Febrero 2017 - Petroleum 325 by Revista Petroleum

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Febrero 2017

Tratamiento con enzima biológica para incrementar la producción

Descubrimientos costa afuera, los más bajos del último quinquenio

Contenido

Febrero 2017 Año 32, Nº 325

Portada: Los clarificadores y desmulsificadores de agua Tretolite™ Snap mejoran el rendimiento de separación de fluidos en ambientes de producción desafiantes para mejorar la rentabilidad en general (Foto: Baker Hughes)

Online

6 Germán Espinosa

Presidente Ejecutivo de Campetrol

E&P y Lewis Energy hallan 10 Hocol gas en el Caribe colombiano El pozo encontró gas en un área al sur del descubrimiento realizado en 2015

La Cira Infantas 11 Campo sube producción

El campo petrolero más antiguo de Colombia superó los 40 mil bpd

ExxonMobil descubre más petróleo en aguas entre Guyana y Venezuela Se encontró más de 29 metros de depósitos potenciales de petróleo

realiza prueba de 13 Pdvsa ORIMATITA® en la Faja del Orinoco

La tecnología es un densificante para fluidos de perforación, con base en mineral con alto contenido de hierro

Oil & Gas desarrolla próxima 14 GE generación de tuberías flexibles Nueva tecnología para el mercado submarino de Latinoamérica

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10 Localización del pozo Bullerengue Sur-1 (contrato SSJN1)

Petroleumag

Descubrimientos costa afuera a nivel global

18 Desprendimiento de gotas de petróleo

ANÁLISIS

Responsabilidad Social

descubrimientos costa 16 Los afuera durante 2016,

lista para construir 26 Amlimco, su propuesta de valor en el

los más bajos del último quinquenio

Es la caída más significativa observada en el descenso general de los volúmenes de líquidos hallados en este ambiente operacional

TECNOLOGÍA con una enzima 18 Tratamiento biológica para incrementar la

producción. Casos históricos Se presenta el fundamento teórico, las pruebas de laboratorio realizadas y los resultados de campo obtenidos en el tratamiento de pozos, utilizando una enzima biológica para combatir los efectos adversos de la competencia agua - petróleo Por Juan Rosbaco; J@R Consultora

de núcleos 22 Extracción en el fondo del pozo Este artículo forma parte de una serie de escritos sobre tópicos de la industria de E&P, editados por profesionales de Schlumberger conjuntamente con expertos de la industria

Departamento del Meta Desarrollo productivo-social en Colombia

última Página moralizador 34 Elqueproceso emana desde Brasil Nos avergüenza la corrupción que ha corrido y corre por las venas de América Latina, pero por otro lado nos enorgullece lo que acontece en Brasil. Es sin duda un ejemplo de lo que debe ocurrir en los sistemas judiciales de otros países en nuestra región Por Álvaro Ríos Roca

SECCIONES 4 CORNISA 8 CUADRANTE 28 WAREHOUSE 30 PREVIEW 31 GENTE

Por Matt Varhaug y Tony Smithson

FEBRERO 2017 I Petroleum 325

Cornisa

Donald Trump “Estados Unidos Primero”

No hay suficiente viento, agua y madera en el mundo, para satisfacer las necesidades de energía de 7 mil millones de personas

Zulay Socorro, Directora Emérita (†)

EdicióN Jorge Zajia, Editor

l nuevo Presidente de EEUU nos tiene confundidos a todos. Es de una personalidad radical, libre y de un carácter tal, que aún no se define entre lo que podría ser un animador de TV de un “reality show” o un gran estadista, capaz de darle un vuelco drástico a la nación más poderosa del orbe y salir triunfador en un mundo donde todo cambió y nada va a ser igual que antes. Trump ha hablado de todo y se ha contradicho con una facilidad pasmosa. En lo que a energía se refiere –que es nuestro tema- propone una política basada en el desarrollo de los recursos propios y en la protección al medio ambiente, dejando a un lado las fuentes de energía renovables y cuestionando fuertemente a quienes amenazan el futuro de los hidrocarburos con el “coco” del calentamiento global. Él no cree en el cambio climático y ha asegurado que es un engaño interesado. En este último punto, compartimos su posición, pues las emisiones de carbono –producto de la quema de petróleo y carbón, principalmente- es un asunto que la humanidad va a resolver más pronto que tarde, con el desarrollo de tecnologías que minimicen y controlen su efecto sobre la capa de ozono y, mucho más importante, necesario y perentorio, con un programa de reforestación mundial, capaz de devolverle al planeta los bosques que han sido depredados por la acción del hombre. Esta iniciativa es fácil y barata de realizar y contaría con el apoyo entusiasta de la totalidad de la población del planeta. Seguramente en el ánimo y el pensamiento del gobernante norteamericano, para frenar el desarrollo de las fuentes de energía renovables, priva el conocimiento cierto que los combustibles fósiles hicieron posible que el crecimiento de la humanidad fuese sostenible y que mientras usted lee esta nota editorial el 86% de la energía consumida por la humanidad proviene de los hidrocarburos: petróleo 32%, carbón 30% y gas 24%. El restante 14% la suplen la hidroelectricidad 7%, nuclear 5% y geotérmica, solar, viento y madera 2%. Todavía más, “los hidrocarburos protegen el aire donde viven humanos, animales y plantas”. A Donald le han informado muy bien sus asesores, con datos en la mano, que para producir la energía que consumen los 300 millones de personas que viven en Estados Unidos se requeriría cubrir un área del tamaño de España con paneles solares; o sembrar de bosques un área del tamaño de Pakistán y la India; o contar con un área de agua un tercio mayor que todos los continentes juntos para generar hidroelectricidad. En la Web de la Casa Blanca ya se publicó la guía oficial de la política energética de la era post-Obama (así la llaman “era”). “El Plan Energético: Estados Unidos Primero”, donde, aunque no se detalla ninguna medida a implementarse, se definen las directrices que señalarán el camino de los asuntos energéticos de USA en los próximos años. Una de las propuestas del plan es la de rebajar los costos de la energía y aprovechar al máximo las fuentes domésticas, en base al reconocimiento de las enormes reservas contenidas en el subsuelo de la nación, y propone realizar una revolución del crudo, el gas natural y el “shale oil”, hecho en USA, “…lo cual traerá empleo y prosperidad a millones de ciudadanos”. Además Trump se propone “revivir la industria del carbón”. La guía hace énfasis en que cualquier política energética que se implemente tiene que darle prioridad a la protección de la naturaleza, para que su principal misión sea preservar el aire y el agua limpios. En cuanto a la OPEP el documento establece que “…por motivos de seguridad nacional habrá de lograrse la independencia del cartel y de cualquier país hostil”, pero establece explícitamente colaborar con los países del Golfo Pérsico para desarrollar una relación positiva en el ámbito energético, vinculada con la estrategia antiterrorista.

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Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Nemias Reina, Redactor nreina@petroleum.com.ve

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

Producción

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

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Germán Espinosa Online

Presidente Ejecutivo de Campetrol

Germán Espinosa

a Junta Directiva de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros - Campetrol, designó a Germán Espinosa como nuevo Presidente Ejecutivo del gremio, quien asumió su cargo el 1 de Febrero. Espinosa es Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad Industrial de Santander en 1972. Trabajó durante 25 años en Ecopetrol, en diferentes áreas técnicas de producción, yacimientos, simulación, evaluación técnico económica de proyectos y operaciones asociadas. Participó en los desarrollos de los campos de las diferentes cuencas productoras del país. Fue Gerente para Ecopetrol del Proyecto Cusiana y Cupiagua.

También se desempeñó como Gerente General de CEPSA Colombia, donde trabajo 14 años, en proyectos de exploración y producción en el Meta y Casanare. Fue Fundador del Congreso Colombiano del Petróleo. Miembro de diferentes asociaciones profesionales como Acipet, Acggp y SPE, entre otras. Promotor de la iniciativa para la responsabilidad social individual IRISS que lideran Acipet y la Universidad Externado de Colombia. Dada su experiencia de más de 44 años en la industria petrolera colombiana, es un conocedor de los temas técnicos de yacimientos y proyectos de este sector, lo que le proporciona una experiencia importante frente a los retos que tendrá la industria de hidrocarburos durante 2017.

Angélica María Bayona, Directora Ejecutiva Asimismo la Junta Directiva del gremio empresarial eligió a Angélica María Bayona Mendoza como Directora Ejecutiva, cargo que asumió el 16 de Diciembre. Bayona Mendoza cuenta con amplios conocimientos en Derecho Público, Constitucional, Privado, Agrario, así como en mecanismos alternos de solución de conflic-

tos. Posee amplia experiencia en el manejo de temas políticos en cuanto a creación de leyes y seguimiento legislativo. Trabajó en los ministerios de Justicia y Agricultura, así como en gremios como la Sociedad de Agricultores de Colombia (SAC) y la Andi.

Angélica María Bayona

La nueva Ejecutiva se venía desempeñando como Directora de Asuntos Públicos y Corporativos de la organización. Es abogada de la Universidad de La Sabana con Maestría en Ciencia Política de la Universidad de los Andes. La Junta Directiva expresó su total respaldo a los dos directivos y reiteró el compromiso del gremio en el desarrollo de acciones que representen a sus afiliados, y por supuesto, que aporten al desarrollo de la industria de hidrocarburos, a la economía nacional y las regionales, así como a las comunidades que dependen de esta actividad en el país.

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6 FEBRERO 2017 I Petroleum 325

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Cuadrante

i bien se ha dicho que la presidencia de Trump no es quizás una buena noticia para los promotores de energías renovables, analistas de S&P Global Ratings creen que, de tener un efecto negativo, no se pondrá de manifiesto sino hasta dentro de unos años. Consideran que, a corto plazo, los promotores de las renovables continuarán beneficiándose de los incentivos ya existentes, como la concesión de créditos fiscales a la inversión, la producción y los estándares fijados a nivel estatal para esta cartera.

a Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín, fue la gran ganadora de la 4º versión del Premio a la Innovación Acipet 2016, con ocho trabajos premiados. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, Ecopetrol, Equión Energía y la Universidad Surcolombiana, entre otros, también destacaron por su participación con excelentes proyectos. Con este premio la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, incentiva anualmente la innovación en los profesionales de la industria petrolera. En total se postularon más de 70 trabajos en cinco categorías: tecnología, academia, gestión ambiental, gestión social y emprendimiento.

a Organización Latinoamericana de Energía – OLADE juramentó al ingeniero uruguayo Alfonso Blanco Bonilla, como Secretario Ejecutivo para el período 2017 - 2019, en sustitución de Fernando Ferreira. Bonilla es actualmente un Consultor Senior en Energía del Banco Mundial, BID y CAF para Latinoamérica. Tiene una experiencia de 15 años en proyectos de infraestructura en gas y petróleo, programas de eficiencia energética y energías renovables. OLADE también informó que solo faltan tres países (Haití, Honduras y Suriname) para ratificar una enmienda que permitirá modificar su nombre por el de Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía- OLACDE, con el objetivo de responder a los intereses de la región del Caribe.

alliburton anunció un acuerdo de cooperación tecnológica con Petrobras, el cual dará con soluciones innovadoras en geofísica, perforación, terminaciones, caracterización de yacimientos, pruebas de pozo, garantía de flujo y producción. Este proyecto también se centrará en tres desafíos; la reducción de inversión en la construcción de pozos, la supervisión a largo plazo de los yacimientos y el aumento de la productividad de los pozos. Esta colaboración tendrá lugar en el Centro Tecnológico de Brasil de Halliburton en Río de Janeiro.

copetrol ha incorporado recursos por US$900 millones producto de la desinversión de activos no estratégicos. Por concepto de ventas de las acciones en la Empresa de Energía de Bogotá, obtuvo recursos por U$365 millones. Asimismo del 6,37% del total de las acciones que Ecopetrol poseía en la EEB, está pendiente enajenar un 0,31% de dicha participación. En Diciembre también concluyó la desinversión total de la participación del 5,31% en ISA, el monto total ascendió a US$171 millones.

chlumberger anunció la adquisición de Peak Well Systems, un especialista líder en el diseño y desarrollo de avanzadas herramientas de pozo para el control de flujo, la intervención e integridad de pozos. “La adquisición de Peak por parte de Schlumberger es una noticia extremadamente positiva tanto para la empresa como para la industrial en general”. “Peak ha desarrollado una cartera de tecnología de control de flujo que son reconocidos por su simplicidad, rendimiento, fiabilidad y facilidad de recuperabilidad”, manifestó Nigel Avem, Director Ejecutivo de Peak Well Systems.

ood Group alcanzó un acuerdo con marco de cinco años y varios millones de dólares para continuar proporcionando servicios de ingeniería y gestión de proyectos en el Reino de Arabia Saudita. “Con el presente contrato demostrará las capacidades técnicas que tiene la empresa a la hora de realizar entregas de proyectos, modificaciones, automatización y control, ingeniería de tuberías e ingeniería industrial. Utilizaremos nuestro conocimiento y experiencia de trabajar en colaboración con Saudi Aramco mientras seguimos este contrato” aseguró Dave Stewart, CEO de Wood Group.

