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Febrero 2015
ACP se pronuncia ante precios bajos del crudo
Perforaci贸n y Terminaci贸n en Yacimientos No Convencionales Informe de ExxonMobil
2015 Outlook for Energy: A View to 2040
Petroleumag
Febrero 2015 Año 30, Nº 301
Portada:
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La mecha de perforación StingBlade ha sido probada en más de 300 pozos en tierra y costanera a nivel mundial y en áreas convencionales y no convencionales (Schlumberger)
E&P
En Colombia crean zonas francas para actividades de hidrocarburos
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El nuevo Decreto 2682 establece los requisitos para la declaratoria de existencia de zonas francas permanentes para actividades de exploración y producción de hidrocarburos costa afuera
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Asociación Colombiana del Petróleo “Vital aplicar medidas para mitigar impactos de precios bajos” En rueda de prensa el Presidente de la ACP, Francisco Lloreda, habló del impacto de la fuerte reducción de los precios del crudo. La caída de la producción de crudo en Colombia será “inevitable” en 2016, cuando podría llegar a 900.000 bpd, alertó
Se prevé que las regiones de Oriente Medio y Rusia/Caspio seguirán dominando el suministro mundial de petróleo
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TECNOLOGÍA Perforación y Terminación en Yacimientos No Convencionales Los factores clave aplicables en el caso de shale gas/oil son: geomecánica, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico multietapa (Tomado del original, Aspectos de Producción, de Armando Méndez Castro, Publicado por el Instituto Mexicano del Petróleo, IMP, Taller de Hidrocarburos en Lutitas. Shale Gas-Shale Oil)
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tecnología Y COMERCIO Eliminación de la fricción de perforación en el fondo del pozo entrega ahorros en tiempo y costo El desarrollo de un novedoso lubricante o un aditivo para lodo de perforación, que reduce a cero la fricción en todo el sistema de perforación en el fondo del pozo Por Tim Wagner, ProOne
La perforación horizontal es un esfuerzo de ingeniería
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REPORTE
Banco Mundial: Países en desarrollo se beneficiarán de la caída del precio del petróleo
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El coraje de un wellsite geologist: Pozo Onado-51, Venezuela, un descubrimiento que casi no fue…
SECCIONES 4 8 32 33 34
CORNISA CUADRANTE CALENDARIO WAREHOUSE ÚLTIMA PÁGINA
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ESPECIAL
Se presentan las perspectivas más resaltantes sobre los factores que impulsarán las necesidades energéticas del mundo en las próximas décadas, contenidas en el informe Outlook for Energy: A View to 2040, publicado por ExxonMobil
El coraje de un wellsite geologist Pozo Onado-51, Venezuela: Un descubrimiento que casi no fue… “Los geólogos de exploración somos científicos y soñadores, observadores y analistas. Nuestra mente habita en un oscuro mundo subterráneo de viejas y profundas rocas, resultado de batallas sedimentarias y tectónicas. Sabemos que esos combates pueden formar yacimientos, pero no sabemos dónde están” narra Orlando Méndez, en base a su experiencia como wellsite geologist para el pozo Onado-51, en Maturín, cuenca oriental de Venezuela
Los beneficios derivados de la baja en los precios del petróleo pueden ser muy significativos para los países en desarrollo importadores si viene respaldada por un mayor crecimiento global, señala un análisis del Grupo Banco Mundial
ExxonMobil prevé aumento global de la demanda futura de energía
EXPLORACIÓN
Por Orlando Méndez*
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PREVIEW Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2015 Punta del Este, Uruguay 07 - 10 de Abril
IHS Energy CERAWeek 2015 Houston, Texas 20 - 24 de Abril
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Contenido
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Cornisa Jorge Zajia, Editor
“Solo el agua es más barata que el petróleo”
J
osé Chinquinquirá Ferrer, “El Chinco”, nuestro profesor de la cátedra de Recuperación Secundaria del curso de 1970 de la Escuela de Petróleos de la Universidad del Zulia, nos recibió con la lapidaria frase con la que titulamos esta nota editorial. “¡Qué vaina!”, me dije en lo más interno de mi ser. “Embarcarme es estos estudios tan duros para producir algo que vale poco más que el agua”, que en esos tiempos no valía nada. Era gratis. Regalada. A la postre, Chinco -que en ese entonces era el Director de la Escuela de Petróleos-, después de obtener un título de PhD en Ingeniería de Petróleos de la Universidad de Pensilvania, fue sucesivamente Decano de Ingeniería, Secretario, Vicerrector Académico y Rector de la muy prestigiosa y excelsa Universidad del Zulia. O sea que era y es una soberbia autoridad en materia petrolera. Hace casi medio siglo -44 años para ser exactos- nadie se imaginaba que 50 años después la humanidad iba a estar pasando por una crisis de escasez de agua y exceso de petróleo. Ya todo el mundo sabe que la próxima gran guerra va a ser por el control o por el acceso al agua dulce o potable, porque aunque algunos países la tienen de sobra como Brasil y Canadá en América, la gran mayoría de la humanidad carece dramáticamente de lo único que se necesita para vivir, además del aire puro que respiramos, el cual aún es gratis. Y eso que hasta hace menos de una década se afirmaba que el control por las fuentes del petróleo iba a desencadenar una guerra mundial. Así las cosas, nos atrevemos a decir que los tres elementos que mueven el mundo “moderno” son el aire, el agua y el petróleo. Los países más desarrollados están luchando, a muerte, sin saber aún si triunfarán, por conservar un aire limpio. Como respiramos gratis y sin darnos cuenta, comenzamos a tener conciencia que el agua es cara, muy cara y que sus fuentes se están “secando”. El petróleo –por algo muy largo de explicares hoy la moneda de intercambio que mueve la economía mundial. Si el petróleo sube de precio a todos el mundo le va muy bien, pero cuando baja de precio, toda la economía sufre “…hasta el barbero de la esquina tiene menos clientes”.
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Por ello a nadie le conviene, ni le interesa, tener unos precios deprimidos del oro negro. Toda la economía se desploma. Es cierto, en los países desarrollados –como USA- el precio de la gasolina cae drásticamente. Eso beneficia –también por ejemplo- al repartidor de pizza… pero hay muchas más personas que no pueden comprar pizzas, porque perdieron su empleo. Hay quienes sostienen, desde una cultivada perspectiva positiva, que el desplome del crudo debería potenciar el crecimiento de la economía global, pero lo que la realidad nos muestra es un impacto negativo en todos los órdenes y grandes riesgos para la estabilidad financiera –y la tranquilidad- de las naciones. Más allá de las explicaciones de los expertos económicos, hay mucho en riesgo y ya lo estamos viviendo, como el impacto en la capacidad de las empresas del sector petrolero, obligadas a recortar sus gastos de inversión y operación; sin hablar de las complicaciones aún mayores que esto tiene en economías cuyo nivel de inflación ya es débil, como las nuestras. Recuerdo que cuando la leche de vaca bajaba de precio los productores la vertían, la botaban, a los ríos del sur del Lago de Maracaibo. Quizás esto sea una buena idea. Los productores de petróleo para mantener el precio deberían quemar el excedente y así evitar que las compañías petroleras y de servicios “quemen” su fabulosa y muy bien entrenada fuerza laboral. La historia del petróleo que es reciente, nos muestra períodos de “vacas gordas y vacas flacas”. Situaciones coyunturales como consecuencia de los vaivenes de la economía mundial. Sin embargo, hoy la situación tiene visos de ser una crisis estructural. Este espacio es muy corto para profundizar en esta materia, pero queremos mencionarla para tratar de dar una pista a los analistas de la energía. Por lo pronto los petroleros no tenemos nada que temer, pues todavía el petróleo tiene un amplio espacio, sobre todo si pensamos que el mercado que hoy ocupa el carbón mineral, que son amplísimos y que más temprano que tarde será ocupados por los hidrocarburos fósiles.
EdicióN
Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Laura Albarracín, Redactora lalbarracin@petroleum.com.ve Adriangela Romero, Periodista aromero@petroleum.com.ve
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Alberto Quirós Corradi In Memoriam 1931-2015
El destacado petrolero venezolano dejó a su partida una meritoria y valiosa obra que da cuenta de la continuidad de su esfuerzo intelectual y su lucha por el país
V
enezuela fue impactada el 14 de Enero con la noticia del fallecimiento de Alberto Quirós Corradi, figura reconocida y respetada en la comunidad petrolera y en el ámbito intelectual. Cursó estudios superiores en La Universidad del Zulia, el Instituto Politécnico de Londres y en la Universidad de Cornell, donde obtuvo una Maestría de Relaciones Industriales y Laborales. A sus 83 años obtuvo una Maestría en Bioética en la UCV. Fue Director y Presidente de diversas empresas como Allied Consulting de Venezuela, Shell de Venezuela y Coordinador del Grupo Shell de Centroamérica, México, Suramérica y el Caribe. Fue miembro de varias Juntas Directivas de empresas privadas y Asesor Gerencial de empresas venezolanas y extranjeras. Su puesto más destacado fue como miembro de la Junta Directiva de Pdvsa. En 1976 fue nombrado Presidente de Maraven y en 1984 de Lagoven. También estuvo al frente de importantes medios de comunicación como El Nacional en 1985, y el Diario Caracas en 1988. En 1992 fue designado Presidente de la Comisión Reestructuradora de la empresa suministradora de agua Hidrocapital y Comisionado del Presidente de la República para el
seguimiento del Gasto Público. Fue asesor del Ministerio de Energía y Minas de 1996 a 1998. En sus últimos años tuvo un ejercicio destacado como autor de columnas de opinión publicadas en El Nacional y en algunos portales digitales, incluyendo su Blog “Píldoras de un Mismo Frasco”. Desde el arribo al poder del Presidente Hugo Chávez, se proyectó como un fuerte opositor, llegando a participar como directivo de la Coordinadora Democrática, creada en 2004 y desaparecida dos años más tarde. En su último escrito, titulado La Bola de Cristal 2015, publicado el 28 de Diciembre de 2014 en El Nacional, con su agudo estilo anticipó: “Hágase lo que se haga la inflación será alta y habrá desabastecimiento por la sencilla razón de que el país no podrá, en un año, aumentar, adecuadamente, la generación de bienes de consumo ni la productividad, ya que no habrán divisas para importar lo suficiente para inundar el mercado y hacer que la oferta sea superior a la demanda. Además, habrá que devaluar bajo cualquier escenario. (...) Las consecuencias de las medidas que tome el gobierno se verán en 2016 cuando podría empezar la recuperación económica del país, de haberse tomado las medidas correctas en 2015 y resistir sus negativos efectos”.
