Julio/Agosto 2017 Petroleum 330/331 by Revista Petroleum

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Julio/Agosto 2017

Tecnología

Efecto de la Presión Sobre el Valor de la Permeabilidad

22º Congreso Mundial del Petróleo

Contenido

Julio/Agosto 2017 Año 33, Nº 330/331

Portada: La mecha de perforación Dynamus incorpora elementos estabilizadores para evitar vibraciones laterales en más del 90%, así como cortadores diseñados para minimizar el desgaste (Cortesía: Baker Hughes)

ONLINE

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Jozsef Laszlo Toth, Presidente del WPC

ESCENARIO

años de la 1 Promoción de Congreso Mundial 660Ingenieros de Petróleo de la 18 22º del Petróleo a

Universidad del Zulia

El 24 de Julio de 1957 un grupo de doce jóvenes, con un cúmulo de esperanzas y de sueños en sus mentes y en sus corazones, les fue otorgado por las autoridades de la Ilustre Universidad del Zulia, su título de ingenieros de petróleo

Bajo el lema de “Puentes para nuestro futuro energético” el magno evento abordó importantes asuntos y desafíos que enfrenta el sector de gas y petróleo, incluyendo la exploración de gas no convencional, cambio climático, emisiones de carbono y fluctuaciones del precio del petróleo

E&P un nuevo gigante 10 BHGE, de servicios petroleros La combinación final de Baker Hughes y GE a principios de Julio dio paso a un gigante fullstream de petróleo y gas con capacidad de brindar equipos, servicios y soluciones digitales líderes en el sector

celebró 12 México con éxito la Ronda 2 La segunda ronda de exploración y producción atrajo a empresas con la capacidad para desarrollar nuevos proyectos en el menor plazo posible, para que de esta manera México pueda alcanzar una mayor producción de petróleo y gas

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12 Autoridades del sector energético mexicano, durante el acto de presentación y apertura de propuestas

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análisis histórico o error 21 Acuerdo histórico de la OPEP En este reciente análisis escrito por Ross McCracken, Managing Editor, Energy Economist, Platts, el autor considera que la OPEP está atada a una política de la que ahora no puede retractarse. A pesar de haber unido con éxito a importantes productores de petróleo que no pertenecen a la organización, hoy en día la OPEP tiene un menor poder que en el pasado.

27 Elemento diferencial de volumen de roca

Del endeudamiento a la 25 Pdvsa: privatización Una constante inestabilidad en la administración del petróleo como principal recurso de Venezuela desde su descubrimiento hasta la actualidad ha dejado en una situación de alta precariedad al país Por Einstein Millán Arcia

Tecnología de la Presión Sobre el 27 Efecto Valor de la Permeabilidad Por Inga. García, L.; Ing. Márquez, R., Ph.D; T.S.U. Mata, J.; Inga. Contreras, K.; Inga. Galbán, Z., MSc. Universidad del Zulia, Venezuela

SECCIONES 4 CORNISA 8 CUADRANTE 30 WAREHOUSE 32 GENTE 34 ÚLTIMA PÁGINA JULIO/AGOSTO 2017 I Petroleum 330/331

La Pequeña Venecia Zulay Socorro, Directora Emérita (†)

Cornisa

“Así como la noche está irremediablemente condenada por la salida del sol, a los regímenes fracasados solo les queda la fuerza para sostenerse, pero hasta el uso de la fuerza agota”.

EdicióN

Laureano Márquez/Humorista Venezolano Jorge Zajia, Editor

enezuela, al cierre de esta edición el 24 de Julio, tenía pendiente el desenlace de dos escenarios: la elección de una Asamblea Nacional Constituyente, ANC, –criticada negativa y mayoritariamente en los ámbitos nacional e internacional- y la amenaza del gobierno de los Estados Unidos de suspender las importaciones de petróleo al romper toda relación comercial con este país que ha sido históricamente uno de sus principales suplidores del preciado energético. El gobierno de “La Tierra de Gracia” –como la bautizó Colón al contemplar por primera vez las costas del nuevo mundo en el Delta del Orinoco-, está obligado a prestarle atención a esta posición del gigante del norte para corregir sus políticas, a riesgo de ver más destruida su alicaída economía en aras de un “socialismo del siglo 21” que solo ha generado la peor crisis de la historia republicana del país. Vale la pena repasar algunas de las sanciones, petroleras y financieras, que contra Venezuela propone el gobierno norteamericano, si el gobierno sigue adelante con la elección de una ANC, que a decir de todos es ilegal, pues con ella se pretende reescribir una nueva constitución que liquidaría la República. La Casa Blanca anunció que prohibirá la importación de crudos venezolano y la exportación de crudos livianos y refinados desde USA hacia Venezuela; además impondrá sanciones financieras a Pdvsa y otras empresas americanas que operan en el país y la limitación de firmas estadounidenses en caso de hacer negocios en Venezuela. También propone eliminar el sistema de pagos en dólares, lo que paralizaría las transacciones internacionales del país que se ha jugado su futuro a la única carta del petróleo. Esta situación ha generado una tormenta de opiniones encontradas, entre los que sostienen que estas medidas –de

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implementarse- afectarán muy negativamente al gobierno venezolano y aquellos que piensan, por el contrario, que le darán oxígeno cuando proceda a culpar al gobierno de Washington de los males que aquejan al pueblo de Venezuela, que en su mayoría y desde hace mucho tiempo está padeciendo escasez, hiperinflación, desempleo y contracción económica a niveles catastróficos. El prestigioso analista Moisés Naín, desde su perspectiva, tiene un punto de vista que merece ser citado. Al referirse a las sanciones que el gobierno americano ha anunciado que podría aplicar a Venezuela, Naín dice que hay tres razones por las cuales esta podría ser una mala idea: la experiencia demuestra los bloqueos económicos “hacen sufrir más a la población pero no afectan a los gobiernos y a las élites que los apoyan.”; el bloqueo petrolero es innecesario, pues sus terribles efectos los sufre ya Venezuela; y la tragedia venezolana tiene responsables muy claros, por lo que un bloqueo petrolero “…sería una maravillosa y oportuna tabla de salvación” para el régimen. Hoy Venezuela – La Pequeña Venecia de Américo Vespuccio- está atravesando uno de los momentos más aciagos de su historia; mucho menos trágica –si a ver vamos-, que la ruina y la desolación en la que quedó hace doscientos años, después de los 14 años de la cruenta guerra que libraron contra España los Libertadores de América a fin de darle la libertad a medio continente. La Pequeña Venecia es una nación de gente alegre y creativa, inteligente, generosa y trabajadora; por lo que no dudamos en anunciar lo que ya se avizora en el horizonte, que esta Tierra de Gracia, cual Ave Fénix resurgirá de sus cenizas y su renacer vigoroso y generador de riquezas será de nuevo un ejemplo valioso para la humanidad, para mayor Gloria de Dios.

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

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60 años de la 1a Promoción de Ingenieros Online

de Petróleo de la Universidad del Zulia

uy entusiasmados por su novedosa y prometedora carrera profesional, esos doce jóvenes eran pues a la sazón los primeros frutos de la tarea que le habían encomendado al Maestro de Maestros, Dr. Efraín Barberii, como fue la creación de la Escuela de Ingeniería de Petróleo de LUZ, y de quienes siempre se sintió muy orgulloso. Y no era para menos, pues ellos llegaron a alcanzar posiciones gerenciales y ejecutivas relevantes en las empresas petroleras extranjeras, así como en Pdvsa y sus filiales. Al celebrar este acontecimiento, la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, SVIP, hizo llegar sus palabras de agradecimiento y de gratitud a todos los miembros de esta promoción, mediante una nota conmemorativa en la que resaltó que aunque algunos ya están en el cielo, “todos siempre estuvieron y han estado al lado nuestro, contribuyendo con las actividades técnicas, gremiales e institucionales de la SVIP, ya como directivos o bien como miembros activos, en conferencias, foros, jornadas técnicas, simposios y congresos”. De esta manera mencionó a Arévalo Guzmán Reyes (+), Dilcia Ramírez (+), Edgardo Valero (+), Ernesto Agostini, Francisco Guedez, Hugo Vivas, José Ulises Ramírez,

Lindolfo León, Lucio Peralta, Mauricio Tedeschi, Pedro Díaz y Pedro Ríos. Asimismo recordó parte del discurso pronunciado a propósito de la celebración de los 50 años de esta promoción (2007) por la primera mujer graduada de Ingeniero de Petróleo del país, Dilcia Los miembros de la Promoción: (Al frente) Pedro Ríos, Arévalo Reyes, Hugo Vivas, Dilcia Ramírez de Vivas (+). Ramírez, Lucio Peralta, Lindolfo León, Ernesto Agostini y Francisco Guedez. (Atrás) En ese entonces Ramí- Mauricio Tedeschi, Pedro Díaz, José Ulises Ramírez y Edgardo Valero rez mencionó la variedad de proyectos de perforación, producción, a nivel mundial para la recuperación de transporte y comercialización que fueron crudos pesados” dijo, entre otros hechos desarrollados por la nueva industria con que marcaron el rumbo de la principal la participación de este nuevo talento hu- industria venezolana. mano. “Nos graduamos con una profunda “Queremos pues en esta ocasión recoconciencia conservacionista por lo cual nocer una vez más, el valioso legado que todos al iniciar nuestro ejercicio profe- han dejado a nuestro país estos insignes sional participamos de uno u otro modo profesionales, y seguros estamos de que las en la disminución del desperdicio del gas nuevas generaciones que broten de nuestras natural, en los proyectos de recuperación universidades acreditadas continuarán, secundaria tanto de crudo liviano y media- una vez que se salga de este marasmo en no como de crudo pesado, donde en Mene que estamos sumergidos, la gran faena de Grande se descubrió el método de inyec- poner todo su empeño en la recuperación ción alternada de vapor el cual después de nuestro país”, concluyó la SVIP en su se convirtió en el método más utilizado nota conmemorativa.