TM Holdings, S.A. anunció el acuerdo para la adquisición del quantiQ, el mayor distribuidor de químicos de Brasil, propiedad de Braskem. Advent Internacional es el accionista controlante de GTM y apoya la adquisición de quantiQ aportando un capital con un valor de US$550 millones de reales. GTM y quantilQ operarán cerca de 62 centros de distribución en 12 países latinoamericanos ofreciendo una distribución de productos químicos más amplia y con un rango de productos innovadores basados en tecnología de vanguardia.

a próxima Conferencia Regional de Petróleo y Gas ARPEL 2017 se realizará del 25 al 27 de Abril en Punta del Este, Uruguay. Presidentes y CEOs de compañías nacionales e internacionales de petróleo y gas junto a Ministros de Energía de la región participarán de una instancia especial de diálogo que tendrá como eje la nueva realidad energética así como los desafíos y oportunidades que presenta para los gobiernos y empresas. Esta conferencia que se efectúa cada dos años incluirá nuevamente un foro de negocios enfocado en la promoción de oportunidades de inversión en exploración y producción en América Latina y el Caribe. Tendrá como disertantes principales a Carlos Pascual, VP Senior de IHS Markit; Marcelo Tokman, Gerente General de ENAP y Rafael Zoeger, Presidente de Perupetro, entre otros.

8 FEBRERO 2017 I Petroleum 325

Hocol y Lewis Energy hallan gas en el Caribe colombiano E&P

El pozo encontró gas en un área al sur del descubrimiento realizado en 2015. También detectó este hidrocarburo en una nueva zona más somera. La columna con gas tiene una altura de 25 metros

a filial del Grupo Ecopetrol, Hocol, anunció la perforación exitosa del pozo Bullerengue Sur-1, el cual comprobó la presencia de gas natural en la extensión sur de la estructura perforada en 2015 con el pozo Bullerengue 1, dentro del contrato de exploración y producción SSJN1, operado por la estadounidense Lewis Energy. Ubicado a 30 kilómetros de Barranquilla, en el departamento de Atlántico, el pozo Bullerengue Sur-1 se perforó entre el 18 de Noviembre y el 7 de Diciembre, dentro del cronograma establecido y por debajo del costo esperado, precisó Hocol en un comunicado. “El pozo encontró arenas con gas natural en varios intervalos de la época geológica del Eoceno. Además, probó la existencia de gas en un intervalo adicional y más somero. En total, los intervalos con presencia de gas natural suman 80 pies, que equivalen a unos 25 metros”, dijo la compañía cuya participación es del 50% en el contrato.

10 FEBRERO 2017 I Petroleum 325

Ambas compañías se encuentran analizando la información obtenida para definir el plan de pruebas a ejecutar.   Hocol destacó que el hallazgo es resultado de la nueva estrategia exploratoria del Grupo Ecopetrol, que busca incrementar las reservas de gas y fortalecer la ex-

Bullerengue se suma a los éxitos obtenidos con Orca y Kronos en los últimos dos años en el Caribe colombiano”

ploración en Colombia junto a compañías expertas a nivel global.   “Es satisfactorio que una semana después del descubrimiento de petróleo liviano en el Golfo de México (Estados Unidos), nuestra filial Hocol anuncie otro descubrimiento, esta vez de gas natural en territorio colombiano. Este hallazgo va en línea con nuestra visión de tener un mayor equilibrio entre la producción de crudo y gas, un combustible limpio y amigable con el medio ambiente”, aseguró el Presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry. “Bullerengue se suma a los éxitos que hemos tenido con Orca y Kronos en los últimos dos años en el Caribe colombiano, donde actualmente realizamos la perforación de otros dos pozos junto a Anadarko”, aseveró. Hocol tiene un 50% de participación en el contrato SSJN1 y lleva a cabo las actividades de geología y geofísica. Por su parte, Lewis Energy opera el bloque y tiene el 50% restante.

E&P

Campo La Cira Infantas sube la producción El campo petrolero más antiguo de Colombia ubicado en Santander, superó la producción de 40 mil barriles diarios La Cira Infantas inició operaciones en 1918

ras una intensa campaña de perforación el campo maduro La Cira Infantas, localizado en el departamento de Santander, alcanzó un hito histórico al cerrar 2017 con una producción de 40 mil barriles por día, informó Ecopetrol. La campaña, iniciada en Septiembre del año pasado, incluyó la perforación de 20 nuevos pozos y 139 trabajos de acondicionamiento de pozos (workover). “El hito tiene especial relevancia para este campo maduro que inició su opera-

ción con el pozo Infantas II en 1918, y cuya máxima producción se registró en 1939 cuando se extrajeron 60.000 barriles diarios de petróleo. Posteriormente, debido al proceso de declinación natural, la producción bajó a 5.000 barriles diarios en el año 2003”, señaló la empresa. Para revertir la tendencia, en 2005 la petrolera estatal estableció un contrato de colaboración con la empresa Occidental Andina para incrementar paulatinamente los niveles de producción mediante la apli-

cación de tecnologías de última generación en perforación de pozos a la medida de los requerimientos de este campo. El Gerente del campo Norberto Díaz Rincón, expicó que en La Cira Infantas se realiza un uso eficiente del agua, reinyectando el 100% del agua de producción, con cero vertimientos. También indicó que en el campo se construyeron nuevas plantas de inyección, para contar con una mayor capacidad de recobro secundario.

FEBRERO 2017 I Petroleum 325 11

ExxonMobil descubre más petróleo en aguas entre Guyana y Venezuela E&P

En el pozo Payara-1 se encontró más de 29 metros (95 pies) de depósitos potenciales de petróleo de alta calidad

El buque de perforación Stena Carron ha sido utilizado en la perforación de los pozos Liza-2, Liza-3, Skipjack y Payara-1

xxonMobil anunció resultados positivos en el pozo Payara-1, en el bloque Stabroek, ubicado en aguas en disputa territorial entre Guyana y Venezuela. Payara es el segundo descubrimiento de petróleo de ExxonMobil en este bloque. El pozo apuntó como objetivo a yacimientos de edad similar a los comprobados de manera exitosa por el anterior descubrimiento de Liza. El pozo Payara-1 fue perforado por la filial Esso Exploración y Production Guyana Limited, y encontró más de 29 metros (95 pies) de depósitos potenciales de petróleo de alta calidad. La compañía detalló que fue perforado hasta los 5.512 metros (18.080 pies) en 2.030 metros (6.660 pies) de agua. El descubrimiento del campo de Payara está a 16 km al noroeste del descubrimiento de Liza en 2015. “Este importante hallazgo aún establece el área como una importante provincia de exploración”, dijo Steve Greenlee, Presidente de ExxonMobil Exploration Company. “Esperamos trabajar con el gobierno y nues-

12 FEBRERO 2017 I Petroleum 325

tros colaboradores para continuar evaluando un potencial de exploración más amplio en el bloque y en la mayor área de Liza”. La perforación en Payara comenzó el 12 de Noviembre y la profundidad total inicial fue alcanzada el 2 de Diciembre. Dos sidetracks fueron perforados para evaluar rápidamente el descubrimiento, y sigue en curso una prueba de pozo para evaluar más lejos los resultados acertados del pozo. La empresa dijo que los datos de

Payara es el segundo descubrimiento de petróleo de ExxonMobil en el bloque de Stabroek”

los pozos se analizarán en los próximos meses para una mejor determinación de todo el potencial de los recursos.

Pozo Liza-3 También indicó que la perforación de evaluación en Liza-3 les ha permitido identificar un depósito adicional de alta calidad, más profundo directamente debajo del campo de Liza, que se estima contenga entre 100-150 millones de barriles equivalentes de petróleo. Actualmente este recurso adicional está siendo evaluado para su desarrollo junto al descubrimiento de clase mundial Liza. “Estos últimos éxitos de exploración son ejemplos de las capacidades tecnológicas de ExxonMobil en ambientes de aguas ultra profundas”, dijo Greenlee. El bloque de Stabroek abarca 26.800 km2. Esso Exploration and Production Guyana es el operador con 45% de interés en el bloque. Hess Guyana Exploration tiene 30% de interés y CNOOC Nexen Petroleum Guyana posee el 25% restante.

La tecnología desarrollada por Pdvsa Intevep hace más de dos décadas es un densificante para fluidos de perforación, con base en mineral con alto contenido de hierro

dvsa informó la ejecución exitosa de pruebas para la demostración comercial de ORIMATITA® en los campos Dobokubi y Cariña, en la División Ayacucho de la Faja Petrolífera del Orinoco. Esta tecnología desarrollada por el Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo (Intevep), filial de Pdvsa, se emplea como densificante de fluidos de perforación, cuya materia prima es mineral de hierro, sustituyendo a la barita (densificante importado). Con la aplicación de la tecnología en su fase de demostración comercial, la empresa planea la masificación del uso del producto en toda la Faja, en una primera

fase y a mediano plazo al resto de los campos venezolanos. Manuel Chirinos, Gerente de Producción y Tecnología de Pdvsa Intevep en la Región Faja, señaló que la tecnología se produce con materia prima nacional suministrada por Ferrominera del Orinoco y es considerada altamente rendidora, económica y soluble, sin afectaciones a tuberías y equipos. “El ahorro generado asciende al 43% del costo en dólares que significa importar la barita”, explicó. Daniel Fernández, Coordinador de Fluidos de Perforación de la filial, señaló que preparan para el otorgamiento de la licencia de manufactura a las empresas

Ferrominera del Orinoco, Proamsa y próximamente a la empresa Probasin, filial de Pdvsa Industrial. “Con las pruebas y mediciones en campo, hemos logrado una exitosa optimización del producto y estamos listos para la masificación en el uso del producto, 100% nacional”, indicó Fernández. Pdvsa estima que los costos de la barita ascienden a US$35 por saco, mientras que la ORIMATITA ® son de US$15 dólares. La aplicación de esta tecnología ha dado muy buenos resultados principalmente en pozos en el occidente venezolano (Lago de Maracaibo).

