pies cúbicos de gas. La concesión BM-S-9 es operada por Petrobras (45%), en sociedad con BG E&P Brasil (subsidiaria de Royal Dutch Shell - 30%) y Repsol Sinopec Brasil (25%).

E

stados Unidos de América ha recuperado su sitial de exportador neto de gas natural, algo que no ocurría en casi cincuenta años, con una exportación promedio de 7,4 mil millones de pies cúbicos de gas natural a finales de 2016. Para analistas y expertos el hito se produce debido que a la menor demanda doméstica y al uso de técnicas novedosas de perforación como el fracking, así como al aumento de licencias de exportación otorgadas por el Departamento de Energía.

C

ontinúa consolidándose el crecimiento de la producción de petróleo no convencional en Argentina. Según datos de la Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos de Neuquén, Argentina, en Octubre de 2016 la cuenca neuquina alcanzó una producción de petróleo no convencional (shale oil y tight oil) de 132.602 m3, con un promedio de 26.905 barriles por día, es decir 7,5 veces más que lo registrado en 2013. Aun disminuyendo la producción de petróleo convencional, el total de la producción neuquina sigue elevándose tras la fuerte caída registrada en los últimos 15 años (más del 65% en ese período) para retomar la senda alcista en el 2014 con el desarrollo de la formación Vaca Muerta.

T

ras meses de negociaciones, FMC Technologies y Technip marcaron el 16 de Enero como la fecha para finalizar la fusión multimillonaria. Las acciones de TechnipFMC, el nombre de la compañía combinada, comenzarán a operar el 17 de Enero. Los accionistas de ambas compañías aceptaron la fusión de acciones, que se espera de paso a una nueva empresa valorada en US$13.000 millones.

TechnipFMC contará con cinco unidades de negocio: Servicios de Superficie, Servicios Submarinos, Productos, Proyectos Submarinos y Onshore-Offshore. Las unidades de servicios de superficie y submarinos estarán en la actual sede de FMC en Houston, mientras que el resto de las unidades funcionarán en la sede de Technip en París.

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In Situ

Presentado el libro

“El petróleo en Venezuela, una historia global”

La obra constituye una síntesis esencial del desarrollo de la industria petrolera venezolana, desde sus comienzos en el siglo XIX hasta nuestros días

“

El petróleo en Venezuela, una historia global” de Editorial Alfa, fue presentado el pasado 19 de Noviembre, en la librería Lugar Común, en Caracas. Se trata del décimo tercer libro escrito por el catedrático Rafael Arráiz Lucca, el cual expone desde los primeros afloramientos del petróleo en Venezuela y su evolución hasta nuestros días.

Su autor Arráiz Lucca es Individuo de Número de la Academia Venezolana de la Lengua y Correspondiente de la Real Academia Española. Tiene una extensa trayectoria en el ámbito literario siendo Profesor principal de la Universidad del Rosario, profesor titular de la Universidad Metropolitana, abogado, especialista en Gerencia de Comunicaciones Integradas entre muchos otros títulos a lo largo de su carrera.

En el acto de presentación participaron Luis Xavier Grisanti, Presidente de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos y José Toro Hardy, Economista de la Universidad Católica Andrés Bello, quienes hablaron de

sus experiencias y el placer que les dejó la lectura del nuevo libro.

“La capacidad de síntesis de Arráíz Lucca es ya proverbial, en tanto que el trato objetivo y balanceado de la obra le depararán un sitial especial entre los investigadores y estudiantes que deseen saber qué fue lo que realmente ocurrió en las diferentes etapas del desarrollo de nuestra primera industria”, comentó Xavier Grisanti.

Contenido La obra está seccionada en siete etapas de acuerdo con los acontecimientos que constituyen hitos indudables para la industria petrolera venezolana dentro de su contexto internacional: • Los afloramientos de petróleo y sus primeros usos: de la antigüedad a 1878 • De Petrolia del Táchira a Los Barrosos 2: (1878-1922) • De los Barrosos 2 a la Ley de Hidrocarburos (1922-1943)

El autor del libro, Rafael Arráiz Lucca, junto a José Toro Hardy, Economista de la Universidad Católica Andrés Bello; y Luis Xavier Grisanti, Presidente de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos

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• De la Ley de Hidrocarburos a la OPEP (1943-1960) • De la OPEP a la estatización del petróleo (1960-1976) • De la estatización a la apertura petrolera (1976-1995) • De la apertura petrolera a nuestros días (1995-2016) A lo largo de estas etapas se tratan temas inherentes a los inicios del petróleo en América y Venezuela, la participación de empresarios internacionales como lo es la familia Rockefeller y las primeras concesiones venezolanas. Asimismo la modernización en América y Venezuela por el desarrollo petrolero, la llegada de los automóviles a lo largo del continente y el primer automóvil en el país, el desarrollo de empresas a nivel internacional, la primera Ley de Hidrocarburos, cómo se vio afectado el petróleo por la Primera y Segunda Guerra Mundial, la post guerra, nuevas técnicas de exploración, las dictaduras vividas en algunos países y su influencia, la fundación de la OPEP, la creación de PDVSA, el paro petrolero, el transcurso presidencial del Expresidente Hugo Chávez, hasta llegar a la actualidad durante el mandato de Nicolás Maduro.

“El libro de Rafael Arráiz Lucca nos hará sentir orgullosos de que la industria de los hidrocarburos de Venezuela fue una realización de los venezolanos, con el concurso del capital, las destrezas y la tecnología que las empresas petroleras internacionales pudieron aportar tan provechosamente. Lo felicitamos por esta oportuna e indispensable obra, y estimulamos especialmente a los jóvenes a leerla y asimilarla como parte de su formación académica y cultural”, concluyó Xavier Grisanti.

E&P

Ronda mexicana de aguas profundas excede las expectativas La licitación celebrada a principios de Diciembre marcó el inicio del pulso de la actividad exploratoria en aguas profundas de la porción mexicana del Golfo de México.

La Secretaría de Energía estimó que la inversión derivada de esta Ronda 1.4 y del bloque Trion ascendería a US$41 mil millones, a lo largo de la vida de los contratos

A

lgunas de las grandes compañías petroleras del mundo apostaron por invertir en la porción mexicana del Golfo de México, lo que demuestra claramente que las grandes operadoras siguen interesadas en sacar ventajas en las aguas profundas pese al actual entorno de precios.

Si vemos que ocho de los 10 bloques de exploración obtuvieron ofertas para esta primera ronda de aguas profundas, y que

Pemex jugará su primer round en este escenario junto a un socio internacional para desarrollar el campo Trion, salta a la vista que la licitación tuvo un éxito indiscutible.

Esta ronda fue quizás la que ha generado mayores expectativas de todas las celebradas por México, desde que se aperturó la industria de petróleo y gas a jugadores internacionales.

Los compromisos de inversión de capital por parte de las empresas en los

Cinturón Plegado Perdido

Cuenca Salina

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bloques totalizan alrededor de US$41 mil millones, con costos por pozo exploratorio estimados en alrededor de US$100 millones, dijo Juan Carlos Zepeda, Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México.

Y los ganadores son Total (Francia), ExxonMobil (EU), CNOOC (China), Chevron (EU), Inpex (Japón) y Pemex se adjudicaron los cuatro bloques localizados en el área de Cinturón Plegado de Perdido, en las cercanías del bloque Trion.

La china CNOOC obtuvo dos bloques, con regalías del 17% y 15%, casi quintuplicando la oferta mínima que pedía el Gobierno mexicano, de apenas 3.1%. Chevron y Pemex ofertaron 7.44% por su bloque ganador, y ExxonMobil y Total ofrecieron 5% por el cuarto bloque.

El consorcio Statoil (Noruega), BP (británica) y Total (Francia) ganaron dos áreas con propuestas de regalías adicional del 10% en la Cuenca Salina del Sur. Sierra Oil & Gas (México) y PC Carigali (Malasia) se llevaron un tercer bloque con 22% de regalías, y junto a Murphy Ophir (Estados Unidos) se alzaron con otra área en esta cuenca al ofrecer la regalía más elevada de toda la ronda (26.91%). Las dos áreas restantes quedaron desiertas.

La petrolera mexicana logró su primer socio para remar en aguas profundas: la australiana BHP Billiton

T

ras presentar la mejor propuesta de asociación (farm-out) con Pemex para desarrollar el bloque Trion, la Comisión Nacional de Hidrocarburos dio como ganadora a BHP Billiton. La firma australiana promete brindar a México las mejores prácticas internacionales en aguas profundas para desarrollar este gran proyecto que demandará una inversión estimada de US$11 mil millones.

El hecho será un hito histórico, ya que es la primera vez en su historia que Pemex formaliza una asociación en Exploración y Producción, a raíz del proceso de reforma energética a fin de compartir riesgos y costos.

BHP Billiton ofertó una regalía adicional de 4%, por arriba de la regalía base 7.5%, para un total de 11.5%. Asimismo, ofreció US$624 millones adicionales a los US$570 millones de aporte mínimo. “Este monto es la inversión que el socio va a realizar en el proyecto, lo que le permitirá a Pemex no destinar recursos en unos cuatro años”, dijo la estatal mexicana.

La australiana tendrá el 60% y será la operadora del consorcio. Pemex participará con el 40% restante.

El campo

Trion fue descubierto en 2012 y se encuentra ubicado a 40 kilómetros de la frontera con Estados Unidos y a 179 kilómetros al este de Matamoros, Tamaulipas.