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Cuadrante

audi Aramco está decidida a mantener un alto nivel de extracción, señaló el Vicepresidente de la compañía, Ahmed al Saadi, durante el XXII Congreso Mundial del Petróleo, realizado en Estambul. Además de mantener los objetivos de producción, la petrolera planifica duplicar su extracción de gas, hasta los 23.000 millones de pies cúbicos por día. “Hacemos grandes inversiones en mayor eficiencia. Queremos garantizar que los carburantes fósiles se sigan usando en todo el mundo”, agregó el ejecutivo saudí. Aramco elevará también la producción y exportación de derivados de petróleo, mientras invierte en importantes recursos para la formación de jóvenes ingenieros del país y en energías renovables.

copetrol aprobó la constitución de una subsidiaria en México para dedicarse exclusivamente a la exploración y extracción de hidrocarburos. El anuncio va en línea con la estrategia de diversificación y fortalecimiento de su portafolio en el upstream, y con la reciente adjudicación de contratos en los bloques 6 y 8 de la Ronda 2.1. Los accionistas de la nueva subsidiaria son las filiales en España y Estados Unidos, Ecopetrol Global Energy (99% del capital accionario) y Ecopetrol America Inc, (1% del capital), respectivamente. La nueva subsidiaria tendrá a su cargo la suscripción y ejecución de todos los contratos petroleros en los que Ecopetrol participe en México.

alliburton Company anunció la adquisición de Summit ESP, un proveedor líder en tecnología y servicios de bombeo electrosumergible (ESP). Con la incorporación de la oferta de levantamiento artificial de Summit Halliburton refuerza su cartera de levantamiento artificial. “Esta adquisición amplía las capacidades existentes de levantamiento artificial de Halliburton y aumenta nuestra posición de liderazgo en los servicios petroleros de Norteamérica”, comentó Jeff Miller, Presidente y CEO de Halliburton. Summit posee una oferta completa de sistemas de bombeo electrosumergibles y de superficie. Con sede en Tulsa, Oklahoma, tiene más de 500 empleados en casi 30 localidades de Norteamérica.

a modernización de la refinería de Talara a cargo de Petroperú presenta un avance del 60% con la expectativa de llegar a procesar 95.000 barriles al día a partir de 2021, la mayoría de los cuales tendrá que importar de Ecuador o Colombia. César Ramírez, Gerente General de Petroperú, dijo que los 30.000 barriles diarios que se producen en Perú seguirán abasteciendo a la refinería, una vez que concluya su modernización, pero que 65.000 barriles restantes de crudos pesados se tendrán que importar. Este megaproyecto da trabajo a 6.700 personas, 2.000 de las cuales son locales. En la financiamiento por US$5.400 millones participan las españolas Seguros de Crédito a la Exportación y la empresa de ingeniería Técnicas Reunidas de España.

enezuela debe por separado cerca de US$5.000 millones en pagos que no se han realizado a la deuda con los inversionistas este año. Así que los temores de que el país sea incapaz de saldar esas cuentas están creciendo. En la misma línea, el índice Standard & Poor disminuyó aún más la calificación crediticia de la nación, dejándola en los peores niveles. “Se necesita realmente tener algún talento especial para destruir una economía de esta manera”, comentó Monaldi, Exconsultor del Banco Mundial. Aunque el país produce 1,9 millones de barriles por día, sólo está recibiendo pagos por una cifra que oscila entre los 700.000 y 800.000 bpd, aseguran expertos del sector petrolero.

eoPark experimentó un crecimiento del 24% en su producción de petróleo y gas en Latinoamérica durante el segundo trimestre de 2017 en comparación con el mismo periodo del año pasado, alcanzando los 26.123 bpd, cifra 4% mayor a lo alcanzado durante el primer trimestre del año. La sola producción de petróleo creció un 41% hasta los 21,030 barriles diarios -7% más que en el primer trimestre- debido al crecimiento de 49% de la producción en Colombia, gracias a seis nuevos pozos petroleros. Para el tercer trimestre de 2017, la compañía espera poner en producción un pozo de desarrollo en Chile, probar un pozo exploratorio de petróleo en Argentina y perforar cinco pozos de avanzada en Colombia.

ndes Energía se fusionará con Petrolera El Trebol (PETSA), subsidiaria en Argentina de la suiza Mercuria, con lo cual sumará los activos en producción y exploración de ambas en el país. El acuerdo creará una nueva compañía con fuerte presencia en las cuencas más prolíficas de petróleo convencional y no convencional del país que se llamará Phoenix Global Resources, cuyo principal objetivo será el desarrollo del yacimiento Vaca Muerta, tanto en la provincia de Neuquén como en Mendoza. Mercuria tendrá el 75% de las acciones mientras que los accionistas de Andes se quedarán con el 25% restante. Phoenix Global, combinará reservas por un total de 60,9 millones de barriles equivalentes y una producción superior a los 11.000 barriles de petróleo equivalentes diarios.

xxonMobil descubrió petróleo adicional en el yacimiento Payara, en aguas en disputa territorial entre Guyana y Venezuela, expandiendo el hallazgo total en esta zona en aproximadamente 500 millones de barriles equivalentes de petróleo. Los resultados positivos incrementan el recurso bruto recuperable estimado para el bloque Stabroek entre 2,25 mil millones de barriles equivalentes de petróleo y 2,75 mil millones. El pozo Payara-2 fue perforado a 19.068 pies (5.812 m) en aproximadamente 7.000 pies (2.135m) de agua, por la filial de ExxonMobil, Esso Exploration and Production Guyana Limited, encontrando 18 metros de arenas productoras de alta calidad a unos 20 kilómetros al noroeste del anterior hallazgo de Liza en el bloque Stabroek, localizado a unos 130 kilómetros fuera de la costa.

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E&P

BHGE, un nuevo gigante de servicios petroleros La combinación final de Baker Hughes y GE a principios de Julio dio paso a un gigante fullstream de petróleo y gas con capacidad de brindar equipos, servicios y soluciones digitales líderes en el sector. Tiene aproximadamente 70 mil empleados y es encabezada por el Presidente Ejecutivo de GE, Lorenzo Simonelli, acompañado por 14 altos ejecutivos

aker Hughes es ahora una empresa GE, emergiendo en el sector petrolero mundial como la nueva compañía BHGE, sin duda con una posición única para impulsar la productividad, reducir los costos y presentar innovaciones de forma global a sus clientes, y así garantizarles la adquisición, transporte y refinación de hidrocarburos de manera más eficiente y segura, con un menor impacto ambiental y a un costo más bajo por barril. Esta misión ha sido ratificada tras haber culminado la transacción que permitió la combinación del negocio de petróleo y gas de GE con Baker Hughes. La primer forma posee 62,5% de la nueva empresa, mientras que los accionistas de Baker Hughes poseen el 37,5% restante. De acuerdo a la negociación, GE aportará US$7.400 millones para financiar el dividendo único de US$17.50 por acción a los actuales accionistas de Baker Hughes. Juntas ahora en BHGE, ambas compañías se han vuelto a comprometer con principios mundialmente reconocidos como la integridad, innovación y simplicidad. Así lo señaló el Presidente y Director Ejecutivo de BHGE, Lorenzo Simonelli, quien reconoció que “el cambio disruptivo” es muy normal en la industria de petróleo y gas. “Creamos BHGE porque los clientes de esta industria necesitan superar la volatilidad, trabajar de manera más inteligente y suministrar energía a más personas. Nuestra oferta para los clientes ahora es diferente de cualquier otra de la industria. BHGE es una compañía nueva que cuenta con más de un siglo de experiencia y se basa en la invención,

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ejecución y calidad de nuestros recursos humanos y nuestra cultura”. Agregó que BHGE cuenta con tecnología y experiencia comprobadas y posee el espíritu de una nueva empresa. “Nuestro equipo de liderazgo quiere demostrar rápidamente las fortalezas de la nueva compañía. Nos enfocamos en integrar nuestras actividades comerciales de manera rápida y constante

para poder generar valor a largo plazo para todos nuestros accionistas”, dijo Simonelli. Por su parte, Jeffrey Immelt, Presidente y Director Ejecutivo de GE, comentó que BHGE está perfectamente posicionada para desarrollarse en cualquier entorno económico. “Lorenzo y su equipo son líderes de clase mundial y se enfocarán en acelerar la capacidad de la compañía para extender el marco digital de maneras nunca vistas por los clientes de la industria de petróleo y gas”.

Continuidad comercial

Lorenzo Simonelli, Presidente y Director Ejecutivo de BHGE

La organización a nivel global de la nueva empresa ha sido proyectada para lograr la continuidad comercial, minimizar las interrupciones y cumplir y superar los objetivos de desempeño. Sus números ahora son más robustos al incluir más de 70.000 empleados, operaciones en más de 120 países, y cuatro compañías de productos: Servicios para Yacimientos Petrolíferos, Equipos para Yacimientos Petrolíferos, Soluciones y Procesos en Turbomaquinaria, y Soluciones Digitales. Asimismo posee 24 líneas y segmentos de productos. Contará con doble sedes principales: Houston, TX; y Londres, Inglaterra.

Cuatro enfoques

Jeffrey Immelt, Presidente y Director Ejecutivo de GE

Los cuatro aspectos en los que se mantendrá enfocada BHGE son los siguientes: • Proporcionar una oferta fullstream al reunir competencias a lo largo de toda la cadena de valor de las actividades de petróleo y gas —desde upstream, pasan-

BHGE combina más de 125 años de talento experimentado en la industria”

riesgo y mejorando la productividad en las operaciones de sus clientes así como en las propias.   • Crear nuevas maneras de ganar. Con su tecnología de punta y el acceso al conocimiento, experiencia e investigación del “GE Store”, BHGE puede brindar nuevas soluciones para llegar más rápido al mercado. • Construir un patrimonio para crear una cultura de clase mundial. BHGE combina más de 125 años de talento experimentado en la industria con una mentalidad de mejora continua para atender a sus clientes en más de 120 países. •  Para mayor información sobre BHGE, visite: www.bhge.com

El liderazgo

Belgacem Chariag, Jefe de Operaciones Globales

Martin S. Craighead, Vicepresidente de la Junta Directiva

María Claudia Borras, Presidenta y Directora Ejecutiva de Oilfield Services

Al frente de BHGE está un equipo ejecutivo sumamente experimentado, con el talento heredado de las dos empresas predecesoras y bien posicionado para guiar a la organización hacia el logro de sus objetivos.

Martin S. Craighead, Vicepresidente de la Junta Directiva Fue Presidente de la Junta de Baker Hughes desde Abril de 2013 a Julio de 2017 y Director desde 2011 hasta Abril de 2013.

Borras tiene una experiencia en el sector de petróleo y gas de más de 25 años, incluyendo 20 años en Baker Hughes. Desde Enero de 2015 se desempeñaba como Directora Comercial de GE Oil & Gas.

Jeffrey Immelt, Presidente de la Junta Directiva de BHGE Immelt ha sido Presidente y Director General de GE desde Septiembre de 2001. Se jubilará y dejará sus funciones como Director General el 31 de Julio, pero seguirá siendo Presidente de GE hasta el 31 de Diciembre de este año.

Lorenzo Simonelli, Presidente y Director Ejecutivo Anteriormente fue Vicepresidente Senior de GE y también Presidente y Director General de GE Oil & Gas desde Octubre de 2013 hasta Julio de 2017. María Claudia Borras, Presidenta y Directora Ejecutiva de Oilfield Services

Belgacem Chariag, Jefe de Operaciones Globales Su anterior responsabilidad fue Presidente de Operaciones Globales de Baker Hughes Incorporated. También fue Vicepresidente y Jefe de Integración de Baker Hughes, así como Presidente de Productos y Servicios Globales.