En un muy emotivo artículo, su amigo Gustavo Coronel escribió: “Siempre admiré su amplia visión de la vida, su cultura enciclopédica y su don de gentes. Toda su vida se mantuvo fiel a sus amigos de juventud y amigos adquiridos durante su carrera, como yo. Alberto tocó a centenares/miles de personas con su amistad y generoso tratamiento. Siempre supo sacar de sus colaboradores lo mejor que podían dar. Muchos llorarán hoy su muerte. Como yo la lloro, sintiendo que con Alberto se me va un buen trozo de mi propia vida. Fueron años de amistad fraterna. Hoy le rindo homenaje a mi jefe, a mi amigo, al gran Alberto, a quien jamás olvidaré en lo que me resta de vida”.
Otro gran amigo, Humberto Calderón Berti, expresó: “Se ha ido un Gran Venezolano. Fue nuestro compañero de tantos años y en todo momento mantuvo un comportamiento ejemplar como profesional y como ciudadano”. Su amigo Luis Pacheco dijo: “El Sensei Quirós ha partido, pero sus ideas vivirán en sus escritos y en aquellos de nosotros que tuvimos el privilegio de conocerlo. Es un vacío difícil de llenar, pero si queremos reconstruir el país, tendremos que hacerlo; eso es lo menos que el esperaría de nosotros en este escenario”.
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6 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
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Cuadrante
S
egún datos de la Agencia Internacional de la Energía el ranking petrolero de América Latina es el siguiente: Venezuela es el noveno productor del mundo, México el décimo, Brasil el duodécimo, Colombia el vigésimo, Argentina el vigésimo sexto y Ecuador el trigésimo. La producción de Venezuela ha descendido de 4 millones a 2,8 millones de barriles por día. La de México se mueve en cifras parecidas, la de Brasil es de unos 2,6 millones de bpd; Colombia ronda el millón; Argentina casi 800.000 bpd y Ecuador unos 486.000 bpd. Se estima que la baja de los precios del petróleo golpeará los ingresos externos y el fisco de buena parte de los países latinoamericanos, en particular Venezuela, Colombia, México y Ecuador.
M
éxico importaría hasta 100.000 bpd de crudos ligeros y condensados de Estados Unidos con el propósito de mezclarlos con petróleo nacional y mejorar el proceso en las refinerías de Salamanca, Tula y Salina Cruz, las cuales tienen configuración cracking, a cambio de la exportación de crudos mexicanos pesados para ser procesados en las refinerías estadunidenses de alta conversión coking. Pemex informó en un comunicado que ante la oportunidad comercial que representa el incremento de producción de crudos ligeros en EE.UU. y la reconfiguración de los sistemas de refinación de México, se presentó a la Oficina de Industria y Seguridad del Departamento de Comercio de EUA una propuesta de intercambio de petróleo crudo.
E
l campo de Chichimene, ubicado en el departamento del Meta y operado directamente por Ecopetrol, reportó el 2 de Enero un nuevo récord de producción al alcanzar los 86.389 bpd, el mejor resultado obtenido en la historia de este campo, que lo consolida como el tercer activo de producción de crudo de Colombia, el mayor productor de crudo extrapesado y uno de los de mayor potencial de crecimiento en el corto plazo. Descubierto por Chevron en 1969, este campo inició producción en 1985, con 6.300 barriles promedio mensual. El 31 de Enero de 2000 pasó a manos de Ecopetrol, registrando a partir de ese momento un significativo crecimiento, pasando de 7.000 barriles en el año 2000 a 29.380 barriles en 2010. En Enero de 2014 obtuvo una producción de 48.446 bpd, en Agosto tuvo un récord de 66.029 bpd, el 24 de Diciembre llegó a los 80.003 bpd, y para el cierre del año alcanzó los 83.989 bpd.
L
a provincia de Neuquén, en Argentina, produjo 3,4 millones m3 de petróleo en el segundo semestre de 2014, reportando un crecimiento de 6,75% vs. los resultados del primer semestre. El petróleo no convencional de la formación Vaca Muerta, pasó a representar el 18,08% del total producido en Neuquén, comparado con el 11,58% en el primer semestre. Aún con la caída que el precio internacional del crudo sufrió el pasado año, la producción de hidrocarburos en la provincia continuó subiendo. El Gobierno argentino busca explotar los hidrocarburos de esa formación para revertir los US$ 7.000 millones de déficit de energía y recuperar su autoabastecimiento energético, para lo cual deberá atraer unos US$ 200.000 millones en inversiones durante los próximos años.
C
hevron reportó un importante descubrimiento de petróleo en el prospecto Anchor, el segundo realizado en aguas profundas del Golfo de México en menos de un año. El pozo No. 2 en el Bloque Green Canyon 807, localizado a unos 225 km de la costa de Luisiana, inició la perforación en Agosto de 2014. Fue perforado a una profundidad de 33.749 pies (10.287 m). Chevron USA es el operador, con una participación de 55% en el prospecto Anchor. También participan Cobalt International Energy, con 20%; Samson Offshore Anchor y Venari Resources, con 12.5% cada una. Jay Johnson, Vicepresidente Senior de Operaciones Upstream de Chevron Corp., destacó que la empresa tuvo en 2014 uno de sus mejores años en perforación, “con más de 30 descubrimientos en todo el mundo y añadiendo un estimado de 1 billón de barriles de nuevos recursos a nuestras explotaciones”, dijo.
P
etrobras estableció nuevos records diario, mensual y anual de producción de petróleo y gas natural en Diciembre de 2014. La producción total, en Brasil y el extranjero, promedió los 2.863.000 barriles de petróleo equivalente por día (bepd), el mejor resultado alcanzado en la historia de la empresa. La compañía batió también en Diciembre su récord histórico de producción de petróleo y líquidos de gas natural en Brasil, al alcanzar el promedio mensual de 2.212.000 bpd. Además, la producción total de crudo y gas natural en Brasil en Diciembre, también fue la más alta de la historia de la compañía, llegando a 2.675.000 bepd, 4,6% más que el volumen producido en Noviembre. La producción total de crudo y gas operado por la empresa, que incluye la parte de sus socios, se situó en 2.917.000 bepd en Diciembre, estableciendo también una nueva marca histórica.
R
epsol, a través de la sociedad conjunta Repsol Sinopec, anunció un nuevo hallazgo de hidrocarburos en Brasil en el pozo Pao de Açucar, localizado en el bloque BMC. En la notificación presentada a la Agencia Nacional de Petróleo, ANP, se destaca que los recursos se encuentran entre 6.618 y 6.688 metros de profundidad y su contenido es tanto de petróleo como de gas. El pozo se halla en plena perforación. Repsol y Sinopec participan en este proyecto en calidad de operadores y con una participación de 35%; Statoil participa con 35% y Petrobras con 30%.
L
a Corporación Nacional de Petróleo de China, operadora de los activos adquiridos a Petrobras en Perú, anunció que prevé aumentar este año su producción de petróleo en el país como resultado del nuevo programa de perforación de pozos del Lote X, ubicado en Piura. Los trabajos de perforación se iniciaron con el pozo 8329 en la zona denominada Carrizo en el distrito de El Alto, provincia de Talara. CNPC informó que este proyecto se desarrollará con equipos automáticos de la compañía Petreven. Asimismo, los pozos se perforarán a profundidades de 5.000 pies en promedio.
P
etrobras Argentina informó que la legislatura de la provincia de Río Negro ratificó el acuerdo de prórroga por 10 años de sus tres concesiones estratégicas en ese distrito patagónico. La empresa prevé invertir US$ 908 millones en exploración y explotación en las áreas de Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén durante la vigencia de la concesión. El acuerdo aprobado por un decreto del Poder Ejecutivo el 15 de Diciembre, establece que la petrolera hará un pago de un bono fijo por US$ 40 millones y un aporte al desarrollo social y al fortalecimiento institucional por US$ 8 millones. También hará un aporte adicional de un 3% de su producción al 12% correspondiente a regalías. Petrobras acordó también la cesión del 5% de la concesión de explotación del área Río Neuquén a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial Sociedad Anónima, EDHIPSA.
8 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
E&P
En Colombia crean zonas francas para actividades de hidrocarburos El Gobierno colombiano emitió el 23 de Diciembre de 2014 el Decreto 2682, que establece condiciones y requisitos para la declaratoria de existencia de zonas francas permanentes para actividades de evaluación técnica, exploración y producción de hidrocarburos costa afuera
E
l Artículo 1° del Decreto 2682 establece que “Sin perjuicio de lo establecido por el parágrafo 1° del artículo 392-1 del Decreto 2685 de 1999, modificado por el artículo 2 del Decreto 4051 del 2007, podrá declararse la existencia de Zonas Francas Permanentes en cualquier parte del territorio nacional costa afuera”. El modelo de zonas francas offshore o costa afuera circunscribe el área a ser declarada a aquella sujeta y concesionada en virtud a los contratos suscritos entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el operador. Adicionalmente, permite la inclusión de áreas insulares o continentales para que terceros o el operador desarrollen actividades de logística, compresión, transformación, licuefacción de gas y actividades directamente relacionadas con el sector de hidrocarburos costa afuera. El Decreto establece la obligación de realizar una inversión por un monto igual o superior a 150 salarios mínimos mensuales vigentes, es decir aproximadamente 92.400 millones de pesos colombianos (US$ 38.500), además de crear y mantener, por lo menos 30 nuevos empleos directos.
10 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
Mayor competitividad De acuerdo al criterio de especialistas, el desarrollo de actividades bajo el régimen de zona franca permitirá aumentar la competitividad del sector de hidrocarburos colombiano. Para Juan Camilo Bernate, Abogado Senior del Área de Aduana y Comercio Exterior de Brigard & Urrutia, el decreto responde a la necesidad de aumentar las reservas de hidrocarburos y disminuir los altos costos de derivados del desarrollo de estas actividades fuera del área continental. Sostuvo asimismo que el régimen de zona franca traerá diferentes beneficios en términos de incentivos aduaneros y tributarios para las empresas que estén desarrollando proyectos con la declaratoria.
l mecanismo ha sido probado con éxito y es pertinente en la situación actual que vive el sector por el tema de los precios del barril
Además de las ventajas del régimen franco general, como la tarifa preferencial de impuesto a la renta del 15% más 8% del CREE (impuesto sobre la renta para la equidad) que no fue afectado por las actuales reformas tributarias, la no causación de tributos aduaneros para aquellos bienes que del exterior ingresen a zona franca o la exención de IVA en compras nacionales, son sólo algunos de los beneficios que se recibirán. José Francisco Mafla, también miembro de Brigard & Urrutia desde 2006 y líder del equipo de Aduana y Comercio Exterior, expresó que esta herramienta ha sido probada en otras partes del mundo con mucho éxito. Explicó que el gobierno ha decidido dejar de recibir ciertos impuestos porque están seguros de que el potencial de la cuenca podrá traer beneficios mayores para el país. Finalmente sostuvo que se debe aprovechar la herramienta, divulgarla y probarla. Con el Decreto se facilita integrar la cadena logística con miras a atraer nuevas inversiones y competitividad para el sector, entrelazando no sólo las operaciones marítimas sino aquellas propias del negocio que por sus características son desarrolladas en tierra firme. Marianna Boza, Asociada Senior de Brigard & Urrutia, Coordinadora de Recursos Naturales y Ambiente, experta en el asesoramiento de multinacionales inversionistas en el sector de hidrocarburos y petroquímica, aseguró que esta declaratoria es oportuna para la línea política y el énfasis que tiene el gobierno en no convencionales y costa afuera. Destacó que además de ayudar a las empresas que decidieron invertir en estas áreas en la Ronda Colombia 2014, la herramienta incentivará a otros inversionistas. No obstante, acotó que se debe seguir trabajando en el marco regulatorio para ofrecer mejores condiciones de inversión.