Las primeras inversiones estarán dirigidas a trabajos que permitan obtener un mejor conocimiento del El bloque Trion está ubicado en el Área Perdido, en aguas profundas del Golfo de México, subsuelo. Estudios cercano a la frontera entre México y Estados Unidos y pozos exploratorios permitirán dar mayor certidumbre a diarios en 2025. las reservas del campo Trion, actualmente Para Pemex fue alentador el resultado. estimadas por Pemex en 485 millones de “A pesar de que los precios del petróleo sibarriles de petróleo crudo equivalente a guen relativamente bajos y el desarrollo de nivel de reservas totales (3P) e incluso campos en aguas profundas conlleva riesincrementarlas. gos financieros y geológicos importantes, La primera producción podría con- hubo empresas interesadas en asociarse con cretarse en 2023 hasta llegar a los 120 la empresa mexicana”, expresó la petrolera mil barriles de petróleo crudo equivalente en un comunicado.

“Vemos un potencial atractivo en Trion y la tendencia de Perdido, y nos complace tener la oportunidad de evaluar y desarrollar potencialmente esta área fronteriza del Golfo de México en aguas profundas”, comentó Steve Pastor, Presidente de Operaciones de Petróleo de BHP Billiton.

“La oportunidad se alinea con nuestra estrategia de poseer y operar activos de Tier-1 y brinda una oportunidad para que BHP Billiton aproveche su experiencia en perforación, desarrollo y operación en aguas profundas para crear valor en México”, agregó.

BHP Billiton tiene presencia en más de 12 países y produce alrededor de 600 mil barriles de petróleo crudo equivalente El área a migrar tiene una superficie de 1.284 km2 e incluyen al campo Trion y al menos tres prospectos exploratorios diarios.

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E&P

Pemex y BHP Billiton se anotan el bloque Trion

Ecopetrol otorgó seis campos para reactivar la producción

E&P

En una subasta realizada vía electrónica, Ecopetrol recibió ofertas por un monto de US$53,4 millones por seis campos propiedad de la empresa en las regiones del Catatumbo, Putumayo, Magdalena Medio y Meta, lo cual permitirá reactivar la actividad petrolera en estas zonas

A

unque la Ronda Campos 2016 incluía la subasta de 20 activos de producción, la empresa colombiana logró adjudicar seis campos para su reactivación e incremento de la producción.

En el proceso realizado a finales de Noviembre debutó la mexicana Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. y participaron dos empresas con sólida presencia en Colombia: Gran Tierra Energy y Parex Resources. La oferta sumó el total de US$53,4 millones.

La mexicana se adjudicó los campos Río de Oro - Puerto Barco, Río Zulia y Valdivia - Almagro. Parex Resources ofertó por el campo Sogamoso, y Gran Tierra Energy operará los campos Santana y Nancy - Maxine – Burdine. Los campos pasarán a ser 100% propiedad de las empresas ganadoras.

Ecopetrol detalló que tres de los seis campos no producen en la actualidad y tienen suspendida su actividad desde hace más de diez años. “Los otros tres producen actualmente cerca de 1.800 barriles por día, que equivalen al 0,25% de la producción total del Grupo Ecopetrol”.

La petrolera colombiana apuntó que el proceso les permitirá contar con recursos frescos para el crecimiento de sus activos estratégicos. Asimismo generar “prosperidad compartida en regiones tradicionalmente afectadas por el conflicto, como el Catatumbo y Putumayo, donde el petróleo será el combustible para la paz”, aseguró su Presidente, Juan Carlos Echeverry.

Se espera que la Agencia Nacional de Hidrocarburos apruebe la suscripción de los contratos que incluirá la transferencia de propiedad y titularidad del 100% de

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Campos otorgados en la subasta

los derechos y obligaciones (en este caso de Ecopetrol) a las empresas ganadoras.

Los derechos a transferir incluyen los concernientes a la exploración y explotación de hidrocarburos en el área; propiedad de bienes, pozos e instalaciones; y los contratos, licencias y permisos vigentes.

Los campos Río Zulia (44,08 km2) – Se encuentra ubicado en la cuenca del Catatumbo, en inmediaciones de la ciudad de Cúcuta (Norte de Santander). Actualmente produce 437 BPPD y 13670 BWPD. Inició su producción en 1962, con pico máximo en 1966 de 37.000 BPPD. El factor de recobro del activo es de 45.3%. El activo presenta oportunidades de crecimiento a través de la implementación de proyectos de trabajos de workover y perforación de desarrollo. Pozos perforados: 35 (14 activos, 6 inactivos, 15 abandonados).

Río de Oro y Puerto Barco (197,22 Km2) – Este activo está ubicado en la cuen-

ca del Catatumbo, en inmediaciones del municipio de Tibú (Norte de Santander).

El campo Río de Oro inició su producción en 1950, obteniéndo su pico máximo en 1956 con alrededor de 3.000 BPPD; se encuentra cerrado desde el año 1999, para ese momento producía alrededor de 150 BPPD. El campo Puerto Barco fue descubierto en 1958 y explotado hasta 1999 cuando se cerró produciendo 140 BPPD de 43° API. Presenta oportunidades de crecimiento a través de la reactivación de pozos, optimización de los sistemas de explotación, trabajos de workover, perforación de pozos de desarrollo y prospectos exploratorios.

Valdivia-Almagro (2.48 km2) – Está ubicado en la cuenca de Llanos, en las inmediaciones del municipio de Puerto López (Meta). Actualmente produce 514 BPPD y 14.600 BWPD. Comenzó su producción en el 2000, con pico máximo en 2005 de 4.000 BPPD. Tiene un factor de recobro de 20,08%. También oportunidades de

Activo Río de Oro y Puerto Barco Río Zulia Valdivia Almagro Sogamoso Santana Nancy Maxine Burdine crecimiento a través de trabajos de Workover, perforación de desarrollo y opciones exploratorias.

Sogamoso (14,9 km 2) – Este activo se localiza en la cuenca del Valle Medio del Magdalena en las inmediaciones del municipio de Puerto Wilches (Santander).

Presenta oportunidades para la ejecución de proyectos de perforación de desarrollo y potencial exploratorio. En la actualidad los pozos perforados se encuentran abandonados desde 2012. Su pico máximo de producción en 1967 con 140 BPPD. El potencial del área brinda opciones de perforación de desarrollo encontradas con la sísmica 3D tomada en 2013.

Región Catatumbo Catatumbo Llanos - Meta VMM - Santander Putumayo Putumayo

Empresa adjudicataria Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. Parex Resources Gran Tierra Energy Colombia Gran Tierra Energy Colombia

Santana (5,75 km2) – Ubicado en la cuenca de Putumayo este activo en la actualidad produce alrededor de 650 BPPD y 11.500 BWPD. Comprende los polígonos alrededor de los campos de explotación Linda, Mary, Miraflor y Toroyaco. Toroyaco, logró su máximo de producción en 1997 con 3.850 BPPD; el campo Mary comenzó a producir en 1993 con un máximo de 5.500 BPPD en 1997; y el campo Miraflor arrancó su producción en 1995 con pico de producción de 1.780 BPPD ese mismo año. El factor de recobro del activo es de 25.89%. Presenta oportunidades de crecimiento mediante trabajos de workover y optimización de la curva básica.

Meta en 2017: Mayor producción Ecopetrol se ha trazado como objetivo el aumento sostenido de su producción.

Del total de inversiones para este año por US$3.500 millones, 80% estará dirigido a proyectos en exploración y producción, centrados en el desarrollo de activos clave y en la caracterización del onshore y offshore colombiano. Solo en el segmento de Producción invertirá unos US$2.200 millones, casi el doble del año pasado (US$ 1.116 millones). En Exploración destinará US$650 millones, lo que duplica lo invertido el año anterior (US$282 millones). Su plan es seguir produciendo en promedio cerca de 715 mil barriles de petróleo equivalente por día.

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E&P

Resultados de la Ronda Campos Ecopetrol 2016

Arrancó la primera terminal de importación de GNL en Colombia E&P

A principios de Diciembre la Sociedad Portuaria El Cayao, SPEC, dio inicio a las operaciones de la primera terminal colombiana de regasificación de GNL en Cartagena de Indias, posicionando al país como un nuevo actor en el mercado regional de GNL

E

l país busca ampliar sus ofertas de gas natural para satisfacer la demanda nacional de energía y garantizar el suministro confiable y competitivo de las centrales térmicas de la región.

La apertura de la nueva terminal de gas natural licuado fue posible tras 16 meses de construcción. La misma está conformada por una unidad flotante de almacenamiento y regasificación, un muelle de 760 metros y un gasoducto de 10 km que conecta la terminal con el sistema nacional de transporte del país.

La infraestructura soportará la generación de energía térmica colombiana y evitará

16 ENERO 2017 I Petroleum 324

Unidad flotante de almacenamiento y regasificación Höegh Grace, en la terminal de SPEC ubicada al norte de Barú, al sur de la bahía de Cartagena

apagones durante la estación seca, expresó José Luis Montes, Director General de SPEC. “Estamos encantados de anunciar que hemos cumplido con nuestros compromisos

y expectativas y que nuestros clientes Tebsa (Termobarranquilla), Termocandelaria y Zona Franca Celsia ahora van a recibir suministro de gas confiable y estable para sus operaciones”, comentó Montes.

El proyecto, que demandó una inversión de US$150 millones, se convierte en un elemento vital para la economía nacional colombiana, ya que la terminal está preparada para suministrar 400 millones de metros cúbicos al día, suficiente para satisfacer 2000 MW de capacidad de generación termoeléctrica.