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E&P

do por misdtream hasta downstream. Esta oferta de competencias posiciona a BHGE para crear nuevas fuentes de valor, al mejorar la productividad y la rentabilidad de los proyectos a través de ofertas de equipos y servicios integradas. • Combinar recursos físicos y digitales para aumentar la fiabilidad y el tiempo de funcionamiento. La aplicación de tecnologías avanzadas y digitales al sector de petróleo y gas puede aportar, aproximadamente, un 5% de mejoras en la productividad en toda la industria. BHGE utilizará un software basado en la nube digital, fabricación avanzada y soluciones Brilliant Factory a fin de ayudar a sus clientes a captar una parte de esta oportunidad —reduciendo el

México celebró con éxito la Ronda 2 E&P

La segunda ronda de exploración y producción atrajo a empresas con la capacidad para desarrollar nuevos proyectos en el menor plazo posible, para que de esta manera México pueda alcanzar una mayor producción de petróleo y gas, elevar el nivel de reservas probadas y probables, fomentar la creación de empleos y asegurar mayores ingresos

Autoridades del sector energético mexicano, durante el acto de presentación y apertura de propuestas

l Estado mexicano se mostró muy satisfecho con los resultados obtenidos en la realización de las tres licitaciones que abarcó la Ronda 2; procesos celebrados entre Junio y Julio de este año y que marcaron la reanudación de las licitaciones para la participación de la inversión extranjera y privada en la industria petrolera mexicana, un proceso que inició hace dos años, exactamente en Julio de 2015, con la llamada Ronda Uno. El país confirma de esta forma que es un destino atractivo para la inversión en proyectos a largo plazo, más allá del entorno complejo por el que atraviesa el mercado internacional de hidrocarburos.

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Primera Licitación Doce empresas entre multinacionales y locales se adjudicaron diez contratos petroleros de un total de 15 bloques ofrecidos en la Ronda 2.1 para la exploración y extracción de hidrocarburos en las aguas someras del Golfo de México. Los contratos asignados en esta primera licitación engloban una inversión asociada de cerca de US$8.200 millones durante los próximos 30 a 40 años, informó la oficina que encabeza el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell. Los bloques para esta convocatoria abarcan un promedio de 594 km2, con un recurso prospectivo de 1,587 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente y están ubicados en aguas someras del Golfo de México, distribuidos frente a las costas de los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, en el sureste de México. La modalidad de los contratos licitados es de producción compartida; éstos se asignaron con base en las propuestas de participación del Estado en la utilidad operativa hechas por los participantes. El Estado en promedio recibirá 77,4% del valor de las utilidades de los proyectos. De forma adicional el contrato prevé un esquema fiscal progresivo que permite al Estado mexicano percibir un porcentaje mayor de la utilidad de los proyectos,

Zepeda al comparar el resultado con un promedio de 30% de asignación en los estándares internacionales. Cada uno de los contratos subastados tienen un valor estimado de unos 750 millones de dólares, para un total ofertado de US$11.250 millones.

Doce empresas entre multinacionales y locales se adjudicaron diez contratos petroleros de un total de 15 bloques ofrecidos en la Ronda 2.1”

Un total de 16 consorcios y 20 grandes compañías petroleras de EEUU, China, Rusia, Alemania, Reino Unido, Francia, Italia, España, Holanda, Argentina, Colombia, Malasia e India compitieron en el concurso abierto. La compañía rusa Lukoil ganó uno de los 15 contratos petroleros en aguas someras del Golfo de México. Otras empresas ganadoras fueron ENI de Italia, Repsol de España, Total de Francia, la anglo-holandesa Shell, la alemana DEA Deutsche, la malasia PC Carigali y la colombiana Ecopetrol. Ecopetrol, una de las presentó mejores ofertas, fue declarada licitante ganador para dos bloques en las cuencas del sureste junto a otras compañías como Petronas y Pemex.

Segunda Licitación En la Ronda 2.2 se adjudicaron siete contratos de las diez áreas ubicadas en campos terrestres. Se trata de contratos de producción compartida para la exploración y extracción de hidrocarburos.

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E&P

“en caso de que se observen incrementos en los precios de los hidrocarburos o de que se descubran volúmenes superiores a los previstos”, dijeron las autoridades mexicanas. De esta manera, bajo condiciones extraordinarias el Estado podría obtener hasta 83,9% del valor de las utilidades de los proyectos. El Estado mexicano espera que la primera producción de crudo y gas se presente dentro de cuatro años. Según Coldwell, de alcanzar éxito comercial, en “su momento pico”, la producción de los bloques de hidrocarburos adjudicados sería el equivalente a 170 mil barriles de crudo equivalente por día. Asimismo dijo que pese a que los precios del mercado del crudo no son los óptimos, se recuperan, lo que es un indicativo de que el país es competitivo para captar este tipo de inversiones que implican una competencia global. Adjudicar 10 de 15 contratos representa un éxito de más de 66% de la convocatoria, que la CNH consideró “un éxito”, dijo el Presidente del organismo Juan Carlos

E&P

La segunda licitación de la Ronda 2.2 contó con 10 áreas contractuales, 9 de ellas ubicadas en la llamada Cuenca de Burgos, entre Nuevo León y Tamaulipas, una zona que se caracteriza por tener recursos de gas húmedo, esto es, con preponderancia de gas natural, aunque también pueden extraerse algunos líquidos y gas seco. El otro bloque se ubica en Tabasco. La mexicana Jaguar Exploración y Producción ganó en consorcio con la canadiense Sun God seis de los diez campos de hidrocarburos en la segunda licitación de la Ronda 2. Mientras que tres bloques quedan desiertos. Los campos que ganó el consorcio fueron los 4, 5, 7, 8, 9, y 10, los cuales son de gas natural ligero; en una ocasión empató con Newpek, pero le ganó en la fase de desempate con capital directo. El área 1 de Burgos de esta ronda se la llevó el consorcio mexicano integrado por Iberoamericana de Hidrocarburos con Servicios PJP4, quien fue la única que presentó una propuesta. Para Eduardo López Ortiz, Director General de Iberoamericana de Hidrocarburos, esta licitación fue muy reñida, aunque lograron ganar el primer campo de 10 que fueron subastados. “Contamos con el apoyo de Grupo Cobra, tenemos experiencia en México. El campo está alejado del Bloque Naje que operamos para Pemex, pero tenemos la capacidad”, destacó.

La Tercera licitación La tercera licitación de la Ronda 2 que realizó la CNH concluyó exitosamente al colocar las 14 áreas contractuales, ubicadas en campos terrestres. El proceso de licitación de contratos petroleros de la Ronda 2.3 cerró con una colocación de 100%, en donde se otorgaron tres contratos a Jaguar Exploración y Producción, dos más al consorcio conformado por la china Shandong Kerui Oldfield y dos para Carso Oil and Gas.

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La totalidad de las 14 áreas contractuales de la Ronda 2.3 fueron adjudicadas

Próxima licitación: Ronda 2.4 La Secretaría de Energía no demoró en anunciar la cuarta convocatoria de la Ronda 2 para aguas profundas, que incluirá 30 áreas contractuales, ubicadas en tres cuencas petroleras: Cinturón Plegado Perdido, Cordilleras Mexicanas y Cuenca Salina. El proceso licitatorio de esta convocatoria está previsto para el 31 de Enero de 2018. El titular de este despacho, Pedro Joaquín Coldwell, precisó que en esta ocasión

En la Ronda 2.2 se adjudicaron siete contratos de las diez áreas ubicadas en campos terrestres”

se agrega la Plataforma de Yucatán, en donde también pudieran existir recursos. Al respecto, Coldwell explicó que las áreas que integran la Ronda 2.4 comprenden una superficie total de 70.844 km2; 21 tienen una superficie individual de 2.000 km2, 8 son de 3.000 km2 y uno de 4.400 km2. En este sentido, el Secretario de Energía dijo que en caso de colocarse al menos el 25%de las áreas, es decir, 7 contratos, podrían atraerse inversiones totales por US$31.500 millones, considerando un monto promedio de US$4.500 millones por área contractual. Estas cifras se erogarían a lo largo de la vida de los proyectos. Los interesados en participar en la licitación deberán precalificar como operador o no operador y deberán demostrar las capacidades técnicas y financieras del caso. Además, los licitantes precalificados de la Ronda 1.4, podrán precalificar de forma automática para la licitación 2.4 en caso de que continúen cumpliendo los requisitos. A la fecha la Reforma Energética han concluido 7 licitaciones y una asociación de Pemex en las que se licitaron 94 áreas contractuales y se colocaron 70, es decir, se alcanzó un porcentaje de éxito del 74%, muy superior a lo esperado, aseguró Joaquín Coldwell.

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fin de implementar su misión, la Society of Petroleum Engineers (SPE) ofrece a sus asociados la oportunidad de interactuar en grupos virtuales y personales, alrededor del mundo. Un ejemplo de esta colaboración son los Grupos Técnicos de profesionales quienes se reúnen para realizar proyectos específicos. Los asociados a la SPE pueden profundizar su experiencia de aprendizaje compartiendo ideas, promoviendo competencias técnicas y desarrollando proyectos relacionados a su interés técnico.

Los Grupos Técnicos de la SPE Actualmente, la Sociedad cuenta con 15 comunidades de asociados agrupados de acuerdo a los siguientes intereses técnicos: • Captura, Uso y Almacenamiento de Dióxido de Carbono • Sistema Automatizado de Perforación • Energía Digital • Predicción de Incertidumbre en la Perforación • Aseguramiento de Flujo • Geo mecánica • Factores Humanos • Analítica de Datos de Petróleo • Investigación y Desarrollo • Tecnología de Separaciones • Desarrollo Sostenible • Sistemas No Tripulados • Manejo y Gerenciamiento de Agua • Posicionamiento del Pozo • Integridad de Pozos

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Conoce Más de los Nuevos Grupos Técnicos El nuevo grupo Desarrollo Sostenible ofrece a los asociados de la SPE, independientemente de su disciplina técnica, la oportunidad de incrementar su conocimiento e interactuar en esta área. Los objetivos de este grupo incluyen: • Incrementar la concientización del rol del desarrollo sostenible en la industria del petróleo y gas. • Optimizar el rendimiento a través de una mejor implementación de los principios y prácticas del desarrollo sostenible. • Colaborar con otras organizaciones en la industria. Descubre, junto a Fernando L. Benalcazar, APD Proyectos, cómo la colaboración entre la sostenibilidad y las operaciones es posible durante su presentación magistral en el Workshop de la SPE en HSE y Sostenibilidad el 14-15 de septiembre, Santa Cruz de la Sierra. Más detalles en www.spe.org/go/17LAHS. ¿Aún no estás asociado a la SPE? Asóciate y recibe suscripción a la revista Journal of Petroleum Technology® (JPT), precios reducidos en manuscritos en OnePetro®, eventos y mucho más www.spe.org/go/joinspe.