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E&P

PDVSA realiza prueba de ORIMATITA® en la Faja del Orinoco

E&P

GE Oil & Gas desarrolla próxima generación de tuberías flexibles La compañía introduce una nueva tecnología para el mercado submarino de Latinoamérica

La tecnología Composite ofrece un proceso de instalación más sencillo y menores costos de almacenamiento y transporte

14 FEBRERO 2017 I Petroleum 325

E Oil & Gas está llevando a cabo una importante inversión para desarrollar y fabricar la próxima generación de tuberías flexibles, utilizando la tecnología Composite para crear una solución 30% más ligera que, además, permite aumentar su alcance a más de 3.000 metros de profundidad y ahorra hasta el 20% del costo total instalado. Las tuberías han sido fundamentales para el desarrollo y el avance costa afuera. Un tubo sustancialmente más ligero ofrece las mismas ventajas que los tradicionales

y ahorra en el costo total de instalación mediante la sustitución de componentes de acero por compuestos de fibra de carbono termoplástico no metálico, que es tan fuerte como el acero pero un tercio más ligero. Dada la importancia de las tuberías flexibles para el desarrollo del mercado submarino en América Latina, GE ha invertido US$20 millones de dólares en construir un laboratorio para desarrollar tubos flexibles a la medida, para la capa pre-sal y para la exploración de petróleo en aguas profundas. “Los recursos costa afuera están en sitios cada vez más remotos y se encuentran en ambientes muy complejos y extremadamente exigentes tales como las reservas pre-sal, por lo que en el mercado se están abriendo nuevas oportunidades y existe la necesidad de equipos y soluciones para aumentar la productividad, flexibilidad y la reducción de costos operativos. La nueva tecnología Composite de GE Oil & Gas ofrece un proceso de instalación más sencillo y menores costos de almacenamiento y transporte”, comentó Rogerio Mendonça, Presidente y CEO de GE Oil & Gas en América Latina. A principios de este año la compañía planea realizar pruebas de fatiga dinámica de flexión a gran escala para tuberías de ocho pulgadas y para el 2018 completar el programa de pruebas que abarca tuberías flexibles de diferentes tamaños. El desarrollo del material Composite de tuberías flexibles ha involucrado la participación de investigadores de GE en Brasil, Niskayuna (Nueva York) y Newcastle (Reino Unido). Inicialmente, será fabricado en Newcastle, y en 2018 en la planta de GE Oil & Gas en Niteroi, Brasil.

Programa Ambassador Lecturer: Un Beneficio para Escuelas, Universidades y Ponentes

a Society of Petroleum Engineers (SPE) ofrece a los jóvenes profesionales la oportunidad de compartir sus experiencias y el progreso en su profesión en la industria E&P, con estudiantes universitarios y de escuelas secundarias a través del programa Ambassador Lecturer Program (ALP). El programa ALP nació como una iniciativa del Comité de Jóvenes Profesionales de la SPE para educar e informar a la próxima generación de ingenieros, a la vez de mejorar sus habilidades. Gracias a este programa los jóvenes que lo conforman pueden visitar los colegios y universidades de sus comunidades para diseminar la información acerca de la industria de E&P, responder preguntas, y compartir sus experiencias profesionales. Tanto ponentes como participantes de escuelas y universidades se benefician del ALP. Los ponentes del programa adquieren la experiencia de realizar presentaciones ante audiencias numerosas, ganan puntos para el Programa Liga de Voluntarios de la SPE, refuerzan sus habilidades de liderazgo, y contribuyen al reconocimiento de su Sección local.

Para información de cómo llegar a ser un Ambassador Lecturer, visita www.spe.org/members/ambassador.

Las escuelas y universidades que reciben las ponencias se benefician de la guía profesional y el apoyo a los estudiantes, de la información acerca del sector upstream, y del acceso a profesionales locales que comparten sus experiencias de manera imparcial. Llevar un Ambassador Lecturer a las escuelas o universidades es una manera

Jóvenes profesionales y estudiantes universitarios comparten experiencias al participar en el Programa Ambassador Lecturer

singular de informar a estudiantes acerca de las diversas carreras en el sector upstream de la industria de petróleo y gas. Este programa ofrece ponencias en tres áreas principales: • Introducción al sector upstream de la industria del petróleo o a una disciplina específica. • Experiencias de recién graduados sobre los retos de encontrar trabajo, cualidades para desarrollar un trabajo y sus implicaciones. • Los beneficios de pertenecer y participar activamente de la SPE. Para solicitar la visita de un ponente del programa Ambassador Lecturer en tu escuela o universidad, envía un email a alp@spe.org con la siguiente información: • Nombre y dirección de tu escuela/universidad • Fecha y hora de la visita solicitada • Edad de la audiencia

¿Aún no estás asociado a la SPE? Únete hoy y recibe descuentos de inscripción en eventos técnicos y cursos de capacitación, precios especiales en libros y en publicaciones técnicas: www.spe.org/go/joinspe.

Acerca de la Society of Petroleum Engineers La Society of Petroleum Engineers (SPE), es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con miembros comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. Con más de 50 años, la SPE sirve a más de 168.000 miembros en 144 países a nivel mundial. Asimismo, la SPE es un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, y provee servicios a través de sus publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea www.spe.org. FEBRERO 2017 I Petroleum 325 15

90% menor que en 2010

Análisis

Los descubrimientos costa afuera durante 2016, los más bajos del último quinquenio Es la caída más significativa observada en el descenso general de los volúmenes de líquidos hallados en alta mar

n análisis reciente de la firma independiente de datos y consultoría Rystad Energy revela que el total de recursos líquidos descubiertos en aguas costa afuera en 2016 llegó a ubicarse ligeramente por debajo de los 2.300 millones de barriles, 90% menos que lo reportado en 2010. Esta caída es la más significativa en el descenso general de los volúmenes descubiertos; de hecho, los volúmenes que en total han sido hallados a nivel global (petróleo y gas combinados) se mantienen en un mínimo histórico desde la década de 1940. En 2016, el promedio de líquidos en los recursos descubiertos fue sólo 40%. Aún

más revelador, la tasa de reemplazo para los líquidos en 2016 fue inferior al 10%. A modo de comparación, esta relación de reemplazo en 2013 era más alta, del 30%. Algunos países clave que influyeron en el desarrollo de líquidos descubiertos en el entorno costa afuera fueron: Brasil - El país experimentó una nueva “edad de oro” gracias a los descubrimientos de miles de millones de barriles que se hicieron a principios de esta década. Entre los mayores descubrimientos destacan Lula (antiguamente conocido como Tupi), Libra y Buzios. Combinados, estos hallazgos contienen

Global offshore liquids discoveries (billion bbl)

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20 mil millones de barriles de líquidos. Todos los grandes descubrimientos realizados en Brasil en la última década se localizan en las grandes cuencas del presal, especialmente Santos y Campos. Sin embargo, la historia de éxito de 2010 no se ha repetido. Ello, debido a una combinación de factores tales como capital limitado para desarrollar proyectos que fueron previamente descubiertos o regulaciones de contenido local, entre otros. Noruega - La exploración costa afuera en la Plataforma Continental Noruega (NCS) mostró resultados decepcionantes en 2015 y 2016, sin ningún hallazgo que sobrepasara los 100 millones de barriles de recursos descubiertos. De hecho, desde Johan Sverdrup en 2011, no ha habido otro descubrimiento considerable realizado en esta plataforma. Los resultados de exploración fueron particularmente desalentadores dado el número de pozos exploratorios en la región, que se mantuvo relativamente estable en el rango de 45 a 65 pozos por año, desde 2010. Estados Unidos - En el Golfo de México (GoM), los volúmenes descubiertos se han mantenido relativamente estables en comparación con el desarrollo en otras regiones costa afuera. Rusia – El descubrimiento más grande en los últimos años fue Universitetskaya, en 2014, que podría contener más de 2.300 millones de barriles de recursos, de los cuales 1.000 millones de barriles son lí-

Grandes hallazgos La siguiente figura muestra los volúmenes descubiertos costa afuera en el mundo divididos por países. Históricamente, Sudamérica y África han sido los continentes con los mayores hallazgos. Brasil en el pre-sal, mientras que los recursos de África han sido principalmente de gas en Mozambique y Tanzania. En el período de 2008 a 2012, unos 20 mil millones de petróleo equivalente

Total offshore discovered volumes by country - Million boe Análisis

quidos solamente. El país sigue dependiendo de tecnologías extranjeras para poder desarrollar sus descubrimientos en alta mar, especialmente en las zonas árticas. En tanto, las actividades de exploración en las regiones árticas están actualmente retenidas debido a las sanciones y hay menos interés en la inversión para la exploración pesada debido al bajo precio del petróleo. Angola - Los últimos cinco años han sido positivos para Angola en términos de resultados de exploración. En 2016, tuvo tres descubrimientos significativos: Golfinho (operado por Cobalt International Energy), siendo el único gran descubrimiento de petróleo; y Katambi y Zalophus (operados por BP y Cobalt International Energy, respectivamente), los mayores en cuanto a gas. Guyana - Los resultados de exploración en Guyana fueron particularmente alentadores en 2015, con el descubrimiento de Liza de 1.000 millones de barriles. Fue el hallazgo petrolero más grande realizado ese año, representando aproximadamente el 30% del total de líquidos descubiertos en alta mar en 2015. Rystad Energy considera que la actividad de exploración podría aumentar lentamente a partir de 2018, lo que alentaría más descubrimientos hacia el final de esta década y más allá. Probablemente, algunas de las licencias otorgadas recientemente, por ejemplo, las concedidas en las aguas profundas de México, abran nuevas regiones prospectivas de exploración.

(boe) fueron descubiertos en promedio, por año. En 2013-2016 la cifra se redujo a 7.300 millones de boe. A partir de Noviembre de 2016, el total de recursos descubiertos se estima en 3.400 millones de boe (alrededor de 60% de gas). De 2016 hasta la fecha, 65% de los recursos hallados costa afuera se localizan en África -en Angola, Senegal y Egiptoseguidos por Estados Unidos y Noruega.