El Director General de SPEC resaltó que el apoyo gubernamental fue papel clave en el desarrollo de esta iniciativa. “Hemos estado desarrollando este proyecto durante 9 años. Desde el primer día, hemos intentado encontrar juntos la mejor solución para garantizar el suministro de gas natural a los principales generadores termoeléctricos de la región. Ahora hemos logrado nuestro objetivo, gracias a las predicciones del gobierno, que precisamente estimó que la demanda de gas superaría la producción de los países”, dijo Montes.

Aclaró que la idea no es competir con la oferta local de gas natural, sino para cubrir la demanda que la producción interna nacional no pueda atender. “Un terminal de regasificación se tiene cuando no existen suficientes reservas locales de gas”, aclaró el directivo.

Descubre la Riqueza de Conocimiento en la Industria E&P

S

er parte de la Society of Petroleum Engineers (SPE) es la clave para conectarse con las mentes más brillantes de la industria E&P. A fin de implementar su misión de recolectar, propagar e intercambiar conocimiento técnico SPE ha desarrollado diversos mecanismos y recursos técnicos para beneficio de sus asociados: • Journal of Petroleum Technology (JPT)– la revista insignia de la SPE que destaca los últimos avances tecnológicos en E&P. La suscripción es complementaria para los asociados.

• Tienda virtual–con libros y recursos técnicos especializados en la industria upstream, a tarifas especiales.

• La biblioteca virtual OnePetro.org– congrega literatura técnica de la industria E&P, de múltiples asociaciones (incluyendo la SPE). Esta herramienta de fácil uso contiene más de 160,000 documentos escritos por expertos.

• Secciones y Comunidades Técnicas en SPE Connect– plataforma virtual que facilita la comunicación y colaboración entre asociados de todo el mundo y crea espacios de redes profesionales para el desarrollo laboral, avances en las competencias técnicas y el acceso a la tecnología de punta.

• Secciones Locales de la SPE– conformado por asociados que implementan la misión de la SPE en su jurisdicción.

“La SPE mantendrá firme su razón de ser por la que creo las personas se involucran con la SPE: las relaciones interpersonales que ofrece,” dijo Janeen Judah, Chevron, Presidenta de la SPE para el 2017, durante la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE (ATCE) 2016 en Dubai. “Conectarse con otros profesionales en persona es la clave para construir relaciones de negocios”.

Líderes de la industria E&P congregados durante 2015 LACPEC, Quito

• Revistas Académicas– SPE Drilling & Completion, SPE Production & Operations, Oil and Gas Facilities, SPE Economics & Management, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, y SPE Journal.

• Serie de Distinguished Lecturers– presentaciones técnicas ofrecidas por reconocidos líderes de la industria, seleccionados por colegas expertos, y que se ha consolidado como uno de los programas más respetados y con más acogida.

• Programa eMentoring– interacciones entre líderes expertos y jóvenes profesionales y/o estudiantes quienes reciben consejos prácticos para su carrera profesional.

• Kit de Herramientas para asociados en transición– ofrece información, recursos gratuitos o con tarifas especiales, y programas de asistencia durante la transición industrial.

• PetroWiki- el primer wiki de la industria upstream del petróleo y gas, moderada por asociados de la SPE. • Eventos técnicos- más de 100 eventos al año, incluyendo conferencias, simposios, talleres especializados, cursos de entrenamiento técnico y webinars.

La Conferencia en Ingeniería de Petróleo para América Latina y El Caribe de la SPE

(LACPEC) ofrece más de 150 presentaciones técnicas en investigación y desarrollo, sesiones magistrales de alto nivel, y una muestra comercial que congrega a empresas líderes y proveedores de tecnología. Conoce más detalles en www.spe.org/go/17lacp.

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Los beneficios tangibles de la membresía son extensos, sin embargo los intangibles, como construcción de relaciones personales y networking, desarrollo profesional y acceso a tecnología son inmensurables.

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ENERO 2017 I Petroleum 324 17

Escenario

Expo Oil and Gas Conference 2016

Trazando el futuro de la Industria Para analizar exhaustivamente el nuevo escenario de ajustes de precios del petróleo, vislumbrar nuevas oportunidades y acordar de manera conjunta, acciones que a corto y mediano plazo permitan reactivar la actividad del sector de hidrocarburos, se realizó del 28 al 30 de Noviembre la principal conferencia y exposición organizada por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros – Campetrol, en el Centro Internacional de Negocios y Exposiciones de Bogotá – Corferias

L

as voces de los principales actores de la industria petrolera colombiana – la cual persevera en retomar un mayor dinamismo tras el impacto de la baja del precio del petróleo en los últimos años-, fueron escuchadas por los 2.500 asistentes a esta cita, en la cual estuvieron representadas más de 80 empresas nacionales y delegaciones de países con actividad petrolera como China, Estados Unidos, Argentina, México y Brasil.

La agenda de la conferencia fue amplia y dio cabida a una serie de temas analizados por expertos del sector mediante cinco grandes paneles que -en líneas generalesabordaron oportunidades y desafíos de la actividad hidrocarburífera, tales como la priorización de la exploración offshore, el incremento de la actividad onshore, el recobro mejorado y la explotación gasífera, tras lo cual quedó muy en claro que todas estas oportunidades se aprovecharán solo

18 ENERO 2017 I Petroleum 324

Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol; Andrés López, Presidente Ejecutivo de Corferias; Rose Marie Saab, Presidenta de la Junta Directiva de Campetrol; Orlando Velandia Sepúlveda, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH; y Juan Carlos Echeverry, Presidente de Ecopetrol

con la ejecución de una política pública orientada a la reducción de los costos de producción, el fortalecimiento de la inversión privada y el trabajo mancomunado entre industria, gobierno y comunidades.

En la ceremonia de instalación estuvieron presentes Orlando Velandia Sepúlveda,

Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH; Juan Carlos Echeverry, Presidente de Ecopetrol; Andrés López, Presidente Ejecutivo de Corferias; Rose Marie Saab, Presidenta de la Junta Directiva de Campetrol; y Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol.

Germán Espinosa, Francisco Lloreda, Presidente, ACP; Juan Carlos Rodríguez, Director Ejecutivo, Acipet; Sergio Pinilla, General Manager, Kerui Petroleum; y Riccardo Nicoletti, Tipiel

Reactivar la exploración 2017 será un año para alcanzar metas tanto en el áreas de exploración como en producción. Así lo ratificó, Juan Carlos Echeverry, Presidente de Ecopetrol, durante la instalación de Expo Oil and Gas Conference 2016, quien aseveró que con precios del crudo en alza y un promedio de USD$50 el barril durante 2017, podrá reactivarse la exploración y reanimarse la producción en el país.

Aseguró que un mayor dinamismo en la industria petrolera contribuirá al desarrollo de las regiones, la generación de empleo y la economía colombiana. “Habrá una nueva era de crecimiento para el sector petrolero con el incremento de la exploración, por ello si el barril sobrepasa los USD$50 podremos pasar de los 500 pozos perforados, un crecimiento muy amplio si se compara con los 150 pozos de este año”.

ENERO 2017 I Petroleum 324 19

Escenario

Echeverry afirmó que el reto y compromiso de las empresas que operan en el país, debe ser el aumento en la exploración tanto onshore como offshore, con el consecuente aporte a los ingresos fiscales de la nación.

“Las familias del país se gastan hoy 15% de su sueldo en el consumo de productos elaborados con petróleo. Esto muestra que está en nuestro diario vivir”.

Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, consideró favorable el anuncio de Ecopetrol de incrementar la perforación de pozos para 2017, por cuanto contribuirá a la reactivación de toda la cadena de hidrocarburos, y por ende dinamizará la generación de empleo en las regiones.

“Al aumentar la perforación de pozos se reactiva la contratación de bienes y servicios petroleros en el país y las regiones, lo cual beneficiará no solo a las empresas, sino a las familias que habitan en zonas de influencia petrolera”, expresó.

No obstante, Lizarralde recalcó que la petrolera debe procurar mantener los pozos actuales, incluso incrementar el factor de recobro que en promedio se ubica en 18% en el país.

Escenario

Orlando Velandia Sepúlveda, Presidente de la ANH, auguró que 2017 será un año de crecimiento para la industria de los hidrocarburos, lo que le permitirá continuar aportado a la economía del país.

“Este sector le ha entregado a Colombia durante los últimos años 50.047 kiló-

metros de vías, más de 3.000 profesionales formados, 748 instituciones educativas edificadas o dotadas, 271 entidades de salud hechas realidad; más de 95.000 viviendas desarrolladas y 10 millones de personas beneficiadas con conexiones en saneamiento básico y agua potable en sus viviendas”, comentó Velandia.

Por su parte, Andrés López Valderrama, Presidente Ejecutivo de Corferias, resaltó la contribución de un escenario como Expo Oil and Gas Conference 2016 al visibilizar la gestión del sector y los retos por delante. “Este no es solo un evento académico, sino una fuente de muchos negocios y oportunidades para un sector petrolero en reactivación”, apuntó.

Agenda de Conferencias El evento lució un programa académico especializado que abarcó temas pilares inherentes a la situación actual de la actividad hidrocarburífera colombiana Paneles – Gas Natural. Oferta y demanda ¿Colombia está en capacidad de atender las necesidades futuras?