“Vital aplicar medidas para mitigar impactos de precios bajos” En rueda de prensa celebrada el 20 de Enero el Presidente de la ACP, Francisco Lloreda, habló del impacto de la fuerte reducción de los precios del crudo. La caída de la producción en Colombia será “inevitable” en 2016, cuando podría llegar a 900.000 bpd, alertó
fician las comunidades mediante la generación de empleo y compra de bienes y servicios, entre otros beneficios derivados de la inversión social y económica”, sostuvo Lloreda.
Producción
Francisco Lloreda Meza
L
a perspectiva del sector petrolero colombiano está en una etapa de incertidumbre por las consecuencias arrojadas gracias al escenario de depresión de los precios del crudo. Para analizar la tendencia de la industria la ACP realizó una encuesta del ambiente de inversión y un riguroso análisis, con el fin de establecer una estrategia que será propuesta al Ministerio de Minas y Energía para paliar los fuertes impactos que estarían afectando gravemente a la economía del país. Francisco Lloreda, Presidente Ejecutivo de la ACP, sostuvo que en materia de precios se realizó un análisis en corto y mediano plazo, del cual se concluye que es de vital importancia tomar desde ahora medidas contundentes a fin de evitar impactos en la liquidez y el flujo de caja de las empresa. Se deben revisar las inversiones de las compañías ya que se optará por enfocarse en los procesos de producción (reduciendo en gastos) y no de exploración. Sin embargo, sostuvo que es probable que para el 2016 exista una recuperación en los precios lo que establecerá un nuevo equilibro y afirmó que la consecuencia será el rezago en las inversiones de exploración.
Exploración Lloreda destacó que para 2015 se mantiene la actividad exploratoria en offshore y no convencionales, pero que estará condicionada por tiempos y retos del entorno. Explicó que la reducción en exploración se hará notoria en las reservas en un mediano plazo lo que traerá consigo grandes problemas en aspectos fiscales. En cuanto a exploración sísmica la actividad se reducirá en 65% o más según los retos que se presenten en materia de seguridad y licencias ambientales.
Perforación Para 2014 se tenía previsto la perforación de 212 pozos, de los cuales se realizaron 113. Este año las empresas tienen estimado realizar 126, si bien aún no se conoce la proyección del Gobierno. Para cumplir los compromisos fiscales del país se deberá perforar 84 pozos como mínimo. Sin embargo, estas proyecciones dependerán de que las compañías puedan operar y superar las dificultades del entorno (licencias y permisos ambientes, aspectos sociales, consulta previa y orden público). “Si a la industria le va bien, le va bien al país en materia fiscal, le va bien a las regiones en razón de los ingresos por regalías y se bene-
En lo que respecta a producción, aun cuando se prevé que en 2015 se mantendrá cercana al millón de barriles promedio diario, el impacto de la crisis de precios se verá reflejado en una menor producción en el 2016, ello como consecuencia de una reducción de 26% en los planes de las empresas. Además, se verá el cierre temporal de algunos pozos y campos con baja producción o muy maduros y también se aplazarán los proyectos de recuperación adicional de reservas. En cifras, para 2015 se mantiene el pronóstico de 1.020.000 bpd (+3% frente a 2014). A partir de 2016 se prevé una menor producción reflejada en la caída de 100.000 bpd, que para 2018 puede terminar significando una reducción de 220.000 bpd (22%). La situación es crítica y sería hasta 2021 que se puede experimentar un repunte del sector impulsado por la producción costa afuera y no convencional, para lo cual se requeriría arrancar desde ahora las labores.
Estrategia La propuesta que hace la ACP al Gobierno es enfocarse en atender retos de trámites y entorno a las operaciones, revisar los ajustes a contratos de exploración y producción, así como los mecanismos de promoción de áreas exploratorias; diseñar acciones para reducir costos de operación, definir la prórroga de los contratos de asociación, y agilizar la devolución de saldos y anticipos de impuestos. Lloreda sostuvo que la situación es difícil pero que el compromiso con el país sigue en pie, sin embargo afirmó que es clave asegurar las condiciones de competitividad que permitan reducir la incertidumbre y asegurar la estabilidad de las empresas por medio de las reglas de juego. FEBRERO 2015 I Petroleum 301 11
E&P
Asociación Colombiana del Petróleo
E&P
La SPE premia contribuciones de sus asociados Cada año la Sociedad recompensa a sus miembros con premios regionales e internacionales en un total de 19 categorías técnicas y 13 categorías profesionales. El plazo para recibir nominaciones en todas las categorías es hasta el 15 de Febrero de 2015. Para nominar a un colega y obtener mayor información, visite www.spe.org/awards Premios Internacionales
significativas dentro del marco de sus disciplinas técnicas a nivel regional.
Esta categoría reconoce personas y compañías que realizan contribuciones técnicas y profesio-
Todos los asociados son elegibles para no-
nales significativas a la profesión de ingeniería de
minar a colegas. Los directivos de las Secciones
petróleo, así como a la industria de gas y petróleo
de la SPE, en los diversos países, forman comités
a nivel global. Los nombres de los ganadores
voluntarios de jueces a fin de evaluar la documen-
se anuncian en Julio y son publicados tanto en
tación enviada, estando la decisión final a cargo
la página web de la SPE como en el prestigioso
del Director Regional. El número de personas
Journal of Petroleum Technology (JPT) de la SPE.
nominadas seleccionadas se basa en el conteo
Los premios son otorgados durante la Conferencia
total de la membresía en la Región. Los ganadores
y Exhibición Técnica Anual de la SPE (ATCE).
son honrados durante una presentación especial en un evento emblemático de la SPE en la región
Es importante mencionar que a nivel in-
o de la sección.
ternacional la SPE galardona a sus asociados con premios de tipo Honorario y Distinguido.
Para conocer la lista completa de categorías
Llegar a ser un Miembro Honorario es el honor
de los premios técnicos y profesionales a nivel
más alto presentando por la SPE a un asociado y se limita al 0.1% del total de la membresía de
regional, visite www.spe.org/awards. Néstor Saavedra, Director Regional Sudamérica y El Caribe en el 2014 (der) entrega el Premio Regional en la disciplina técnica Descripción de Reservorios y Dinámica a Celso C. Branco, Brasil
representan a los asociados que han contribuido
Felicitaciones a los ganadores de Sudamérica y El Caribe en 2014
con su servicio a la SPE de manera excepcional,
• Drilling Engineering Award: André A. Fer-
la sociedad. Los que conformen este grupo élite
nandes, Brasil
han sido distinguidos en el campo científico o •
han alcanzado un logro en ingeniería, dentro
Reservoir Description and Dynamics Award: Celso C. Branco, Brasil
del marco técnico de la SPE. Por su parte, el ser
• Service Award: Andrew N. Jupiter, Trinidad
elegido Asociado Distinguido significa haber
y Tobago
obtenido una posición eminente en la industria del petróleo o la comunidad académica, o haber
•
Service Award: Miguel A. Lafitte, Argentina
realizado contribuciones significativas a la SPE.
•
Young Member Outstanding Service Award: Leonel R. Pérez Solano, Colombia
Para conocer el proceso de nominación,
• Distinguished Service Award: Kamel Benna-
elegibilidad y la lista completa de categorías
ceur, Brasil
de los premios técnicos y profesionales a nivel internacional, visite www.spe.org/awards.
• President’s Award for Section Excellence:
Premios Regionales
• Distinguished Corporate Support Award:
Sección Macaé; Sección Trinidad y Tobago Petróleos de Venezuela S.A.
Los premios Regionales y para las Secciones reconocen a los asociados que contribuyen con su servicio y liderazgo de manera excepcional a la SPE, y realizan contribuciones profesionales
12 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
Jeff Spath, Presidente 2014 de la SPE (der) entrega el Premio a la Excelencia a la Sección Macaé, representada por su Presidente Guillherme Castro
Pa ra p r e g u n t a s y / o m ayo r i n forma ción comuníquese a lac@spe.org
Banco Mundial:
Reporte
Países en desarrollo se beneficiarán de la caída del precio del petróleo Los beneficios derivados de la baja en los precios del petróleo pueden ser muy significativos para los países en desarrollo importadores si esta viene respaldada por un mayor crecimiento global, señala un análisis del Grupo Banco Mundial sobre la reducción del precio del petróleo que se incluye en la más reciente edición de Perspectivas Económicas Mundiales
L
a disminución del precio del petróleo refleja una confluencia de factores, incluso con varios años de sorpresas derivadas del aumento de la oferta y mermas en la demanda –haciendo retroceder los riesgos geopolíticos en algunas zonas– el cambio en los objetivos de políticas de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y la revaluación del dólar de Estados Unidos. Aunque la potencia relativa de las fuerzas que empujan la reciente caída de los precios sigue siendo incierta, los factores relacionados con la demanda parecen haber cumplido una función dominante.
14 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
En su reporte anual Perspectivas Económicas Mundiales, difundido los primeros días de Enero 2015, el Banco Mundial concluye que el petróleo seguirá con precios bajos este año, lo cual se verá acompañado por cambios importantes en el ingreso real de países exportadores e importadores de petróleo. Para muchos de estos países importadores, los precios más bajos contribuyen al crecimiento y reducen las presiones fiscales, inflacionarias y externas. No obstante -se advierte en el informe- esta debilidad en los precios del crudo representa desafíos importantes para los principales países exportadores, los cuales sufrirán impactos adversos al debilitarse las perspectivas de crecimiento y la posición fiscal y externa. La baja continuada del precio podría socavar también la inversión en investigaciones o nuevos avances. La inversión se vería especialmente amenazada en algunos países de ingreso bajo o en fuentes no convencionales como petróleo de lutitas, arenas petrolíferas y campos petroleros en alta mar. “Para las autoridades responsables de formular políticas en los países en desarrollo importadores de petróleo, la caída en los precios del crudo constituye la oportunidad de llevar a cabo reformas estructurales y financiar programas sociales. En los países exportadores, esta baja aguda es un recordatorio de las importantes vulnerabilidades inherentes a la actividad económica altamente concentrada y de la necesidad de revitalizar las gestiones de diversificación a mediano y largo plazo”, comentó Ayhan Kose, Director del Grupo de Perspectivas de Desarrollo del Banco Mundial.