La actividad de exploración podría aumentar lentamente a partir de 2018, lo que alentaría más descubrimientos hacia el final de esta década”

El descubrimiento de Katambi, operado por BP, fue el mayor de ese año, representando el 25% de los volúmenes hallados en alta mar. Kosmos Energy hizo dos hallazgos significativos en Senegal: Ahmeyim en Enero de 2016, y Teranga en Mayo. En Octubre, Caelus Energy hizo otro grande en Smith Bay sobre la Vertiente Norte de Alaska. A finales de Octubre, ExxonMobil reportó el exitoso pozo Owowo-3 extendiendo el campo Owowo West, descubierto en aguas de Nigeria en 2012. De acuerdo a Rystad Energy, 2016 fue un año difícil para la industria de E&P, por lo que prevé que la oferta global de líquidos se mantenga plana este año, mientras que las inversiones totales en este sector podrían caer un 25% más con respecto al nivel del año pasado, hasta unos US$520 mil millones. En el lado positivo, el crecimiento de la demanda en 2016 fue mayor que la oferta, y se prevé que continúe en 2017. De esta manera, la firma de análisis anticipa un endurecimiento del mercado este año, seguido por una recuperación gradual de los precios del petróleo. FEBRERO 2017 I Petroleum 325 17

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Tratamiento con una enzima biológica para incrementar la producción Casos históricos Juan Rosbaco; J@R Consultora, jrosbaco@jarconsultora.com.ar

Sinopsis Desde hace varios años, Petróleos de Venezuela S.A. viene realizando en los yacimientos de Occidente, tratamientos con una enzima biológica líquida soluble en agua, que apunta a aumentar la productividad de los pozos, reduciendo la tensión interfacial agua – petróleo e introduciendo cambios en la mojabilidad del medio. En este artículo se presentan los resultados obtenidos en distintos pozos, en especial en el TJ 1319 del yacimiento Tía Juana. Este sondeo fue tratado en seis (6) oportunidades, respondiendo muy satisfactoriamente a los seis tratamientos. Asimismo se resumen los fundamentos teóricos que avalan la estimulación realizada y las pruebas de laboratorio sobre fluidos y coronas que documentan la efectividad de la misma. En un caso específico, dichas pruebas pueden suministrar información complementaria que permita un mejor diseño de la estimulación. Se indican también las características que deberían presentar los pozos candidatos, a efectos de optimizar el tratamiento. Las enzimas son moléculas de característica proteica y estructural que catalizan reacciones, a condición de que las mismas sean termodinámicamente posibles. Por tratarse de catalizadores, las enzimas no son consumidas en las reacciones, ni alteran su equilibrio químico. Sin embargo, las enzimas difieren de otros catalizadores por ser más específicas. En este caso se trata de una enzima biológica que se encuentra compuesta por proteínas combinadas con ADN de microbios, no constituyendo un producto tóxico. Este tipo de tratamiento se ha realizado repetidamente también en otras partes del mundo (China, Indonesia, Canadá y Argentina). Se recomienda especialmente en pozos de petróleo pertenecientes a reservorios depletados, con porcentajes de agua en aumento y alta declinación, como así también en pozos dañados por la precipitación de parafinas, asfaltenos, ceras y emulsiones o por alteraciones en la mojabilidad, consecuencia de la invasión de surfactantes durante la perforación. En procesos de recuperación secundaria por inyección de agua, puede aplicarse en pozos inyectores y productores. El tratamiento se ha utilizado tanto en pozos horizontales como verticales.

Introducción Entre las numerosas causas que provocan disminución de productividad en los pozos, merecen especial mención aquellas que se originan en la competencia entre fluidos. Dichas competencias afectan también la recuperación final de los hidrocarburos.

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En efecto, cuando un yacimiento produce con una alta relación gas-petróleo, el reservorio se despresuriza más rápidamente provocando una mayor liberación y producción del gas liberado, con las consecuentes mermas de productividad y recuperación final de petróleo. De igual manera cuando la competencia ocurre entre agua y petróleo, una alta tensión interfacial o una mojabilidad adversa (roca oleófila) dificultan la producción de petróleo y disminuyen su recuperación final. En este trabajo se presenta el fundamento teórico, las pruebas de laboratorio realizadas y los resultados de campo obtenidos en el tratamiento de pozos, utilizando una enzima biológica para combatir los efectos adversos de la competencia agua petróleo. Dicha enzima actúa sobre la tensión interfacial agua – petróleo, sobre el ángulo de contacto y sobre la mojabilidad del sistema, facilitando el flujo de petróleo y disminuyendo el daño provocado por parafinas, emulsiones y asfaltenos o por alteraciones de la mojabilidad en la zona cercana al pozo, consecuencia de la invasión de surfactantes durante la perforación. Es de fundamental importancia seleccionar adecuadamente el pozo candidato al tratamiento, ya que los fracasos observados en algunas de las primeras estimulaciones realizadas son atribuibles a una mala selección de los sondeos en los que se llevó a cabo la estimulación, como así también a un diseño no adecuado para el pozo en cuestión. Es por ello que se pone especial énfasis en detallar las condiciones que deberán reunir los pozos candidatos al tratamiento y las pruebas de laboratorio recomendables para un óptimo diseño de la estimulación.

Naturaleza del Producto y Mecanismo de Acción Se trata de una enzima biológica líquida, producida a partir de proteínas combinadas con ADN de microbios “oileating”, que se encuentran inertes al final del proceso de fabricación. De esta manera, con su inyección al reservorio se facilita la realización de reacciones biológicas, que mejoran la recuperación y productividad de los yacimientos, a condición de que los pozos elegidos cuenten con determinadas características. La enzima actúa: • Reduciendo la tensión interfacial agua - petróleo.   • Cambiando la mojabilidad original.   • Restituyendo la mojabilidad original, cuando la misma resultó modificada por la precipitación de asfaltenos o como consecuencia de la invasión de surfactantes durante  la perforación.  • Eliminando el daño mediante la remoción de parafinas, ceras, asfaltenos y emulsiones.

El mecanismo de acción es el siguiente:

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• Previo a la inyección de la enzima, el petróleo adherido a las paredes de la roca ejerce una resistencia que afecta el flujo de fluidos al pozo.   • La enzima se inyecta diluida en una solución acuosa.   • La solución inyectada interactúa con la roca desprendiendo el petróleo de la misma y adhiriendo la solución acuosa a las paredes de la roca. De esta manera puede restituirse también la mojabilidad original en el caso de rocas inicialmente hidrófilas cuya mojabilidad sufrió alteraciones por la precipitación de asfaltenos o cambiarse la mojabilidad original en el caso de rocas oleófilas. Al mismo tiempo se disminuye la tensión interfacial agua - petróleo, facilitando el flujo de este último fluido.   • La enzima difunde en el agua existente en el medio poroso, extendiendo así la acción más allá de la zona alcanzada originalmente por el fluido inyectado.

Pozos Tratados con Enzima Biológica – Resultados obtenidos  Si bien la cantidad de pozos tratados por Pdvsa con la solución enzimática ha sido superior y no obstante haber continuado con los tratamientos hasta el presente, para este trabajo, se utilizó la estadista 2000 – 2007 extraída de la Tesis de Gutiérrez y Pineda(1), habida cuenta de ser la que posee datos mejor documentados. En la misma, se cuenta con información de 32 pozos estimulados por Pdvsa en Venezuela entre los años 2000 y 2007, 25 de ellos en el año 2000 y los 7 restantes entre 2004 y 2007. Los resultados se presentan en la Tabla I. Como puede verse, el porcentaje de pozos con incremento de producción negativo o nulo fue mucho más significativo en el primer período que en el segundo (10 pozos sin resultado positivo sobre 25 sondeos tratados en el año 2000, contra solo un resultado negativo en 7 intervenciones durante el segundo período). La razón de la relativamente importante cantidad de resultados no positivos obtenidos durante los primeros años resulta atribuible a no haberse elegido correctamente los pozos a estimular, consecuencia de la falta de experiencia existente. Una vez detectadas las variables técnicas y operativas a tomar en cuenta para la selección de los sondeos, el número de fracasos disminuyó drásticamente hasta prácticamente anularse en el segundo período. La experiencia adquirida fue producto no solo del análisis crítico de los procedimientos usados, características físicas y resultados obtenidos en los pozos tratados, sino también de las pruebas de laboratorio realizadas. Se observa asimismo que en virtud de la mejor selección y diseño, el incremento de producción promedio por pozo estimulado fue muy superior en la segunda campaña (300 bbl/día/pozo – 47,7 m3 /día/pozo – contra 24 bbl/día/pozo – 3,8 m3/día/pozo). Otro hecho a destacar es que, como puede verse en la Tabla I, en líneas generales los tratamientos han tenido mejores resultados en pozos de buena productividad.

Ensayos de Laboratorio Se realizaron diferentes tipos de análisis de laboratorio para determinar la aplicabilidad del producto a distintos tipos de roca y crudo en diferentes situaciones y ante diversos problemas. Inyectada en la concentración y condiciones adecuadas, la solución acuosa

Tabla I - Estadística de pozos estimulados por Pdvsa

de la enzima se mostró eficaz, tanto en calizas como en areniscas, a efectos de solucionar los siguientes problemas de daño: • Bloqueo por adherencia del petróleo a las paredes de la roca.   • Bloqueo por agua.   • obstrucción de parafinas y asfaltenos.   • Mojabilidad adversa original o provocada por el uso de surfactantes durante la construcción del pozo.   • Alta tensión interfacial agua - petróleo.  Las Figuras 1 y 2 muestran la liberación y desprendimiento de gotas de petróleo en una roca originalmente saturada 100% con dicho fluido. Asimismo, se realizaron ensayos en sistemas petróleo – agua de formación, en contacto con areniscas y calizas. Se introdujo el producto a distintas concentraciones midiéndose la variación de la tensión interfacial en distintas condiciones de temperatura, presión, concentración y PH. Estos ensayos realizados a temperatura y presión de reservorio, utilizando muestras de roca representativas, permiten determinar la concentración óptima a utilizar para cada situación particular. FEBRERO 2017 I Petroleum 325 19

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Fig. 1 - Desprendimiento de gotas de petróleo

Fig. 2 - Liberación y desprendimiento de gotas de petróleo en una roca originalmente saturada 100% con dicho fluido

De igual manera, también se realizaron pruebas para sistemas “petróleo – solución acuosa de la enzima biológica” en contacto con areniscas y calizas, midiéndose la variación en el tiempo del ángulo de contacto, valor éste que caracteriza la mojabilidad. A modo de ejemplo en las Figuras 3 y 4 se muestran dichas variaciones para un sistema con determinadas propiedades. Asimismo, se realizaron numerosas pruebas de desplazamiento de la solución biológica en testigos corona y ensayos de remoción de daño. Todas las experiencias de laboratorio, como así también el análisis crítico de los procedimientos usados en los tratamientos, de las características físicas de los pozos tratados y de los resultados de campo obtenidos permitieron determinar cuáles debían ser las características de los sondeos a estimular.

Características Óptimas del Reservorio Si bien el producto se puede utilizar en un muy variado rango de condiciones, las pruebas de laboratorio, los tratamientos realizados entre 2000 y el presente permiten establecer estas condiciones como las de aplicabilidad óptima: • Arenisca   • °API: 13 - 40   • Permeabilidad: 50 – 700 md   • Porosidad: 15 – 35%   • Espesor neto con petróleo: 14 – 110 pies (4 – 34 metros)   • Temperatura: 80 – 180 °F (27 – 82 °C)   • Presión: 350 – 1000 psi (25 – 70 atm)  Tratamiento Pozo TJ 1319(2) (3) El pozo TJ 1319 del yacimiento Tía Juana pertenece a la Unidad de Producción Rosa Mediano, ubicada en el departamento de Zulia, más precisamente en el municipio de Cabimas. El pozo se terminó el 23/8/1999 en el intervalo 3240' - 3304' (ver Figura 5).