Jorge Valencia, Director, Unidad de Planeación Minero Energétcia, UPME

Ángela Montoya Holguín, Presidente Ejecutivo, Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen Moderador: Rodolfo Guzmán, Socio Arthur D´Little

Panel Entorno Social: Ernesto Borda (Moderador), Francisco Javier Mejía, Viceministro del Trabajo; Amylkar Acosta, Director Ejecutivo, Federación Nacional de Departamentos; Martha Isabel. Castañeda, Procuradora General; y Eduardo Uribe, Vicepresidente de Desarrollo Sostenible y Ambiental, Ecopetrol

Panel Offshore: Armando Zamora (Moderador), Max Torres, Vicepresidente de Exploración, Ecopetrol; Orlando Velandia, Presidente, ANH; Marco Antonio Santiago, Presidente, Petrobras Colombia; y Alberto Gamboa, Presidente, Anadarko Colombia

20 ENERO 2017 I Petroleum 324

– Entorno social. ¿Cuál es el impacto del proceso de paz para el sector petrolero?

Francisco Javier Mejía, Viceministro del Trabajo Eduardo Uribe, Vicepresidente de Desarrollo Sostenible y Ambiental, Ecopetrol Amylkar Acosta, Director Ejecutivo, Federación Nacional de Departamentos Martha Isabel Castañeda, Procuradoría General de la Nación Moderador: Ernesto Borda, Presidente, Trust – Offshore. Planes y expectativas sobre las reservas de aceite y/o gas en el offshore para Colombia Orlando Velandia, Presidente, ANH Alberto Gamboa, Presidente, Anadarko Colombia Marco Antonio Santiago, Presidente, Petrobras Colombia Max Torres, Vicepresidente de Exploración, Ecopetrol Moderador: Armando Zamora, Experto – Retos macroeconómicos y fiscales que contribuyan a un sector petrolero competitivo Joe Amador, Director de Tudor Pickering Holt Maria del Rosario Guerra, Senadora de la República Juan Pablo Espinosa, Gerente de Investigaciones Económicas, Bancolombia Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol Moderador: Guillermo Perry, Exministro de Minas y Energía

Escenario

– Factor de Recobro. Reto sectorial y estrategias para aumentar el factor de recobro en un entorno de precios bajos Jorge Alirio Ortíz, Vicepresidente de Operaciones, Regalías y Participaciones, ANH Héctor Manosalva, Vicepresidente de Producción y Operaciones, Ecopetrol Eduardo Lozano, Director de E&D, Mansarovar Energy Olmedo Jaimes, EOR Technical Adviser Colombia - Perú, Schlumberger Moderador: Andrés Mantilla, Director, ICP

El reto de Colombia: Convertirse en un país petrolero Tras el anuncio de la Organización de Países Exportadores de Petróleo de recortar la producción petrolera para impulsar los precios del crudo, Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, señaló que el sector apuesta a su fortalecimiento, sin embargo, reafirmó la necesidad de trazar un camino que involucre a los gobiernos nacional, departamental, local, comunidades e industria, con miras a tener no un país con petróleo sino un país petrolero. “Con un barril a US$50 podemos seguir adelante y concretar un nuevo escenario para construir un camino de reactivación de la actividad” dijo Lizarralde.

En tal sentido, Guillermo Perry, Exministro de Minas y Energía de Colombia (1986-1988), acotó la necesidad de “au-

Panel Retos Macroeconómicos: Joe Amador, Director Tudor Pickering Holt; Juan Pablo Espinosa, Gerente de Investigaciones Económicas, Bancolombia; Guillermo Perry (Moderador); y Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol

mentar la inversión privada, ajustar los costos de sector, trabajar por ser más productivos y generar una política pública sin que se frene el crecimiento de la actividad para facilitar la exploración y explotación con todas las medidas de protección del medio ambiente”.

Max Torres, Vicepresidente de Exploración de Ecopetrol, manifestó que el país requiere incentivos fiscales, contractuales y medioambientales que permitan continuar atrayendo la inversión en el sector para reactivar la actividad de perforación de pozos y sísmica.

Panel Factor de Recobro: Olmedo Jaimes, Asesor Técnico EOR Colombia - Perú, Schlumberger; Eduardo Lozano, Director E&D, Mansarovar Energy; Andrés Mantilla (Moderador); Héctor Manosalva, Vicepresidente de Producción y Operaciones, Ecopetrol; y Jorge Alirio Ortíz, Vicepresidente de Operaciones, Regalías y Participaciones, ANH

Ratificó la importancia de aprovechar el interés actual de las empresas por invertir en el sector de hidrocarburos, de manera tal de evitar que “las condiciones, exploración y recursos que poseen los países se desplazarán a otras naciones”.

Alberto Gamboa, Presidente de Anadarko, consideró vital que las empresas alcancen mayores niveles de eficiencia con el objetivo de bajar los costos. En tal sentido, señaló que es preciso trabajar de la mano del Gobierno colombiano para saber cómo optimizar el modelo de impuestos y regalías de manera que el país pueda garantizar el acceso a los recursos que requiere para el desarrollo en offshore.

Eduardo Lozano, Director de Mansarovar Energy, puntualizó que de alcanzar el 36% de recobro mejorado en Colombia se podrán incorporar cerca de 8,6 millones de barriles.

Marco Antonio Santiago Toledo, Presidente de Petrobras, anunció que en sus planes estratégicos contemplan la inversión hasta el 2021 de cerca de US$400 millones en el país, lo que mejora las proyecciones a futuro del sector.

Al debatir el tema del proceso de paz en Colombia y su relación con el sector petrolero, Almilkar Acosta, Director Ejecutivo de la Federación Nacional de Departamentos, FND, advirtió que si bien “habrá un exacerbamiento del conflicto interno en el país, la otra cara de la moneda muestra que pese a la realidad es mejor afrontar el conflicto y no seguir en una confrontación armada” ENERO 2017 I Petroleum 324 21

Charlas Técnicas Escenario

Un total de 19 conferencias técnicas estuvieron a cargo de especialistas de las empresas Fugro, Coremar, Power Group, Provetecmar, Kerui Group, Willis Tower Watson, Baker Hughes, Schlumberger, DuPont, Mustagh Resources, Halliburton, Stork, Hupecol, ALS Oil & Gas e Industrial Consulting Group

Eduardo Rivodó, Presidente, Industrial Consulting Group

¿Por qué optimizar? ¿Por qué innovar?

Durante este ciclo de charlas, Eduardo Rivodó, Presidente de ICG, abordó el tema de la optimización de campos de producción pesados y las innovaciones para aumentar la competitividad, temas que consideró vitales para enfrentar los bajos precios del petróleo. Recalcó que optimización trae diversos benefi-

cios entre ellos la obtención de mayor credibilidad, eficiencia operacional, reducción de pérdidas de producción, mejor desempeño en seguridad industrial, sostenibilidad del negocio, aumento de producción o de la capacidad instalada con inversión reducida.

“Cuando la capacidad está restringida, usted puede producir más con los activos existentes y a menor costo y cuando existe una limitación del mercado, se puede lograr los resultados previstos con menos unidades operativas”, aseguró el Presidente de ICG. Explicó que un esquema de optimización integral debe abarcar: el clúster, el

tratamiento de crudo, tratamiento de agua, filtración de agua tratada, deposición de agua tratada, sistema eléctrico, generación de vapor, sistema condensado y emisiones SOx – Particulado, trayendo como resultado un proceso eficiente y ordenado.

Concluyó que al implementar el esquema planteado se obtienen beneficios potenciales relevantes como la reducción de pérdidas de producción al disminuir a su mínima expresión las paradas de plantas en un 5% - 10%. Asimismo la implementación de lógica difusa en sistemas de tratamiento de agua con un incremento de la capacidad instalada en un 5% - 8%.

Conclusiones La jornada del tercer día culminó en un ambiente de optimismo hacia el futuro.

Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, compartió las conclusiones generales y recomendaciones derivadas de los diferentes paneles Generales • Los temas críticos que afectan el dinamismo del sector de hidrocarburos en Colombia siguen siendo: la socialización de proyectos – relacionamiento con comunidades; el licenciamiento ambiental; y la seguridad jurídica, alto government take, alta carga tributaria.

22 ENERO 2017 I Petroleum 324

Rubén Darío Lizarralde, Ricardo Ramírez y Alberto Consuegra en la mesa de clausura oficial de Expo Oil & Gas 2016

• Se requiere sinergia entre entidades gubernamentales para la generación de políticas claras, incentivos y agilización de procesos administrativos que ayuden al desarrollo óptimo del sector.

• Incentivar la inversión sigue siendo vital para asegurar la autosuficiencia energética de Colombia. Ello permitirá dinamizar

la exploración onshore, aumentar la producción de crudo y gas, desarrollar el offshore y aumentar el Factor de Recobro de 19 a 24%.

Recomendaciones • Se debe trabajar conjuntamente y de manera proactiva con las comunidades,

Gas Natural • La gran apuesta de la industria es el potencial offshore, aunque llegaría en el 2025 lo cual preocupa. Hay que estimular onshore pero hay serios retos sociales y ambientales, especialmente en el tema de no convencionales.

• Debe haber incentivos para explorar gas y revisar el government take para estimular más. La competencia con plantas regasificadoras debe ser bajo las mismas condiciones.

• Cualquier proyecto de gas importante toma hasta 25 años desarrollarlo.

Pos Conflicto

Offshore

• Existen brechas inter regionales e intra regionales, conflictividad entre ciudad y campo que afectan las operaciones petroleras.

• El Gobierno tiene que construir el marco para la industria en el posconflicto, y garantizar en las zonas veredales que la actividad petrolera no sufra ninguna alteración en su programación en cada uno de sus proyectos.

• Muchas causas afectan la conflictividad, ya sea por agua, negocios ilícitos o por tierras. Se debe identificar caso a caso.