El análisis de los precios del petróleo en Perspectivas Económicas Mundiales se complementa con dos artículos especiales sobre el impacto de las tendencias del comercio global y los flujos de remesas en los países en desarrollo.
Comercio global se mantiene débil El comercio global se expandió menos de 3,5% en 2012 y 2013, muy por debajo de la tasa anual promedio de 7% previa a la crisis, retrasando en varios años el crecimiento en los países en desarrollo.
L
os precios del petróleo se mantendrán bajos durante 2015 y no mejorarán al menos hasta el siguiente año, según el informe anual de Perspectivas Económicas del Banco Mundial publicado el 7 de Enero. El organismo señala que la caída continuada en los precios debilita las previsiones de crecimiento de los principales países exportadores
Remesas regulan el consumo
Para las autoridades responsables de formular políticas en los países en desarrollo importadores de petróleo, la caída en los precios del crudo constituye la oportunidad de llevar a cabo reformas estructurales y financiar programas sociales”, consideró Ayhan Kose, Director del Grupo de Perspectivas de Desarrollo del Banco Mundial
Un segundo artículo especial indica que los flujos de remesas a muchos países de ingreso medio y bajo no solo son importantes en relación con el PIB sino que además, su valor se puede comparar al de la inversión extranjera directa (IED) y la ayuda extranjera. Desde el 2000, las remesas hacia países en desarrollo alcanzan un promedio de 60% del volumen de los flujos totales de inversión directa. Para muchos países en desarrollo estas transferencias son la única y más importante fuente de divisas. El estudio concluye que, además de su volumen considerable, las remesas son más estables que otros tipos de flujos de capital, incluso durante episodios de tensión financiera. Por ejemplo, durante crisis repentinas del pasado, cuando los flujos de capital cayeron en promedio 14.8%, las remesas aumentaron en 6.6%. El análisis termina señalando que la naturaleza estable de los flujos de remesas demuestra que estas pueden ayudar a regular el consumo en los países en desarrollo.
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Reporte
Una de las causas principales de la desaceleración en el crecimiento comercial es la poca demanda, en especial de inversión pero también de consumo. Con países de ingreso alto que representan cerca de 65% de las importaciones globales, la prolongada debilidad de sus economías cinco años después de la crisis sugiere que la poca demanda sigue generando impactos negativos e impide la recuperación del comercio global. No obstante, dos tendencias a largo plazo también desaceleraron este crecimiento: en primer lugar, el cambio estructural en las cadenas de valor globales y en segundo lugar, un cambio desde la demanda global por inversión de intensidad comercial hacia el consumo público y privado con menos intensidad comercial. El análisis concluye que estas tendencias a largo plazo que afectan al comercio también dan forma al comportamiento de los flujos comerciales en los años futuros; en especial, señala que la recuperación que se espera en el crecimiento global probablemente no venga acompañada del crecimiento rápido de los flujos comerciales observados en los años previos a la crisis.
Especial
ExxonMobil prevé aumento global de la demanda futura de energía Se presentan las perspectivas más resaltantes sobre los factores que impulsarán las necesidades energéticas del mundo en las próximas décadas, contenidas en el informe Outlook for Energy: A View to 2040, publicado por ExxonMobil, en el cual se avizora un crecimiento de 35% en la demanda mundial de energía hacia 2040, mientras que América del Norte se convertirá en un exportador neto de petróleo y gas natural
E
l crecimiento significativo en la clase media a nivel global, la expansión de las economías emergentes y un adicional de 2 mil millones de personas en el mundo contribuirá a un aumento de 35% en la demanda de energía para 2040, según un nuevo informe publicado por ExxonMobil. A medida que la demanda aumenta el mundo continuará siendo más eficiente en
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su consumo de energía, según el 2015 Outlook for Energy: A View to 2040. Pero sin este aumento de la eficiencia a través de las economías de todo el mundo, la demanda de energía entre 2010-2040 se encaminaría hacia un aumento de 140% en lugar de la previsión de 35% en el informe. ExxonMobil proyecta a largo plazo que los combustibles a base de carbono continuarán atendiendo alrededor de tres cuartas partes de las necesidades mundiales de energía hasta 2040, lo cual es consistente con todas las proyecciones creíbles, incluidas las realizadas por la Agencia Internacional de Energía. El panorama mostraría un cambio hacia combustibles más bajos en carbono en las próximas décadas que, en combinación con el aumento de la eficiencia, llevarán a una disminución gradual de las emisiones de dióxido de carbono relacionadas con la energía. Considera que las energías eólica y solar y los biocombustibles sean las fuentes de energía de más rápido crecimiento, con un aumento de alrededor de 6% anual en promedio hacia 2040, cuando podrían representar un 4% de la demanda mundial de energía. En total, las energías renovables representarán alrededor de 15% de la demanda en 2040. En tanto, la energía nuclear que es una de las de más rápido crecimiento podría duplicarse de 2010 a 2040, con un crecimiento en la región Asia-Pacífico, incluyendo China, para representar el 75% del aumento. ExxonMobil basa sus perspectivas en el examen de las tendencias de la demanda y suministro de energía en 100 países, 15
sectores de demanda que cubren todo tipo de necesidades personales y de negocios y 20 diferentes tipos de energía. Se espera que la clase media global se eleve de aproximadamente 2 mil millones en 2010 a casi 5 mil millones de personas en 2030, más de la mitad de la población mundial según el Brookings Institution. Se prevé que la expansión de la clase media - en gran parte de la India y China - será la más grande en la historia y tendrá un profundo impacto en la demanda de energía. Junto con ganancias en los ingresos, en curso cambios sociales como la ampliación de infraestructura, electrificación y la urbanización contribuirá a una mayor utilización de la energía. Las Perspectivas de ExxonMobil resaltan una importante evolución en el comercio del petróleo y otros líquidos. Observa como un cambio importante que América del Norte probablemente se convierta en un exportador neto de líquidos para 2020 a medida que aumenta los suministros de tight oil, líquidos de gas natural y bitumen de las arenas petrolíferas. Esto podría abrir nuevas oportunidades comerciales derivadas del incremento de las importaciones netas de Asia Pacífico en casi un 80% en 2040. En América Latina se prevé un crecimiento en los suministros que superará la demanda a medida en que se expanda el suministro de aguas profundas y de líquidos no convencionales. La producción de gas no convencional de Norteamérica casi se triplicará para 2040 y la región podría superar la producción combinada de Rusia y del Caspio para
El gas natural pasará a ser la fuente de combustible de mayor y más rápido crecimiento durante el período de las Perspectivas (2010-2040) a medida que se eleve la demanda en un 65%”
Fuente: 2015 Outlook for Energy: A View to 2040. ExxonMobil
convertirse en la zona productora de gas más grande. El informe destaca asimismo que en Asia-Pacífico la producción de gas se duplicará en 2040, impulsada en parte por las tecnologías de producción convencionales. No obstante, la demanda de la región podría subir en aproximadamente 170%, y como resultado, Asia Pacífico probablemente superará a Europa como el mayor importador de gas del mundo. De acuerdo a las perspectivas, el gas natural pasará a ser la fuente de combustible
de mayor y más rápido crecimiento durante el período de las Perspectivas (2010-2040) a medida que se eleve la demanda en 65%. La mitad de ese incremento corresponderá a la región de Asia-Pacífico, liderada por China. Los servicios públicos y las operaciones industriales estarían representando alrededor del 80% del aumento de la demanda mundial, una vez que los operadores opten cada vez más por el gas natural debido a sus menores emisiones y su versatilidad como combustible y materia prima. Para 2040,
el gas natural represente la cuarta parte del consumo de energía, superando al carbón en el mix global. Otras conclusiones clave del informe son: • Los países no pertenecientes a la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) representarán el 70% de la demanda global de energía en 2040, pero la demanda por persona en estas naciones se mantendrá muy por debajo de los niveles de la OCDE.
FEBRERO 2015 I Petroleum 301 17
Especial
Especial
• Las tecnologías que posibilitan los
nuevos suministros de petróleo y gas no convencionales serán cruciales para satisfacer aproximadamente el 65% del crecimiento de la demanda mundial de energía. • El progreso en la reducción de las emisiones de dióxido de carbono hacia 2040 será liderado por las naciones de la OCDE a medida en que disminuya la demanda de energía y se produzca el cambio a combustibles más bajos en carbono. Las emisiones de dióxido de carbono relacionadas con la energía en esos países se prevé que sea un 10% por debajo de los niveles de 1980, a pesar de que contarán con más personas (alrededor de 40%) y con economías mucho más grandes. • Del otro lado de las naciones de la OCDE, el informe asume que el costo implícito de las políticas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero alcanzará alrededor de US$ 80 por tonelada en 2040. • Se espera que el petróleo se mantengan
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Fuente: 2015 Outlook for Energy: A View to 2040. ExxonMobil
como la fuente número 1 de energía, cuya demanda aumentará en casi 30%, impulsada por la expansión de las necesidades de transporte y productos químicos. • En 2040 las fuentes abundantes y distintas al crudo convencional y condensado representarán alrededor del 45% de la
producción mundial de líquidos, en comparación con menos del 25% en 2010. • La creciente demanda de gas natural coincide con nuevos suministros derivados de una mayor producción de gas no convencional, y una expansión significativa del comercio de GNL para 2040.
Tecnología
Perforación y Terminación en Yacimientos No Convencionales (Tomado del original, Aspectos de Producción, de Armando Méndez Castro, Publicado por el Instituto Mexicano del Petróleo, IMP, Taller de Hidrocarburos en Lutitas. Shale Gas-Shale Oil)
Los factores clave aplicables en el caso de shale gas/oil son: geomecánica, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico multietapa A partir de 2002, se reemplazaron las perforaciones verticales por horizontales y la producción pico rondaba los 200 Mmpc al mes por pozo. En Eagle Ford, al sur de Texas, se ha incrementado de manera importante la actividad de perforación. En 2002 la compañía Petrohawk perforó el primer pozo en el área y diez años más tarde se autorizaron 4.143 permisos para la perforación de nuevos pozos, según la Texas Railroad Commission. El costo de la perforación y terminación osciló entre US$ 6 a 8 millones. La mayoría de las compañías se han volcado a la ventana de petróleo y gas húmedo, en tanto la técnica de perforación se ha enfocado en la perforación horizontal y terminación con fracturamiento hidráulico multietapa.
Variables de calidad
La actividad de perforación en el Play Eagle Ford, al sur de Texas, se ha incrementado significativamente
E
l primer pozo productor de gas shale en Estados Unidos fue perforado en 1821 en una localización cercana al pueblo de Fredonia, New York. Durante los 80´s Barnett, ubicado en el estado de Texas, fue uno de los plays de gas natural más activos y el detonante de la explotación de formaciones shale gas/oil. Desde 1980 hasta 2002, en Barnett la mayoría de los pozos perforados eran verticales; la producción pico rondaba los 60 millones de pies cúbicos al mes por pozo.