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La producción inicial fue de 800 bbl/d (127,2 m3/d), sin agua, con una relación gas-petróleo de 1.886 scf/bbl (336 m3 /m3). Inmediatamente terminado el pozo, se observó una rápida declinación, al punto que al 20/8/2000 el sondeo producía 112 bbl/d (17,8 m3/d) con un 22% de agua. A efectos de restituir la producción, aunque fuese parcialmente, el 7/11/2000 se inyectó un solvente químico, no respondiendo el pozo a dicho tratamiento. El 6/9/2000 se realizó una prueba de recuperación de presión, documentándose un factor de daño (SE) de 17. A efectos de remover el mismo, el 19/12/2000 se inyectó la solución de enzima biológica, lo que provocó un incremento significativo de producción (252 bbl/d - 40 m3/d- al 13/1/2001). Al 8/8/2004 luego de una declinación continua aunque mucho menos abrupta que la inicial, el pozo producía 124 bbl/d (19,7 m3/d), razón por la cual el 19/8/2004 se repitió el tratamiento con enzimas, llevándose la producción estabilizada a un valor de 800 bbl/d (127,2 m3/d), para luego de 17 meses comenzar a declinar. Debido a esa disminución de la producción, el 10/12/2005 se repitió el tratamiento por tercera vez, llevándose el pozo a una producción de 560 bbl/d (89,0 m3/d). El 16/8/2006 la producción había caído a 151 bbl/d (24 m3/d), motivo por el cual el 29/8/2006 se realizó un nuevo tratamiento con solución enzimática, el cuarto, que llevó la producción a un valor estabilizado de casi 800 bbl/d (127,2 m3/d) con un pico de 920 bbl/d (146,3 m3/d). Una nueva caída de producción comenzó a manifestarse aproximadamente a los 8 meses del tratamiento, inmediatamente después del pico mencionado, de manera tal que al 21/8/2008 el pozo estaba produciendo 130 bbl/d (20,7 m3/d). Habida cuenta de esta situación se decidió realizar una quinta estimulación, que tuvo lugar el 29/8/2008. Como consecuencia de la misma el pozo tuvo un pico de producción de 392 bbl/d (62,3 m3/d) el 17/9/2008. No obstante al observarse una fuerte declinación después del tratamiento, a los 22 meses de la estimulación el pozo aún producía 184 bbl/d (29,3 m3/d), 41,5% más que antes del tratamiento. La sexta estimulación se realizó el 30/12/2015. Si bien el pozo respondió incrementando su producción, no se puede hablar aún de un caudal estabilizado dado el escaso tiempo transcurrido y habida cuenta de que la reacción de los sondeos suele no ser inmediata. Se estima que el incremento neto de recuperación atribuible a los 5 primeros tratamientos, fue de 603 mil barriles (96 mil m3) hasta abril de 2011, notándose producciones y recuperaciones más

Fig.3 - Disminución del ángulo de contacto arenisca vs. caliza

Fig. 6 - Historia de producción del pozo TJ1319

Conclusiones

Fig. 4 - Demostración visual del ángulo de contacto en ambas rocas

La estimulación de pozos con solución enzimática ha sido aplicada exitosamente en varias regiones del mundo, con el objetivo de aumentar la productividad y la recuperación final de los reservorios. • La solución biológica actúa reduciendo la tensión interfacial agua – petróleo, variando la mojabilidad original o alterada de la formación y eliminando daños.   • Petróleos de Venezuela S.A. ha llevado a cabo una importante cantidad de tratamientos con resultados exitosos.   • La cantidad y calidad de los éxitos ha ido aumentando en el tiempo a medida que se iba recorriendo la curva de aprendizaje, identificándose mejor los pozos candidatos y optimizando los diseños.   • En líneas generales los tratamientos han tenido mejor resultado en pozos de buena productividad.   • Los ensayos de laboratorio realizados sobre rocas y fluidos del reservorio constituyeron una herramienta fundamental en el proceso de optimización.   • El pozo TJ 1319 fue estimulado con enzimas en 6 oportunidades, respondiendo muy satisfactoriamente en las 6 ocasiones. Esto indica que el proceso es repetible en un mismo sondeo.   • La política adoptada en el pozo TJ 1319 en lo referente a establecer una línea base a tomar como referencia para iniciar los retratamientos, una vez que la producción cayese en ese valor, se considera altamente recomendable.

Bibliografía

Fig. 5 - Pozo TJ 1319 - Perfil y esquema de terminación

• (1) Gutiérrez Lobo, S. y Pineda Maldonado, J: “Metodología para la selección de pozos candidatos a la estimulación con enzimas” - Tesis presentada a la Universidad de Zulia en Abril de 2014.   • (2) Martínez, R., Ávila, J. y Pacheco, E.: “Metodología de flujo fraccional para el cálculo del mejoramiento de la capacidad de flujo en el pozo TJ 1319, mediante la aplicación de una enzima líquida” – Pdvsa Documento Interno.   • (3) Edward Pacheco, Karina Mavárez, Yaribeth Pirela. Proyecto de Estimulación de Pozos con Enzimas Biológicas en las Unidades de Producción del Distrito Lago Norte. FEBRERO 2017 I Petroleum 325 21

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altas predominantemente en las últimas estimulaciones, consecuencia de mejoras en los diseños (curva de aprendizaje). La razón por la cual el incremento se computó solamente hasta abril de 2011 radica en el hecho de que a dicha fecha se realizaron en el pozo otras actividades que provocaron también mejoras en la productividad del mismo. En la Fig. 6 se presenta la historia de producción del pozo TJ 1319. Cabe destacar que la política aplicada en este sondeo, con un alto grado de acierto, fue determinar, tras un análisis económico, una línea base a tomar como referencia para iniciar los retratamientos, una vez que la producción cayese en ese valor.

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Extracción de núcleos en el fondo del pozo Este artículo forma parte de una serie de escritos sobre tópicos de la industria de E&P, editados por profesionales de Schlumberger conjuntamente con expertos de la industria, y destinados tanto a los profesionales experimentados que buscan ampliar sus conocimientos como a quienes recién incursionan en la industria Matt Varhaug y Tony Smithson, Editores Senior - Oilfield Review 27, No. 1, Schlumberger

os núcleos de rocas proporcionan datos esenciales para la exploración, evaluación y producción de los yacimientos de petróleo y gas. Estas muestras físicas de rocas permiten que los geocientíficos examinen directamente las secuencias depositacionales penetradas por una barrena de perforación. Además, brindan evidencias directas de la presencia, distribución y capacidad de producción de hidrocarburos. Los núcleos proveen datos reales sobre el terreno para la calibración de los registros de pozos y permiten la revelación de variaciones en las propiedades de los yacimientos, que podrían no haber sido detectadas a través de las mediciones derivadas de los registros de fondo de pozo solamente. Sobre la base del análisis de la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos, la densidad de grano, la litología y la textura, derivadas de los núcleos, los operadores pueden caracterizar mejor los sistemas porosos de las rocas y modelar con más precisión el comportamiento de los yacimientos para optimizar la producción. Estos análisis se efectúan en los laboratorios de núcleos de todo el mundo. Antes de que las muestras lleguen al laboratorio, deben ser extraídas de las formaciones que se encuentran por debajo de la superficie terrestre. El proceso de extracción de núcleos —obtención de muestras representativas de la formación— se lleva a cabo de dos maneras. La extracción de núcleos convencionales se efectúa a medida que se perfora la zona de interés y la extracción de núcleos laterales o muestras de pared, también conocidos como testigos laterales, se efectúa después de perforar esa zona. Cada uno de los métodos proporciona muestras de rocas netamente diferentes y requiere su propia estrategia, procedimientos y equipos de extracción de núcleos.

en lugar de una barrena de perforación convencional, para la extracción de núcleos se utiliza una barrena hueca y un tubo extractor de núcleos en el conjunto de fondo de pozo (BHA) (Figura 1). Durante las operaciones de extracción de núcleos convencionales, el operador primero perfora el pozo hasta una zona de interés utilizando una barrena y una sarta de perforación convencionales. Un geólogo de pozo monitorea minuciosamente el avance de la perforación para decidir cuándo poner en marcha las operaciones de extracción de núcleos. El momento en que se toma esta decisión es crítico porque si la extracción de núcleos comienza demasiado rápido, el operador perderá tiempo de equipo de perforación obteniendo núcleos innecesarios por encima de la zona de interés y si comienza demasiado tarde, la perforadora ya habrá penetrado en la zona y cabe la posibilidad de perder el acceso a la sección más crucial de la formación. Las correlaciones con los registros de pozos vecinos normalmente proporcionan la primera indicación de que la barrena de perforación se está aproximando al punto de extracción de núcleos. Mediante la representación gráfica del tipo de formación, de la ve-

Extracción de núcleos convencionales Los núcleos convencionales, también denominados núcleos enteros o testigos corona, son secciones continuas de roca extraídas de la formación en un proceso similar al de la perforación convencional. Las dos operaciones difieren fundamentalmente en el tipo de barrena utilizada:

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Fig. 1 - Barrenas de perforación versus barrenas de extracción de núcleos. Mientras que una barrena de perforación (izquierda) está diseñada para pulverizar la roca en la cara de la barrena, la cara toroidal de la barrena de extracción de núcleos (derecha) emplea un diseño de cortadores fijos que deja sin tocar el centro del pozo. Esta barrena hueca genera un núcleo cilíndrico de roca que atraviesa el centro de la barrena y es retenido dentro de una camisa en el interior del BHA

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locidad de avance de la perforación (ROP) y de la cantidad de gas Extracción de núcleos laterales, muestras de pared o emanada del lodo durante la perforación, el geólogo puede crear un testigos laterales Los núcleos laterales o muestras de pared, también conocidos registro de lodo que puede compararse con los registros de pozos vecinos. De algunas zonas se extraen núcleos simplemente sobre como testigos laterales (SWCs) —núcleos pequeños de roca tola base de un cambio de la ROP; un incremento de la velocidad mados de la pared del pozo— pueden constituir una alternativa de perforación, que a menudo es acompañado por un incremento económicamente efectiva con respecto a los núcleos convencionales; de la presencia de gas o evidencias de la presencia de petróleo en normalmente se adquieren con herramientas adosadas al cable los recortes de perforación. No obstante, la tecnología moderna y se pueden recuperar de múltiples zonas de interés en un solo de adquisición de registros durante la perforación proporciona descenso del cable. Después que el perforador alcanza una profundidad de enmediciones de resistividad muy cerca de la barrena en tiempo real que ayudan a los operadores a determinar cuándo la barrena se tubación o perfora hasta la profundidad total (TD), se extrae la columna de perforación y se registra el pozo antes de colocar la está aproximando a la zona de interés. Una vez que el geólogo da la orden de comenzar la extracción tubería de revestimiento. Los testigos laterales se obtienen habide núcleos, el perforador extrae la barrena del pozo y la brigada tualmente después de correr los registros, generalmente cuando de perforación cambia el BHA por una barrena de extracción de está por concluirse una operación de adquisición de registros núcleos y un tubo extractor de núcleos. La barrena hueca de ex- con cable (perfilaje) en agujero descubierto. Esto les da tiempo a tracción de núcleos pulveriza la roca, dejando un núcleo cilíndrico los geólogos para seleccionar las profundidades de extracción de de roca en su centro. Este núcleo es retenido en el interior del tubo núcleos después de consultar los registros para identificar aquellas extractor de núcleos, que se instala justo por encima de la barrena. zonas que ameritan ser muestreadas. Los registros de rayos gamma El tubo extractor de núcleos consiste en un cilindro interno o de potencial espontáneo adquiridos con herramientas operadas y otro externo y un retenedor de núcleos. Estos cilindros se su- con cable se utilizan para correlacionar la profundidad entre los jetan a una unión giratoria que permite que el cilindro interno registros adquiridos en agujero descubierto y las profundidades de permanezca fijo, mientras el externo rota con la barrena de extracción de núcleos. Los dispositivos de extracción de núcleos extracción de núcleos. El fluido de perforación puede circular laterales son controlados desde la unidad de perfilaje en la superentre el cilindro interno y el externo. El retenedor impide que ficie y pueden extraer muestras de la pared del pozo hasta en 90 el núcleo se deslice a través de la barrena hueca cuando el BHA profundidades seleccionadas. Los petrofísicos utilizan los SWCs para validar las respuestas de extracción de núcleos se lleva a la superficie. Habitualmente, de los registros y obtener las propiedades petrofísicas y geofísicas el diámetro de los núcleos oscila entre 4,45 y 13,34 cm [1,75 y 5,25 pulgadas] y, en general, se cortan en incrementos de 9 m empíricas. Los núcleos laterales también ofrecen un mecanismo [30 pies], que se corresponden con la longitud del tubo extractor alternativo para que los petrofísicos obtengan datos de núcleos en de núcleos o de su camisa. Ésta, a su vez, es consistente con la caso de que fallen las operaciones de extracción de núcleos convencionales. No obstante, debido a su tamaño pequeño con respecto longitud de la barra de perforación estándar. Cuando el tubo extractor de núcleos se llena, la brigada de a los núcleos convencionales, cabe la posibilidad de que los SWCs perforación lleva la sarta de perforación a la superficie y recupera los tubos extractores de núcleos. Un especialista en recuperación de núcleos coloca la camisa del tubo extractor de núcleos en la plataforma para tuberías. En la camisa, con el núcleo en su interior, se inscriben las marcas de profundidad y las líneas de orientación. Para facilitar el transporte a un laboratorio de análisis de núcleos, la camisa metálica se corta generalmente en segmentos y se sella en cada extremo. Las operaciones de extracción de núcleos convencionales a menudo proporcionan las mejores muestras de rocas para probar, analizar y evaluar los yacimientos. No obstante, el tiempo requerido para cortar y recuperar núcleos enteros puede afectar la eficiencia de la perforación. Dependiendo de los objetivos de la extracción de núcleos y las limitaciones de costos, algunas compañías de E&P pueden considerar que la extracción de núcleos convencionales Fig. 2 - Extracción de núcleos laterales a percusión. Los proyectiles para extraer núcleos son disparados desde una no es esencial. En esos casos, el operador puede pistola de extracción de núcleos utilizando cargas explosivas (no mostradas) detrás de cada uno de los proyectiles. Los cables de acero, adosados a cada uno de los proyectiles, ayudan a extraer los proyectiles de la formación después recurrir a un método alternativo para la extracción de disparados. Las pistolas se llevan a la superficie con los proyectiles adosados y los técnicos remueven las muestras de núcleos y las colocan en botellas de muestras de formaciones en el fondo del pozo.