El grupo Sistemas No Tripulados promueve el intercambio de información, tecnología y el desarrollo del entendimiento y las competencias en esta área. Cubre sistemas de vehículos operados de manera autónomas, soluciones de software, y sistemas para potenciar para actividades marinas, aéreas y en tierra, como el uso de ROV (vehículos auto dirigidos) y drones. Benefíciate del intercambio de conocimiento en estas comunidades técnicas y globales. Visita www.spe.org/industry/ technical-sections para conocer más.

Acerca de la Society of Petroleum Engineers SPE es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con asociados comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. Con más de 50 años, la SPE sirve a más de 164.000 miembros en 143 países a nivel mundial. Asimismo, la SPE es un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, y provee servicios a través de sus publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea www.spe.org.

Escenario

22º Congreso Mundial del Petróleo Bajo el lema de “Puentes para nuestro futuro energético” el magno evento abordó importantes asuntos y desafíos que enfrenta el sector de gas y petróleo, incluyendo la exploración de gas no convencional, cambio climático, emisiones de carbono y fluctuaciones del precio del petróleo

on miras a abordar los desafíos que enfrenta el sector, se realizó en Estambul la más grande reunión de la industria del gas y el crudo. Tras cinco días de profundas discusiones la vigésimo segunda edición del Congreso Mundial del Petróleo -World Petroleum Congress-, constituyó una gran oportunidad para desarrollar nueva cooperación. Así lo afirmó Jozsef Laszlo Toth, Presidente del Consejo Mundial de Petróleo, quien manifestó su deseo de «tender nuevos puentes en los próximos años».

Los desafíos del sector petrolero han crecido al ritmo de la población mundial”

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Jozsef Laszlo Toth, Presidente del Consejo Mundial de Petróleo

Alrededor de 3.000 delegados de más de 90 países asistieron al evento, incluyendo jefes de Estado, ministros, funcionarios y representantes del sector y de organizaciones internacionales. La cita reunió a los altos directivos de las principales compañías de petróleo y gas y acogió a más 650 conferenciantes.

El WPC es organizado cada tres años por el Consejo Mundial del Petróleo con sede en Londres, grupo que incluye a 65 países miembros de todo el mundo y que representa más del 96% de la producción y consumo mundial de gas y crudo. “Los desafíos del sector petrolero han crecido al ritmo de la población

Escenario Rex Tillerson, Secretario de Estado de Estados Unidos, recibió el mayor reconocimiento del WPC, el Dewhurst Award, por contribución a la industria del gas y el petróleo

mundial”, dijo en la ceremonia de inauguración Jozsef Laszlo Toth, Presidente del Consejo, quien señaló que atender las demandas energéticas en un entorno seguro y ecológico requerirá “masivas inversiones, tecnología, recursos humanos altamente capacitados y prácticas empresariales más éticas”.

Premio Dewhurst En el marco del evento el Secretario de Estado de Estados Unidos, Rex Tillerson, recibió el reconocimiento más alto del World Petroleum Council, el Dewhurst Award, por su “destaca contribución a la industria del gas y el petróleo” cuando se desempeñó como Presidente y Director de ExxonMobil

a lo largo de diez años, hasta 2016. “Este distinguido premio de logros de por vida reconoce su liderazgo excepcional al frente de la compañía de petróleo y gas más grande que cotiza en bolsa en el mundo en los últimos 10 años”. Tillerson es el décimo personaje en recibir el Dewhurst en la historia del WPC, desde su creación

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Escenario

en 1993, cuando el entonces Presidente del Instituto del Petróleo en el Reino Unido, Thomas Dewhurst, organizó lo que iba a ser el primer Congreso Mundial del Petróleo. “Rex Tillerson ha sido una inspiración para nuestra industria, encendiendo el camino hacia la integridad, la cooperación global y la innovación técnica”, dijo el Jozsef Laszlo Toth, Presidente del Consejo Mundial del Petróleo. “Ha creado un enorme legado como líder excepcional y operador innovador en el sector global de petróleo y gas. Fue un placer darle la bienvenida, como orador plenario a nuestros anteriores congresos en Moscú, Doha y Madrid”. Durante la ceremonia de clausura, el Subsecretario del Ministerio de Energía de Turquía, Fatih Donmez, entregó el emblema oficial del WPC al anfitrión del El experto mundial en energía Daniel Yergin junto a Dharmendra Pradhan, Ministro de Petróleo y Gas de la India, en el WPC 2017 realizado en Estambul, Turquía

Todos subrayamos la importancia de la cooperación y la gestión sostenible”

próximo congreso, Sylvester Turner, alcalde de la ciudad estadounidense de Houston, donde se realizará en 2020. El Presidente del Consejo Mundial del Petróleo, Toth elogió el evento diciendo que “el 22º WPC fue un congreso memorable, en el que disfrutamos de la cálida hospitalidad de nuestro anfitrión turco”. Por su parte, el Presidente del Comité Nacional Turco y Presidente de Turkish Petroleum, Besim Sisman, dijo que ministros de muchos países y más de 500 ejecutivos del sector, así como miles de delegados

El Alcalde de Houston, Sylvester Turner, durante su intervención en el Congreso Mundial del Petróleo

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“todos subrayamos la importancia de la cooperación y la gestión sostenible”. Además agregó que “la demanda mundial de energía está subiendo, pero la inversión cada vez es más difícil debido al aumento de los costos operacionales y a los bajos precios del petróleo”. Entre los altos funcionarios que asistieron al congreso estuvieron los Presidentes de Turquía, Azerbaiyán y Serbia, Recep Tayyip Erdogan, Ilham Aliyev y Aleksandar Vucic, respectivamente. También el Ministro de Energía de Turquía, Berat Albayrak, así como su homólogo ruso Alexander Novak; el Ministro de Petróleo de Bahrein, Shaikh Mohammed bin Khalifa y el Ministro de Petróleo y Gas Natural de India, Dharmendra Pradhan. Asimismo se contó con la asistencia de representantes de petroleras como Aramco, Shell, ExxonMobil, Total, CEPSA, PDVSA y Credit Suisse. El trienal Congreso Mundial del Petróleo es largamente conocido como los Juegos Olímpicos de la industria petrolera. Abarca todos los aspectos de la industria, desde los avances tecnológicos en las operaciones aguas arriba y aguas abajo hasta el papel del gas natural y las energías renovables, la gestión de la industria y su impacto social, económico y ambiental.

Análisis

Acuerdo histórico o error histórico de la OPEP En este reciente análisis escrito por Ross McCracken, Managing Editor, Energy Economist, Platts, el autor considera que la OPEP está atada a una política de la que ahora no puede retractarse. A pesar de haber unido con éxito a importantes productores de petróleo que no pertenecen a la organización, hoy en día la OPEP tiene un menor poder que en el pasado. Explica que el cártel petrolero subestimó los cambios provocados por el petróleo de esquisto de Estados Unidos en el mercado y la premisa en la que se sostiene su política actual, la idea de que la industria está reequilibrándose, es en sí misma problemática. La coalición formada por la OPEP y los productores que no son miembros puede parecer imponente, pero –sostiene- que a mayor tamaño, más fuerte es la caída

e acuerdo con las medias calculadas de Enero a Abril por S&P Global Platts, el cumplimiento de los miembros de la OPEP con los recortes de producción introducidos el 1 de Enero alcanzó el 117%. Teniendo en cuenta los países con exenciones, la producción total de la OPEP se estableció en 31,85 millones de barriles diarios (b/d) en Abril, 960.000 barriles por debajo del volumen de referencia de Octubre de 2016. Asimismo, los productores de petróleo que no pertenecen a la organización se comprometieron a llevar a cabo una reducción total de 558.000 b/d en la primera mitad

de 2017 y estaba previsto que Rusia se encargara de la mayor parte: 300.000 b/d. Moscú declaró que había llegado a ese nivel a finales de Abril y el comité de seguimiento de la OPEP y los países no miembros señalaron que el cumplimiento con el acuerdo era del 98%. Todo esto quiere decir que el mercado global cuenta con alrededor de 1,5 millones b/d de crudo menos. No obstante, los precios del petróleo cayeron por debajo de los 50 US$/barril a comienzos de Mayo hasta situarse en torno al mismo nivel de antes del cierre del acuerdo.

Ni siquiera la ampliación de los recortes ha servido de gran ayuda. Arabia Saudí y Rusia anunciaron a mediados de Mayo que apoyaban la extensión del acuerdo hasta finales de Marzo de 2018 y la decisión se formalizó durante el encuentro de la OPEP celebrado en Viena el 25 de Mayo, lo que contribuyó a alzar el Dated Brent hasta valores mínimos de 50US$/barril.

Descienden los ingresos Según un informe publicado el 15 de Mayo por la agencia estadounidense de información energética Energy InforJULIO/AGOSTO 2017 I Petroleum 330/331 21

Análisis mation Administration (EIA), la OPEP acumuló unos beneficios netos de en torno a US$433.000 millones con las exportaciones de petróleo de 2016. Esto supone una contracción del 15% respecto a los US$509.000 millones de 2015, que a su vez representan una drástica caída frente a los US$753.000 millones de 2014. El volumen de ingresos de 2016 fue el más reducido registrado en la organización desde 2004. La EIA confía en que tenga lugar una ligera recuperación este año y calcula que los beneficios sumarán un total de US$539.000 millones sin ajustar por inflación. Sin embargo, este no deja de ser un nivel muy inferior a los del pasado, por lo que todo apunta a que los gobiernos de la OPEP y el resto de países que dependen de los ingresos del petróleo, como Rusia, seguirán experimentando dificultades financieras. Obligada a limitar la producción a causa de la presión presupuestaria, la OPEP se enfrenta ahora a la peor combinación posible de reducidos volúmenes y precios relativamente bajos, al tiempo que va cediendo parte de su cuota de mercado a sus rivales. Sin embargo, tal y como ocurrió en Viena, un cambio de dirección no habría hecho sino hundir los precios todavía más.

Efectos derivados del petróleo de esquisto Conseguir que los productores que no forman parte de la OPEP accedieran a colaborar se consideró un importante éxito diplomático que llevó a muchos a describir el acuerdo establecido en Octubre del año

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pasado como un acontecimiento histórico, aunque es probable que en realidad demuestre ser un error histórico. A pesar de la aparente ampliación del poder de la OPEP mediante la cooptación de productores no miembros, la organización no cuenta con la influencia necesaria para cumplir con sus objetivos y sigue siendo vulnerable al problema del polizón. Para poder ejercer poder sobre el mercado como un cártel imperfecto, la OPEP necesita disfrutar de una situación muy cercana al monopolio con unos costes de producción mínimos. La rápida contracción de los costes del petróleo de esquisto en comparación con otros métodos de producción no ha hecho sino limitar el control de la OPEP en este área, en lugar de incrementarlo. Asimismo, la oferta en el mercado de petróleo está reaccionando de manera más dinámica a causa del petróleo de esquisto estadounidense. Ahora es posible transformar el capital en producción de manera mucho más rápida que en el pasado, lo que contribuye a reducir los largos periodos que hacen que el problema del polizón se ponga de manifiesto.