El caso estadounidense es el más significativo en el mundo en lo concerniente a exploración, desarrollo y explotación de hidrocarburos en lutitas. Su éxito ha cambiado la estructura de costos del gas natural en Norteamérica, pasando del gas más caro en el mundo al más barato” 20 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
Los factores clave para el caso de shale gas/oil se puede integrar en dos grandes rubros: • Calidad del yacimiento. • Técnica de perforación y terminación aplicable. Los factores clave aplicables en el caso de shale gas/oil son: geomecánica, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico multietapa.
Geomecánica Es la especialidad que aplica la geología, mecánica de sólidos, matemática y física para cuantificar la respuesta de las rocas a los cambios de esfuerzos.
La geomecánica ayuda a anticipar inestabilidad en el agujero, sobre todo en perforaciones horizontales
¿Cómo se está aplicando la perforación horizontal? La estrategia de explotación de los yacimiento no convencionales shale gas/oil implica la perforación y terminación masiva de pozos horizontales.
Los pozos horizontales usan drenes múltiples
Fracturamiento hidráulico Es la técnica de estimulación de pozos utilizada desde 1947, sobre todo en aplicaciones para formaciones con baja permeabilidad tales como las lutitas. El fracturamiento hidráulico permite abrir canales de flujo de alta conductividad que se extienden desde el pozo a través de la formación impregnada de gas y/o aceite y esto le permite fluir desde la roca, a través de la fractura, hasta el pozo.
Fracturamiento hidráulico multietapa
La perforación horizontal es un esfuerzo de ingeniería
Durante el fracturamiento hidráulico se bombea fluido a través de los disparos de la tubería de revestimiento dependiendo de la técnica utilizada, empleando altas presiones para fracturar la formación. A medida que la inyección de fluido a alta presión continúa, la fractura sigue creciendo. En tanto la fractura continúa propagándose, se adiciona un apuntalante al fluido bombeado (arena), cuya función es mantener abierta la fractura y permitir a los fluidos trasladarse al pozo.
Perforación horizontal como base de la explotación Esta técnica de perforación es clave en la explotación de yacimientos no convencionales tipo shale. Es un esfuerzo de ingeniería para desviar un agujero a lo largo de una trayectoria planeada hacia un objetivo a cierta profundidad en el subsuelo. La ubicación de este tipo de pozo está a una distancia lateral dada y en una dirección definida a partir de la posición superficial. Los pozos horizontales usan drenes múltiples a lo largo de su trayectoria y se desarrollan a partir de un pozo primario o piloto, coadyuvando conjuntamente con el fracturamiento hidráulico. El costo de un pozo horizontal puede ser hasta tres veces mayor que un pozo vertical, sin embargo, su producción puede verse incrementada hasta 14 veces.
El fracturamiento hidráulico ha sido utilizado desde 1947
FEBRERO 2015 I Petroleum 301 21
Tecnología
Para yacimientos de lutitas es generalmente aplicable en dos áreas principales: ayudan a anticipar y prevenir inestabilidad en el agujero, sobre todo en perforaciones horizontales; ayuda a determinar la opción óptima de terminación del pozo. La selección de la trayectoria del pozo depende, entre otras cosas, de las propiedades mecánicas y petrofísicas de la formación. La distribución de esfuerzos, grado de anisotropía y estabilidad geomecánica de la formación, alrededor del pozo y a nivel de campo, permiten definir la mejor alternativa de trayectoria y la estrategia de terminación del pozo. Uno de los factores de éxito de la trayectoria depende de la geonavegación a través de la formación de interés, plenamente identificada. Dentro de los elementos de éxito del fracturamiento hidráulico multietapa se debe considerar una adecuada caracterización geomecánica de la formación y la correcta selección de la técnica operativa y su ejecución.
Tecnología
Después del fracturamiento hidráulico, parte del fluido es retornado a la superficie (flowback) y este volumen puede oscilar entre 20% y 80% del volumen inyectado. El agua recuperada puede ser reciclada para su reutilización en nuevas operaciones o ser reintegrada en pozos de inyección. Reutilizar los volúmenes de agua de retorno es un esfuerzo importante en el proceso de la administración de este recurso, ya que es un elemento clave en el proceso productivo. Es importante considerar aspectos de disponibilidad del agua, su manejo y transporte, disposición y regulaciones aplicables. En términos generales las siguientes acciones coadyuvan a proteger el medio ambiente: • Reducir las áreas de afectación durante el proceso de perforación y terminación de pozos. • Incrementar los niveles de seguridad durante las operaciones. • Reutilizar el agua de retorno. • Manejar de forma adecuada los desechos de perforación (recortes, fluidos de control y fracturantes). • Aplicar nuevas tecnologías de fracturamiento tendentes a reducir los volúmenes de agua utilizada. Fracturamiento hidráulico multietapa
¿Por qué fracturar? Terminación inicial • Lograr un mayor fracturamiento efectivo. • Distribuir adecuadamente las fracturas. • Crear áreas de drenado masivo. Mantenimiento • Operaciones de estimulación. • Conectar zonas no drenadas o no consideradas inicialmente.
¿Cómo se evalúa la fractura? La aplicación de la microsísmica permite la arquitectura de la terminación y sus áreas de drenado, así como la distribución de esfuerzos que dan como resultado diferencias significativas en la recuperación de hidrocarburos, a través de diferentes patrones de drene. Adicionalmente, la microsísmica en tiempo real permite monitorear los procesos de estimulación mientras estos suceden detectar las trayectorias de flujo a través de las fracturas. Los modelos de flujo pueden determinarse conociendo la distribución de esfuerzos inducidos y el patrón de distribución volumétrica de las fracturas.
Agua requerida El rango de etapas de fracturamiento hidráulico en pozos horizontales puede oscilar entre 6 y 12, según criterios de diseño para un pozo en particular. Un fluido de fracturamiento típico para aplicaciones en lutitas, es 99.5% agua y arena y el otro 0.5% son aditivos que varían según el pozo y el operador. Los volúmenes de agua requeridos pueden oscilar entre 7,570 m3 y 22,710 m3 de acuerdo al número de etapas y diseño de la fractura, un valor típico es alrededor de 11,355 m3.
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La microsísmica en tiempo real permite monitorear los procesos de estimulación
Comentarios finales Adicional a la determinación de los sweet spots, el éxito en la explotación de yacimientos no convencionales se logra con la adecuada planeación, diseño y ejecución de la perforación y terminación de pozos horizontales. Dentro del proceso de terminación de los pozos, el punto de mayor enfoque es el fracturamiento hidráulico multietapa. Lo anterior no puede quedar completo sin una adecuada caracterización geomecánica en la que se determine una distribución de esfuerzos que permitan planear las trayectorias encaminadas a la mayor productividad. En los próximos años se tendrá que desarrollar tecnología en perforación enfocada a reducir costos, mejorar la estabilidad de los pozos horizontales y minimizar el impacto ambiental de la perforación. En el caso de la terminación se debe hacer más eficiente el fracturamiento hidráulico y sobre todo en la aplicación de tecnologías tendientes a reducir los volúmenes de agua utilizados en los procesos vigentes.
Por Tim Wagner, ProOne* Introducción A nivel global, la industria del petróleo y gas opera a una escala de exploración y producción (E y P) tan grande que los ahorros de hasta US$ 1 millón por pozo en la perforación en el fondo del pozo son un verdadero foco de atención para los operadores. Ahora, no solamente las empresas de perforación pequeñas con unos pocos pozos al igual que las grandes empresas con muchos más están “haciendo cuentas” después de ver un nuevo proceso de investigación y desarrollo comercializado que entrega importantes ahorros en tiempo y costo para sus empresas. Aunque el desarrollo pudiera tener una apariencia sencilla ya que es un lubricante o un aditivo para lodo de perforación, la novedad es que realmente es extraordinario. Recuerde su nombre, XPL+ (Lubricante a presión extrema), debido a que después de virtualmente reducir a cero la fricción en todo el sistema de perforación en el fondo del pozo en 700 pozos en América del Norte, pronto estará en todas partes. Distribuido exclusivamente por DistributionNOW (una empresa que se independizó de National Oilwell Varco, el gigante de servicio a campos petroleros), los operadores están colocando sus pedidos desde cualquiera de los 38 puntos internacionales de distribución hacia sus sitios de perforación tan rápido como se pueda embarcar. Los cuatros líderes de producción Brasil, México, Venezuela y Argentina significan aproximadamente el 8.5 de cada 10 de los más de 9 millones de bpd de América Latina. Este enorme número de equipos de perforación y producción de crudo establece un verdadero significado de eficiencia tan sólo para esos países. Su producción diaria debe poner a un lubricante revolucionario para fondo de pozo como la principal prioridad de los ejecutivos de perforación y los agentes de compras. El mensaje es claro para los operadores con tan sólo escuchar acerca de XPL+: es tiempo de cambiar al lubricante del futuro.
¿A qué se debe tanta emoción? ¿Por qué? Hace pocos años, los científicos de investigación y desarrollo, con oficinas en Houston, TX y en Orange County, CA, tuvieron una idea en el laboratorio. Y combinaron una estructura molecular con carga positiva con una potente carga iónica (+). Los resultados fueron sorprendentes, proporcionando 50 veces la resistencia de película de los lubricantes convencionales y la capacidad de adherirse al metal cuando se someten a las temperaturas y presiones más extremas en el fondo del pozo. Cuando este descubrimiento se trasladó del laboratorio a producción de un lubricante y luego al campo, la prueba real se llevó a cabo en los sitios de perforación. Al principio, los operadores estaban reacios a cambiar a un nuevo lubricante pero rápidamente estuvieron “dispuestos a intentarlo” cuando encontraron los desafíos de perforación típicos que nadie y ningún producto habían sido capaces de resolver antes. Después de agregar XPL+ a su lodo de perforación, toda la conversación acerca de migrar hacia el calor y presión en lugar
de retirarse de ellos, adherirse a cualquier metal en cualquier punto en el fondo del pozo y el tener una resistencia de película de la que no se había escuchado, se volvió repentinamente real y no solamente un argumento de venta. Los operadores encontraron que la amplia gama de soluciones proporcionada por estos lubricantes, y no mediante deslumbrantes y costosos accesorios para los equipos de perforación, era algo más de lo que ellos pudieron haber imaginado. Por ejemplo, este aditivo de lodo de perforación mejora en gran medida la velocidad de penetración (ROP por sus iniciales en inglés); proporciona un ciclo de vida mucho más prolongado para las bombas de lodo y motores así como para las barrenas; ayuda a liberar tubería atascada, un problema que ha bloqueado a los perforistas por siempre; reduce la corrosión y desgaste en todo el sistema de fondo del pozo; una importante reducción del 20-50% en par torsional y arrastre; y el direccionamiento y deslizamiento serán considerablemente más sencillos.