Tecnología Fig. 3 - Barrera rotativa de extracción de núcleos. Para cortar núcleos de la pared del pozo, se utiliza una barrena circular rotativa. Cuando la barrena alcanza su profundidad máxima, el arreglo se inclina hacia arriba y extrae el núcleo de la formación. Después de que el núcleo se introduce dentro de la herramienta, el operador vuelve a posicionar la herramienta para cortar el núcleo siguiente

extraídos en una formación heterogénea no exhiban propiedades representativas de la formación a escala de yacimiento. La roca en la que se toma el SWC también puede carecer de los rasgos cruciales que necesitan los geólogos para analizar el yacimiento, especialmente cuando se trata de secuencias laminadas de arenas y lutitas, lutitas orgánicas y yacimientos fracturados. Existen dos tipos de dispositivos de extracción de núcleos laterales con cable: a percusión y rotativos. Las herramientas de muestreo a percusión, o pistolas de extracción de núcleos, están provistas de tubos extractores de núcleos con forma de proyectil instalados en una ristra transportadora (Figura 2). Las pistolas utilizan pequeñas cargas explosivas para hacer penetrar en la pared del pozo los tubos extractores de núcleos a fin de captar muestras de la formación. Por el contrario, las herramientas de muestreo rotativas utilizan una barrena de extracción de núcleos orientada en sentido horizontal para cortar núcleos pequeños de la pared del pozo (Figura 3). De los dos métodos, el de extracción de núcleos a percusión es el más común; no obstante, en ciertos ambientes, especialmente en los yacimientos de rocas duras, en la exploración de aguas profundas y en los recursos no convencionales, los petrofísicos quizás prefieren trabajar con muestras de rocas obtenidas con herramientas rotativas de extracción de núcleos. Las pistolas de extracción de núcleos obtienen SWCs que miden entre 2,86 y 4,45 cm [1,125 y 1,75 pulgadas] de largo por 1,75 a 2,54 cm [0,688 a 1 pulgada] de diámetro. Cada tubo extractor de núcleos, o proyectil, es disparado en secuencia con un comando enviado desde la superficie después de colocar la herramienta en la profundidad de muestreo deseada. Los proyectiles se adosan al cuerpo de la pistola mediante cables de acero flexibles, lo que facilita la extracción de los núcleos de la pared del pozo. Después de que el proyectil se incrusta en la formación, el operador del cable utiliza el peso de la pistola y la fuerza aplicada por la unidad de perfilaje para liberar el proyectil y su núcleo de la pared del pozo. Después de disparar los núcleos, las pistolas se llevan a la superficie, donde los especialistas en adquisición de registros de pozos utilizan un émbolo para extraer cada una de las muestras de su tubo y colocarla en una botella para muestras. Las botellas se sellan y se rotulan con la profundidad de muestreo y luego se embalan para ser transportadas al laboratorio para su análisis. Las herramientas rotativas de extracción de núcleos laterales emplean barrenas con puntas de diamante, que son las versiones diminutas de aquéllas utilizadas para las operaciones de extrac-

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ción de núcleos convencionales. En cada punto de extracción de núcleos, el arreglo de barrena de extracción de núcleos gira, abandonando su posición de transporte empotrada en la herramienta y adoptando una posición perpendicular al cuerpo de la herramienta. La barrena corta un núcleo redondo pequeño de material de formación directamente de la pared del pozo. Luego, la herramienta desmonta el núcleo y lo introduce en un área de contención en el interior del cuerpo de la herramienta. Este proceso se reitera hasta que el dispositivo de retención de núcleos se llena. Los núcleos obtenidos con herramientas rotativas de extracción de núcleos de generación previa, en general, tienen menos de 2,54 cm [1 pulgada] de diámetro; no obstante, algunas herramientas rotativas de extracción de núcleos laterales de gran volumen son capaces de perforar hasta 50 núcleos, cada uno de los cuales posee una longitud de 6,4 cm [2,5 pulgadas] y un diámetro de 3,8 cm [1,5 pulgadas]. Este dispositivo produce muestras de núcleos cuyo volumen triplica el volumen de los SWCs obtenidos a percusión.

La planeación para el éxito El proceso de extracción de núcleos requiere planeación, atención a las características de la formación y equipos especiales. Antes de perforar un pozo, el operador debe considerar la erogación que implica la operación de extracción de núcleos en el presupuesto para la evaluación de formaciones, incluyendo el costo del tiempo de equipo de perforación, el equipo de extracción de núcleos, las evaluaciones de laboratorio y los aspectos logísticos. La información extraída de los núcleos depende en parte de su tamaño y su calidad, lo que a su vez controla los tipos de análisis que pueden efectuarse. Para algunos pozos, los análisis de porosidad, permeabilidad, saturación y petrología de rutina son suficientes para guiar a los operadores hacia un curso de acción futuro. Con frecuencia, se requieren análisis adicionales, tales como evaluaciones de la saturación del flujo multifásico y propiedades del flujo de fluidos, tales como presión capilar y permeabilidad relativa; mediciones derivadas de los registros como las propiedades eléctricas para la determinación de la porosidad y la saturación, mediciones geomecánicas o evaluaciones de recuperación mejorada de petróleo. El análisis de núcleos, en sus diversas formas, informa al operador las decisiones de continuar la perforación, abandonar o terminar sus pozos. Estos análisis agregan un valor enorme a la evaluación de yacimientos y en todos los casos comienzan con el proceso de extracción de núcleos.

Responsabilidad Social

Amlimco, lista para construir su propuesta de valor en el Departamento del Meta Desarrollo productivo-social en Colombia

uego de dos años de gestación, Amlimco, Proyecto de Energía “verde” Renovable para la producción de Bioetanol, Co-generación de Electricidad y Forraje para Ganado, está lista para implementar su plan de ejecución y construir en el término de unos 24 meses un complejo agroindustrial en el sector de Murujuy-Carimagua, en la altillanura del Meta, a 120 km. al este de Puerto Gaitán, Colombia. La materia prima que alimentará esta planta de refinación será la caña del sorgo dulce -cereal genéticamente orientado a la producción de Etanol y Biomas- la cual será suministrada por la multinacional americana Nexsteppe, con sede en Brasil. Esta empresa se ha aliado con Amlimco para desarrollar proyectos similares en las geografías colombianas con “hambre” de crecimiento y desarrollo, donde la reducción de la pobreza, desigualdades y el aumento de bienestar duradero será construido de forma visible, tangible y sustentable. Esta visión ya en progreso, será llevada a cabo en un área de 5.000 hectáreas. Con un año previo al arranque final, el cereal -que ya fue probado a finales del 2016 en

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Angel Rafael Ceballos García, Director Ejecutivo de Amlimco

los suelos donde será sembrado industrialmente- será cultivado y cosechado cada 100 días con la última tecnología mecanizada existente, aumentando la eficiencia de preparación de la alimentación a la planta. Los resultados de la prueba en rendimiento por hectárea y porcentaje de sacarosa estuvieron por encima del esperado. Así lo explicó el Ingeniero Angel Rafael Ceballos García, Director Ejecutivo de Amlimco, quien señaló que todas las variables de la cadena de valor del proyecto se encuen-

tran definidas y soportadas con Acuerdos de Intención y Memorándum de Entendimiento entre las partes, condición imperativa para optar por el financiamiento global. Entre estas variables mencionó las tierras que serán cedidas a Amlimco, bajo un convenio de arriendo con opción a compra; asimismo un contrato de asistencia y suministro de las semillas o variedades de sorgo dulce, por parte de Nexsteppe y, finalmente, un contrato con la empresa Unisystem de Brasil, que bajo el esquema “llave en mano” construirá la planta para producir 150.000 Lts./día de Bioetanol de alta pureza. “El proyecto Amlimco ha sido gestado, promovido y será desarrollado por profesionales de amplia experticia gerencial en las dos actividades fundacionales, la del Agro y la del Área de Procesos Industriales, lo que garantiza el cumplimiento del plan y la sostenibilidad en la vida de la empresa”, comentó Ceballos, un experto en Gerencia de Procesos de Refinación y Petroquímica, con más de 45 años de experiencia. “Sus promotores se han unido a la intención de la Ley Zidres (Zona de Interés de Desarrollo Rural, Económico y Social) cuyo

Financiamiento Para Ceballos, una condición imperativa para optar por el financiamiento global del proyecto, que alcanza los 120 millones de dólares, es el Estudio de Impacto Ambiental, el cual está en un 95% terminado. Señaló que el estudio será sometido a las autoridades para la búsqueda de la licencia que permita la construcción del complejo. Igualmente las permisologías necesarias -entre ellas la relacionada con la importación de las semillas a transformar- están en proceso de ser completadas en el primer trimestre del año. Un EBITDA del orden del 40% y un ROI sobre el 22%, hacen del proyecto “una opción singular y atractiva”. Al preguntarle qué limitaba el inicio de la implantación del plan de ejecución, su respuesta fue clara al manifestar que la obtención del Capex si bien estaba en buenas vías de consecución, “sin la obtención de un Capital Semilla de solo 0.5% del Capex, que permita cubrir los gastos de las actividades antes mencionadas y requeridas como condición por los fondos financieros, el proyecto sufrirá un retraso inmerecido”. En este sentido, la junta directiva de Amlimco y sus socios han estado llevando su propuesta de valor a potenciales entes o grupos privados para que participen con un aporte, favoreciendo al nuevo socio con condiciones preferenciales a formalizar, bien sea con un préstamo, adquisición de acciones o una combinación de ambas. Para Ceballos, la concreción de este capital en los primeros meses de 2017 será fundamental para una ejecución oportuna del proyecto. Dado que la planta será construida en una área lejana donde no existe mano de obra calificada, ni servicios básicos, surgió la pregunta sobre ¿cómo se garantizarán dichos recursos? Expresó que el proyecto Amlimco forma parte de un Modelo de Desarrollo

La concreción de un capital semilla en los primeros meses de 2017 será fundamental para la ejecución oportuna del proyecto” Regional gestado por Corpropaz, una organización sin fines de lucro que construirá la primera ciudad del posconflicto, Villa Paz. En este lugar se proyecta que residan en condiciones dignas contingentes de reservistas salientes de las FFAA, parte de la población vulnerable de la zona y aquella que deja la lucha armada. De allí saldrá gran parte la fuerza laboral con un

estimado de 400 empleos directos y más de 1.000 indirectos, lo que permitirá fomentar la inclusión social agraria; la productividad sostenible; la seguridad alimentaria; el desarrollo social-económico de la zona y la regularización de la propiedad. “Amlimco le dará vida con sentido y sustentable al lugar y promoverá la generación de proyectos colaterales que producirían los bienes y servicios que la infraestructura del proyecto y la nueva ciudadela demanden”, acotó. Sobre la fecha de entrada en operación de la planta de Bioetanol, Ceballos precisó, que si se logra obtener el Capital Semilla mencionado y el Capital Global en el primer trimestre de 2017, en 24 meses la planta podrá producir el combustible “verde”. Extendió la invitación a profesionales u organizaciones con alta capacidad de construcción y recursos junto con los gobiernos locales relacionados a unirse a lo que llamó la “co-construcción de este legado para las futuras generaciones”. Mayor información angel.ceballos@ amlimco.com

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Responsabilidad Social

objetivo central es incentivar a constituir un nuevo modelo de desarrollo económico regional para promover proyectos en zonas rurales con vocación agroindustrial, pecuaria o forestal; baja densidad poblacional y altos índices de pobreza, en regiones aisladas de los grandes centros urbanos que demandan elevados costos de adaptación productiva y que carezcan de buena infraestructura para el transporte y comercialización de sus productos” agregó.

Warehouse

Servicio de contraflujo AvantGuard El servicio lanzado por Schlumberger integra el modelado con el monitoreo y control para optimizar la productividad en los pozos fracturados

chlumberger lanzó el nuevo servicio de contraflujo avanzado AvantGuard para ayudar a proteger la conexión de la fractura hidráulica al pozo y con ello optimizar la productividad en los yacimientos convencionales y no convencionales. AvantGuard comprende el diseño del flujo de retorno y la protección proactiva de las fracturas que complementan las operaciones de fracturación. El daño al pozo y la formación se evita mediante la adaptación de una estrategia de diseño del flujo de retorno predictivo con un funcionamiento seguro. La aplicación del diseño de flujo de retorno durante la transición a la producción protege y estabiliza las fracturas hidráulicas para permitir de manera eficiente a todos los clusters en cada zona producir sin algún tipo de impedimento. “Optimizar la estimulación posterior del flujo de retorno de los pozos fracturados hidráulicamente es un reto importante para nuestra industria”, dijo Wallace Pescarini,

Presidente, Testing Services, Schlumberger. “La protección de la inversión realizada en una operación de estimulación compleja de múltiples etapas es una obligación en el actual entorno de costos limitados”. El modelado es realizado empleando el modelo de diseño Flowback Advisor construido sobre el diseño de estimulación Mangrove (marca de Schlumberger). Como resultado, el modelo AvantGuard se adapta a los ambientes geológico,

AvantGuard se basa en la aplicación de una cubierta operacional segura, que combina parámetros operacionales que preservan la conexión entre las fracturas hidráulicas y el pozo

geoquímico y geomecánico específicos del pozo. El flujo resultante es supervisado de forma continua utilizando Vx (marca de Schlumberger), una tecnología multifase de pruebas de pozos para capturar con precisión los rápidos cambios transitorios de los fluidos producidos y el contenido de arena durante el flujo temprano en la vida del pozo.

Este nivel de control comienza durante el fresado de la tubería flexible al mismo tiempo que la información de la tasa de los fluidos y sólidos es trasmitida en tiempo real hacia la unidad de tubería flexible para guiar la gestión de la inyección, la presión y la tasa de retorno y optimizar la condición de balanceo.

www.slb.com/AvantGuard

cMIS´™ Tecnología eficiente para deshidratar el gas natural

xxonMobil ha desarrollado la nueva tecnología cMIS™, que deshidrata el gas natural utilizando un sistema patentado de absorción dentro de las tuberías, que reemplaza la necesidad de emplear la deshidratación convencional por torre. El sistema puede ser desplegado en operaciones de producción de gas natural tanto en tierra como offshore. cMIS™ elimina eficientemente el vapor de agua presente durante la producción de gas natural y reduce la corrosión y la interferencia de equipos que ayudan a garantizar el transporte seguro y eficiente

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del gas a través de la infraestructura de suministro hasta los consumidores. Asimismo reduce el tamaño, el peso y el costo de la deshidratación, lo que se traducen en una disminución del impacto en la superficie en un 70% y el peso del sistema de deshidratación en general a la mitad, lo que tiene beneficios adicionales en aplicaciones offshore. “Al aprovechar nuestra experiencia líder en la industria con aplicaciones de upstream, nuestros investigadores pudieron crear una tecnología avanzada de deshidratación del gas natural, lo que representa un paso en la eficiencia y una reducción significativa en la huella”, dijo Tom Schuessler, Presidente de ExxonMobil Upstream Research Company. La tecnología depende de un generador de gotas para romper y disolverlas

en gotitas diminutas que se dispersan bien en el flujo de gas aumentando así el área para la absorción del agua del gas. Posteriormente un separador en línea que combina las gotas de glicol ricas en agua y las mueve a la pared exterior del tubo para una separación efectiva del gas natural deshidratado. El glicol rico en agua se regenera utilizando un sistema convencional y se envía de nuevo al generador de gotitas para ser reutilizado. Este generador utiliza la energía del flujo gas natural para crear gotitas del tamaño correcto. ExxonMobil entregó licencia de la tecnología cMIST™ a la división de Chemtech de Sulzer, líder en tecnologías de separación, para su despliegue en toda la industria del petróleo y del gas. www.exxonmobil.com

La nueva versión del software incorpora mejoras en la interpretación sísmica, modelado estructural y de propiedad, ingeniería de yacimientos, automatización para optimizar el manejo de los yacimientos y aumentar la productividad

merson Automation Solutions dio a conocer la última versión de su software de modelado y caracterización de yacimientos Roxar RMS™ 10, con una serie de nuevas características y una mayor integración del flujo de trabajo para apoyar y maximizar los beneficios de la solución Big Loop™. Big Loop™ es un flujo de trabajo automatizado de Emerson que integra estrechamente dominios estáticos y dinámicos, de modo que se sincronicen durante el ciclo de vida del campo.

Principales características • Fortalecimiento del flujo de trabajo desde la sísmica hasta la estimulación. La interpretación sísmica se ve fortalecida con un nuevo visor de trazos (Trace Viewer) soportando más a fondo la cuantificación

del riesgo geológico temprano durante el proceso. Incorpora mejoras tanto para el modelado estructural como de propiedades, con un marco estratigráfico más flexible, modelos de algoritmos y un marco isocoro de mejor calidad - todo lo cual contribuye a una comprensión más precisa y completa del modelo de yacimiento. • Nuevas herramientas de apoyo. RMS 10 proporciona mayor integración del flujo de trabajo para apoyar la solución Big Loop y posee herramientas de informes versátiles. Incluye soporte mejorado para la construcción de modelos completos de simulación de flujo; mayor integración a través de diferentes dominios; modelado de pozos automatizados, repetible y trazable para mantenerlos actualizados y la creación automatizada de objetivos de pozos.

• Productividad y mejoras de rendimiento. Ofrece mejoras en la productividad y rendimiento con una mayor interoperabilidad y la personalización del flujo de trabajo. Asimismo nuevas funciones para la visualización de datos; con una mejor gestión de los pozos a través de su herramienta de exploración de datos. www.emerson.com/Roxar

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Warehouse

Roxar RMS™ 10 de Emerson

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Mayo 17 – 19 • Buenos Aires, Argentina

SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference Creating Opportunities Today for a Better Tomorrow

PE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC, continúa su tradición como el evento técnico más destacado de E&P en la región y el lugar para mostrar lo más reciente en la investigación y desarrollo para satisfacer las necesidades del sector petrolero aguas arriba. Este año, LACPEC regresa a Argentina, país con las segundas mayores reservas de gas de lutitas en el mundo. El programa técnico multidisciplinario será una plataforma crucial para la difusión de tecnología, el intercambio de conocimientos y colaboración. Se espera que el evento sea atendido por más de 700 colegas para disfrutar de una experiencia única para aprender, compartir conocimientos y discutir oportunidades en la región de Latinoamérica y El Caribe, comentó el Presidente Ejecutivo del Comité de LACPEC, Santiago Martínez Tanoira, actual Vicepresidente Upstream de YPF.

Lo más resaltante • Más de 50 presentaciones técnicas de alta calidad sobre tópicos vitales para la industria de E&P • Más de cinco horas de discursos de alto nivel de la industria para discutir soluciones operacionales que ayuden a incrementar la producción y acelerar la aplicación de las innovaciones • Una exhibición regional donde participarán empresas líderes que mostrarán sus productos, servicios y nuevas tecnologías.

Paneles, Plenarias y Sesiones especiales • Aspectos claves de la matriz energética en el entorno de precios bajos en América Latina. Moderadores: Nestor F. Saavedra, Ecopetrol-ICP; Eduardo Gildin, Texas A&M University • Recursos no convencionales en América Latina - Desafíos y oportunidades Moderador: Miguel Angel Lavia, Consultor • Reuniendo las estrategias de inteligencia de negocios y análisis para lograr grandes resultados en la industria del petróleo y gas Moderador: César Augusto Patiño, Ecopetrol • Nuevas tendencias de la industria del petróleo y gas: ¿Qué se requiere desde una perspectiva de desarrollo profesional? Moderador: Ernesto Valbuena, Chevron.

Cursos de entrenamiento SPE ofrecerá dos cursos de formación para aprovechar al máximo el tiempo en la conferencia y mejorar el desarrollo profesional. • Optimizing Gas Fields Using Integrated Asset Modeling (IAM), and Introduction to Optimizing Shale Gas and Tight Oil Fields Instructor: Luiz C. Amado, PhD; S. M. (Sam) Avasthi, PE, PhD • Modern Production Data Analysis for Unconventional Reservoirs Instructor: David Anderson, Anderson Thompson Reservoir Strategies.

Mayor información: www.spe.org/go/joinLACPEC 30 FEBRERO 2017 I Petroleum 325

Presidente de Acipet

Clay Neff

Presidente de Chevron África y América Latina Exploración y Producción

Julio César Vera Díaz

Clay Neff

a nueva Junta Directiva de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos – Acipet, pasó a ser presidida por Julio César Vera Díaz para el periodo 2016-2018. Vera Díaz es Ingeniero de Petróleos con maestría en Ingeniería Ambiental, un Máster en Administración de Negocios (MBA) y una especialización en Economía. Durante 13 años se desempeñó como Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía de Colombia. Cuenta con más de 19 años de experiencia en el sector energético, vinculado principalmente al área de operaciones petroleras y gasíferas. Como vocero principal de la nueva Junta Directiva, uno de sus primeros llamados al sector petrolero fue a trabajar juntos en procura de lograr nuevamente una dinámica importante en el país. “Ecopetrol ha anunciado que hará inversiones importantes (…) todo con mira a que la producción siga aumentando y logremos mantener un nivel adecuado para que aporte a las finanzas nacionales, y que el sector petrolero siga siendo lo que ha sido históricamente con aportes importantes dentro del PIB Nacional que llegaron a ser del 3% y hoy están en niveles del 1% y cayendo; pero esperamos que se logre recuperar nuevamente”, comentó Vera Díaz en entrevista a medios digitales. Asimismo recalcó el apoyo de Acipet para con los profesionales de la Ingeniería de Petróleos del país, e instó al sector a brindarles prioridad e igualdad de condiciones.

Orlando Cabrales Segovia Presidente de Naturgas

Orlando Cabrales Segovia

l Ex viceministro de Energía de Colombia Orlando Cabrales Segovia asumió en Diciembre la presidencia de Naturgas, gremio del sector del gas natural en Colombia, en reemplazo de Eduardo Pizano, quien estuvo durante más de siete años en el cargo. Cabrales Segovia es Abogado egresado de la Pontificia Universidad Javeriana y Máster en Filosofía del Boston College. Trabajó durante 16 años en BP, los últimos seis años como Vicepresidente Jurídico para América Latina. Fue también Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Ha sido miembro de las Juntas Directivas de Ocensa, Casa Editorial El Tiempo, Cenit, ISA e ISAGEN, entre otras.

esde el 1 de Enero, Clay Neff asumió la posición de Presidente de Chevron África y América Latina Exploración y Producción, en remplazo de Ali Moshiri, que se retiró de Chevron después de 38 años de servicio distinguido. Anteriormente Neff se desempeñó como Director General de la Unidad de Negocios de Chevron en Nigeria. En su nuevo rol supervisará las actividades de exploración y producción de la empresa en 15 países de África y América Latina. En su nuevo papel, reportará a Jay Johnson, Vicepresidente Ejecutivo de Chevron, Upstream. Recibió su Licenciatura en Ingeniería de Petróleo de la Universidad Estatal de Louisiana en 1984 y se unió a Chevron al año siguiente como Ingeniero de perforación. Desde entonces, ha ocupado numerosos cargos de ingeniería, operaciones, comerciales y de gestión de creciente responsabilidad en los Estados Unidos, Angola y Nigeria. “La amplia experiencia operativa de Clay, particularmente en África, lo hace altamente calificado para liderar estas dos regiones clave para nuestro negocio”, comentó John Watson, Presidente y CEO de Chevron.

Darren W. Woods Presidente y Director Ejecutivo de ExxonMobil

Darren W. Woods

arren W. Woods pasó a desempeñarse como Presidente y Director Ejecutivo de ExxonMobil para reemplazar a Rex W. Tillerson quien se retiró al cierre de 2016 tras más de 41 años de servicio, tras postularse para el puesto de Secretario de Estado de los Estados Unidos. Tillerson se unió a Exxon Company USA en 1975 como Ingeniero de Producción. Ocupó varios cargos superiores en la corporación a lo largo de su carrera de más de cuatro décadas, incluyendo la Vicepresidencia Ejecutiva de ExxonMobil Development Company. Woods es Ingeniero Eléctrico, egresado de Texas A&M University con una maestría en Administración de Empresas de Kellogg School of Management, Northwestern University. Ingresó a Exxon como Analista de Planificación en 1992. Ocupó cargos como Vicepresidente de Suministro y Transporte y Director de Refinación en Europa, África y Oriente Medio para ExxonMobil Refining & Supply Company y Vicepresidente de ExxonMobil Chemical Company. En 2012, fue nombrado Presidente de ExxonMobil Refining & Supply Company y Vicepresidente de la corporación.

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Gente

Julio César Vera Díaz

Gabriel E. Pérez

Gente

Chief Marketing Officer de ALYONCA Gabriel E. Pérez

LYONCA Corp, anunció el desempeño de Gabriel E. Pérez como Chief

Marketing Officer para desarrollar el negocio de EOR/IOR con la enzima GreenZyme en Latinoamérica. El es Administrador de empresas de la Universidad Externado de Colombia, con especialización en Gerencia Integral de Ventas de

TechnipFMC

hierry Pilenko se estrenó como Presidente Ejecutivo de la Junta de TechnipFMC, empresa que inició operaciones el 17 de Enero tras la fusión de las líderes FMC Thierry Pilenko Technologies y Technip. Pilenko se incorporó a Technip en 2007 como Presidente y Director General, y antes de ello fue Presidente y Director General de Veritas DGC, en Houston. También fue Presidente de Schlumberger GeoQuest en Houston y, posteriormente, Director General de SchlumbergerSema en París. También fue responsable de una sucesión de funciones gerenciales y ejecutivas con Schlumberger a partir de 1984, incluyendo varios cargos internacionales en Europa, África, Oriente Medio y Asia. Además,

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la Universidad del Rosario. Asimismo Auditor ISO de la Pontificia Universidad Javeriana y Gerencia Internacional en el negocio de Petróleo y Gas de la Universidad de los Andes. Como parte de su experiencia resalta la de Jefe de la división de Petróleo y Gas en Brenttang Colombia S.A por más de 17 años, y Gerente de Petróleo y Gas del Grupo Transmerquim. estuvo en las juntas de Hercules Offshore, CGG Veritas y Peugeot SA. Es graduado de la Escuela de Geología de Francia y de la IFP School. Douglas J. Pferdehirt pasó a ser Director General de TechnipFMC. Anteriormente fue Presidente y Director Ejecutivo de FMC Technologies. Ingresó a la empresa en 2012 luego de pasar 26 años en Schlumberger Limited, donde Douglas J. Pferdehirt ocupó una serie de cargos de liderazgo ejecutivo, entre otros, Vicepresidente de Desarrollo Corporativo y Comunicaciones, Presidente del Grupo de Producción de Yacimientos, Vicepresidente de Relaciones con Inversores y Comunicaciones, Presidente para Norteamérica y Suramérica, y Vicepresidente de Servicios Oilfield en el Golfo de México. Pferdehirt tiene una licenciatura en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural de Pennsylvania State University.

CERAWeek 2017

16 - 17 Marzo

25 - 27 Abril

Colombian Oil & Gas Conference

Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2017

Barranquilla, Colombia www.alame.org

Punta del Este, Uruguay www.conferenciaarpel.org

Houston, Texas, USA www.ceraweek.com

Media Partner

22 - 23 Febrero 8th Carbon Dioxide Utilization Summit

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

Global Petroleum Show

LACPEC

Alberta, Canadá www.globalpetroleumshow.com

Buenos Aires, Argentina www.spe.org

Media Partner

13 - 15 Junio

17 - 19 Mayo

Media Partner

28 - 30 Marzo Petroleum Exhibition & Conference of Mexico (PECOM) Villahermosa, México - www.pecomexpo.com

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

11 - 12 Abril 2017 AADE National Technical Conference & Exhibition

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

Houston, Texas, USA - www.oilandgassafetyconference.com

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

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

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

19 - 20 Abril ISA Calgary Show

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

01 - 04 Mayo OTC 2017

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

07 - 10 Junio Congreso Mexicano del Petróleo

Salvador, Brasil - www.spe.org

Houston, Texas, USA - www.spe.org

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

Calgary, Alberta, Canadá - www.isacalgary.com

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

Puebla, México - www.congresomexicanodelpetroleo.com

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

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Calendario

06 - 10 Marzo

ültima Página

El proceso moralizador que emana desde Brasil

Nos avergüenza la corrupción que ha corrido y corre por las venas de América Latina, pero por otro lado nos enorgullece lo que acontece en Brasil. Es sin duda un ejemplo de lo que debe ocurrir en los sistemas judiciales de otros países en nuestra región Álvaro Ríos Roca*

a corrupción es una de las más execrables lacras que azota a la humanidad. Hace que la riqueza se concentre en pocos y la pobreza en muchos. Genera susceptibilidad, malestar y desvirtúa valores fundamentales como el esfuerzo, el estudio, la innovación, el trabajo arduo y honesto. Fomenta descrédito para inversión honesta a largo plazo y promueve inversión especulativa, nada virtuosa y de corto plazo. La profunda investigación de la justicia brasilera en el grotesco escándalo de corrupción del denominado Lava Jato, tiene investigados y detrás las rejas a intocables empresarios que no creen en la ética empresarial y en una sana competencia, a poderosos políticos (de izquierda y derecha) que habían orquestado una mafiosa red de corrupción para financiar sus campañas y enriquecerse fácilmente y a directivos y ejecutivos de Petrobras así como de otras empresas estatales. En primer lugar, debemos destacar que para que esto pueda acontecer, se necesita de una justicia independiente, sobre todo del poder político, y también que sea incorruptible. Nos imaginamos las presiones y los sobornos que se han intentado para detener el proceso. Les transmitimos ímpetu para que sigan con una investigación imparcial, liberen y reivindiquen a inocentes y pongan donde deben estar a todos los que se apropian de los recursos de los ciudadanos. Esta investigación profesa daños muy profundos para Petrobras, para las varias empresas involucradas y

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por supuesto para toda la economía brasilera. Aun así, creemos que esta indagación debe continuar. Brasil, estamos seguros saldrá muy vigorizado de este proceso moralizador. Recientemente la investigación ha tomado un nuevo rumbo y se encaminan a buscar los tentáculos en otros actos de corrupción acontecidos en distintos países de América Latina, principalmente a partir de obras de infraestructura realizadas por varias constructoras brasileras. Los nexos que salgan a partir de estas investigaciones deben seguir con la misma contundencia, para así sentar ejemplo de que no es posible despojar de sus recursos escasos a países empobrecidos. Nos avergüenza la corrupción que ha corrido y corre por las venas de América Latina, pero por otro lado nos enorgullece lo que acontece en Brasil. Es sin duda un ejemplo de lo que debe ocurrir en los sistemas judiciales de otros países en nuestra región. Este proceso moralizador también se ha expresado recientemente en Guatemala, donde instituciones creadas para este efecto han investigado y puesto a su Expresidente, a su Exvicepresidente y otros actores públicos y privados allá donde merecen estar. Otro ejemplo que debe animarnos. En segundo lugar, si los Latinoamericanos queremos empresas de energía estatales estratégicas, robustas y pilares de nuestras economías en el largo plazo, debemos sacarlas del circuito vicioso de la corrupción. Esto se puede lograr blindándolas del poder

político de turno mediante Directores y Presidentes independientes que no respondan a los designios de mandamases de turno y así gestar empresas eficientes. Al mayúsculo escándalo de corrupción en Petrobras, se ha sumado recientemente otro en Petroecuador, donde el otrora Presidente de la empresa está prófugo y su gerente general fue descubierto con varios fajos de dinero ocultos hasta en el entretecho de su domicilio. Pdvsa en Venezuela es un mar de corrupción donde nada ya asombra y en la estatal Pemex también es muy común esta práctica. Hay también serios indicios de corrupción en Ancap e Ypfb. Muy poco se escucha o se sabe de actos o escándalos de corrupción masiva en Enap, Ecopetrol y Petroperú. Corrupción sumada a gestiones empresariales politizadas conducen a que estas empresas se tengan que luego privatizar total o parcialmente, tal cual viene ocurriendo con Petrobras por ejemplo. Venezuela para salir de la profunda crisis económica tendrá que privatizar muchos activos de su endeudada empresa Pdvsa. Es tiempo de reflexionar sobre lo que acontece en Brasil. Empresarios, políticos y funcionarios públicos deben entender que la corrupción nos hace daño y que las consecuencias pueden ser muy adversas para todos más adelante. Una vez más debemos agradecer por la señal moralizadora que nos lanza la justicia desde Brasil. * Actual Socio Director de Gas Energy Latín América