• Pese a lo definido en la Constitución del 91, Colombia no sale del centralismo. Los departamentos están llamados a cumplir ese rol, debe haber unos planes de relacionamiento y se está trabajando en ello.

• A las comunidades les preocupan los empleos, el suministro de bienes y servicios, y las buenas inversiones que se realicen con los recursos de las Regalías.

• Se requiere un plan rural, con un piso de protección social que garantice la formalización laboral, sobre todo entre contratistas de la industria y sus proveedores.

• Colombia tiene que pensar en la autosuficiencia energética, por suerte surgieron las actuales operaciones offshore, con un interesante potencial de reservas.

• Las reservas Offshore de Colombia no se van a materializar si las condiciones contractuales, regulatorias, ambientales, laborales, fiscales y económicas no son las apropiadas para el desarrollo de proyectos de estas características.

• El reto en esta área es abastecer el mercado doméstico y otros mercados.

• El Offshore permitirá a Colombia transformarse de un país con petróleo a ser un país petrolero.

Económico • El Estado se ha vuelto monodependiente, no supo manejar los escenarios de bajos precios.

• El país requiere cambios, hay sectores que favorecen a la nación y deben tener criterios diferenciados.

• La reforma tributaria no tiene nada de estructural, no se revisan subsidios, exenciones o evasiones.

ENERO 2017 I Petroleum 324 23

Escenario

integrándolas en los proyectos del sector.

• Debe haber una modificación del actual sistema general de regalías, en el cual se permita a las comunidades y a sus entes regionales contar con autonomía en la ejecución responsable de los recursos para programas de desarrollo regional.

• Es fundamental la consolidación del Gremio de Gremios, en el cual se estructure una única agenda en pro del desarrollo del sector extractivo del país.

Escenario

• Los factores clave para el éxito incluyen: Acceso a capital, Acceso a mercados y precios de mercado, Disponibilidad de infraestructura, servicios y personal cualificado, Marcos reglamentarios y económicos adecuados, Estabilidad legal y fiscal, Acceso a la superficie potencial, Proceso de permisos simplificado y eficiente, Normas ambientales, de salud y de seguridad adecuadas, Alinea los intereses de la industria y las partes interesadas, Ventanilla Única para lograr eficiencia en los trámites gubernamentales para el sector petrolero.

• La política pública puede ayudar a reducir costos y facilitar inversión en el sector petrolero: Ley estatutaria para las consultas con las comunidades; facilitación del proceso de otorgamiento de licencias y permisos; regular y propiciar la exploración y explotación de no convencionales; y reformar el régimen de regalías para acercarlo más a la rentabilidad de cada yacimiento, como lo han hecho el Reino Unido (Noruega, la provincia de Alberta en Canadá y

Australia, entre otros –y Chile, Perú y Canadá en la minería).

Factor de Recobro • Los precios del barril por debajo de US$50 afectan la ejecución de proyectos de Recobro Mejorado: De los 287 campos de Ecopetrol, 106 tiene potencial para aplicar tecnologías de Recobro Mejorado, de los cuales solo 25 son viables por el entorno de precios bajos. Del potencial de 2.000 millones de barriles recuperables que tiene Colombia, con los actuales niveles de precios solo se podrían recuperar 800 millones.

• La política pública debe propiciar las condiciones adecuadas para la incorporación de reservas petroleras a través del Recobro Mejorado e incremento de la actividad exploratoria. Colombia solo tiene cinco años de reservas, la forma más rápida para recuperar e incrementarlas es el Recobro Mejorado.

El Gobierno tiene que pensar cuáles son las condiciones de Government Take, gravámenes tributarios que permitan

estimular proyectos de este tipo para evitar una catástrofe fiscal y monetaria.

Actualmente no hay sector de la economía que compense lo que se pierde con la disminución de reservas. Sin petróleo no habrá ingresos petroleros, ni exportaciones, y sí aumento de impuestos.

• Para incentivar la ejecución de pilotos y proyectos de Factor de Recobro, es fundamental: Incentivos tributarios sobre los programas de Investigación y Desarrollo; beneficios sobre el nivel de recuperación y de producción; Regalías variables por productos: crudos liviano, crudo pesado, gas, no convencionales, etc.

• Aumentar el Factor de Recobro de 19% a 24%, representaría duplicar las reservas actuales del país. De un potencial de 53.000 millones de barriles, elevar el 1% de este factor, representaría incorporar 530 millones de barriles adicionales (US$27.000 millones).

• De la producción total mundial, el Factor Recobro aporta el 3%. Se espera que dentro de 10 años represente el 30%.

Expo 2016 Alrededor de 70 expositores nacionales e internacionales participaron en Expo Oil and Gas Conference 2016 para exhibir los adelantos tecnológicos más recientes al servicio de la industria colombiana, establecer acuerdos de negocio y compartir el cúmulo de experiencias exitosas que ayudan a mejorar la eficiencia y reducir los costos de los procesos y operaciones en los campos de hidrocarburos. Aquí algunos de los expositores que resaltaron en la muestra comercial

Panthers: Carmen Eloisa Mendiola, César Martínez, Carlos García, Juan Carlos Castillo, Andrea Combariza, Kalvin Lee, Freddy Cárdenas, Alejandra Caro, Carlos Vidales, Gustavo Ocampo, Weimar Niño, Guillermo Vargas, Luis Felipe León y Claudia Hernández

24 ENERO 2017 I Petroleum 324

ICG: Paula Neuto, Cristina Chacón, Juan Carlos Palomino, Mario Méndez, David Suárez, Luis Pulgar, Trina Rojas, Eduardo Rivodó, Javier Colina, María Corina Rivodó, María Karina García

Escenario Independence: Felipe Nariño, Sergio García, Roberto Saab, Rose Marie Saab, Alberto Consuegra, Lina Durán, Alejandra Medina, Lubin Vega y Andrea Fonseca

Baker Hughes: Mauricio Zambrano, Andrés Montoya, Santiago Ramírez, Mario Serrano, Mónica Ferro, María Munera, Andrés Melo, Nestor Devic, José Reyes, Glennys Moreno y Edilberto Rodríguez

New Tech: José García, Pat Hanlon, Noemí Patiño Arciniegas y Enio Oliveros

Kerui: Paula Moreno, Martin Cojas, Fernando Rolon, David Pérez, Sergio Pinilla, Ma Yanan, Guillermo Rugeles, Luis Aldana, Yu Bing, Victoria, Francisco Solano y Juan Rivera

Petroleum: Jorge Zajia, Rose Marie Saab, Juan Fernando Martínez, Ana Isabel Valbuena y Nicolas Honorato

Consorcio Acciona Otacc: Oscar Herrera, Milena Abello, José R. Cavanzo, Fernando Ortiz, Fredy Carreño, Santiago Hernández, Martha Peña, Camilo Orduz, Carlos Alberto Gómez y Tatiana Pardo

Baoshi Rubber: Kalvin Lee, Alejandra Rosanía, Daniela Vélez, Carlos García, Maxim Me, Valentina Castro y Laura Ramírez

Disfrute los videos y memorias de la Expo Oil and Gas Conference 2016 en el enlace: www.youtube.com/channel/UCanea-CDT-RxbetxSXHK7zg

ENERO 2017 I Petroleum 324 25

Análisis

Petróleo, Mercado y Opep Sobre estos temas, petróleo, mercado y Opep, hay muchas opiniones y los criterios científicos son escasos; en estas notas intentaremos poner las cosas en su sitio Dr. José Rafael Zanoni / Individuo de Número de la Academia Nacional de Ciencias Económicas

El petróleo como energético El petróleo tiene un importante papel como fuente de energía para el funcionamiento y financiamiento del sistema económico. En el primer caso es necesario afirmar que vivimos una época de transición energética donde el rol del petróleo disminuye; particularmente dando paso a las nuevas energías, este hecho se evidencia en que el flujo mayor de inversiones en el sector se dirige a las innovaciones para la utilización de energía eólica, solar y otras y que el desarrollo económico tiene una base de funcionamiento múltiple, disminuyendo la demanda, el precio y los ingresos de los productores.

Igualmente es necesario considerar que la revolución tecnológica basada en la robótica, la informática y nuevos procesos para la producción de los bienes y servicios requiere menos energía cambiando los criterios de competitividad, productividad y utilización de la mano de obra.

Los criterios de escasez petrolera mediante los cuales se hacían los análisis han cambiado y la posesión de reservas aunque sean cuantiosas no son las determinantes dando paso a la función económica y a la rentabilidad del uso de la energía.

26 ENERO 2017 I Petroleum 324

Por ello nos atrevemos a formular la siguiente conclusión: la escasez o abundancia del crudo no es la que determina su función económica.

No nos cansaremos de repetir con Yamani “que la edad de piedra no terminó porque se acabaron las piedras”.

El mercado petrolero Para este análisis es necesario presentar el entorno en el cual se encuentra el mercado petrolero.

Lo primero es aceptar que se vive una transición energética caracterizada principalmente por la sustitución del petróleo por fuentes de energía limpias, cuyo costo ha ido disminuyendo sensiblemente facilitando su uso.

Otra condición significativa es que la economía se ha hecho global y aunque el nuevo Presidente norteamericano ha propuesto ‹lo que conocemos - medidas› que dificultarán el proceso globalizador, es muy poco probable que su afán proteccionista pueda vencer las leyes económicas.

Aunque no podemos todavía expresar criterios definitivos sobre la política económica nacional e internacional de Trump se puede indicar que en la decisión

y orientación de ella predominarán más los intereses financieros e inmobiliarios que los energéticos especialmente petroleros.

Otros elementos del entorno a considerar es el relativo al papel de la tecnología, la informática, la robótica y el creciente desarrollo de la información a través de la “galaxia internet” que tienen un papel clave en la economía actual.

Para alcanzar el desarrollo económico sustentable, el mundo está urgido de que el consumo mundial crezca sobre todo en las aéreas insuficientemente desarrolladas y pobres; para ello es indispensable inversiones masivas y políticas sociales que privilegien a los más necesitados, como también un incremento del conocimiento, la educación en las nuevas técnicas y procesos de producción que impulsen el empleo, la innovación y el emprendimiento.

Dos aspectos cruciales lo constituyen la vigencia y fortalecimiento de la democracia como el espacio propicio para la tolerancia, la libertad en sus variadas formas la institucionalidad y la estabilidad política son claves para sostener un sistema económico basado en el libre mercado que también tenga como finalidad la reducción de la pobreza y las desigualdades sociales.

significación. Ha cambiado con la entrada al mercado de grandes productores como USA y Rusia y la dispersión de la producción en pequeños productores.

Solo garantizando y aceptando el liderazgo Saudita, la OPEP puede retomar el control del mercado y llegar a un acuerdo con Rusia y USA para garantizar estabilidad de precios. Tal desiderátum aunque no imposible es de difícil ejecución y requiere de una disciplina que la Organización nunca ha tenido.

Se señala que los recortes son un camino, pero todos los estudios econométricos han demostrado que ellos tienen efecto en lo inmediato diluyéndose en el corto plazo y que el precio nunca alcanza los niveles anteriores, igualmente originan efectos negativos en los índices macroeconómicos de las economías más desarrolladas de la OPEP (Irán, Nigeria, Venezuela) también el poco éxito que se logre depende del cumplimiento estricto de los acuerdos; aspiración nunca lograda por la OPEP. Solo un acuerdo político de los grandes productores, la OPEP representada por

Arabia Saudita, Rusia y USA y el apoyo de los productores no OPEP podría garantizar una estabilidad al menos por cierto tiempo del precio.

El dilema para los países OPEP se ha complicado la evolución de la economía mundial y la del mundo petróleo, hacen necesario que estos países se desarrollen y para ello ya no cuentan con los inmensos recursos financieros que obtuvieron del petróleo que fue una fuente segura para el financiamiento económico; por lo que deben implementar políticas económicas basadas en esta restricción y con un nuevo orden de prioridades.

El club que ha sido la OPEP, probablemente no desaparezca, pero su importancia e influencia en el mercado será menor y seguramente será más bien una buena base de apoyo para Arabia Saudita que disputa con Irán el liderazgo petrolero e islámico en la región.

El liderazgo petrolero de Venezuela En Venezuela se ha levantado con fuerza un conjunto de ilusiones petroleras,

La OPEP y su rol en el mercado Todo lo descrito ha producido una repercusión en la OPEP que aun tiene gran cuota de mercado, que se debe fundamentalmente a la producción Saudita e Iraní ya que el resto de los países no tienen gran producción.

El control de la oferta ejecutado, en el pasado, por la OPEP ya no tiene la misma ENERO 2017 I Petroleum 324 27

Análisis

La implantación de valores morales sólidos que enfrenten con vigor a la corrupción y al terrorismo son también necesarias.

En estos grandes rasgos se encuentra inmerso el mercado petrolero. Veamos el impacto que esto tiene en su evolución.

Desde el lado de la demanda, esta se encuentra relativamente estancada con tendencia a la baja a pesar de los bajos precios del crudo, la sustitución y una nueva racionalidad en el consumo son factores que hacen que la tendencia sea declinante, de acuerdo a las regiones y países.

Del lado de la oferta, los productores se han diversificado, las inversiones han disminuido y aparecen con gran fuerza Irán, Estados Unidos, Rusia y el gran aporte Saudita que originan sobreoferta y grandes inventarios. Todo indica que la oferta basada en los niveles de producción actuales y los inventarios tenderán a estabilizarse y a lo sumo por la influencia de la demanda y algunos recortes no producirán sin una significativa repercusión sobre los precios.

Las turbulencias geopolíticas del Medio Oriente ya no originan grandes cambios en la oferta.

En estas condiciones los costos marginales de producción dificultan nuevas inversiones y en lo general se están dirigiendo a las nuevas energías.

En este escenario de mercado la tendencia de los precios es a bajar aunque pueda producirse aumentos moderados pero no sostenibles.

Otro aspecto a considerar es la lentitud, en unos casos y el reacomodo de las grandes economías y la expectativa de crecimiento de China e India y la salida de Inglaterra de la Unión Europea. Los movimientos especulativos y las ventas a futuro tampoco parecen promover movimientos de los precios hacia el alza.

Demanda estable o a la baja, sobreoferta y grandes inventarios, hacen que los precios no se inclinen hacia el alza.

Análisis

quisiéramos referirnos a ello. Lo primero es señalar, que en las consideraciones que hemos presentado es claro al menos las siguientes reflexiones: • El poseer grandes reservas, si ellas no son explotadas y competitivas, constituyen un gran patrimonio pero no transforman a ningún país en potencia petrolera.

• El poder del mercado se obtiene con una alta cuota de participación en el mismo.

• Si los ingresos provenientes de la venta del petróleo no se utilizan para financiar el desarrollo económico sustentable, a lo largo no producirán los beneficios de bienestar, salud, educación que reclama la sociedad.

• En la actual situación de transición energética, donde el peso del petróleo disminuye los ingresos obtenidos por su venta no garantizan el financiamiento y funcionamiento del sistema económico, en especial cuando PDVSA vive una situación de declive de la producción, deterioro de sus instalaciones, un pesado endeudamiento externo y una

28 ENERO 2017 I Petroleum 324

insuficiencia financiera para atender sus propias necesidades.

• Reunirse, establecer mesas de trabajo no aumentará nuestra capacidad de influir en el mercado petrolero, en ese sentido podemos ser oídos pero no tenemos fuerza para determinar el curso del precio.

• Saliendo de esta crisis que el gobierno se

niega a enfrentar con firmeza, valentía, racionalidad y un nuevo plan económico realista, podríamos avanzar pero los gobernantes actuales se han convertido en un obstáculo para este logro.

• Solo un cambio hacia una economía en que se respetan las leyes económicas y la constitución nos puede colocar de nuevo en la senda del progreso.

Igor N. Della Polla, PMP, MBAs

Abstracto Un proyecto exitoso no necesariamente deriva en un resultado de negocio exitoso y lo contrario también resulta ser cierto.

Un proyecto exitoso es aquel que logra los objetivos de alcance, costo, tiempo de ejecución y calidad.

Los proyectos en problemas son aquellos que están expuestos a una serie de trabas internas y externas que pueden impedir la culminación exitosa de los mismos. Los problemas surgen como manifestaciones de trabas que el proyecto enfrenta, y que son los síntomas del problema. Los problemas no resueltos derivan en emergencias y/o crisis. Las emergencias son problemas que surgen en el corto plazo y que, si no son atendidos derivan rápidamente en catástrofes. Las emergencias deben atenderse atacando los síntomas, no las causas.

Las crisis son problemas agudos y prolongados que deben ser resueltos atacando las causas. Las crisis tienen un impacto en los resultados del proyecto y requieren de un tratamiento planificado para solventarlas.

El impacto de los problemas, emergencias y crisis será mayor cuanto más tarde se actúe. Si se hace antes del punto de equilibrio es posible llevar el proyecto de nuevo a su plan original sin consecuencias; pasado el punto de equilibrio dicha recuperación tendrá un costo para el proyecto, sea de tiempo, calidad, costo o alcance.

No actuar hasta pasado el punto de no retorno implica que el proyecto nunca podrá lograr los requerimientos iniciales no importa los recursos adicionales que se le inyecten.

En todos los casos, la mejor terapia es la prevención y detectar los problemas antes de que deriven en emergencias o crisis debe ser una práctica común para asegurar el éxito de los proyectos.

La naturaleza de los proyectos y la definición de un proyecto exitoso Los proyectos “son esfuerzos temporales que se llevan a cabo para crear un producto, servicio o resultado único”1; debido a esta naturaleza temporal de los mismos, resulta pues tentador asociar su éxito a la simple culminación de las tareas que lo constituyen.

Sin embargo, los proyectos se planifican y ejecutan bajo requerimientos bien definidos de calidad, alcance, presupuesto y fecha límite. En el común de las veces, uno o más de estos requerimientos suelen ser de estricto cumplimiento y no pueden ser obviados.

Por lo tanto, el sólo completar las tareas asociadas al proyecto no hace la ejecución del mismo, exitosa.

El negocio y el proyecto Los proyectos constituyen el medio que las organizaciones poseen para cambiar el estado actual del negocio a uno nuevo y mejor. Ejemplos típicos de estos cambios son la expansión de una planta de producción, el lanzamiento al mercado de un nuevo producto, o la implementación de un nuevo sistema administrativo con la intención de aumentar la eficiencia y reducir costos.

Proyectos completados exitosamente pueden arrojar resultados de negocio decepcionantes o incluso catastróficos”

El esfuerzo para implementar estos cambios, es decir, el proyecto y su exitosa terminación, no deben ser confundidos con los resultados, exitosos o no, de la gestión del nuevo estado del negocio que el proyecto ha logrado. El proyecto exitoso y el negocio exitoso son pues conceptos diferentes.

Proyectos completados exitosamente pueden arrojar resultados de negocio decepcionantes o incluso catastróficos, sobre todo si el modelo de negocio usado para justificar la inversión (el proyecto) se ha basado en falsos supuestos, información errada o incompleta, o en expectativas muy optimistas. Este es el típico caso en que “el proyecto equivocado” se completó exitosamente para la ruina del negocio.

Por otro lado, un proyecto pudo no haber alcanzado uno o más de los requerimientos especificados durante su planeación y aun así lograr resultados del negocio positivos. En estos casos, aun cuando los resultados del negocio han sido exitosos, el proyecto no se le puede calificar como tal y por ende, lecciones aprendidas y recomendaciones deben ser decantadas para evitar cometer los mismos errores en futuros proyectos. Un ejemplo de esta situación es el proyecto completado a un costo superior al presupuestado pero que logra el éxito comercial del negocio.

Proyectos exitosos y proyectos fallidos Ya diferenciado el éxito del proyecto del éxito del negocio, definamos entonces un proyecto exitoso a diferencia de uno que no lo es y definamos también lo que es un proyecto fallido. Para ello es necesario identificar las medidas de éxito de los proyectos.

El completar el alcance de trabajo (todas las actividades del proyecto) es seguramente una de estas medidas de éxito; de hecho, un proyecto que no se termina es seguramente un proyecto fallido.

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Análisis

Proyectos en Problemas

Análisis

Sin embargo, aun cuando completar el alcance es una condición necesaria, esta no es suficiente para asegurar que un proyecto ha sido planeado y ejecutado exitosamente.

El costo final del mismo es también una medida de éxito en cuanto el proyecto debe ser completado sin excederse de su presupuesto o por debajo de éste, ya que típicamente las organizaciones tienen una limitada disponibilidad de fondos para sus proyectos e inversiones.

En tercer lugar y debido a que el flujo de caja es negativo durante todo el periodo de ejecución del proyecto (los proyectos gastan dinero, no lo generan) completar el proyecto en el tiempo requerido o establecido es clave para que la organización empiece a generar los ingresos esperados. Es por esto que el tiempo de ejecución es otra medida de éxito. ¿Son el alcance, costo y tiempo las únicas medidas de éxito en la ejecución de proyectos? Definitivamente no, ya que los proyectos se planean y ejecutan para lograr una serie de requerimientos y especificaciones. La medida de adecuación de los resultados del proyecto a estos requerimientos se define como calidad. Calidad engloba una larga serie de expectativas como: seguridad, higiene, ambiente, satisfacción del usuario final, disponibilidad y confiabilidad, e inclusive el grado de satisfacción del equipo de proyecto. Calidad es la cuarta medida de éxito.

Por ende, un proyecto que es planeado, desarrollado y ejecutado logrando alcanzar los requerimientos exigidos de alcance, costo, tiempo y calidad es un proyecto exitoso.

El corolario de lo anterior: el fallar en una o varias de estas medidas de éxito, hace a un proyecto no exitoso.

La definición de un proyecto fallido es algo más compleja ya que son muchos los proyectos que se completan y no son exitosos (según la definición arriba presentada) y aun así producen resultados del negocio completamente exitosos.

Con lo anterior podemos inferir que los proyectos fallidos son aquellos que no logran realizar los beneficios requeridos para obtener un resultado de negocios exitoso. Debido a que la única intención de comprometer tiempo, recursos y arriesgar el negocio para financiar un proyecto es para lograr un cambio en el estado actual del negocio para mejorarlo. No alcanzar

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esto hace que la inversión se pierda y por lo tanto el proyecto se le considera un proyecto fallido.

Proyectos en problemas Todo proyecto no exitoso y todo proyecto fallido fue en un principio un proyecto en problemas. Por lo tanto, es importante identificar los proyectos en problemas cuando aún hay el tiempo y la oportunidad para corregirlos y lograr así su éxito.

Un proyecto en problemas es aquel que está sufriendo acciones internas y externas que reducen su probabilidad de alcanzar las medidas de éxito. “En pocas palabras, problemático significa que las tendencias de variación del proyecto de tiempo, costo y alcance han superado los niveles aceptables y, sin intervención inmediata, el proyecto continuará en el camino hacia el fracaso.”2 Usando el modelo planteado por Boris Hornjak3, los proyectos en problemas están marcados por: • Problemas • Emergencias y • Crisis

¿Qué puede salir mal?

Los proyectos en problemas envían señales que indican lo que ocurre o está por ocurrir. Estas señales son los síntomas.

Los gerentes y administradores de proyectos e inclusive los miembros del equipo de proyecto deben aprender a identificar estas señales y ser capaces de encender las alarmas.

Los síntomas que no son atendidos de manera oportuna se convierten en problemas. Los síntomas son la manifestación visible de la causa o causas de algo más grave.

Todo proyecto no exitoso y todo proyecto fallido fue en un principio un proyecto en problemas”

Las correcciones a corto plazo atacan los síntomas, pero la solución definitiva debe apuntar a eliminar las causas. Lo anterior marca la diferencia entre cómo tratar emergencias y cómo lidiar con las crisis en los proyectos en problemas.

Problemas, emergencias y crisis En cierta medida, se acepta que todos los proyectos tengan problemas; sin embargo, mientras algunos de ellos son meras molestias, otros tienen el potencial de afectar severamente al proyecto. Diferenciar los unos de los otros podría ser difícil en principio, pero no actuar cuando se manifiestan puede resultar en emergencias y crisis más difíciles de tratar que el simple problema corregido a tiempo.

Una manera efectiva de identificar problemas con potencial de convertirse en emergencias o crisis es mediante la identificación de trabas.

Identificar cualquier traba o inconveniente debe ser parte de las actividades regulares del equipo de proyecto. Identificar y discutir sobre todo aquello que no contribuye con el normal desenvolvimiento del proyecto puede derivar en la detección temprana de aquellos problemas que sí tienen el potencial de convertirse en severas emergencia y crisis.

Pero definamos emergencias y crisis.

Emergencias son problemas que surgen y que en corto plazo resultarán en una catástrofe si no se atacan rápidamente. Las emergencias requieren una acción inmediata que se enfoque en atacar los síntomas. Las emergencias pueden ser parte de una crisis al ser manifestaciones rápidas de una causa continua y subyacente, pero el tratamiento de la emergencia debe centrarse en los síntomas, debido al potencial desenlace en el corto tiempo. Las causas, en una emergencia, deben dejarse para después cuando se trabaje para superar la crisis.

El manejo de emergencias en los proyectos debe estructurarse en los siguientes pasos: • Manifestación e identificación del síntoma o síntomas • Evaluación de la situación y consecuencias • Acordar acción correctiva • Respuesta a la emergencia (aplicar la acción correctiva) • Verificación (si la acción correctiva ha sido efectiva; si no, acordar otra y aplicar)

Análisis Figura 1. Puntos de equilibrio y de no retorno

• Evaluar el impacto de la emergencia (en el proyecto, así como el impacto de la respuesta).

Por otra parte, las crisis son problemas agudos y prolongados que no pueden ser resueltos con una intervención rápida o superficial.

El manejo de crisis requiere de un enfoque sistemático para identificar las causas de los problemas y para planear su eliminación y corrección.

Las crisis en los proyectos tienen un impacto definitivo en el alcance, costo, tiempo o calidad; uno o varios de ellos se verán afectados por los efectos de la crisis. Por ende, no será posible salir de la crisis sin pagar el precio de una terminación tardía, exceso en el costo, reducción de las expectativas de calidad e inclusive en algunos casos en la reducción del alcance o eliminación de algunos de los componentes no vitales del proyecto.

El manejo de las crisis en los proyectos debe estructurarse en los siguientes pasos: • Manifestación de los síntomas de la crisis o falla en el caso de crisis asintomáticas • Identificación de las causas • Recolección de información para desarrollar una solución • Evaluación de las alternativas y consecuencias • Desarrollo de la solución y aprobación para la implementación de la misma • Probar la solución e implementarla si la prueba es exitosa

• Monitoreo del proyecto hasta lograr la recuperación y solventar la crisis ¿Cuán dañina puede ser una crisis? La determinación del daño está relacionada con la medida de recuperabilidad del proyecto.

Recuperabilidad del proyecto ¿Puede un proyecto salvarse? Por supuesto que sí, pero dependiendo de la severidad del problema su recuperación puede ser rápida y de bajo costo o puede ser muy difícil y costosa.

Todo está en alcanzar o no el punto de equilibrio, BP (breakeven point de sus siglas en inglés).

El punto de equilibrio es la última oportunidad en el tiempo, de reversar los efectos de la crisis y lograr todos los objetivos originales del proyecto. Pasado este punto, cualquier solución va a requerir de recursos adicionales para poner al proyecto de nuevo en rumbo.

Si la situación empeora (porque entre otras cosas la crisis no es atendida), entonces se alcanza el punto de no retorno, PND (point of no return de sus siglas en inglés).

El punto de no retorno es aquel en el que los objetivos del proyecto no pueden ser ya alcanzados no importa que recursos se inyecten en la solución de la crisis. En otras palabras, el proyecto no podrá más retornar al rumbo inicial.

La figura 1 muestra una típica curva S con el progreso acumulado en función del tiempo. La curva superior representa

el plan inicial, mientras que la inferior reporta el progreso real del proyecto durante su ejecución y el cual muestra claramente un atraso.

Este atraso puede corregirse actuando sobre el proyecto y acelerando la ejecución.

Si esta aceleración se hace antes del punto de equilibrio se es capaz de recuperar el atraso y terminar como lo planeado. Pero si este punto se supera y se demora la corrección, la misma deberá ser cada vez más ardua (representada por la pendiente cada vez más empinada) a medida que más tarde se actúe.

Finalmente, al superar el punto de no retorno, no habrá manera de acelerar la ejecución para terminar en el tiempo previsto y ya cualquier solución implicará que los objetivos iniciales del proyecto no serán alcanzados.

La prevención Es por supuesto más económico y efectivo prevenir los problemas antes que estos se manifiesten. Una buena medida de prevención es tener implementado un buen plan de manejo de riesgos en el proyecto.

Un proyecto con un sólido plan de manejo de riesgos tiene las herramientas para identificar potenciales problemas y planear como evitarlos, mitigarlos, traspasarlos o aceptar los riesgos asociados a estos.

Por otro lado, las verificaciones de calidad del proyecto no solo deben enfocarse en evaluar su alcance y requerimientos, sino también en verificar el estado de su ejecución ENERO 2017 I Petroleum 324 31

Análisis

y permitir de manera objetiva determinar entre otros factores, si el proyecto está lo suficientemente bien definido como para avanzar hacia la fase de ejecución. Estas verificaciones permitirán identificar de manera temprana cualquier potencial problema.

El Gerente o Administrador del proyecto debe estar familiarizado con estas actividades de evaluación del estado del proyecto y presupuestar tiempo y recursos para ello al incluirlos en el plan general del mismo.

Todo lo anterior incrementa la capacidad de detectar de manera temprana cualquier inconveniente en el devenir del proyecto.

Los planes de evaluación y manejo de riesgos del proyecto deben incorporar como

parte de los planes de mitigación, procedimientos para el manejo de emergencias y crisis. De esta manera, el equipo de proyecto estará listo para implementarlos en caso de que cualquier emergencia o crisis surja durante la ejecución.

Finalmente, nunca debe desestimarse la opinión de los miembros del equipo de proyectos ya que ellos constituyen una excelente herramienta de detección y diagnóstico. Identificar trabas constituye una sana práctica de alerta temprana contra potenciales problemas por lo que esta conducta debe ser apreciada y debe fomentarse dentro de las actividades rutinarias del equipo de proyecto.

Referencias 1 Guía de los fundamentos para la dirección de proyectos (guía del PMBOK), quinta edición, Project Management Institute, Pennsylvania, USA, 2013.

2 J. LeRoy Ward - Originally published as part of 2007 PMI Global Congress Proceedings – Hong Kong 2007 3 Hornjak, Boris The Project Surgeon: a troubleshooter’s guide to business crisis management. Project Management Institute, Pennsylvania, USA, 2001.

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Igor Della Polla es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad Simón Bolívar, USB Caracas – Venezuela, con una especialización en gerencia de proyectos y una maestría Summa Cum Laude en Administración de Negocios con énfasis en gerencia de proyectos, ambas de la Universidad de Texas en Dallas, EEUU, recibiendo el reconocimiento como Scholar of High Distinction Honors.

Ha ocupado numerosas posiciones en organizaciones de proyectos para la industria del petróleo y gas en Norte y Suramérica, Europa y África. Se ha desempeñado como conferencista, instructor, coach y profesor universitario en las especialidades de gerencia de proyectos y formulación y desarrollo de proyectos. Ejerce el cargo de asesor de proyectos para instalaciones en una de las supermajors. Tiene particular interés en rescatar proyectos en problemas, y actualmente desempeña actividades de gerencia de proyectos en una asignación internacional en Ghana, Togo, Benín y Nigeria.

06 - 10 Marzo CERAWeek 2017

Houston, Texas, USA www.spe.org

Houston, Texas, USA www.ceraweek.com

2

22 Marzo

11 - 12 Abril

13 - 15 Junio

Peru Energy Summit

2017 AADE National Technical Conference & Exhibition

Global Petroleum Show

Lima, Perú www.marketsgroup.org

Media Partner

0

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

Alberta, Canadá www.globalpetroleumshow.com

Media Partner

1

7

17 - 19 Enero Argus Americas Crude Summit

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

26 - 27 Enero Global Energy Forum

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

27 Enero World Oil Forecast Breakfast

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

22 - 23 Febrero 8th Carbon Dioxide Utilization Summit

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

27 - 28 Febrero Mature Fields Mexico

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

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

19 - 20 Abril ISA Calgary Show

Houston, Texas, USA - www.argusmedia.com

Beaver Creek, USA - www.globalenergyforum.info

Houston, Texas, USA - www.cvent.com

San Antonio, Texas, USA - www.wplgroup.com

Ciudad de México, México - www.dmgenergyevents.co.uk

Houston, Texas, USA - www.oilandgassafetyconference.com

Salvador, Brasil - www.spe.org

Houston, Texas, USA - www.spe.org

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

Villahermosa, México - www.pecomexpo.com

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

Calgary, Alberta, Canadá - www.isacalgary.com

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

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Calendario

24 - 26 Enero SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition

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Fracking, Opep y Trump Los frackers en USA han tomado conciencia que los precios han tocado fondo y que el escenario de precios no será de 20 ó 30 USD/barril, sino más bien de por lo menos 40 a 50 USD/ barril en el corto mediano plazo. El recorte, si se cumple y no se engañan entre ellos, elevará los precios y mejorará las condiciones para los frackers tomen mercado de los recortes pactados Álvaro Ríos Roca*

L

os precios del petróleo mantuvieron un promedio de 28 USD/Bbl por 20 años hasta 2005. Desde entonces, comenzaron a subir como espuma y entre 2010 y mediados de 2014 se conservaron entre 90 a 110 USD/Bbl. “A 100 US$/Bbl casi todo es posible” dice un adagio de la industria. Así fue.

En este periodo, mediante innovaciones tecnológicas: 1) Se tornaron/forzaron eficientes y competitivas las energías eólica y solar, 2) Se llegó con más intensidad a explorar en aguas profundas y ultra profundas (Presal - Brasil), 3) Se detonaron proyectos de crudos pesados y ultrapasados (Venezuela y Canadá), 4) Se desarrolló el Floating LNG (Australia e Indonesia), 5) Se bajaron los costos del small LNG, 6) Muchas otras más.

Pero lo más trascendente fue el adelanto en producción de petróleo y gas de los shales (USA) mediante el fracking y la perforación horizontal. Los shales agregaron 4 MMBBls al mercado entre 2010 y 2014 y el país dejo de importar gas natural y se tornó exportador.

Este incremento de producción en USA, sumada a nueva producción de energía en varias otras regiones del planeta y la desaceleración de la economía mundial, arrojó el fuerte desplome de precios a partir de Junio de 2014.

Los precios tocaron fondo en Febrero de 2016 para estabilizarse luego entre 4050 USD/barril hasta finales de este 2016.

Ocurrió lo que tenía que ocurrir. La exploración de hidrocarburos convencional y no convencional (shale oil y shale gas) se contrajo drásticamente en todo el planeta.

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Las empresas despidieron gente, los equipos quedaron inactivos y bajaron de precio.

Las plataformas de perforación activas en USA, en el periodo de precios elevados (20102014), se mantuvieron en 2.000. En Mayo/ Junio de 2016 bajaron a un promedio de 325.

Reactivación del Fracking Sin embargo, importante observar que desde esta fecha, las plataformas activas han entrado en recuperación y a Noviembre de 2016 se contabilizaban 470. Que podemos inferir y considerar? Los frackers en USA han tomado conciencia que los precios han tocado fondo y que el escenario de precios no será de 20 ó 30 USD/barril, sino más bien de por lo menos 40 a 50 USD/barril en el corto mediano plazo. Los frackers se han tornado más eficientes aun y pueden extraer petróleo para este nuevo escenario de precios y obtener ganancias. Indudable que también están aprovechando precios bajos de equipos y servicios disponibles en el mercado.

La Opep y Trump Mientras tanto, la OPEP por casi 2 años trata de poner de acuerdo a sus países miembros para que se reduzca la producción y así poder mejorar los precios. Todos los intentos hasta la fecha han sido fallidos y los anuncios solo han servido para especular. Es más, Arabia Saudita, Rusia y un par de países más, han bombeado cerca de 2 MMBbl adicionales en estos últimos dos años de precios bajos. La OPEP, al parecer se ha puesto finalmente de acuerdo mientras escribimos la presente entrega.

El recorte, si se cumple y no se engañan entre ellos, elevará los precios, y adivinen que, mejorará las condiciones para los frackers en USA tomen mercado de los recortes pactados. Deduzcamos que los miles de frackers activos se han convertido en una especie de productor marginal (swing poducer) y que continuarán reduciendo costos y aumentando productividad en el experimento shale.

A esto habrá que sumarle el efecto Trump. Por ahora solo conocemos que tratará de volver a USA independiente en energía mediante el uso de carbón, petróleo y gas natural y no acatará lo pactado en la COP21. No ha dicho cómo. Para esto, si lo intenta requerirá incentivos o penalizaciones de algún tipo. Por ahora, lo de Trump es toda una incertidumbre en materia energética global.

La industria del fracking está vivita y coleando y continuará mejorando costos y productividad. La OPEP con la reducción en producción ayudará a que los frackers tomen más mercado. La endeble economía mundial podría verse afectada por las revisiones a los TLC’s que propone Trump y su propuesta de autoabastecimiento. Nuestra conclusión es que los precios del petróleo podrían subir un poco por efecto de la OPEP en el corto plazo, pero muy difícilmente se recupera por encima los 70 USD/BBl. El regulador de precios es el fracking. La OPEP ya no controla el mercado ni los precios. * Actual Socio Director de Gas Energía Latín América