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Tecnología y Comercio
Eliminación de la fricción de perforación en el fondo del pozo permite ahorros en tiempo y costo
Tecnología y Comercio
Estudio de caso de éxitos en campos petroleros
Comprobado en aplicaciones del mundo real y usado exitosamente por operadores en más de 700 pozos, el revolucionario lubricante XPL+ se está volviendo el nuevo aditivo en fosos de lodo a nivel global” Estas capacidades sin duda impresionaron a los operadores y resultaron ser suficientes para complacerlos en gran medida con este lubricante innovador. Ellos estaban experimentando una gran reducción en el tiempo que normalmente se perdía en tratar de resolver problemas “imposibles” y además obteniendo ahorros económicos que se anticipaban excelentes en los estados financieros. Aún más, ellos comenzaron a ver más beneficios de parte del XPL+. De hecho, ellos pudieron establecer listas de “Tareas por hacer” para ver si el aditivo sería la solución a pozos desviados, sobrecalentamiento del impulsor superior, horizontales largas, mantener el peso en la barrena (WOB), instalación más rápida de revestimiento, curvas de perforación en la mitad del tiempo, gran reducción de la carga del gancho... y reducción del tremendamente costoso número de ciclos en cada pozo. En cada caso particular, una vez que el aditivo resolvió cada problema pudieron confirmar estos conceptos con un “sí”, con la sorpresa de los veteranos de campo petrolero.
Por supuesto, los clientes siempre son los expertos de primera mano en qué tan bien funciona un producto como el XPL+ de ProOne en los sistemas de perforación en el fondo del pozo. Y los operadores en todo el campo petrolero se han mostrado contentos de hablar de uno tras otro caso de estudio. Por ejemplo, un gran operador en Texas incrementó el desempeño, resolvió grandes problemas y ahorró un total de más de US$ 300.000 mediante los resultados que incluyeron menos ciclos, menor uso de barrenas, reducción del tiempo de curva de perforación, reducción importante de par torsional e incrementar el ROP importante. Otros operadores reportaron también resultados sin precedentes, los cuales no se vieron afectados adversamente por la ubicación del sitio de perforación o del estrato en el fondo del pozo. Cuando un operador en Nuevo México terminó el lateral más extenso en la historia del estado, otros varios logros ocurrieron junto con ello. Entre los que se incluyó una gran reducción (50%) de par torsional, un incremento ROP de casi 30% y extracción a más de 3.000 pies más que sin el uso de este lubricante de tecnología avanzada. Y entre muchos otros casos de estudio de clientes satisfechos, un operador de la costa oeste de los Estados Unidos que experimentó una reducción del 45% en par torsional. Esto dio lugar a que el operador declarara que en sus tres décadas de trabajo en campos petroleros, estos resultados de par torsional superaron por mucho lo que había observado previamente. Ya sea ahorrando hasta US$100.000 en motores para lodo y en barrenas de perforación hasta ahorros de medio millón de dólares desde elevados ROP y menos ciclos para ahorrar tanto como US$1 millón reduciendo el riesgo de giro y liberando tubería atascada, XPL+ se ha convertido en una historia de éxito genuina para los operadores.
100% biodegradable Cuando un aditivo para lodo de perforación elimina toda la fricción de un sistema de perforación en el fondo del pozo, el reescribir el libro acerca de los principales desafíos ¿qué otros beneficios pudiera ofrecer?. En realidad, XPL+ incluye un importante elemento ambiental “extra”: es 100% biodegradable, conforme a normas internacionales muy estrictas y funciona igualmente bien tanto en tierra como costa afuera siendo no tóxico para la vida marina. En un plazo de tan sólo 16 días el producto es 60% biodegradable y ello se incrementa a una biodegradación del 83% en un plazo de un mes. Probado y certificado por laboratorios de prueba reconocidos, comprobado en aplicaciones del mundo real, y usado exitosamente por operadores en más de 700 pozos, el revolucionario lubricante de ProOne se está volviendo el nuevo aditivo en fosos de lodo a nivel global. *Tim Wagner es parte de www.pro1energy.com
24 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
Exploración
El coraje de un wellsite geologist
Pozo Onado-51, Venezuela: Un descubrimiento que casi no fue… Por Orlando Méndez*
Los geólogos de exploración somos científicos y soñadores, observadores y analistas. Nuestra mente habita en un oscuro mundo subterráneo de viejas y profundas rocas, resultado de batallas sedimentarias y tectónicas. Sabemos que esos combates pueden formar yacimientos, pero no sabemos dónde están. Nuestro trabajo es encontrarlos. Para hacerlo no son suficientes las Ciencias de la Tierra. Se necesita juicio, experiencia, filosofía e intuición. Y a veces, hasta hay que poner la cabeza en juego… La concesión y el pozo El Bloque Onado-50, situado a 30 km al noreste del campo Aguasay en la subcuenca de Maturín, cuenca oriental de Venezuela, era en 1971 una concesión de exploración compartida a partes iguales por Mobil Oil Company de Venezuela (operadora) y Texaco de Venezuela. Mobil y Texaco decidieron perforar un pozo exploratorio de alto riesgo. La localización había sido seleccionada a base de interpretaciones de levantamientos sísmicos de reflexión que no mostraban reflectores confiables a profundidad. Los pozos más cercanos se encontraban a decenas de kilómetros. Aún así sirvieron de referencia para las estimaciones geológicas del área. El objetivo principal era las arenas “U” de la formación Merecure del Oligoceno. El objetivo secundario eran las arenas basales de la formación Oficina del Mioceno.
26 FEBRERO 2015 I Petroleum 301
La profundidad final (td) se estableció a 14.500 pies. Este sería el pozo más profundo que hasta esa fecha Mobil perforaría en Venezuela y las operaciones se desarrollaron entre Junio y Septiembre de 1971.
El geólogo Soy Orlando Méndez, venezolano, geólogo egresado de la Universidad Central de Venezuela en 1965. Ingresé a Mobil Oil en 1963 cuando aún era estudiante. En 1971 era el único geólogo que la compañía tenía en su división oriental en Anaco, estado Anzoátegui, al oriente del país.
Wellsite geologist Fui designado geólogo de pozo (wellsite geologist) para Onado-51. Pedí como personal de apoyo para las guardias de trabajo a mis obreros de confianza, los señores Víctor Arias, “Pachico” Figuera y Ramón Azócar.
Durante casi tres meses perforamos sin mayores inconvenientes, salvo los rutinarios problemas mecánicos y alguna pega de tubería en las gruesas secciones lutíticas de la formación Freites. En el laboratorio de mud logging cumplía mis funciones de geólogo. Además aprovechaba mis habilidades de dibujante para graficar muy bien la geología interpretada del pozo y los registros eléctricos. También, entre cambios de mechas, encontraba tiempo para tocar la guitarra y el cuatro que siempre me acompañan.
Pozo seco, no aparecen los objetivos Estamos a mediados de Julio de 1971. El pozo alcanzó la profundidad final de 14.500 pies. Hemos atravesado las formaciones de la columna estratigráfica: Mesa/ Las Piedras/Freites-La Pica/Oficina/con litologías y espesores que no corresponden a lo normalmente esperado para la cuenca.
Abandonar el pozo Hasta la fecha los gastos habían sido muy altos. El socio Texaco que aportaba la mitad no quería más riesgos. El socio operador Mobil estuvo de acuerdo. ¡Finalmente resolvieron abandonar el pozo! Entretanto, allá en Onado, aún sin conocer la decisión, coloqué por enési-
ma vez todas mis cartas sobre la mesa: columna estratigráfica construida con ditch samples, datación con microfósiles, drilling time log, registros de pozos, sección sísmica y mis bellas secciones geológicas. Una vez más la data confirmó mis sospechas... De repente me vino a la mente una frase que leí en un viejo libro de geología petrolera que decía más o menos así: “Si ves a un hombre caminando por la calle con petróleo en sus zapatos, donde no debería estar, y sin petróleo en sus cabellos, donde
Entonces sentí que tenía petróleo en mis zapatos, y que mis ojos contemplaban las arenas Oligocenas de Merecure…”
sí debería estar, ese es un petrolero. Pero si le ves los ojos y parece estar contemplando la profundidad de su primera arena Jurásica en Persia, ese es un geólogo”. Entonces sentí que tenía petróleo en mis zapatos, y que mis ojos contemplaban las arenas Oligocenas de Merecure… ¡Y ahora estuve seguro!: ¡Merecure y su petróleo estaban allí, abajo, muy cerca, esperando por nosotros! ¡Sólo faltaba perforar un poco más! Al poco rato, entró a mi tráiler el supervisor del taladro. Me avisó que había recibido la orden de abandonar el pozo. ¡De inmediato llamé por radio a Exploración Caracas, enfáticamente expresé mi desacuerdo y expliqué por qué!
¡Quinientos pies más! No sé como, pero ¡Gané el primer round! Ordenaron demorar el abandono y poner a circular el lodo en el pozo! En Caracas, Texaco lo consideró un error; pero presionada por Mobil enviaron a José Ortega, uno de sus mejores geólogos, al pozo. Le explico y lo convenzo, pero él
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Exploración
La formación Oficina, el objetivo secundario, es aquí extremadamente lutítica y sus pocas arenas no contienen hidrocarburos. El objetivo principal, la formación Merecure y sus arenas superiores no se encontró. Sin embargo, mis interpretaciones parecían indicar que debía estar más abajo. Las gerencias de exploración de Mobil y Texaco discutieron el asunto. La sísmica indicaba que la profundidad del reflector interpretado como contacto Oficina-Merecure (14.000 pies) había sido ampliamente superada en 500 pies. Hay muchas conjeturas. Por ejemplo: ¿Sería que Merecure, de ambiente marino somero a deltaico, no se depositó en esta parte de la cuenca por ser más profunda?
Exploración
El Área Onado se encuentra en el estado Monagas, al este de Venezuela
no pudo convencer a sus jefes. Insisto con los míos. ¡Debemos continuar!. Las comunicaciones por radio eran difíciles. ¡Casi como un ruego pedí perforar 500 pies más! Ambas compañías no estuvieron de acuerdo. ¿500 pies más? ¿Gastar un millón de dólares más? ¿Podemos confiar en un geólogo venezolano de 29 años de edad y apenas 6 años de experiencia? El Dr. M.c. Parsons, Gerente de Exploración de Mobil en Venezuela, ordenó al Dr. Foster Smith, Subgerente, trasladarse urgentemente de Caracas a Anaco en el DC-3 de la compañía. A Smith y al Gerente de División Anaco les hice una presentación bien soportada e ilustrada de mis conclusiones. Quedaron muy impresionados y aceptaron mi recomendación . ¡Había ganado el segundo round! Además esta interpretación implicaba algo muy importante bajo el punto de vista geológico: el basamento estaba más profundo de lo esperado, las formaciones se depositaron con mayores espesores y cambios litológicos, es decir se avanzaba en el conocimiento y estrategia exploratoria de la cuenca. Sin embargo, más allá de esto, lo que le interesaba a los accionistas era proteger sus inversiones. Entretanto el taladro estaba “stand by”, circulando barro de perforación, las cuadrillas en labores de mantenimiento, y… gastando mucho dinero.