Estados Unidos se beneficia La producción de petróleo de Estados Unidos está volviendo a crecer rápidamente. Aunque se trata de un indicador sujeto a importantes revisiones, los cálculos semanales de oferta de crudo estadounidense de la EIA alcanzaron 9,320 millones de b/d el 19 de Mayo, en contraste con los 8,504 millones de Octubre de 2016.

Este ascenso tuvo muy poco que ver con la OPEP. La recuperación del petróleo de esquisto estadounidense comenzó en Junio de 2016, cuando el recuento de plataformas de perforación activas en el país tocó fondo con poco más de 300 plataformas activas. Esta cifra se ha alzado desde entonces hasta superar las 700 el 5 de Mayo. A medida que aumentaba el recuento, la producción de crudo de Estados Unidos empezó a recuperarse desde el nivel de finales de Octubre de 2016, dos meses antes de que la OPEP y sus colaboradores introdujeran los recortes. El informe de productividad de las actividades de perforación de la EIA de Abril revela además que la productividad de los pozos de petróleo de esquisto también se ha incrementado en torno a un 20% respecto al año pasado a partir de las subidas registradas anteriormente, de modo que el efecto sobre la producción es mucho mayor que el sugerido únicamente con el alza del recuento de plataformas. Esto complica de manera considerable el argumento de que el mercado se está reequilibrando: cuando la oferta debía estar descendiendo para ajustarse a la demanda, el petróleo de esquisto de Estados Unidos volvía a expandirse.

Bajan los costes de producción El nuevo despertar del petróleo de esquisto se debe a tres factores: el aumento de los precios del petróleo a partir de Enero de 2016 a causa del continuo crecimiento de la demanda y la contracción generalizada de la producción en países fuera de la OPEP, los notables aumentos en la productividad de los pozos y los drásticos descensos en los costes de los servicios del petróleo. La decisión de reducir la producción que tomaron la OPEP y los productores que no son miembros de la asociación es también otro de los aspectos que facilitaron la reactivación del sector. Con la fijación del mercado por llegar a una situación de reequilibrio, en la que el exceso de oferta disminuye hasta situarse en un punto abstracto en el que queda equilibrado con la demanda, la organización dejó de prestar atención al ajuste global de los costes de producción del petróleo, liderados por la industria estadounidense del esquisto. Esto refleja la expansión de los márgenes de beneficio en las operaciones de servicios del

Múltiples ciclos El segundo aspecto crítico del petróleo de esquisto es el tiempo que transcurre desde la inversión del capital hasta el comienzo de la

Análisis

petróleo entre 2003-2013 y su derrumbe cuando los precios del petróleo comenzaron a caer tras el verano de 2014. Un factor clave para los precios y los niveles de producción de petróleo es ahora el grado de capacidad adicional disponible en el sector de servicios del petróleo. El mayor triunfo del petróleo de esquisto ha sido la reducción de los costes a causa del aumento de la productividad y la caída de los costes de las empresas de servicios, lo que ha llevado a que el intervalo de costes descienda según los distintos métodos de producción del petróleo. Todas estas ventajas comparativas cuentan. En la década anterior a 2014, la OPEP estuvo compitiendo contra los altos costes de varios tipos de petróleo, incluido el de esquisto. En ese momento hacían falta precios elevados para atraer inversiones con las que suministrar la producción adicional, pero ahora la situación es distinta.

producción. Las compañías de perforación de esquisto necesitan menos de un año para explotar la superficie existente, lo que contrasta con el periodo de entre tres y siete años requerido en proyectos convencionales. Esto ha llevado a una nueva situación en la que los aumentos de producción asociados al último ciclo al alza registrado por ejemplo en los yacimientos ubicados frente a la costa del golfo de México y las arenas bituminosas

de Canadá tienen lugar al mismo tiempo que se afianza la tendencia positiva del ciclo del esquisto. A raíz de esto, la industria del petróleo ha vuelto rápidamente a crecer a precios mucho más bajos a pesar del descenso de la producción fuera de la OPEP en 2016. El sector experimenta múltiples ciclos, cada uno con sus propias estructuras de costes y diferentes niveles a los que el capital puede transformarse en producción.

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Análisis

La EIA calcula que el total de producción de líquidos del petróleo en países que no forman parte de la OPEP se alzará 870.000 b/d en 2017 y 1,14 millones b/d en 2018 y los precios del petróleo se situarán en torno a 50-55 US$/barril. Teniendo en cuenta el notable excedente de existencias y las previsiones que apuntan a un posible crecimiento de la demanda de alrededor de 1,2 millones b/d al año, esto quiere decir que los límites fijados en la producción de la OPEP, más que reequilibrar el mercado, están evitando un mayor excedente de suministro. El mercado puede haber reducido ligeramente el exceso de oferta pero todavía sufre de un exceso de capacidad, una distinción crucial. Los límites de producción establecidos por la OPEP, y los productores que no son miembros de la organización están conteniendo esta capacidad en parte mediante los precios, pero cuanto mayor es el freno de la OPEP, mejores son los precios. La OPEP parece haber subestimado el tiempo que lleva introducir una contracción significativa en la producción de largo ciclo fuera de la organización y ha cometido también un error a la hora de medir los efectos del petróleo de esquisto estadounidense sobre la dinámica del mercado. Ha vuelto a asumir el papel de productor fluctuante y ha acelerado la recuperación de la producción de ciclo corto fuera de la OPEP que ya había comenzado cuando en teoría el mercado se estaba reequilibrando.

Próximos pasos Con la ampliación de los recortes de producción a países que no forman parte de la OPEP, especialmente Rusia, la organización parece haber logrado un importante triunfo diplomático. En términos económicos, no obstante, la medida ha incrementado el poder del cártel, pero no lo suficiente. Teóricamente, la OPEP y sus colaboradores controlan alrededor del 54% de la oferta global de líquidos del petróleo. En la práctica, una vez descontados los líquidos del gas natural, que no están incluidos en las cuotas de la OPEP, y la producción en los países no sujetos a los recortes, es decir, Nigeria, Libia y a todos los efectos también Irán, el porcentaje desciende hasta en torno al 41%. Otro factor importante es que la OPEP ya no posee el monopolio de la producción de petróleo a bajo coste.

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Los precios podrían ascender si el sector de servicios del petróleo tiene problemas para volver a ampliar su capacidad y los costes comienzan a crecer. Esto llevaría a un aumento en los costes de la oferta adicional y repercutiría sobre las empresas de perforación de esquisto en Estados Unidos. Es improbable que las mejoras en eficiencia den marcha atrás, pero la productividad podría seguir bajando y las reducciones en los costos de los servicios de petróleo son reversibles. Las operaciones de perforación convencional, en particular en yacimientos marítimos, siguen estancadas y la situación de la producción podría agravarse a partir de 2019-2020, pero incluso en este contexto los costes se han reducido y el impacto se verá contrarrestado por el constante crecimiento de la producción de petróleo de esquisto tanto dentro como posiblemente fuera de Estados Unidos.

La OPEP se ha atrapado a sí misma en un continuo límite de producción que sirve de aliciente para sus rivales”

Entre la espada y la pared La demanda de petróleo sigue siendo relativamente robusta pero el gran motor del periodo entre 2003/2013, China, ya no está tan sediento como en el pasado y de momento no parece tener un claro sustituto. Asimismo, existen muchos factores que están afectando a los márgenes de la demanda, como los coches y autobuses eléctricos, las prohibiciones del diésel, las normativas sobre las emisiones y el uso de bioplásticos, productos bioquímicos, hidrógeno y gas natural tanto en el transporte terrestre como en el marino. Esto presagia un cambio externo al mercado del petróleo mucho más fundamental que

el introducido a nivel interno por el petróleo de esquisto. La posición del petróleo en el centro de la denominada “matriz del petróleo” ya no está garantizada. El posible uso de distintas fuentes energéticas para todo tipo de aplicaciones, incluido el transporte, significa que la matriz del petróleo ahora es una matriz de energía en la que el petróleo se está convirtiendo simplemente en un recurso más. La OPEP se ha atrapado a sí misma en un continuo límite de producción que sirve de aliciente para sus rivales ahora que la demanda se está viendo afectada por factores exógenos como la contaminación atmosférica local y el cambio climático. Al mismo tiempo, los límites de producción resultan incompatibles con la ambición de los miembros de la organización. A corto plazo esto se está reflejando en la exención de Libia, donde la producción ha vuelto a superar los 800.000 b/d y podría alcanzar 1,2 millones b/d en Agosto, aunque las previsiones de los últimos años han demostrado no ser siempre certeras. A largo plazo, tanto Irán como Irak confían en incrementar la producción de manera significativa. Irán anunció en mayo que pretende alzar la capacidad de producción de crudo en 3 millones b/d. Irak tiene unos planes similares y ha sido uno de los miembros más rezagados a la hora de implementar los recortes de producción. La única manera en la que podrán hacer realidad sus ambiciones es arrebatando parte del mercado a sus rivales. En un mercado en el que el poder del cártel imperfecto que es la OPEP se ha debilitado a causa de la expansión del petróleo de esquisto estadounidense, la actual política de la OPEP y su propia composición no parece tener mucho sentido. El grupo principal en cuanto a producción y costes lo forman los miembros de Oriente Próximo, cuya producción depende principalmente de enormes yacimientos terrestres de bajo coste. No obstante, estos países están divididos por rivalidades regionales y diferencias religiosas y se han visto debilitados por su gran dependencia a corto plazo de los ingresos obtenidos con el petróleo. Este último factor es el que más ayuda a unirlos. El acuerdo de Octubre de 2016 podría demostrar ser histórico, pero si no consigue el objetivo propuesto, es muy probable que su fracaso traiga consigo graves consecuencias para el futuro de la OPEP.

Una constante inestabilidad en la administración del petróleo como principal recurso de Venezuela desde su descubrimiento hasta la actualidad ha dejado en una situación de alta precariedad al país Einstein Millán Arcia*

ntre 1985 y 1998 Venezuela duplicó su producción al pasar de 1.75 MMBD (millones de barriles día) a 3.45 MMBD, mientras aumentaba exponencialmente el suministro de crudo a EEUU desde 0.16 MMBD hasta 1.4 MMBD, constituyendo el 34% de las importaciones de crudo de ese país y más del 50% de la capacidad de exportación de PDVSA para entonces. En medio de ese crecimiento de producción experimentado, PDVSA prácticamente no captó nuevos mercados ni diversificó su plantilla de exportación. El diferencial de producción generado fue dedicado exclusivamente al aumento de la mono dependencia y la entrega de un barril de elevada calidad y bajo precio. Un barril que pasaría a fortalecer los inventarios estratégicos de crudo de los EEUU, esos mismos inventarios que luego serian utilizados en contra de los propios intereses de Venezuela y de la misma OPEP. Los Sauditas no estaban aislados de la realidad para entonces, como no lo están mucho menos ahora con el lanzamiento del IPC de parte de Aramco y la sustitución escalada proyectada para 2030 de fósil por renovables. Ellos tenían en la mira desarrollar sus reservas y capturar los crecientes mercados de los gigantes de oriente; China e India, mientras ganaban también participación en el mercado del norte en similar proporción a Venezuela. Estaban en lo correcto los sauditas, ya que el PIB de China se dispararía exponencialmente en menos de un lustro, mientras que el de India lo haría también, pero a un paso más moderado. Hoy día China es el mayor importador neto de petróleo del mundo con cerca de 7.8 MMBD y sus mayores suplidores incluyen a Rusia, Angola y Saudí Arabia, mientras que Venezuela ha ido escalando posición en ese mercado con cerca del 6% al 7%. Si algo hay que reconocer al Presidente Chávez fue su empeño en romper con la

inconveniente mono dependencia de los EEUU y voltear la mirada hacia China e India. De haber continuado como antes, Venezuela estaría hoy día seriamente comprometida. En el país con las mayores reservas de petroleo del planeta, PDVSA ha dejado perder desde 2008 más de 1.100.000 B/D (-33.33%) de preciada y necesaria producción de crudo. Por concepto del gas asociado a esa producción desaparecida, se han dejado de producir en exceso a los 1.200 MMPCD (millones de pie cúbicos día). PDVSA Gas Anaco por otro lado, pasó de producir 1.640 MMPCD en 2008, a menos de 592 MMPCD al cierre de Mayo de 2017; una abismal pérdida de más del 63% de su producción. Mientras tanto, la cabeza visible de PDVSA anuncia la incorporación de 350-450 MMPCD de los proyectos costa afuera; un gas cuyo costo de producción triplica aquel de PDVSA Gas Anaco, donde ha dejado perder en exceso a 1.000 MMPCD de necesaria producción. Todo lo anterior conlleva a acumular un monumental déficit nacional de gas que excede los 3.300 MMPCD. Mientras tanto, la escasez de gas se acentúa en un país con más de 200 TCF de reservas probadas de gas. Por concepto de producción desaparecida entre 2008 y 2017, se ha privado a las arcas de la nación de recibir ingresos por el orden de $105.000 millones. Por efecto del aumento exponencial en los costos de producción experimentado entre 2007/2008 y 2017 al pasar de $4.93 a más de $23 por cada barril producido, el país ha dejado de percibir en exceso a $23.000 millones. Los costo de suministro de más de 240.000 B/D

Figura 1. Elemento diferencial de volumen de roca

de diesel termo eléctrico promovido por la escasez de gas, le cuesta al país en exceso a $37.000 millones promedio por cada año desde 2009-2010. La suma de estos ítems arroja la astronómica cifra de $390.000 millones que el país hoy requiere con urgencia. Si a ello añadimos el impacto de la caída en la eficiencia operacional desde más del 90% antes de 2008, a menos de 30% actualmente, la cifra se pierde de vista, ya que ello constituye el grueso del presupuesto de inversión de toda petrolera, sin considerar los sobre costos en la contratación de bienes y servicios, los efectos de la corrupción pública y notoria, la condonación o degradación de deudas y los inconvenientes descuentos en los bonos de PDVSA. Al contabilizar estos conceptos anteriores, el daño al patrimonio de Venezuela causado por las inconvenientes decisiones de esa directiva que habita en PDVSA desde 2007-2008, excede con creces el originado durante el paro petrolero de $19 millardo en una relación mayor de al menos 30 a 40 veces. Lo que más sorprende es que a pesar de lo anterior, no se hayan tomado acciones correctivas ni señalado responsables. Motivado a todo ello, PDVSA se esta quedando sin opciones, sin capital para compensar la caída de producción y menos para generar potencial fresco. Se esta quedando sin producción de activos verdaJULIO/AGOSTO 2017 I Petroleum 330/331 25

Análisis

Pdvsa: Del endeudamiento a la privatización

Análisis

deramente productivos y se podría quedar sin acceso a ciertos mercados, ante una progresiva degradación de sus segregaciones y una mermada flexibilidad y autonomía. Resulta más preocupante aun el avance del oleoducto “transcanada Keystone XL”, el cual daría fácil acceso a los crudos pesados canadienses a las refinerías del golfo (USGC), que compiten contra los crudos Venezolanos de la FPO. De cristalizar un escenario que conjugue el flujo abierto de crudos canadienses a la costa del golfo con el cierre parcial de esa ventana de acceso a nuestros crudos X/XP, nuestra industria caería en una severa dependencia de China particularmente e India y Rusia en segundo grado. El flujo de caja se vería severamente comprometido y por ende obligada a dar considerables descuentos y concesiones, para hacer su oferta de crudos atractiva frente a suplidores más cercanos y eficientes aparte de rentables; como Irán, Irak, Kuwait, Omán y KSA entre otros. Entre 2009 y 2014, el impacto del costo incremental originado por las operaciones de los socios de las empresas mixtas paso de $0.30 a $3 por barril. Un abismal aumento del 900% en 4 años de operaciones; es decir un aumento anual del 225%. Se desconocen las cifras actuales. Entre 2008 y el cierre de 2015 los gastos de exploración sufrieron una drástica caída al pasar de $375MM a menos de $50 MM, dedicándose a añadir reservas solo por simple extensión y revisión y llevando hoy a PDVSA a agudizar cada vez más su dependencia de la FPO, ante la crítica y continua caída de la producción de segregaciones de condensadoliviano-mediano, a pesar que aun posee en el subsuelo más de 22.000 millones de barriles de dichas reservas por desarrollar. PDVSA ha visto disminuir drásticamente su capacidad de inversión y grados de libertad en los mercados, y ha tenido que incurrir en fuertes e incrementales erogaciones para poder honrar compromisos con terceros. La exposición y dependencia de la FPO es tal que actualmente de cada 100 barriles de reservas probadas, 90 corresponden a

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crudo pesado/extrapesado (X/XP) de menor calidad y difícil colocación, mientras que 10 barriles son de liviano/mediano/condensado (L/M/C) de mayor valorización y demanda en los mercados. De cada 100 barriles producidos actualmente, cerca de 54 son de X/XP, mientras que 46 de L/M/C. Esa desventajosa distribución de reservas y producción ocurre como consecuencia del abandono y desinversión a que ha sido sometida la actividad de exploración y desarrollo de potencial de crudos de mejor calidad; esos mismos crudos que hoy PDVSA se ve obligada a importar. No es coincidencia que desde 2007 cuando PDVSA producía a razón de una relación de 23% X/XP @ 77% L/M/C, las importaciones de crudo y productos se hayan duplicado en términos reales, hacia una cifra proyectada de 130 MB/D de crudo diluente, aunque el déficit total rondaría en realidad alrededor de unos 220 MB/D, sin considerar unos 30 MB/D de nafta. De seguir como va, PDVSA se dirigirá irremediablemente hacia la total dependencia de sus ineficientes socios foráneos, sus ganancias seguirán mermando ante unos ingresos brutos que se hacen cada vez más reducidos y un nivel de gastos cada vez más oneroso. Agudizará su nivel de endeudamiento y finalmente se verá forzada a abrir a los capitales privados ciertos segmentos de su portafolio y recursos, como mecanismo de captación de capitales, aligeramiento de su deuda y ojalá, rescate de su operatividad. Ante la abundancia de reservas, la escasez de capital, conocimiento y carga burocrática, dicho escenario podría ser conveniente siempre y cuando se reconozca la necesidad imperativa de un cambio profundo en PDVSA, se mantenga por delante el mejor interés nacional y se prevean los mecanismos legales, de control y supervisión adecuados y necesarios para proteger nuestros recursos, medio ambiente e intereses financieros y se revierta verdaderamente en

beneficio para el país; no necesariamente en alimentar el clientelismo, ni la burocracia. El barril irremediablemente dejará de ser competitivo frente a las fuentes emergentes de energías renovables y alternativas. Tendrá que competir, dejará de ser indispensable y pasará a acompañar al carbón como un “commodity” cada vez más envejecido, indeseable y complejo de colocar. Mientras más pronto absorbamos esa realidad, más pronto estaremos en la posición correcta para enfrentar un futuro que se torna crecientemente complejo para la economía Venezolana; quizá a la vuelta de 5 a 6 lustros que es en esencia la ventana de vida de las inversiones en refinación/LNG que se están haciendo en el presente. Esas reservas deben ser extraídas con premura y sagacidad y dejarnos como país de creer en 400 años de reservas en el subsuelo y más bien avocarnos a capitalizar el valor de las mismas lo antes posible en la necesaria construcción de la patria.

Einstein Millán Arcia - Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo, Universidad de Oriente, 1979. Ha publicado y presentado en diversas revistas y conferencias internacionales más de 12 trabajos especializados en materia de Petróleo y Gas. Ha sido citado en materia de petróleo y gas en: Soberania.org, aporrea.org, NoticiasVenezuela.org, Plattsblog, Oilpro.com, las armas de coronel, segurosybanca.com, noticiascandela.informe25.com, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist y Los Ángeles Times.

Inga. García, L.; Ing. Márquez, R., Ph.D; T.S.U. Mata, J.; Inga. Contreras, K.; Inga. Galbán, Z., MSc. Universidad del Zulia, Venezuela

Resumen Se ha comprobado experimentalmente que la presión es una de las causas principales que inciden en la permeabilidad de la roca. Sin embargo, toda la bibliografía existente establece que la permeabilidad es función únicamente de la saturación de los fluidos presente en el medio poroso, y no de la presión. Luego de una revisión del modelo matemático utilizado en pruebas de laboratorio para estimar la permeabilidad, se pudo constatar que es posible considerar la variable presión. En tal sentido, se adaptaron las nuevas formulaciones matemáticas a las condiciones de medición consideradas en el laboratorio, y se modificó el protocolo de prueba y el equipo de laboratorio (celda triaxial), con el fin de considerar esta variable. Utilizando muestras de rocas disponibles de un campo en Venezuela, se aplicó la metodología propuesta y el modelo desarrollado con el equipo modificado: se obtuvo como resultado que la permeabilidad de la roca es una propiedad dinámica, cuyo valor depende de la presión requerida para mantener una determinada tasa de flujo. Finalmente, se obtuvieron las curvas de permeabilidad relativa como funciones de presión y saturación de los fluidos.

Introducción Henry Darcy, en 1856, estableció una expresión matemática que define la permeabilidad de una roca en términos de cantidades medibles, razón por la que se denominó Ley de Darcy. Desde entonces, la permeabilidad ha sido utilizada para medir la capacidad y habilidad que la formación tiene para permitir el flujo de fluidos a través de esta. Simulaciones en las áreas de yacimientos y de producción, por nombrar solo algunas, requieren del conocimiento previo de esta importante variable, y su valor medido en laboratorio puede considerarse confiable para las predicciones. Sin embargo, esta suposición puede no ser totalmente cierta ya que la litología juega un papel preponderante en el valor obtenido en su medición, y ésta puede cambiar a lo largo y ancho del yacimiento. Por consiguiente, existen preguntas acerca de la heterogeneidad de la permeabilidad, pero la mayoría de éstas desde el punto de vista de yacimiento. ¿Qué tal, desde el punto de vista de producción? Se ha comprobado con pruebas de campo, que las simulaciones difieren algunas veces de los resultados obtenidos en cuanto a comportamiento de producción de un pozo o grupos de pozos. Generalmente, se ha asumido que, a menor presión de fondo, mayor será la producción de un pozo, pero esta suposición no es necesariamente cierta. En yacimientos con empuje primario por gas en solución, por ejemplo, esta condición permitiría cambios en la

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Efecto de la Presión Sobre el Valor de la Permeabilidad

saturación de los fluidos en el medio poroso y permeable, debido a la liberación del gas presente en el petróleo por disminución de la presión; en especial, en las cercanías del pozo, lo que se traduce entre otras cosas, en mayor producción de gas. En el caso de yacimientos con empuje hidráulico, la disminución de la presión de fondo puede llegar a un punto en donde se promueva el movimiento de agua presente en el yacimiento, y dependiendo de qué tan baja sea la presión y su mantenimiento en el tiempo, se puede alcanzar niveles de corte de agua que, además de reducir la producción de petróleo, genere condiciones difíciles de revertir. En las situaciones antes mencionadas, una de las practicas más comunes es la restauración de la presión de fondo fluyente, lo que conlleva a cambios en el flujo de fluidos en el medio poroso, y, por tanto, a cambios en la permeabilidad de cada una de las fases. En otras palabras, la permeabilidad a cada fase responde directamente a la variación de presión, y no a la variación de saturación.

Estimación de la Permeabilidad: Nuevo Enfoque La permeabilidad de una roca puede ser estimada mediante mediciones directas como las obtenidas de núcleos e indirectas a partir de pruebas de presión transitoria, pruebas de producción y datos históricos. Dependiendo del método, puede suponerse que cada medición reportada tiene características, ventajas y desventajas muy particulares. En el caso de las estimaciones indirectas, la permeabilidad puede determinarse a partir de: registros de porosidad, por ejemplo, mediante ecuaciones empíricas ajustadas al yacimiento en estudio, que permiten realizar estimaciones pozo a pozo; análisis de pruebas de presión transitoria cuya interpretación con tiempo permite realizar estimaciones de la permeabilidad efectiva promedio de la formación; datos de producción bajo régimen de flujo en estado estable también han sido usados para estimar la permeabilidad efectiva promedio del yacimiento, aunque los valores obtenidos pueden verse afectado por la heterogeneidad del yacimiento y el daño de formación presente en el mismo. En el caso muy particular de núcleos, las muestras utilizadas en el laboratorio son sometidas a condiciones muy similares a las observadas en el yacimiento como presión de sobrecarga y fluidos de formación, de manera que las condiciones se acerquen a las reales presentes en la roca. A partir de un elemento diferencial de volumen de roca como el mostrado en Figura 1, la permeabilidad puede ser estimada para cualquier fase (en unidades de campo), a partir de la Ley de Darcy:

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Pruebas de Laboratorio Para determinar el efecto que la presión tiene sobre la permeabilidad se realizaron los siguientes cambios: formulación de un nuevo modelo matemático; modificación de los equipos de uso convencional para su medición y los protocolos de prueba. Los estudios se llevaron a cabo en los laboratorios del Instituto de Investigaciones Petroleras de la Universidad del Zulia y la Fundación Laboratorio d e S e r v i c i o s Té c n i c o s Petroleros INPELUZF L S T P. L a s m u e s t r a s Figura 1. Elemento diferencial de volumen de roca de rocas utilizadas, provenientes de núcleos donde representa la tasa de flujo (BD) y puede ser también de un campo en Venezuela, se trataron de acuerdo con los representada como el volumen de fluido por unidad de tiempo estándares establecidos para su limpieza. Para determinar viscosidad (cps); y definen la longitud y el área transversal la permeabilidad de los tapones de roca seleccionados, se al flujo de la muestra de roca (pies y pies2, respectivamente); , utilizó agua de formación y aceite, como fluidos inmiscibles. constante de conversión; diferencial de presión Cabe destacar que los tapones seleccionados pertenecen a en lpc. En esta ecuación se puede notar que el valor de la una misma unidad lito-estratigráfica, con permeabilidades al permeabilidad dependerá del diferencial de presión al aire y porosidades similares (valores obtenidos previamente en análisis convencionales de núcleos) para visualizar la cual sea sometida la muestra. Si se asume el flujo en un medio poroso y permeable de dos incidencia de las variaciones de presión que se puedan generar al fases liquidas, inmiscibles, como agua y aceite por ejemplo, la Ley estrangular el flujo. En total se seleccionaron cuatro (4) tapones, de Darcy permite obtener la siguiente expresión matemática válida denominados Muestras 1, 2, 3, y 4, cuyas características se indican en Tabla 1. para estimar la tasa relativa de flujo:

Tabla 1. Características de las muestras de rocas seleccionadas

(2) La Ecuación 2 considera un diferencial de presión para cada fase de fluido (agua y aceite). En el yacimiento, ambas fases se encuentran sometidas a un mismo diferencial de presión, esto implica que ambos diferenciales son eliminados de la Ecuación 2. Sin embargo, en el laboratorio ambos diferenciales existen y son realmente independientes para cada una de las fases: La presión de entrada al aceite es determinada a partir de la condición en la que exista laminaridad de flujo, mientras que la presión de entrada al agua debe ser estimada a partir de . La Ecuación 2 se puede relacionar con el concepto de flujo fraccional de petróleo , por lo que puede ser reescrita en términos de relación de permeabilidades como:

(3)

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Resultados Preliminares Se determinó la saturación de agua irreducible y la permeabilidad efectiva al aceite en cada una de las muestras de rocas seleccionadas, asumiendo una presión de salida para la fase petróleo igual a 0 lpc, y se determinaron las permeabilidades efectivas al agua manteniendo una presión de entrada , constante de 36 lpc y asumiendo diferentes valores de la presión de salida al agua de 0, 6, 10 y 12 lpc. En la Tabla 2 se muestra como la permeabilidad efectiva al agua kw disminuye en la medida que se estrangula el flujo.

La representación gráfica de vs. (Figura2) muestra un resultado similar: la permeabilidad a la fase petróleo resulta favorecida en la medida que es controlada la presión de salida de la muestra. Precisamente, esta condición es la que se busca en pozos productores de petróleo con alto corte de agua, controlando la presión de fondo mediante el uso de estranguladores en superficie para de alguna manera prevenir y/o estabilizar la presencia de agua. Estos resultados demuestran que la permeabilidad es un valor dinámico, y no estático como ha sido considerado.

Tecnología

Tabla 2. Permeabilidad efectiva al agua

Figura 2. Representación gráfica de

vs.

Referencias Bibliográficas: 1. AHMED, T. (2006). Reservoir Engineering Handbook Third Edition. Elsevier. 2. AYAN, C., HAFEZ, H., HURST, S., KUCHUK, F., O’CALLAGHAN, A., PEFFER, J., POP, J., ZEYBEK, M. (Invierno 2001/2002). Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación. Schlumberger Oilfield Review. Volumen (13). Número (3), 2-23 3. STANDING, M.B. (1975). Notes on Relative Permeability Relationships. Ing. Richard Márquez Guillen, Ph.D. Docente-Investigador de la Escuela de Ingeniería de Petróleo y del Instituto de Investigaciones Petroleras de la Universidad del Zulia, con 25 años de experiencia. Ha publicado artículos en revistas científicas nacionales e internacionales y ha presentado más de 10 trabajos en conferencias nacionales e internacionales. Ha sido tutor de más de 100 tesis de grado. Instructor- internacional de diversos cursos técnicos en el área de levantamiento artificial.

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Warehouse

Pulsar Modelo R86 Una solución avanzada de control de nivel que ofrece tecnología de radar con un rendimiento mejorado para una amplia gama de aplicaciones de medición de nivel

agnetrol International ha lanzado el transmisor de radar sin contacto PULSAR Modelo R86, el cual está diseñado para proporcionar una precisión, fiabilidad y seguridad excepcionales para prácticamente todas las industrias de procesos. Rendimiento mejorado: la señal de radar de 26GHz tiene una longitud de onda más pequeña, resultando en antenas más pequeñas y resolución mejorada de 1mm. Esta es una distinción importante para condiciones de proceso exigentes porque el ángulo de haz más pequeño permite la instalación en conexiones de proceso tan pequeñas como 11’2” . Como resultado, el PULSAR Modelo R86 asegura un control preciso y confiable para un espectro completo de aplicaciones de nivel.

Diagnóstico avanzado: la experiencia de la interfaz de usuario del PULSAR Modelo R86 es impulsada por diagnósticos avanzados que transforman la forma en que se usa la medición de nivel de radar. La captura automatizada de eco transmite datos de tendencia y forma de onda en tiempo real para que los usuarios puedan evaluar la situación de un vistazo. Además, el historial de eventos muestra hasta 20 eventos incluyendo datos de diagnóstico y configuración para identificar cualquier problema. También se ofrecen sugerencias de solución de problemas para proporcionar soluciones prácticas que pueden ayudar a las empresas a reducir el tiempo de inactividad. Verdadera versatilidad: el PULSAR Modelo R86 utiliza polarización circular, lo que significa que no hay necesidad de girar

la antena para garantizar una orientación adecuada. Esto simplifica la instalación y proporciona una alineación adecuada en prácticamente todas las aplicaciones. Las antenas de alta temperatura están diseñadas para usarse en aplicaciones extremadamente exigentes y condiciones de límites de hasta 400 °C. También hay extensiones de boquilla que van desde 10 cm a 1,8 metros. Esto significa que las longitudes de las boquillas no estándar y las tuberías de separación de los vasos enterrados no son un problema para esta solución avanzada. La introducción de PULSAR R86 representa la última innovación de radar de Magnetrol, la compañía que introdujo el primer transmisor de radar de onda guiada de 2 hilos, con bucle, para aplicaciones de nivel de líquido industrial.

Sistema de evaluación Cased-Hole

Un sistema que aumenta los conocimientos sobre las reservas durante las operaciones de finalización, producción y rejuvenecimiento

Cutline: El sistema de evaluación de agujeros en caja Raptor 2.0 proporciona mediciones de saturación del depósito detrás de la tubería para mejorar la recuperación de aceite

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eatherford International plc, anunció el lanzamiento comercial del sistema de evaluación de hoyos de Raptor ™ 2.0 en el Simposio Anual de la Sociedad de Petrofísicos y Well Log Analysts. El sistema Raptor 2.0, que ha sido probado en más de 200 carreras de campo, combina un dispositivo de registro por cable de neutrones pulsados con avanzados flujos de trabajo petrofísicos, una amplia gama de productos de respuesta y el apoyo de un equipo de experimentados petrofísicos para proporcionar reservas datos.

La herramienta de registro de cables de Raptor presenta el primer y único conjunto de cinco detectores en el mercado, lo que hace que el sistema sea 250% más sensible que las herramientas de neutrones pulsadas tradicionales de dos detectores. Mediante la obtención de mediciones de saturación de aceite-agua y gas-líquido de alta fidelidad, el sistema Raptor 2.0 permite a los operadores aumentar sus conocimientos sobre reservas durante las operaciones de finalización, producción y rejuvenecimiento. Este conocimiento puede ser aprovechado para aumentar la recuperación de hidrocarburos.

Offshore Technical Compliance

IMCA Harke Jan Meek

Presidente y Presidente de la Junta Directiva

David McCubbin

Gente

Director de Operaciones

avid McCubbin ha sido designado como nuevo Director de Operaciones por parte de la industria Offshore Technical Compliance. Con casi cuatro décadas de experiencia en petróleo y gas, McCubbin ha desempeñado numerosos cargos de ingeniería y análisis de negocios con Exxon y W&T Offshore. En 2003, McCubbin formó Explore Enterprises of America, LLC y como Presidente, dirigió una empresa conjunta con WoodsideEnergy. Continúa como presidente de Explore Enterprises, administrando los activos de GoM de la compañía, con la función adicional de COO para OTC. Mike Bethea, CEO, OTC, dijo: “A medida que OTC continúa creciendo, un liderazgo experimentado apoyará nuestro éxito continuo”. David representa una combinación única de ingeniería y perspicacia empresarial. Estoy emocionado de tenerlo en nuestro equipo y esperamos trabajar con él a medida que construimos el mejor grupo de cumplimiento de servicio completo en la industria.

arke JanMeek ha sido nombrado nuevo Presidente y Presidente de la Junta Directiva de IMCA una vez que la Asociación de Contratistas Marítimos Internacionales (IMCA) anunció que Bruno Faure habiendo completado su mandato de dos años, ha dimitido como mandatario de IMCA, permaneciendo aun en el tablero de la asociación. Allen Leatt, Director Ejecutivo de IMCA, declaró: “Bruno Faure ha hecho una tremenda contribución a IMCA durante los dos últimos años difíciles para nuestra industria, y le agradecemos su dedicación y su sabio consejo”. Le damos la bienvenida a Harke Jan Meek como el nuevo Presidente de IMCA y esperamos su impulso, energía y liderazgo durante los próximos dos años.

Materia Inc.

LAGCOE

Neal Gilmore

Vicepresidente de Operaciones

Don Briggs

LAGCOE Looey 2017

on Briggs, miembro fundador y Presidente de la Asociación de Petróleo y Gas de Louisiana, ha sido anunciado nuevo LAGCOE Looey 2017 por parte de la empresa LAGCOE que se enorgullece de dar este comunicado. LAGCOE Looey es una posición honoraria dada a quien ha logrado algo grande en la industria de petróleo y gas. “Don Briggs ha trabajado incansablemente para asegurar la existencia y la salud de la industria de petróleo y gas de Louisiana”, dijo Kenny Crouch, de Pressure Control Systems y Presidente del consejo de LAGCOE. “Es muy merecedor del honor de usar el casco dorado en reconocimiento a todo lo que ha hecho por la industria”. Briggs tiene una licenciatura de la Universidad de Southwestern Louisiana, que ahora es conocida como la Universidad de Louisiana en Lafayette. Comenzó su carrera en la industria del petróleo y gas fundando Aztec Pipe and Supply, que se convirtió en el conglomerado conocido como la Corporación Azteca. Briggs todavía tiene el título de presidente de LOGA, donde sigue comprometido a luchar por la industria de petróleo y gas de Louisiana y servir en su comunidad.

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eal Gilmore, ha sido nombrado nuevo Vicepresidente de Operaciones de Materia Inc, líder en el desarrollo y fabricación de catalizadores y polímeros avanzados, Gilmore está establecido en la planta de fabricación de Materia en Huntsville, Texas. Con más de 25 años de experiencia en procesos químicos y operaciones de fabricación, Gilmore supervisará todos los aspectos de las operaciones de Materia, incluyendo la fabricación de productos GrubbsCatalyst® en Pasadena, California y la fabricación de resinas Proxima® en la planta de Huntsville. Greer se une a Materia con una experiencia de una década en la industria petroquímica y apoyará a los clientes de Proxima de Materia en la industria del petróleo y el gas. Nitin Apte, Director Ejecutivo de Materia, dijo: “Las habilidades y experiencias de Neal complementa nuestra fuerza de trabajo en rápido crecimiento y nos complace darles la bienvenida al equipo Materia”. Estas funciones clave se encuentran en el área de Houston, lo que demuestra nuestro compromiso continuo de atender la creciente demanda de nuestros productos de resina Proxima en la región.

23 - 24 Agosto

Agosto 28 - Septiembre 01

NAPE Summer

Expo Bolivia Gas & Energía

XVI Congreso Colombiano de Geología

Houston, Texas, USA www.napeexpo.com

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

Santa Marta, Colombia www.sociedadcolombianadegeologia.org

20 - 22 Septiembre

09 - 11 Octubre

XVIII Ecuador Oil & Power

SPE Annual Technical Conference and Exhibition

Quito, Ecuador www.hjbecdachferias.com

San Antonio, Texas, USA www.spe.org

Media Partner

28 - 29 Agosto XV Colombian Mining and Energy Conference

12 - 13 Septiembre Oil Sands Trade Show & Conference

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

12 - 13 Septiembre GTL Technology Forum and GasPro Americas

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

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

29 - 31 Agosto DUG Eagle Ford Conference and Exhibition

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

29 - 31 Agosto Downstream Oil & Gas Trade Show

19 - 21 Septiembre Deepwater Oil & Gas Trade Show

05 - 08 Agosto SPE Offshore Europe Conference & Exhibition

20 - 21 Septiembre Congreso ACP

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

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

Coatzacoalcos,Veracruz, México -www.grupoalba.com.mx

Aberdeen, Escocia, Reino Unido - www.offshore-europe.co.uk

10 - 14 Septiembre Corrosion Technology Week

Indianapolis, Indiana, USA - www.ctw.nace.org/

Fort McMurray, Alberta, Canadá - www.oilsandstradeshow.com

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

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

Bogotá, Colombia - www.congresoacp.com/

24 - 27 Septiembre SEG International Exhibition and 87th Annual Meeting Houston, Texas, USA - www.seg.org/Annual-Meeting-2017

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

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Calendario

16 - 17 Agosto

Ùltima Página

Privatizaciones e incentivos en toda la región Con menor producción y desplome de precios, las arcas de las empresas estatales y de los Estados se están viendo drásticamente reducidas, lo que podría llevar tomar algunas drásticas medidas para captar inversión privada en la región Álvaro Ríos Roca*

arios países de América Latina, fruto de elevados precios de materias primas, gozaron de una boyante década (2004 – 2014) de ingresos y crecimiento económico. En materia energética, se endurecieron los regímenes fiscales para capturar más renta, se generó más nacionalismo con las estatales, se tendió a tener precios subsidiados y pensar que las arcas de estas empresas estatales serían suficientes para inversión futura y generar excedentes. Los altos precios, posibilitaron además, quiebres tecnológicos y fuerte reducción de costos y mayor penetración de otras fuentes fósiles y nuevas fuentes de energía. Las renovables no convencionales (solar y eólica), aguas profundas y ultra profundas y los shales son los ejemplos más emblemáticos. Con menor producción y desplome de precios, las arcas de las empresas estatales y de los Estados se ven drásticamente reducidas y no hay más platita para gastar a manos llenas. Que hacer ahora? Pensar que el petróleo retornará a 100 USD/Barril con los frackers como productores marginales a 30 a 40 USD/ Barril y con nueva producción en muchos otros países? Imposible. Pensar que los precios del GNL en los distintos Hubs estarán nuevamente entre 12 a 16 USD/MMBTU cuando USA y otros países productores tienen inundado el mercado de gas natural? Imposible. Pensar que los precios de la energía eléctrica retornarán a 100 USD/Mwhr con renovables compitiendo a 50 a 70 USD/Mwhr y combustibles con precios bajos? Imposible. No queda más que tomar algunas drásticas medidas para captar inversión privada,

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entre las cuales podemos citar. 1) Introducir incentivos y flexibilizar regulación. 2) Quitar subsidios y levantar precios y tarifas, 3) Vender activos y privatizar unidades de negocio de las empresas estatales de energía. A continuación un breve análisis en algunos países de nuestra región. Argentina ha quitado subvenciones a derivados del petróleo, precios de gas y electricidad. YPF ha puesto y pondrá a la venta centrales eléctricas y activos en downstream y está cediendo áreas de exploración y explotación (farm outs) para poder continuar realizando inversiones y bajar deuda. También ha establecido precios de gas natural de 6 a 7 USD/MMBTU en boca de pozo para destrabar inversiones en Vaca Muerta. Brasil está en la misma senda. Vendiendo y privatizando un sin fin de activos en toda la cadena al mejor postor, tanto de Electrobras como de Petrobras, mejorando su marco fiscal y regulatorio, quitando subsidios y sobre todo levantando monopolios a estas dos empresas para generar competencia. La ANP anda de gira por el mundo ofreciendo cientos de áreas en los próximos tres años. México después de 75 años de un muy férreo nacionalismo asociado a Pemex y también a CFE está en un proceso de franca apertura y cesión de activos al sector privado en toda la cadena al capital privado, situación que parecían inaudita solo media década atrás. Generar competencia a Pemex y CFE y tornarlas eficientes es el derrotero. El sector de energía en Venezuela es un caos y muy en silencio se entregan activos

de upstream y downstrem para generar liquidez y pagar deuda soberana. En realidad, Venezuela para salir del profundo pozo económico y financiero en que se encuentra, tarde o temprano, tendrá que terminar vendiendo y privatizando activos o unidades de negocio principalmente asociados a PDVSA. Perú no tiene mucho que vender y si estudia una reforma profunda para dar incentivos fiscales a la exploración y explotación de hidrocarburos. Colombia ya ha introducido mejoras fiscales para atraer aun mayor inversión al sector hidrocarburos y sigue vendiendo activos públicos como Isagen en el sector eléctrico. Bolivia ha introducido incentivos mejorando remuneración de precios de petróleo y líquidos asociados al gas natural que están por encima del precio actual internacional. Muy posiblemente, en algún momento tendrá que tomar algunas medidas adicionales. Ecuador anda en la misma senda de mejorar términos fiscales para exploración y explotación y está cediendo activos menores de Petroecuador y del sector eléctrico al capital privado y tendrá que hacer más para solventar su elevado endeudamiento. La necesidad tiene cara de hereje dice el sabio refrán. Una sola tendencia se avizora. Las empresas estatales quedarán achicadas y en competencia con el sector privado. * Ex Ministro de Hidrocarburos y Actual Socio Director de Gas Energy Latín América