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A medio día, el Dr. Smith abordó el DC-3 que lo esperaba en el aeropuerto de Anaco y regresó a Caracas. Discutió el asunto con Parsons, hasta que lo convenció de correr el riesgo y aceptar mi propuesta.
Arriesgar la cabeza Y llegó el momento decisivo. Esa misma tarde Mr. Parsons me llamó por teléfono y sin saludarme me dijo: “Tú convenciste a Foster y él me convenció a mí”, y seguidamente me preguntó: ¿Orlando, pones tu cabeza en esta decisión? Tragué duro… y contesté con firmeza: ¡Sí! Finalmente se despidió diciendo: “Go ahead”, que yo me encargo de Texaco. Unos minutos después el Gerente de División me informó que Caracas había decidido perforar 500 pies más y que regresara de inmediato al pozo. Pasé por mi casa en Campo Norte. Compartí con mi esposa lo acontecido. Me abrazó con fuerza deseándome mucha suerte, bendije a nuestro pequeño hijo, y antes de partir le dije: “¡Voy a hacer una promesa, me dejaré crecer la barba y nunca me la quitaré si mi pozo descubre un yacimiento de petróleo!” Aunque anochecía salí para Onado, a 140 km de distancia en un carro “Malibú” asignado por Mobil para mi trabajo. Al llegar, como siempre recibí el ronco saludo del taladro. En la puerta del trailer de Geología (mud logging), como un sol-
dado esperando a su superior, me recibía con agrado el Sr. Azócar. Al entrar se estremecieron el microscopio, el fluoroscopio, los disolventes, las cartas del geológrafo, y hasta las ordenadas cajitas de metal con las muestras de canal (ditch samples), se mostraron inquietas. De inmediato comencé a analizarlas sin descanso. El taladro perforaba lentamente a una tasa de cinco a diez pies por hora. Decidí tomar muestras de canal cada pie en vez de hacerlo cada cinco pies como normalmente se hace a esas profundidades. Aquí empezó mi odisea. Sabía la enorme responsabilidad que había asumido y lo que significaba para el país y las empresas concesionarias. Pasaron interminables horas y varios días… no me despegaba del microscopio y el fluoroscopio. El cuatro y la guitarra guardaban discreto silencio.
No shows La fila de muestras que en sus turnos de 8 horas, Arias, Azócar y Figuera colocaban en el laboratorio después de recogerlas del “shale shaker” y lavarlas, me las devoraba insaciable con mis instrumentos y reactivos. ¡Nunca en mi vida analicé las entrañas de la cuenca con tanta ansiedad! Lutitas, lutitas, lutitas y más lutitas… De vez en cuando aparecían arenas blancas cuarcíferas de granos finos, sub-redondeados a sub-angulares, cemento silíceo, con buena porosidad y minerales accesorios como pirita y lignito, en fin, excelentes rocas recipientes, pero un solo detalle… sin petróleo… Como rutina a las 6 de la mañana pasaba a Caracas y Anaco el reporte por radio. Primer día: “Exploración Caracas, Exploración Caracas, aquí Onado-51, cambio..” Establecida la comunicación reportaba: “Profundidad 14.600 pies, no sands, no shows”. La respuesta era un interminable silencio y luego muy pocas preguntas. Segundo, tercero, cuarto día con sus noches... 14.650, 14.700, 14.750 pies. Lutitas, lutitas y más lutitas. Pocas arenas, ricas en agua salada, huérfanas de petróleo...La tensión aumentaba. Mi rostro se oscurecía con la tenue lija negra de una barba que ya se asomaba, preludio de una promesa que deseaba tener que pagar. Nos acercábamos a la “prórroga” de 15.000 pies. Más lutitas y arenas mezquinas
Petróleo en los zapatos ¡¡¡Hasta que por fin, en la madrugada del quinto día, lo que tanto esperaba sucedió!!!: A las 3:00 a.m. el Sr. Arias entró al tráiler gritando “¡¡Orlando, Orlando, petróleo, petróleo!!. Sus manos nerviosas mancharon las mías al entregarme preciosas arenas saturadas de un petróleo oscuro y brillante. Corrimos como locos al shale shaker. La cuadrilla de perforación nos rodeó en medio de risas y abrazos. Llenamos y lavamos varios sacos de muestras y las organizamos en el tráiler en el mejor desfile de arenas de la formación Merecure que geólogo alguno hubiese visto. A simple vista se observaban saturadas de petróleo mediano. Al microscopio y con los disolventes eran un espectáculo de cortes y reacciones, que luego en el fluoroscopio se encendían de auroras amarillas y blanquecinas.
¡Gané el tercer round! Nunca me pareció más lejano el amanecer. Quería adelantar el reloj para dar mi reporte. Después de un siglo llegaron las seis de la mañana. “Caracas, Anaco, aquí Onado 51, cambio/Ok Onado 51, cambio/¡Aquí desde el pozo descubridor Onado-51 reporta Orlando Méndez!! Luego no sé exactamente que dije, pero sabía que allá saltaban de alegría. A las tres horas habían llegado emocionados al taladro los gerentes de Mobil Anaco. Hubo muchas llamadas de Caracas. Pero yo sabía que hasta ahora habíamos penetrado solamente unos 30 pies de net oil sand. Había que comprobar cuantos pies totales existían. Seguimos perforando varios días más. Alcanzamos la nueva profundidad final de 15.000 pies todavía dentro de la sección petrolífera. ¡Por supuesto que recibí la autorización de continuar hasta que fuese necesario!. A los pocos días, después de atravesar el yacimiento, se detuvo la perforación a la profundidad final de 15.383 pies.
El pozo fue terminado como descubridor el 4 de Septiembre de 1971. En los meses y años subsiguientes se perforaron 14 pozos entre avanzada y desarrollo. Se descubrieron reservas estimadas en unos 100 millones de barriles de petróleo de 26°API. La pelea había terminado. ¡Gané por decisión geológica! En 2013, después de 43 años mi barba sigue allí y se ha vuelto blanca… y el campo Onado-51 sigue allí, produciendo petróleo y… ya le están saliendo canas…
*Orlando Méndez es Profesor de Geología en la Universidad Central de Venezuela. Ejerció como Geólogo de Exploración y Desarrollo para Mobil Oil de Venezuela (1965-1976); Pdvsa Llanoven (19761978), Pdvsa Lagoven (1978-1985) y Pdvsa (1985-1998). (Publicado en su versión original en inglés en la edición Octubre 2013 de la revista AAPG Explorer)
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Exploración
de petróleo. Mis reportes de “no shows” de cada mañana eran un balde de agua fría para Mobil y Texaco. Las esperanzas se desvanecían.
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Abril, 7 – 9 • Punta del Este, Uruguay
La cuarta edición de esta Conferencia busca reflejar los valores más importantes de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe a lo largo de su historia, y en especial este año en el que el organismo arriba a su 50 aniversario
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recedida por tres ediciones de gran éxito realizadas en 2009, 2011 y 2013, la Conferencia Regional de Petróleo y Gas de ARPEL busca analizar el entorno en el que se desenvuelve la industria, profundizar sobre los desafíos y las oportunidades que ella enfrenta para satisfacer las necesidades energéticas de la región de América Latina y el Caribe, dialogar sobre temáticas estratégicas y emergentes de sostenibilidad, e intercambiar experiencias, lecciones aprendidas, mejores prácticas y soluciones que aseguren la mejora continua en la gestión
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así como en el desempeño operativo, social, ambiental y económico del sector.
Un evento petrolero latinoamericano La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe es un organismo único en la región que agrupa a empresas petroleras nacionales e internacionales y proveedoras de servicios, desde hace casi 50 años. En conjunto sus socios representan más del 90% de las actividades del sector en la región. Como tal, los eventos de ARPEL
se destacan por su amplio alcance y convocatoria verdaderamente regional. La Conferencia ARPEL es un evento ideal para el intercambio de conocimiento y experiencias y el desarrollo de negocios entre profesionales con actividades en la región. Las ediciones 2011 y 2013 reunieron a más 400 altos ejecutivos y funcionarios de la industria, y en esta oportunidad se mantendrá el énfasis en atraer a los responsables por la toma de decisiones en el sector petróleo y gas de la región. www.conferenciaarpel.org
El evento más importante en el ámbito de la energía, organizado por IHS tendrá lugar del 20 al 24 de Abril en Houston, reuniendo una vez más a líderes de la industria y representantes de Gobierno para debatir sobre importantes asuntos estratégicos que enfrenta esta industria a nivel global
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015 marca el 34 aniversario de esta conferencia organizada por IHS CERA, la cual reúne anualmente a más de 2.800 altos ejecutivos de la industria de la energía, funcionarios gubernamentales y líderes de opinión, para tomar parte en un programa que comprende conferencias magistrales, sesiones plenarias, diálogos ministeriales, sesiones de estrategia, desayunos y reuniones de expertos sobre una serie de temas, entre ellos: • • • • • • • • • • •
Perspectivas de la Economía Mundial Innovación Tecnológica Geopolítica Las Perspectivas de la Revolución Global No Convencional Las Amenazas Cibernéticas Licencia para Operar Desarrollo de Energía en África Política Energética y Reglamento Cambio Climático y Transición Energética Hacer frente a la Interrupción, y Futuro de la competitividad en un mundo globalizado.
Más que una conferencia de alto nivel, CERAWeek es un foro que atrae a los hombres y mujeres que lideran el negocio de la energía a nivel global, para compartir su visión sobre los principales desafíos que deben encarar productores y consumidores, y las respuestas frente a los cambios en los mercados y la disponibilidad de fuentes de energía. La agenda de esta exitosa jornada de cinco días sobre el futuro de la energía, se inicia muy temprano con los desayunos de Diálogos Estratégicos, seguidos de las Conferencias de Apertura, Conferencias Magistrales, Plenarias Globales, Almuerzos Conferencias y en las noches, las Cenas de Gala con la intervención de connotadas figuras.
Pioneros de Innovación Energética El programa Energy Innovation Pioneers reconoce a las empresas cuyas tecnologías y planes de negocio, ejemplifican los criterios de invención y creatividad, viabilidad y oportunidad, escalabilidad y calidad del equipo directivo. En la edición 2014 de CERAWeek reconoció a 24 pioneros.
Programa Círculo de Liderazgo El Leadership Circle es un espacio exclusivo de sesiones y reuniones realizadas en el marco de CERAWeek, que incluye cumbres, recepciones, desayunos y cenas, en formatos que propician un debate interactivo, sobre asuntos clave que definen el futuro de la energía. El programa comienza el lunes 20 de Abril, y está conformado por cinco Cumbres – Petróleo y Gas Upstream, Tecnología e Innovación, Gas Global, Downstream y
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jecutivos de compañías internacionales de energía y autoridades gubernamentales asisten a la prestigiosa CERAWeek, cuyo programa gira en torno a los temas de petróleo, gas natural, energía eléctrica, las energías renovables y tecnología
Generación de Energía- además de una serie de talleres y eventos de networking que se ofrecerán durante toda la semana. Cumbre Upstream América del Norte y el resto del mundo Dos mundos de exploración y producción con dramáticas diferencias Hacia 2020 IHS Energy prevé que Norteamérica comprenda aproximadamente 50% del gasto total de exploración y producción en todo el mundo, con cerca del 75% de ese gasto centrado en no convencionales. La “velocidad de reloj” en negocios onshore en Norteamérica impulsada por una intensa competencia, la velocidad y volatilidad de la inversión, las tasas de declive y pozos perforados, la logística de la infraestructura subyacente por parte del sector de servicios y la velocidad a la que la tecnología se desarrolla y aplica- es radicalmente diferente a cualquier otro lugar. ¿Permanecerán estas diferencias en diez o quince años? O ¿se estrechará el diferencial? Las respuestas a estas preguntas tienen implicaciones significativas en los portafolios de opciones en exploración y su diversificación, costos, ejecución, estrategia de inversión, valoración y la estructura del sector. www.ceraweek.com FEBRERO 2015 I Petroleum 301 31
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Abril, 20 – 24 • Houston
Calendario
28 - 30 Abril
07 - 10 Abril
13 - 15 Mayo
Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2015
5th Colombia Oil & Gas Conference & Exhibition
11o Congreso Internacional de Minería y Petróleo
Punta del Este, Uruguay
Cartagena, Colombia
Cartagena, Colombia
www.conferenciaarpel.org
www.cwccolombia.com
Media Partner
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Media Partner
23 - 25 Febrero SPE Reservoir Simulation Symposium
Houston, USA - www.spe.org/events/rss/2015
25 - 26 Febrero 4th Carbon Dioxide Utilization Conference
San Antonio, USA - www.spe.org/events/rss/2015
26 - 27 Febrero 14th Annual Platts Liquefied Natural Gas Conference Houston, USA - www.platts.com/events/2015
www.cinmipetrol.com
18 - 19 Mayo
Colombia Energy Summit Bogotá, Colombia
www.latinmarkets.org/forums/colombiaenergy-forum/overview
Media Partner
27 - 29 Mayo
I Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos
Media Partner
Cartagena, Colombia www.coflucempo.com
Revista Oficial
2 0 1 5 09 - 10 Marzo Peru Energy Summit - Lima, Perú
www.latinmarkets.org/forums/peru-energy-summit/overview#
09 - 12 Marzo Mexico Upstream: Contracts & Deepwater Summit The Woodlands, USA - www.cwcmexicooilgas.com/
11 - 12 Marzo Shale World México - Ciudad de México, México
www.terrapinn.com/conference/shale-world-mexico/index.stm
26 - 27 Febrero 4th Annual North American Crude Oil Summit
17 - 18 Marzo Latin America and Caribbean Oil & Gas Security Forum
01 - 05 Marzo SPE Production and Operations Symposium
24 - 25 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition
03 - 05 Marzo SPE Digital Energy Conference and Exhibition
24 - 26 Marzo World Heavy Oil Congress
Houston, USA - www.events.platts.com/
Oklahoma, USA - www.spe.org/events
Ciudad de México, México - www.spe.org/events/dec/2015/
Bogotá, Colombia - www.latamoilgassecurity.com
The Woodlands, USA - www.worldheavyoilcongress.com
Edmonton, Canadá - www.spe.org/events/ctwi/2015/
Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos
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Medición de vibraciones submarinas
ClampOn concluyó recientemente un trabajo de medición de vibraciones en una plantilla submarina a una profundidad de 330 metros
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l operador tuvo que cerrar su trabajo submarino por sospecha de vibración y necesitaba ayuda urgente para medir y confirmar el nivel de vibración real. ClampOn fue contactado y se movilizó en un plazo de dos días. Durante este corto tiempo fue capaz de probar, preparar y enviar un sistema de medición completo de vibraciones con dos monitores, una pinza adaptada especial, un carrete de 500 metros de cable, una cesta de ROV y una computadora con el
COSLProspector Esta nueva plataforma de perforación semi-sumergible incorpora el diseño del casco flotante de Wood Group Mustang Noruega (WGMN) y fue entregada a COSL Drilling Europa (CDE), subsidiaria de China Oilfield Services
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Warehouse
Caso exitoso ClampOn
El COSLProspector está diseñado para trabajar en clima frío de clase ICE-T y Winterized básico con cobertores para las áreas de trabajo y estaciones de botes salvavidas (Foto: COSLP)
l COSLProspector está diseñado para operar en profundidades de hasta 1.500 metros (5.000 pies) y perforar pozos de hasta 7.600 metros (25.000 pies). La unidad está prevista para su uso en la plataforma continental noruega (NCS). Wood Group Mustang fue responsable del diseño básico y participó en el diseño detallado del casco semi-sumergible y principales sistemas marinos. El proyecto materializado en 50.000 horas trabajadas fue diseñado para los estándares de la Dirección Noruega del Petróleo (NPD).
“La entrega de la plataforma es el resultado de una colaboración exitosa entre WGMN, CDE y Yantai CIMC Raffles Shipyard”, explicó Otto Søberg, Presidente de WGMN. “El éxito del proyecto COSLProspector es debido al duro trabajo de todas las partes involucradas. COSL, el astillero y WGMN trabajaron de forma coordinada, lo que resulta en una plataforma que sé que hará un trabajo excelente para COSL y nuestros clientes”, dijo Jørgen Arnesen, CEO de CDE. www.woodgroup.com
software de monitoreo de vibraciones de ClampOn. Dos ingenieros de servicio de ClampOn se movilizaron hasta uno de los barcos de apoyo donde se encontraba todo el equipo. Una vez en alta mar, los monitores de vibración de ClampOn fueron distribuidos y se instalaron en la cesta de ROV y conectados a la computadora en la parte superior a bordo del buque. Los datos fueron recogidos y enviados en tiempo real a un servidor de archivos de ClampOn, desde el cual los expertos de vibración del operador descargaron los datos para su posterior procesamiento y análisis. La prueba fue completada y el operador recibió la confirmación de que la vibración en el módulo submarino efectivamente estaba fuera de los niveles aceptables. Mayor información: www.clampon.com
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Última Página
El impacto sobre los shales Álvaro Ríos Roca*
La súbita caída de los precios del petróleo de los últimos seis meses en cerca de 50%, está ya impactando fuertemente el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales (shales) en USA y en otras partes del globo
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n primer lugar, nadie, por más experto que se declare ser, puede afirmar donde estarán los precios del crudo en tres a seis meses más y peor aún en el mediano o largo plazo. Notamos que sí existe una muy fuerte dosis especulativa en este drástico descenso. Para entrar en tema, es imprescindible entender la gran diferencia que existe entre los hidrocarburos convencionales y los shales. En el primero de los casos, es necesario descubrir el reservorio (trampa) y luego perforar pozos de desarrollo para elevar producción y mantener la misma por varios años y esperar una declinación natural. Nótese el riesgo geológico asociado al descubrimiento. En el caso de los shales, no se debe realizar un descubrimiento per se, ya que el shale se conoce que contiene hidrocarburos. Si es necesario realizar estudios para determinar sweetspots (áreas más productivas) mediante software predictivos, luego perforar pozos piloto y finalmente entrar en el denominado factory drilling (perforación masiva de pozos para elevar y mantener producción). Nótese que el factor asociado al riesgo no es significativo, pero sí el elevado costo de romper la roca durante la perforación masiva de pozos. Entrando en materia de costos, podemos aseverar que en una gran generalidad, los costos de largo plazo de los convencionales están por debajo de los shales. Sin embargo, un excelente sweetspot dentro de un shale, con un muy buen operador en la perforación masiva de pozos, puede ser mucho más
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económico que una operación en aguas muy profundas o en el Ártico, por ejemplo. En USA, dentro de un mismo shale existen en promedio precios de punto de equilibrio que van desde los 30 dólares el barril hasta más de 100 US$/Bbl. Un productor en la misma zona geológica dentro del mismo shale, puede llegar a producir tres veces con el mismo número de pozos. Las empresas posicionadas en las áreas más prolijas dentro los shales y que tengan alta efectividad en romper la roca sobrevivirán a esta crisis de precios. Otro aspecto a entender es que la actividad en USA se ha hecho con gran cantidad de recursos económicos prestados (hedged). Las compañías con mucha deuda serán impactadas muy seriamente o cesarán actividades. Mientras que aquellas con efectivo en la mano se dedicarán a adquirir y negociar nuevas prolijas áreas, esperando que la situación de los precios se revierta. El impacto en USA ya se ha hecho notar. Hasta Octubre de 2014 el número de permisos (permits) para nueva actividad había caído un 15%, lo que refleja ya una disminución en actividad futura. Nos imaginamos que a Diciembre este porcentaje será aún mayor. Lo acontecido en USA puede en cierta manera extrapolarse a Canadá. El caso Argentino (Vaca Muerta) es algo distinto. Esta es un área que por la extensa actividad geológica de décadas pasadas, es ya considerado un muy prolijo shale. Se está al presente en la búsqueda de los sweetspots y hay actividad e inversiones comprometidas
para pozos pilotos y determinar productividad a las técnicas aplicadas. La misma no se detendrá. El factory drilling, fuera de lo que pueda hacer la asociación YPF/Chevron, estará aun muy contenida. No es lo mismo romper la roca en USA que en Argentina. Los costos de perforar pozos masivamente en USA son y serán menores, por la escala, la logística, el acceso a tecnología y equipos, el acceso a financiamiento, etc., etc. También se tiene el escenario de precios. No olvidemos que en Argentina los precios a remunerar por el nuevo gas natural producido está amarrado a un precio regulado de 7.50 US$/MMBTU (en USA hace mucho que el mercado dictamina precios de alrededor de 4 US$/MMBTU). Los precios del petróleo están amarrados al regulado Medanito que fue recientemente reducido de 84 a 77 US$/Bbl. La gran diferencia es que en USA los precios los dictamina el mercado, mientras que en Argentina los hacen los gobernantes de turno. La actividad en otras partes del planeta, muy limitada aún, de mantenerse los precios, se restringirá por lo pronto a realizar estudios para determinar donde están los sweetpots y perforar pozos pilotos dentro de estos. Un repunte de precios y cualquier tendencia alcista en los precios recuperarán inmediatamente la actividad de los shales debido a la dinámica presentada y analizada. Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo