Julio 2016 - Petroleum 318 by Revista Petroleum

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Julio 2016

REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

Informe global revela año récord para las energías renovables

Perspectivas energéticas de Statoil 2016

AIE y OPEP: El mercado se reequilibra

Petroleumag

Julio 2016 Año 32, Nº 318 Portada: Unidad LACT de transferencia de custodia de crudo en línea de 24 pulgadas, fabricada por Controval para Pdvsa, en la estación de Merey, Estado Anzoátegui, Venezuela (Foto: Controval)

Pemex solicitará licitación del bloque Trión en el Golfo de México

Producción de petróleo en el presal superó el millón de bpd Petrobras indicó que el presal ya representa el 40% de la producción de petróleo operada por la empresa en Brasil

Halliburton y Eclipse Resources completan el pozo lateral más largo en los EE.UU. La extensión lateral alcanzó los 18.500 pies y se completó con 124 etapas de fractura en 24 días

Sobreoferta en 2017

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CORNISA CUADRANTE PREVIEW WAREHOUSE GENTE CALENDARIO

AIE y OPEP: El mercado se reequilibra

Perspectivas energéticas de Statoil 2016

Informe global revela año récord para las energías renovables

La compañía puso en marcha un plan de perforación en el bloque Llanos 34, el cual opera con una participación directa del 45%

En su reporte publicado en Junio la Agencia Internacional de la Energía destaca que el mercado petrolero se está reequilibrando, con una demanda que sube más de lo previsto por el bajo precio y una oferta que ha sufrido algunos recortes también inesperados

En este informe preparado por la compañía noruega se describe cómo la economía mundial, los mercados internacionales de la energía y las emisiones de gases de efecto invernadero se desarrollarán sobre la base de tres escenarios diferentes: Reforma, Renovación y Rivalidad

REN21, la red mundial de políticas en energía renovable que conecta a un gran número de actores clave publicó en Junio su resumen anual sobre la situación de las energías renovables. Aquí las conclusiones más relevantes del mismo

Catorce empresas colombianas podrán masificar tecnologías de Ecopetrol

Geopark inició campaña de perforación en Colombia

REPORTE

En los últimos dos años Ecopetrol ha licenciado la comercialización de 22 desarrollos tecnológicos

SECCIONES

ENAP y ConocoPhillips explotarán hidrocarburos no convencionales en Magallanes La experiencia de ConocoPhillips le permitirá a la estatal chilena seguir avanzado en la explotación de gas no convencional en Magallanes

BP busca incrementar producción de su campo más grande en el GoM El proyecto impulsará la recuperación de petróleo y gas natural de uno de los tres principales yacimientos del campo Thunder Horse en el Golfo de México

Año récord para energías renovables

El proyecto se convertirá en el primer desarrollo de un campo de crudo en aguas profundas en todo México

Trión: Desarrollo offshore de alta complejidad

E&P

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ÚLTIMA PÁGINA Petrobras for sale Si no blindábamos a nuestras empresas estatales del poder político de turno, las mismas terminarían vendiéndose y/o privatizándose Por Álvaro Ríos Roca

JULIO 2016 I Petroleum 318

Contenido

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Cornisa

La nueva industria petrolera mundial Jorge Zajia, Editor

l precio del crudo ha repuntado en las últimas semanas, rondando los 50$/Bbl, el nivel más alto del 2016, lo que ha despertado de nuevo el optimismo en la industria petrolera que, en esta oportunidad, está tomando las cosas con calma en previsión de la incertidumbre que aún se cierne sobre el repunte de las economías del mundo y a que “la culebra ha picado otras veces”, en una clara alusión a que hay que andar con mucho cuidado para evitar caer en los “excesos” del pasado reciente, ya que no se tiene la certeza que esta tendencia sea sostenible a mediano y largo plazo. Sin embargo, el pronóstico de hoy es que ese nivel de precios se va a mantener durante el segundo semestre de este año y que incluso podría subir, aunque sea ligeramente. Es decir, los planificadores de la explotación de petróleo y gas pueden revertir la tendencia a la baja de las inversiones en exploración y producción e incrementarlas para hacerle frente a la declinación de la producción de importantes productores y exportadores, entre los que se cuentan Estados Unidos, Venezuela, México, Canadá, Colombia, Brasil, Libia y Nigeria, entre otros. Por otra parte se observa, lo que era lógico pensar, que el precio relativamente bajo del carburante por excelencia ha inducido al incremento de su consumo, en detrimento de otras fuentes de energía convencionales, las cuales al final de esta historia tenderán a desaparecer o a reducir su participación en el cuadro del consumo de energía mundial. Estamos refiriéndonos al carbón y la leña o carbón vegetal; y a las fuentes de energía renovables, como la solar y la eólica, entre otras, por sus costos y limitaciones en su aplicación. Hacia el futuro lejano, solamente los hidrocarburos, petróleo y gas natural, y la energía nuclear tendrán un rol importante y determinante en el consumo de energía de la humanidad. Los devastadores efectos contaminantes de esta última, la energía nuclear, es un asunto que la tecnología va a resolver y

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solucionar como ha sido siempre. Las contaminantes emisiones de CO2 de los hidrocarburos es algo que también va a resolverse con tecnologías nuevas, paliar sus efectos con las siembra masiva de árboles, que de paso es una necesidad inaplazable del planeta. Volviendo al tema de la E&P de petróleo y gas, el repunte de los precios ha despertado de nuevo el interés en los Estados Unidos por reanudar la explotación de los hidrocarburos contenidos en los yacimientos no convencionales de lutitas, cuya riqueza ha convertido al país del norte en el mayor productor de petróleo y gas del mundo desde el 2012, desplazando al segundo y tercer lugar a Rusia y Arabia Saudita, respectivamente. Ya los explotadores del oro negro están haciendo los ajustes, para adaptar su explotación a un nivel de precio que oscile en los 50$/Bbl. Toda esta reactivación de la industria petrolera que va a consolidar al valioso combustible como principal e insustituible, por ahora, fuente de energía de la humanidad, está ocurriendo dentro de un cambio estructural en la forma de hacer el negocio, para ceñirlo y enmarcarlo dentro de los tres principios fundamentales que debe reunir un energético: que sea abundante, seguro y barato; y hacia ese horizonte se dirige la nueva industria petrolera mundial. Dicho en términos coloquiales: así como los viejos mineros explotadores del oro se bajaron del burrito, los nuevos mineros explotadores del petróleo se tienen que bajar del costoso jet ejecutivo. Queda un asunto pendiente que constituye la variable fundamental de este asunto y es del recurso humano, que ha sido tratado vilmente y sin misericordia al producirse despidos masivos, que buscan principalmente mantener el nivel de ganancias. ¿Estará dispuesto ese contingente humano altamente entrenado y calificado a volver a una industria que los ha tratado mal? Se nos terminó el espacio y dejamos esa pregunta para que la responda el desarrollo de los acontecimientos.

EdicióN

Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

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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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Schlumberger adquiere dos compañías de servicios petroleros La gigante de servicios petroleros anunció la adquisición de la francesa Saltel Industries y la estadounidense Omron Oilfield and Marine

chlumberger anunció la adquisición de dos compañías, Saltel Industries, una empresa de ingeniería, manufactura y servicio con sede en Francia que ofrece empacadores de acero y parches expandibles para la industria del petróleo y el gas; y Omron Oilfield and Marine, Inc., una empresa del grupo Omron Corporation con sede en EE.UU., líder global en tecnología de automatización y soluciones. La empresa no reveló detalles del valor de ambas negociaciones. “Saltel Industries tiene un impresionante historial en el suministro de tecnología de parches de acero expandible para el mercado de servicios de remediación y ha desarrollado una innovadora cartera de la tecnología de empaques de acero a hoyo abierto”, comentó Olivier Le Peuch, Presidente de Schlumberger Completions. “Esta adquisición fortalece nuestra cartera de tecnología para el creciente mercado de servicios de remediación de completaciones y la única tecnología de empaques de acero expandibles con potencial de trastocar el mercado de aislamiento a hoyo abierto”.

“Al combinar la tecnología expandible de acero de Saltel Industries con la fuerte capacidad de integración de tecnología de Schlumberger, vamos a ofrecer aplicaciones de integridad del pozo y de aislamiento zonal únicas a nuestros clientes”, dijo Jean-Louis Saltel, Director General de Saltel Industries. Saltel Industries tiene su sede principal en Bruz cerca de Rennes, Francia, y cinco oficinas en otros lugares a nivel mundial con 70 empleados que continuarán operando bajo la dirección de Jean-Louis Saltel y su equipo gerencial.

Omron Oilfield and Marine También Schlumberger anunció la compra de Omron Oilfield and Marine, una empresa del grupo Omron Corporation con sede en EE.UU., líder global en tecnología de automatización y soluciones. Con la incorporación de Omron, Schlumberger busca fortalecer sus capacidades en sistemas de control de automatización industrial como parte de su estra-

tegia a largo plazo y ayudar a desarrollar un sistema integrado de construcción de pozos. “El sistema de control juega un papel fundamental en el desarrollo de las capacidades de software necesarias para hacer realidad nuestra visión de proporcionar a nuestros clientes un cambio de ritmo en el desempeño de la perforación”, comentó Ashok Belani, Vicepresidente Ejecutivo de Tecnología, Schlumberger. “Esta transacción nos permite aprovechar nuestra base instalada de EE.UU., con el alcance global de Schlumberger para crear nuevas oportunidades de mercado a nivel internacional”, dijo Robert Bost, CEO, Omron Oilfield and Marine. Omron Oilfield and Marine tiene su sede principal en Houston, Texas, y cuenta con 139 empleados. La compañía diseña, fabrica, vende, y ofrece servicios posventa de sistemas de control y manejo automatizados, centrales eléctricas, y cabinas de perforadores. También ofrece tecnologías de perforación basadas en software.

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Cuadrante

otal anunció la adquisición de Lampiris, el tercer mayor proveedor de gas natural y energía renovable para el sector residencial en Bélgica. Ambas empresas firmaron un acuerdo en virtud del cual la francesa adquirirá todas las acciones en Lampiris. El acuerdo, sujeto a las aprobaciones regulatorias, le permitirá a Total expandir sus actividades de distribución de gas y electricidad. “La transacción no tendrá ningún impacto en las relaciones de las empresas con sus clientes o sus proveedores, cuyos contratos no se verán afectados, y no se perderán puestos de trabajo”, aclaró Total en un comunicado.

dvsa anunció que a finales de Julio firmará un acuerdo con Rosneft para el desarrollo del proyecto de extracción de gas costa afuera Mariscal Sucre, en el noreste de Venezuela. El Presidente de Pdvsa, Eulogio del Pino, destacó que se prevé iniciar la producción en unos 3 ó 4 meses, estimada en 300 millones de m3 de gas por día en los yacimientos Mejillones y Patao, destinados a la exportación y el consumo doméstico en Venezuela.

emex solicitará ante la Secretaría de Energía, Sener, que se lleve a cabo la licitación del bloque Trión ubicado en el Cinturón Plegado Perdido en la parte mexicana del Golfo de México, proyecto que se convertirá en el primer desarrollo de un campo de petróleo en aguas profundas en el país. Dada la complejidad técnica y requerimientos financieros, la petrolera aspira poder concretar una alianza con empresas especializadas. El Director General de Pemex, José Antonio González Anaya, resaltó que con el inicio de este proceso, la empresa marca un hito en su historia.

hell informó que su negocio de energía no convencional está en el centro de sus planes de crecimiento. El Director de esta área de negocio, Greg Guidry, informó a Reuters que la compañía tiene previsto realizar pequeñas adquisiciones cerca de sus zonas de shale en Norteamérica, especialmente a productores afectados por la tendencia bajista de la industria petrolera. Además, pretende poner en marcha una producción temprana en el megayacimiento de Vaca Muerta, en Argentina, una de las principales reservas mundiales de shale gas y shale oil.

ara Chevron, Statoil y BP el éxito de la reforma energética mexicana está en el incremento y posterior desarrollo de cuencas petroleras atractivas. Los Directores de estas compañías en el país coincidieron en afirmar que se requiere garantizar una gran cantidad de actividad exploratoria. En aguas profundas, la tasa de éxito de un pozo es de entre 20% y 30% por lo que necesita perforar muchos pozos para tener un descubrimiento comercial.

res de los más importantes puertos marítimos de Colombia solicitaron ante la Agencia Nacional de Infraestructura, ANI, la prórroga de sus contratos por 20 años más. Las solicitudes fueron presentadas por Oleoducto Central S.A. (Ocensa) y Compas para sus terminales en Cartagena y Tolú; y Grupo Portuario S.A., que opera en el lote El Vacío, en Buenaventura. Los terminales propusieron inversiones en modernización por US$223.547.907 durante la concesión, a cambio, el Estado recibiría US$5.318.518.

srael apuesta a las energías renovables y construye la torre solar más grande del mundo llamada Ashalim, en medio del desierto de Néguev. La torre medirá 240 metros y comenzará a funcionar a finales de 2017. El objetivo es que suministre el 2% de la electricidad del país 121 MW, el equivalente al consumo de una ciudad de 110.000 viviendas. Las obras, cuyo costo se estima en US$563 millones son financiadas por General Electric, que compró la división energética del grupo francés Alstom y el fondo de inversiones privado israelí Noy.

l Consejo de Ministros de Colombia dio su visto bueno a la venta de la petroquímica Polipropileno del Caribe (Propilco S.A.), propiedad de Ecopetrol. Se trata de la mayor petroquímica de Colombia y está dedicada a la producción y comercialización de materias primas esenciales para la industria del plástico como polipropileno, polietileno y masterbatch. La petrolera colombiana busca vender su participación en Propilco para financiar su plan de inversiones.

echnip y FMC Technologies se fusionarán para crear un líder mundial que se llamará TechnipFMC, con un valor patrimonial de US$13 mil millones. Ambas empresas firmaron un memorando de entendimiento y esperan ejecutar un acuerdo de combinación de negocios definitivo que les permita fusionarse. Los accionistas de cada empresa serán dueños de cerca del 50% de la compañía combinada, la cual dará paso a una nueva generación de soluciones integrales en los entornos Subsea, Surface y Onshore/Offshore para reducir los costos de producir y procesar los hidrocarburos.

ood Group obtuvo un contrato marco de servicios (MSA) de Statoil de duración indeterminada para brindar soporte a lo largo de los ciclos de vida de sus instalaciones offshore y onshore. Entre los trabajos y servicios que abarca el acuerdo se incluyen estudios de ingeniería, ingeniería de detalle, servicios de procura y servicios de asistencia gerencial. El soporte de Wood Group a la operadora noruega se remonta a muchos años. Algunos trabajos recientes incluyen cuatro contratos submarinos, soporte al Programa de Eficiencia Técnica de Statoil (STEP), y servicios de mantenimiento y modificación de cuatro instalaciones en la Plataforma Continental Noruega.

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E&P

Pemex solicitará licitación del bloque Trión en el Golfo de México El proyecto se convertirá en el primer desarrollo de un campo de crudo en aguas profundas en todo México AE-0093 así como trabajos de exploración en áreas adyacentes. Según Pemex, el objetivo de esta asociación será compartir tanto riesgos tecnológicos como de inversiones, además de lograr una transferencia de tecnología que permita adquirir conocimientos de las empresas expertas en este tipo de proyectos.

Grandes a la vista

Las asignaciones AE-0092 y AE-0093 del bloque Trión se encuentran adyacentes a algunas de las áreas a licitar de la Ronda 1.4

etróleos Mexicanos buscará por primera vez en su historia, compartir riesgos e inversiones con una empresa privada, tras ser autorizada por su Consejo de Administración para llevar a cabo la primera migración con socio de las asignaciones de exploración y extracción en aguas profundas, las cuales conforman el bloque Trión, ubicado en el Golfo de México. La petrolera explicó que buscará aliarse con empresas especializadas en proyectos de aguas profundas, debido a la profundidad a la que se encuentra este yacimiento (más de 2.500 metros) cuyo “desarrollo exige una complejidad técnica y requerimientos financieros de consideración”. México se estaría colocando a la altura de los países productores más desarrollados, ya que ninguna petrolera en el mundo va sola en la exploración y extracción de este tipo de yacimientos, comentó el Director General de Pemex, José González Anaya, quien resaltó que con el inicio de este proceso Pemex marca un hito en su historia.

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Por su parte, el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, subrayó que este anuncio confirma la importancia de la Reforma Energética para atraer inversiones e impulsar el desarrollo del país. Por lo pronto, Pemex solicitará a la Secretaría de Energía que se lleve a cabo la licitación de dicho contrato de exploración y extracción, a fin de alinear este proceso a la ronda 1.4 del gobierno federal. El campo Trión está localizado en el Cinturón Plegado Perdido en la parte mexicana del Golfo de México y fue descubierto en 2012. Recursos destinados durante los dos últimos años en la exploración de este desarrollo han permitido estimar reservas totales 3P de alrededor de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Dos pozos delimitadores, un pozo exploratorio y la adquisición de 1.250 km2 de sísmica 3D especializada (multi-acimut) se incluyen en el plan mínimo de trabajo. La licitación incluirá el desarrollo propiamente dicho de las asignaciones AE-0092 y

La licitación planeada de bloques en aguas profundas de México podrían ser la vía para el posible ingreso de Statoil al mercado petrolero mexicano. “Vemos oportunidades de apostar a acuerdos de subcontratación en aguas profundas con Pemex si los términos y condiciones son los adecuados”, dijo Tore Loseth, Vicepresidente de Statoil Exploration para los Estados Unidos y México, en el marco del Congreso Mexicano del Petróleo, realizado en Monterrey. “Pero tenemos que saber más sobre cómo se desarrollará el proceso antes de poder hacer una evaluación apropiada”, agregó. Los bloques de la licitación de aguas profundas de México “pueden ser atractivos” a pesar de los bajos precios del petróleo, dijo Loseth. “El lado mexicano del Golfo de México es muy atractivo porque está relativamente inexplorado”, acotó. La empresa noruega aunque no logró adjudicarse áreas en las licitaciones de aguas someras el año pasado, es una de las 23 compañías que se habrían registrado para precalificar y participar en la licitación estimada para principios de Diciembre. El listado incluye a operadoras de aguas profundas como Chevron, ExxonMobil y Total, las cuales han establecido conversaciones con Pemex sobre posibles acuerdos de asociación.

Evolución de los récords de producción diaria de crudo en el presal

a producción de petróleo operada por Petrobras en el presal brasileño alcanzó el 8 de Mayo un nuevo récord al superar el nivel de 1 millón de barriles por día. Más del 70% del volumen producido en el presal corresponde a Petrobras, en

Petrobras indicó que el presal ya representa el 40% de la producción de petróleo operada por la empresa en Brasil campos localizados en las cuencas de Santos y Campos que ya representan cerca del 40% de la producción de petróleo operada por la compañía en Brasil. La empresa destacó que este resultado se alcanzó en menos de diez años tras el descubrimiento de esos yacimientos en 2006, y en menos de dos años después de haber alcanzado la producción de 500.000 bpd, en Julio de 2014, lo que evidencia no solo la viabilidad técnica y económica del presal, sino también su alta productividad. En términos comparati-

vos, el primer millón de barriles diarios de petróleo producido por Petrobras fue alcanzado en 1998, trascurridos 45 años desde su fundación. El récord actual se logró con la contribución de 52 pozos productores, lo que comprueba el excelente retorno de las inversiones en el presal. Es importante destacar que el primer millón de bpd producidos por la compañía, en 1998, se obtuvo con la contribución de más de 8 mil pozos productores. Solange Guedes, Directora de Exploración y Producción de Petrobras, señaló que “los proyectos de producción del presal son, hoy, la principal apuesta y enfoque de inversiones de Petrobras, por su impor-

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E&P

Producción de petróleo en el presal superó el millón de bpd

In Situ E&P

tancia estratégica y alta rentabilidad. Son además la garantía, junto con los demás proyectos de nuestro portafolio, de una mayor previsibilidad para nuestras metas y curva de producción”.

Capacidad instalada A la fecha ya operan en el presal de la Cuenca de Santos siete sistemas de producción de gran tamaño, interconectados a plataformas flotantes que producen, almacenan y exportan petróleo y gas. Son los FPSOs Cidade de Angra dos Reis (en operación desde 2010, en el campo de Lula); Cidade de São Paulo (2013 – campo de Sapinhoá); Cidade de Paraty (2013 campo de Lula); Cidade de Mangaratiba (2014 – campo de Lula, área de Iracema Sul); Cidade de Ilhabela (2014 – campo de Sapinhoá, área Norte); Cidade de Itaguaí (2015 – campo de Lula, área de Iracema Norte); y Cidade de Maricá (2016 – campo de Lula, área de Lula Alto). Otros ocho sistemas de producción operan tanto en el presal, como en el postsal de la Cuenca de Campos. Seis de esas unidades ya estaban produciendo en el postsal, pero, como presentaban capacidad disponible de procesamiento, hicieron posible una rápida interconexión de nuevos pozos perforados en las capas más profundas del presal. Son los sistemas interconectados a las plataformas P-48, en operación en el campo de Barracuda-Caratinga; P-53 y P-20, ambas en el campo de Marlim Leste; FPSO Capixaba, en el campo de Baleia Franca; P-43, en operación en el campo de Barracuda y el FPSO Cidade de Niterói en el campo de Marlim Leste. Además dos unidades fueron implementadas para operar de forma prioritaria en el presal: los FPSOs Cidade de Anchieta (2012) y la plataforma P-58 (2014), ambas para la producción en los campos de Jubarte, Baleia Azul y Baleia Franca.

Alta productividad El volumen producido por pozo en el presal de la Cuenca de Santos, en torno a 25.000 bpd, está muy por encima del promedio de la industria. De los diez pozos con mayor producción en Brasil, nueve están localizados en esa área, el más productivo en el campo de Lula, con un caudal medio diario de 36.000 barriles de petróleo.

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En el presal brasileño operan siete sistemas de producción en la Cuenca de Santos y ocho sistemas adicionales en la Cuenca de Campos

Petrobras ha dicho que estos resultados se deben a la evolución de los conocimientos de la geología y el comportamiento dinámico de las acumulaciones, al aumento progresivo de la eficiencia de los proyectos y a la introducción de tecnologías de última generación, decisivas para el éxito de la implementación de los proyectos del presal.

Costos competitivos Entre las nuevas fuentes de petróleo actualmente en desarrollo en el mundo, el presal brasileño es reconocido como una de las más competitivas, en razón de la alta productividad de los pozos, del bajo costo de extracción y de la aplicación de tecnologías de producción innovadoras desarrolladas por Petrobras y sus socios. El costo promedio de extracción, como consecuencia de esos factores, también viene reduciéndose gradualmente a lo largo de los últimos años. Pasó de US$9,1 por barril de petróleo equivalente (crudo + gas) en 2014, a US$8,3 en 2015, y alcanzó un valor inferior a US$8 por barril en el primer trimestre de este año. Un resultado muy significativo en comparación con el promedio de la industria, que oscila en torno a US$15 por barril de petróleo equivalente, enfatizó Ecopetrol. Los costos de inversiones en esa frontera también están reduciéndose como consecuencia de la alta productividad de los reservorios, lo que ha exigido un menor número de pozos por sistema de producción. Además, la mejora de la eficiencia en

la construcción de pozos ha permitido una reducción significativa en el tiempo de perforación y terminación. La combinación de estos factores ha asegurado una reducción significativa de las inversiones de los proyectos en implementación y aumentado su rentabilidad. A modo de ejemplo, el tiempo medio para la construcción de un pozo marítimo en el presal de la Cuenca de Santos era, hasta 2010, de aproximadamente 310 días. En 2015, ese tiempo bajó a 128 días y, en los primeros cinco meses de este año, a cerca de 89 días. La reducción obtenida en la duración total del tiempo de construcción de los pozos entre 2010 y 2016 fue de 71%.

Próximos Pasos Petrobras estima que en el tercer trimestre de este año entrará en operación, también en la Cuenca de Santos, un nuevo sistema de producción, interconectado al FPSO Cidade de Saquarema, que se instalará en el campo de Lula, área de Lula Central. Esa plataforma tendrá capacidad para procesar hasta 150.000 bpd de petróleo y comprimir 6 millones de metros cúbicos de gas. Otro sistema grande, conectado al FPSO Cidade de Caraguatatuba, será instalado en el campo Lapa, en el tercer trimestre de este año, con capacidad para producir hasta 100.000 bpd de petróleo y comprimir hasta 5 millones de metros cúbicos de gas por día. Hasta 2020, están previstos 12 nuevos sistemas de producción en el presal de la Cuenca de Santos.

Halliburton y Eclipse Resources

completan el pozo lateral más largo en los EEUU

alliburton anunció que mediante un trabajo conjunto con Eclipse Resources Corporation lograron completar el fracturamiento hidráulico de la prueba de pozo lateral de alcance extendido lateral conocido como Purple Hayes. El pozo en el área de condensados de Utica Shale tenía una longitud lateral de más de 18.500 pies y se completó con 124 etapas de fractura en 24 días. La profundidad total fue de 27.046 pies, incluyendo la extensión lateral que Eclipse considera como la más larga en tierra horizontal alguna vez perforada en los Estados Unidos.

E&P

La extensión lateral alcanzó los 18.500 pies y se completó con 124 etapas de fractura en 24 días En las operaciones de fracturación realizadas por Halliburton se utilizaron versátiles bombas Q10™ de la compañía, equipadas con tecnología de combustible dual, con cero tiempo de inactividad. Asimismo, las unidades verticales de almacenamiento SandCastle® PS-2500, equipadas con los sistemas de control Dust de Halliburton, proporcionaron una logística de carga de arena superior y al mismo tiempo una reducción del impacto ambiental en el sitio. Las eficiencias logradas con este equipo permitió a Eclipse mejorar su tasa diaria de completación en 20% respecto al

plan original. “El equipo de Halliburton y Eclipse trabajó eficientemente en este pozo, al establecer 124 de nuestros tapones Obsidian® Frac, con un promedio de 5,3 etapas de fractura por día y el logro de un récord en tierras de Norteamérica de 26.641 pies de profundidad de la serie de tapones, explicó Tony Angelle, Vicepresidente de área de Halliburton. Thomas Liberatore, Vicepresidente Ejecutivo y Director de Operaciones de Eclipse comentó que la perforación y completación del pozo progresaron casi exactamente como fue diseñado.

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BP busca incrementar producción de su campo más grande en el GoM E&P

El proyecto impulsará la recuperación de petróleo y gas natural de uno de los tres principales yacimientos del campo Thunder Horse

on la puesta en marcha de un magno proyecto de inyección de agua, la petrolera espera obtener 65 millones de barriles adicionales producidos desde la plataforma Thunder Horse, extendiendo la vida de producción de uno de los mayores yacimientos de aguas profundas en el Golfo de México. Durante los últimos tres años, BP reformó los equipos submarinos y topsides instalados de la plataforma y perforó dos pozos de inyección de agua en el sitio con el propósito de aumentar la presión y mejorar la producción. La petrolera espera que estas mejoras realizadas a la facilidad Thunder Horse le permitan recuperar un adicional de 65 millones de barriles de petróleo equivalente en el tiempo. Este constituye el segundo entre

La plataforma Thunder Horse iluminada en el Golfo de México

los cinco principales proyectos en el upstream que BP espera poner en línea este año. Asimismo es parte del plan de la compañía para añadir cerca de 800.000 barriles de petróleo

equivalente por día de nueva producción a escala global entre 2015 y 2020. “Este proyecto ayudará a BP a mantener altos niveles de producción de petróleo en aguas profundas del Golfo de México en los años venideros”, afirmó Richard Morrison, Presidente Regional para el Golfo de México de BP. La plataforma Thunder Horse, localizada a más de 6.000 pies de agua y en producción desde Junio de 2008, tiene la capacidad para manejar 250.000 barriles de petróleo y 200 millones de pies cúbicos por día de gas natural. La instalación continuó funcionando mientras estuvo en marcha el trabajo sobre el proyecto de inyección de agua.

Catorce empresas colombianas podrán masificar tecnologías de Ecopetrol En los últimos dos años Ecopetrol ha licenciado la comercialización de 22 desarrollos tecnológicos

ntre 2013 y 2016 Ecopetrol licenció 22 productos tecnológicos a terceros, quienes podrán comercializarlos tanto dentro como fuera del país. Esta actividad le representará a la empresa nuevos ingresos en regalías por más de US$5 millones en promedio durante los próximos cinco años. Entre los productos licenciados se encuentra un recubrimiento para reducir la corrosión de tuberías que utiliza un material orgánico; aditivos y emulsiones que permitirían el transporte de crudos pesados disminuyendo el uso de diluyentes; una metodología para evaluar el nivel de toxicidad en ambientes marinos; un sistema para tratamiento de aguas de producción; y tecnologías para controlar derrames de hidrocarburos, entre otros.

14 JULIO 2016 I Petroleum 318

Ecopetrol cuenta con 300 productos tecnológicos, en su mayoría desarrollados por el Instituto Colombiano del Petróleo, ICP

En total se han realizado 15 negocios de licenciamiento con 14 compañías colombianas. Además de generar ingresos, con esta actividad se busca mejorar la oferta de productos y servicios de alto valor agregado para la industria colombiana y generar

empleos adicionales en las empresas licenciatarias, entre otros beneficios. Entre las empresas con las que se han realizado negocios se encuentran Pintuco, Indufilter, Industrias Tanuzi, Engicast, Tecnofiltración, Multiservicios Industriales, ECI, JPT Consulting, Universidad del Cauca, Universidad Jorge Tadeo Lozano, Alianza Orbis-Polynex, Servifran; y con ocho empresas del ASOMECSA, el Clúster Metalmecánico de Santander. Ecopetrol cuenta con 300 productos tecnológicos, en su mayoría desarrollados en el Instituto Colombiano del Petróleo, ICP, para resolver problemas operativos en la cadena del negocio. De estos, 40 se identificaron con alto potencial de comercialización a través de licenciamiento a terceros.

La compañía puso en marcha un plan de perforación en el bloque Llanos 34, el cual opera con una participación directa del 45%

l programa de perforación 2016 de GeoPark en el bloque Llanos 34 arrancó la segunda semana de Junio con la perforación inicial del pozo de evaluación Jacana 3 y espera que continúe con el pozo Jacana 4.

El campo de petróleo Jacana fue descubierto en Septiembre de 2015 y actualmente produce aproximadamente 5.700 barriles por día de petróleo a partir de dos pozos. Está situado al sur-oeste del bloque, en tendencia con el gran yacimiento de petróleo Tigana. En Colombia, GeoPark está apuntando perforar aproximadamente seis pozos (incluyendo uno o dos pozos de exploración)

en el bloque Llanos 34 durante 2016 a los fines de continuar con un crecimiento económico y de bajo costo de la producción. Este bloque se convirtió en una historia de éxito geológico y económico, proporcionando múltiples descubrimientos de yacimientos petroleros año tras año desde que GeoPark arrancó los trabajos allí a principios de 2012. Esta compañía independiente de petróleo y gas ha construido un portafolio de activos en el upstream principalmente en Chile (sede principal) y Colombia, pero también tiene plataformas de crecimiento en Brasil, Argentina y Perú.

JULIO 2016 I Petroleum 318 15

E&P

Geopark inició campaña de perforación en Colombia

E&P

ENAP y ConocoPhillips explotarán hidrocarburos no convencionales en Magallanes La experiencia de ConocoPhillips le permitirá a la petrolera estatal chilena seguir avanzado en la explotación de gas no convencional en Magallanes

a Empresa Nacional del Petróleo, ENAP, firmó un acuerdo de asociación con ConocoPhillips para la exploración y producción de gas no convencional en el bloque Coirón, en la Región de Magallanes. El convenio fue presentado al Ministerio de Energía para su aprobación y contempla una serie de compromisos para que ConocoPhillips pueda alcanzar hasta un 49% de participación en el Contrato Especial de Operación Petrolera, CEOP del bloque Coirón, manteniéndose ENAP como socio operador con un 51% de la propiedad.

Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips; Ramiro Parra, ‎Gerente E&P de ENAP Magallanes; Marcelo Tokman, Gerente General ENAP y Máximo Pacheco, Ministro de Energía de Chile

La asociación contempla una serie de compromisos para aprovechar el potencial de hidrocarburo no convencional en Magallanes, estimado en 8,3 TCF de recursos técnicamente recuperables de tight gas Equivalente al doble de la producción de gas acumulada en la cuenca durante 70 años.”

16 JULIO 2016 I Petroleum 318

Mediante este acuerdo, ConocoPhillips se compromete a participar en el desarrollo de actividades de exploración y explotación, en fases sucesivas, las que en caso de éxito podrían alcanzar una inversión estimada entre los US$70 millones a US$ 100 millones para los próximos cuatro años. La asociación entre ambas empresas se enmarca además en el Plan Estratégico que ENAP implementa a fin de optimizar y hacer sustentables en el tiempo sus operaciones en la Región de Magallanes. Al respecto, el Gerente General de ENAP, Marcelo Tokman, afirmó que “la asociación con una compañía líder a nivel mundial significa la incorporación de recursos, expertos y tecnología a nuestra operación, permitiéndonos aprovechar al máximo el potencial de hidrocarburos no convencionales identificado en la Región

de Magallanes”. El CEO de ConocoPhillips, Ryan Lance, dijo por su parte que “estamos entusiasmados por aportar con nuestros equipos, expertos y tecnología en este gran proyecto. Agradecemos la oportunidad para trabajar con ENAP en la zona austral de Chile”. A principios de este año el Servicio Geológico de Estados Unidos, USGS -con el apoyo de los geólogos de ENAP- dio a conocer un informe que confirma la existencia de un importante potencial de gas no convencional en la Región de Magallanes. El USGS estimó un promedio de 8,3 TCF de recursos técnicamente recuperables de tight gas. Esta cifra representa el doble de la producción de gas acumulada en la cuenca durante 70 años, la que alcanza los 4,2 TCF. Fuente: ENAP

Descubre los Beneficios de la Nueva Herramienta de la SPE para Gerenciar tus Habilidades Técnicas

a herramienta Competency Management Tool (CMP) es una plataforma virtual, sin costo para los asociados de la Society of Petroleum Engineers (SPE), diseñada para facilitar la autoevaluación y generación de un plan de aprendizaje personalizado que te ayudará a optimizar tu desarrollo profesional a lo largo de tu carrera en la industria upstream de petróleo y gas. Con esta herramienta puedes evaluar tus capacidades técnicas y compararlas con las 41 competencias modelo definidas como claves y necesarias en la industria E&P de petróleo y gas. Estas competencias modelo fueron seleccionadas por expertos en la industria y representan las principales habilidades funcionales que los profesionales deben demostrar para llevar a cabo trabajos específicos en la industria. La Competency Management Tool (CMP) es de particular utilidad para estudiantes, jóvenes profesionales, y especialistas en transición a un nuevo campo de trabajo o posición. Es de uso flexible porque puedes iniciar la autoevaluación, guardar la información y completarla en cualquier momento. Los resultados son confidenciales. Al finalizar la autoevaluación, la herramienta genera un plan de aprendizaje enfocado en cubrir conocimientos o habilidades faltantes. Asimismo, te brinda sugerencias de cursos de entrenamiento y recursos técnicos para ayudar a completar estos vacíos.

18 JULIO 2016 I Petroleum 318

Los recursos sugeridos incluyen manuscritos técnicos disponibles en la biblioteca virtual OnePetro,®cursos de capacitación profesional, webinars, libros, y más. Accede hoy a este plan de aprendizaje personalizado y adquiere habilidades competitivas, al igual que credenciales académicas con los más altos estándares de calidad en la industria. Gracias a la colaboración entre la SPE y la International Human Resources Development Corporation, reconocido proveedor de programas de desarrollo de competencias y

capacitación para la industria del petróleo y gas, esta herramienta fue desarrollada a fin de ponerla a tu servicio. Visita www.spe.org/training/cmt para detalles acerca del servicio Competency Management Tool de la SPE. ¿Aún no estás asociado a la SPE? Únete hoy y recibe descuentos de inscripción en eventos, precios especiales en libros y en publicaciones técnicas: www.spe.org/go/joinspe.

Reporte

AIE y OPEP:

El mercado se reequilibra En su reporte publicado en Junio la Agencia Internacional de la Energía, AIE, destaca que el mercado petrolero se está reequilibrando, con una demanda que sube más de lo previsto por el bajo precio y una oferta que ha sufrido algunos recortes también inesperados, si bien no ve visos de fuertes subidas del precio del barril

nalistas de la AIE revisaron al alza sus expectativas de la demanda global para este año, en el que predicen un incremento de 1.3 millones de barriles por día hasta 96,07 millones, unos 100.000 bpd más de lo que se anticipó en Mayo. Dicha revisión se centró esencialmente en el primer trimestre de 2016, con un ascenso de 1.6 millones de bpd. Inicialmente esa progresión debía limitarse a 1.2 millones atribuida a los bajos precios del crudo. El informe destaca que India sigue siendo el principal vector de subida de la demanda, no obstante la Agencia subraya que se ha constatado también un cambio en Estados Unidos, donde después de seis meses de estancamiento el consumo, a partir de Febrero, en particular de gasolina, aumenta. Para el conjunto del año, el incremento en Estados Unidos debería ser de 255.000 bpd, un 2,8%. La AIE presenta su primera previsión en este estudio mensual para 2017, cuando espera que el incremento de la demanda se mantenga al mismo ritmo que en 2016, es decir, de 1.3 millones de bpd. Un segundo elemento del reequilibrio son los recortes que se produjeron en Mayo, que disminuyeron el volumen global de petróleo puesto en el mercado en 800.000 bpd, sobre todo por dos elementos que no se podían prever: el primero, los incendios en Canadá, que en el punto álgido representó una disminución de 1.5 millones de bpd de su capacidad de producción; y el segundo Nigeria, con una caída de 250.000 bpd por acciones de sabotaje para quedar en 1.37 millones, el nivel más bajo para este país en las tres últimas décadas.

20 JULIO 2016 I Petroleum 318

La AIE descartó un incremento sostenido en los precios del petróleo argumentando que la sobreoferta de crudo volverá a aparecer en 2017”

Además, los bajos precios han conducido a un abandono de yacimientos de shale en Estados Unidos, producción que la Agencia estima podría caer en unos 500.000 bpd este año. La AIE hizo hincapié en que el reequilibrio se debe en parte a que Nigeria y Libia están extrayendo volúmenes netamente por debajo de su potencial, lo que implica que ambos países podrían elevar sus cuotas, al tiempo que la fuerte demanda que se percibe en el contexto actual de bajos precios, no necesariamente durará si cambian esas circunstancias. La Agencia concluye que hay un enorme exceso de capacidades, próximo a un millón de barriles diarios, susceptible de “enfriar las proyecciones de un incremento significativo de los precios del petróleo”.

• En Mayo los precios spot del crudo Brent del Mar del Norte se situaron en US$47/barril de promedio, por encima del mes de Abril y el cuarto aumento mensual consecutivo desde que alcanzó un mínimo de US$31/barril en Enero. • Las crecientes interrupciones del suministro mundial de petróleo, el aumento de la demanda de petróleo, y la caída de la producción de crudo de EE.UU. ha contribuido a la subida de precios. • Se prevé que los precios del crudo Brent alcancen la media de los US$43/barril en 2016, US$52/barril en 2017, US$3 y 1 superior a a la previsión de Mayo, respectivamente. • Se estima que los precios del crudo West Texas Intermediate (WTI), sean ligeramente inferiores que el Brent en 2016 y que sea el mismo que el Brent en 2017. • Los valores actuales de los futuros contratos sugieren una alta incertidumbre en la evolución de los mismos. • La producción de crudo en EE.UU. promedió 9.4 millones de bpd en 2015. Para 2016 se estiman 8.6 millones de bpd y 8.2 millones de bpd en 2017. • La AIE estimó una producción de petróleo para Mayo de 8.7 millones de bpd, más de 0.2 millones de bpd por debajo del nivel de Abril de 2016 y aproximadamente 1 millón de bpd por debajo de lo alcanzado en Abril de 2015, de 9.7 millones de bpd en Abril de 2015. • Los inventarios de gas natural fueron de 2.907 millones de pies cúbicos (mpc) el 27 de Mayo, nivel 32% mayor que el año anterior y 35% más alto que la media anterior de cinco años (2011 – 2015) • La AIE estima que los inventarios de gas natural serán de 4.161 millones de pies cúbicos para finales de Octubre de 2016.

El mercado petrolero en 2017 La AIE estimó que para el próximo año la demanda se mantendrá igual que en 2016. Sin embargo, destacó el regreso de la sobreoferta, un problema que se espera sea resuelto en el segundo semestre de 2016 pero que volvería a generarse el año que viene. “Esperamos que las reservas mundiales de petróleo suban ligeramente en el primer semestre de 2017 antes de caer ligeramente

en la segunda mitad del año. Para el conjunto del año, habrá una retirada muy pequeña de reservas, de apenas 100.000 barriles diarios”, citó la AIE en su informe.

Lo que dice la OPEP La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantiene -en su informe de Junio sobre la situación del mercado- sus previsiones sobre la demanda mundial de petróleo en 2016, que estima en 94,18 millones de barriles por día, un aumento de 1.2 millones de barriles respecto al año pasado. Además, los países productores ajenos a la OPEP verán bajar su producción en 740.000 bpd de media este año, entre otras cosas, debido a la bajada de los precios y la inversión. Esta situación hará que la sobreproducción en el mercado -una de las razones del desplome de la cotización en los meses pasados- se reduzca y tienda a un mayor equilibrio en los próximos meses. “La esperada mejora en las condiciones económicas globales debería dar lugar a un mercado petrolero más equilibrado hacia finales del año”, señalaron los expertos de la OPEP.

Aspectos resaltantes: • La cesta OPEP aumentó en Abril 9.3% hasta los 37.86 US$/barril, 40% más alto comparado con el principio de año, impulsado por las expectativas de una

mejora de la situación del mercado, no obstante el actual exceso de producción. • El crecimiento económico mundial continúa con la previsión del 3.1%, tras un 2.9% de crecimiento estimado en 2015. • El crecimiento para la OCDE se mantiene en 1.9%. • En países emergentes, China prevé valores de 6.5% e India de 7.5%. Brasil y Rusia continúan con dificultades. Se prevé una contracción más intensa. “Los futuros del petróleo subieron en Mayo hasta cerca de 50 dólares por barril por los sentimientos alcistas en el mercado debido a cortes de suministro”, destacó la OPEP en su informe. Por otra parte, para todo el conjunto de 2016, la Organización mantiene sin cambios sus previsiones sobre la demanda mundial de petróleo, que estima en 94.18 millones. Los analistas de la OPEP resaltaron igualmente los incendios forestales en Canadá y la caída de la producción en Nigeria a niveles inéditos. Frente al descenso del bombeo, la economía mundial parece que repuntará en los próximos meses y se prevé un crecimiento mayor que en 2015, lo que apunta a un posible aumento de la demanda en la segunda mitad de 2016. El valor del barril de crudo de la OPEP se situó en Mayo por encima de los US$45/barril, más del doble de los mínimos a comienzos del año.

Demanda petrolera excederá su producción por primera vez en 3 años

La producción mundial de petróleo cayó en 730.000 bd en Mayo por diversos cortes de suministro, lo que impulsó el precio del crudo en las últimas semanas hasta su nivel más alto en casi un año”

En un reporte mensual, la OPEP pronosticó que el mercado petrolero global alcanzará un mayor equilibrio en el segundo semestre de 2016, en momentos en que interrupciones en la actividad en Nigeria y Canadá ayudan a acelerar el desgaste de un exceso de suministros. La OPEP dijo que su actual producción de crudo es menor que la demanda promedio pronosticada para el crudo de la OPEP en el segundo semestre del 2016. El último trimestre completo en que el grupo bombeó por debajo de la demanda de su crudo fue en 2013. Los inventarios aún son elevados y la OPEP advirtió que aún hay un fuerte exceso global de abastecimiento. JULIO 2016 I Petroleum 318 21

Reporte

Puntos destacados

Reporte

Perspectivas energéticas de Statoil 2016 Las políticas sobre el clima y la geopolítica determinarán el mix energético mundial hacia 2040, dice este informe preparado por Statoil en el cual se describe cómo la economía mundial, los mercados internacionales de la energía y las emisiones de gases de efecto invernadero se desarrollarán, sobre la base de tres escenarios diferentes: Reforma, Renovación y Rivalidad

ada año y desde 2011 Statoil publica un informe que busca aportar una evaluación analítica de la evolución económica y las perspectivas a largo plazo en el mercado internacional de la energía. Este año el reporte pone en relieve que hacia el 2040 el mundo necesitará una gran cantidad de energía renovable, así como importantes inversiones en nueva producción de petróleo y gas para reemplazar la caída de la producción de los campos existentes. Asimismo este informe, preparado por un equipo de analistas de Statoil en el campo de la macroeconomía, mercados de la energía, las políticas climáticas y la geopolítica,

Parámetros clave para cada Escenario 2013-2040 average growth per year (%)

Reform

Renewal

Rivalry

GDP

2.8

2.9

2.6

Total primary energy demand

0.8

0.2

1.1

Energy intensity

-1.9

-2.6

-1.5

Coal

-0.6

-3.1

0.8

Oil

0.4

-0.6

0.9

Gas

1.1

Nuclear

1.9

3.2

1.9

Hydro

2.0

1.8

Biomass

1.0

1.1

0.7

New Renewables

8.1

9.8

6.7

2040

Global energy mix (fuel shares in%)

2013

Renewal

Rivalry

Coal

29.7

20.3

12.3

27.1

Oil

29.2

26.5

23.8

27.5

Gas

22.0

24.0

20.9

21.8

Nuclear

4.9

6.5

10.9

6.0

Hydro

2.5

3.4

4.0

3.0

10.4

11.2

13.3

9.3

1.2

8.1

14.6

5.2

-6 -0.2

-45

-2.2

0.6

Biomass New Renewables

Reform

CO2emission growth 2013-40(%) Total CAGR Source: Statoil

22 JULIO 2016 I Petroleum 318

describe cómo la economía mundial, los mercados internacionales de la energía y las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con la energía se desarrollarán, sobre la base de tres escenarios diferentes: Reforma, Renovación y Rivalidad. Independientemente de cual sea el escenario que se llegue concretar en el futuro, el informe revela una necesidad de grandes inversiones en todos los sectores de la energía - tanto en petróleo, gas, energías renovables, infraestructuras energéticas y de almacenamiento de energía hacia el 2040. Apunta que en el sector de petróleo y gas, la producción de las reservas existentes no está ni siquiera cerca de mantenerse al día con el desarrollo de la demanda. Asimismo se espera que nuevas fuentes renovables de electricidad, en particular solar y eólica crezcan significativamente en importancia, para entregar entre 6 y 17 veces más electricidad en 2040 que en 2013. En cuanto al carbón, el informe considera que el desarrollo de la demanda de carbón es la clave más importante para el desarrollo de las emisiones globales de CO2 en estos escenarios, con tasas de crecimiento anual entre -3,1% y 0,8%. Como resultado, las emisiones de CO2 relacionadas con la energía a nivel mundial en 2040 variarán entre 17 y 37 millones de toneladas, en comparación con las 32 millones de toneladas en 2013. “El acuerdo climático de París es un importante punto de partida para los cambios necesarios, pero no son suficientes, según el informe de 2016 Perspectivas de la energía.

Con el fin de alcanzar los objetivos del acuerdo sobre el clima París (COP21) necesitamos cambios rápidos en el sector de la electricidad y el transporte en coche privado, además de una fuerte mejora de la eficiencia energética en todos los sectores”, Eirik Wærness, Economista Jefe de Statoil Las emisiones deberán reducirse, y al mismo tiempo la energía deberá ser suministrada a una población en crecimiento, que está buscando el camino para salir de la pobreza”, dijo Eldar Sætre, Presidente y CEO. En este contexto Sætre apunta que Statoil está bien posicionada para ser un importante proveedor de energía en una sociedad baja en carbono. “Nuestra producción de petróleo y gas tiene el nivel más bajo de emisiones en el mundo. También estamos desarrollando gradualmente un negocio rentable en energía renovable y otras soluciones de baja emisión de carbono”, agregó.

En este reporte anual, el escenario de la Reforma se basa en los objetivos climáticos nacionales del acuerdo de París (COP21), con medidas restrictivas adicionales contra las políticas energéticas y climáticas a través del tiempo. La meta de 2 grados no se alcanzará en este escenario

El escenario de la Reforma presentado por Statoil el año pasado asumió gradual, pero significativamente el cambio en las políticas energéticas y climáticas de los gobiernos, en particular lo que concierne a la regulación del mercado de la energía. En ese escenario, el aumento de la población mundial y el continuo crecimiento en el PIB mundial sobrepasó los efectos de una fuerte disminución de la intensidad energética, por lo que la demanda de energía prevista continuó creciendo, y el cambio de combustible se supuso que era demasiado lento para estabilizar y reducir de manera significativa las emisiones de CO2 relacionadas con la energía, durante el período previsto. Por lo tanto, la Reforma no era un escenario sostenible en el largo plazo, ni para las sociedades ni las empresas, en términos del calentamiento global y las consecuencias del cambio climático. Inspirado en el impulso logrado en el acuerdo COP21 en París, el escenario de la Reforma de este año toma más pasos en dirección a la sostenibilidad y se basa en las contribuciones determinadas a nivel nacional (Nationally Determined Contributions- NDCs), emitidas por una mayoría de naciones previo a la conferencia. Los analistas que han revisado en detalle estas contribuciones demostraron que las mismas están lejos de ser suficientes para lograr la reducción de emisión requerida para alcanzar el objetivo de 2 °C. Sin embargo, el informe expresa que sí representan un importante esfuerzo conjunto en la dirección correcta y que ofrecen puntos de referencia útiles para el análisis de mercado de la energía a largo plazo. En la Reforma, se supone que estas contribuciones dejan una fuerte huella en las políticas energéticas de las naciones, en las tasas de declinación de la intensidad energética y en el mix energético en la década de 2020. Como los objetivos y las políticas de emisión se revisan cada cinco

El escenario de Reforma asume un sector del transporte que cambia rápidamente, por los cambios de la eficiencia del combustible, a un ritmo mucho más rápido”

años a partir de 2020, de conformidad con el acuerdo COP21, se espera un ajuste marginal en 2025, seguido por un mayor ajuste en 2030. Este cambio en la política climática es facilitado por un contexto geopolítico que no es muy diferente del clima de inversión mundial que actualmente se experimenta. En términos de crecimiento económico, la tendencia mundial se verá afectada negativamente en la década de 2020 por la reducción de la eficiencia de capital como resultado de inversiones inducidas por la política, especialmente en el nuevo sector de las renovables. Este impacto negativo se verá entonces equilibrado por un beneficio a largo plazo tras el 2030 debido al aumento de la eficiencia energética. En términos de tecnología, la Reforma exige un desarrollo acelerado y el despliegue de edificios, transportes y equipos industriales energéticamente eficientes, en comparación con su estado actual. En particular, el escenario asume un sector del transporte que cambia rápidamente, principalmente por los cambios de la eficiencia del combustible y la alteración de la composición de los combustibles de la creciente flota mundial de automóviles, a un ritmo mucho más rápido de lo que indican las recientes tendencias estadísticas. Se prevé que las nuevas fuentes renovables de electricidad aumenten significativamente su cuota de participación en la matriz energética, siendo posible a través de continuo estímulo a través de subsidios, reducciones adicionales en los costos de las fuentes eólicas y solar y otras energías renovables, y la continua mejora en el rendimiento de la batería y los costos. En resumen, el escenario de Reforma prevé la coexistencia de tecnologías convencionales y nuevas a lo largo de la década de 2020, con una aceleración y sustitución sustancial de la tecnología después de 2030. JULIO 2016 I Petroleum 318 23

Reporte

Reforma: COP21 y el desarrollo de la tecnología

Reporte

Renovación: Camino hacia la sostenibilidad energética El escenario que delinea los más ambiciosos objetivos energéticos y climáticos es el de la Renovación, que asume que nueve de cada diez nuevos vehículos particulares que se venderán en 2040 serán coches híbridos o eléctricos. También supone una transformación en el sector eléctrico, donde el sol y el viento serán responsables de alrededor del 40% de la producción mundial de electricidad para ese año, en comparación con el 5% actual En este escenario, la demanda de petróleo y gas será algo menor que el nivel actual. El Economista Jefe de Statoil, Eirik Wærness, alega que este escenario requerirá un esfuerzo coordinado y radical y una transformación del sector del transporte y la electricidad, impulsada por los esfuerzos de eficiencia, el desarrollo de la tecnología, los mercados, el comportamiento del consumidor y no menos importante la política. “Es posible que haya motivos para cuestionar si las inversiones en petróleo, gas y energía renovable en el tiempo por venir serán suficientes para satisfacer la demanda”, agregó Wærness. Este escenario de Renovación que Statoil introdujo por primera vez en sus Perspectivas de la Energía 2015 partió de la hipótesis de que el mundo sería capaz de lograr las reducciones necesarias en las emisiones de CO2 relacionadas con la energía con el fin de alcanzar el objetivo de 2 °C, tal y como se indicó en el escenario “Representative Concentration Pathway” del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) y también en el escenario “450 ppm” de la Agencia Internacional de Energía (AIE). La suposición se basaba en el amplio consenso entre científicos, gobiernos, industria de la energía y otras instituciones sobre lo que debía hacerse para evitar los efectos más dramáticos del cambio climático. La adopción de las promesas sobre el clima del acuerdo COP21 constituye un paso crucial en el proceso de lucha contra el cambio climático. Sin embargo, dado que los objetivos presentados por los países en el COP21 y adoptados dentro del escenario de Reforma son insuficientes para alcanzar la meta de 2 °C, y la ambición del acuerdo de París es de mayor alcance aún (limitar el calentamiento global a muy por debajo de 2 °C), las emisiones de CO2 procedentes del sector de la energía en el escenario de Renovación de este año 2016 se sitúan ligeramente por debajo del índice de referencia establecido el año pasado.

24 JULIO 2016 I Petroleum 318

La Renovación describe la transición hacia una economía baja en carbono como resultado de la implementación exitosa y rápida de una combinación de medidas, que incluye mejoras agresivas en la eficiencia energética, el crecimiento de las fuentes de energía renovables y de baja emisión de carbono para descarbonizar el sector eléctrico, una de electrificación aún más rápida en el transporte que en el escenario de Reforma y mejoras en la eficiencia del combustible para vehículos. En general, la Renovación contiene políticas energéticas y climáticas considerablemente más estrictas que las asumidas en Reforma. Estas acciones tienen que llevarse a cabo con la suficiente rapidez para dar lugar a las emisiones globales de carbono en horas pico tan pronto como sea posible, seguido de un rápido descenso a partir de entonces. Renovación asume un marco geopolítico con un alto nivel de cooperación mundial que se origina principalmente en un alto grado de voluntad de los líderes mundiales, políticos y de negocios para ir más allá de los debates ideológicos y abordar el problema del cambio climático como la mayor amenaza común. No obstante, el crecimiento

El despliegue de la tecnología verde genera empleo, aumenta los ingresos y reduce los costos de adaptación al cambio climático, elevando así el crecimiento económico”

económico mundial hasta mediados de la década de 2020 es ligeramente inferior en la Renovación que en la Reforma. A más largo plazo, el despliegue de la tecnología verde genera empleo, aumenta los ingresos y reduce los costos de adaptación al cambio climático, elevando así el crecimiento económico por encima del nivel asumido por la Reforma. El precio de los combustibles fósiles al mayor en el escenario de Renovación son más bajos que en la Reforma, como consecuencia de la alineación entre la oferta y la demanda, pero los precios al detal son altos para asegurar el apoyo del mercado para mejorar la eficiencia energética y las inversiones en energías renovables. La fijación de precios y la tasa impositiva del carbón se aplican en todas las grandes economías, y en niveles sustancialmente más altos que en la Reforma, para incentivar la aceleración de la transición hacia una economía baja en carbono. La captura y almacenamiento de carbono (CCS) se introduce gradualmente durante la década de 2020 y abarca mayores participaciones en el restante uso de combustibles fósiles que en la Reforma. A pesar de esto, los volúmenes de CO2 capturados hacia 2040 son limitados debido a la descarbonización de la generación de electricidad.

El tercer escenario, Rivalidad, se verá más impactado por el conflicto geopolítico y notables diferencias en el desarrollo regional, tanto en lo que respecta al desarrollo económico como la transformación de los sistemas de energía El escenario de la Rivalidad viene a ser resultado del fin definitivo de la era posterior a la guerra fría y el debilitamiento del poder económico y político global de Occidente en medio del “ascenso del resto”, que se aceleró a raíz de la crisis financiera de 2008. Este escenario es impulsado por una serie de crisis políticas, el creciente proteccionismo y la fragmentación general del sistema estatal, lo que dio como resultado un mundo multipolar en desarrollo en diferentes direcciones. Se vuelve cada vez más claro que las economías emergentes en realidad nunca estaban en un camino directo hacia una economía de libre mercado y la democracia liberal. En su lugar, las políticas autoritarias ganan terreno en la mayor parte del mundo, incluyendo Europa. En la Rivalidad, los Estados Unidos, relativamente protegido por su geografía, desarrolla un aislamiento bipartita y da un paso atrás en los asuntos globales, al tiempo que las potencias mundiales emergentes como China e India no llenan esta brecha gubernamental. Instituciones internacionales tradicionales tales como la ONU, la OTAN y la OMC no consiguen mitigar los problemas del mundo y pierden relevancia debido a la falta de apoyo y el financiamiento de las principales potencias. Instituciones respaldadas por potencias emergentes como China no pueden llegar a ser verdaderamente global. Una separación marginada de la Unión Europea en alianzas regionales más pequeñas con un elemento de libre comercio. El sistema político autoritario en Rusia demuestra durabilidad y capacidad de proyectar su influencia alrededor de Eurasia. En este mundo multipolar, existe un creciente desacuerdo sobre las reglas del juego y una disminución en la capacidad de manejar las crisis en los ámbitos económicos, políticos y ambientales. El proteccionismo y el debilitamiento de instituciones económicas mundiales como el FMI y el Banco Mundial lideran un cambio en el comercio de un nivel mundial a uno regional. Los

destinos económicos de regiones apartadas y megaciudades en todos los continentes se vuelven cada vez más importantes como centros económicos y políticos. La tecnología, las presiones demográficas y ambientales, las ideologías transnacionales y las religiones crean un mundo que se mueve más rápido y menos predecible. La tecnología y el aumento de la conectividad hace posible que un gran número de actores puede generar un impacto geopolítico, al crear un contexto mucho más complejo y volátil. Las corporaciones, las redes del crimen organizado y los grupos terroristas, todos ven sus capacidades e influencia en relativo aumento, socavando frecuentemente el alcance de los estados tradicionales. Desde luego, estas dinámicas no tienen efectos iguales en todo el mundo, y las trayectorias de diferentes regiones, por lo tanto divergen. En la mayor parte de Oriente Medio y el Norte de África, el sistema estatal parece estar en declive terminal, con

Incluso con un rápido aumento de la nueva energía renovable la demanda de petróleo y gas sólo será ligeramente más baja que el nivel actual en 2040. Para compensar la caída de la producción mundial de los campos existentes, serán necesarias inversiones considerables en nuevos volúmenes de producción de petróleo y gas”

perpetuos conflictos regionales. Una serie de estados fallidos llevan a un creciente territorio que ya no se rige por ningún gobierno u organismo internacional. Aunque el impacto es menos dramático en Europa, la seguridad desbordada exacerba la fragilidad política y la desunión regional en los países de la antigua UE. Por el contrario, en los países del Sur y Este de Asia siguen aprovechando el crecimiento económico y son capaces de continuar sus proyectos de construcción del Estado. África subsahariana también ve cierta volatilidad en el campo de la seguridad y la política, pero el crecimiento económico continúa, sobre todo alrededor de ciudades cada vez más importantes. En la Rivalidad, la consideración regulatoria dada al cambio climático es fluctuante y en algunas regiones la capacidad para implementar políticas climáticas eficientes son consistentemente baja. Por lo tanto el escenario de Rivalidad tiene un efecto perjudicial a largo plazo sobre el medio ambiente, la economía y el bienestar. Este desarrollo -un despliegue tecnológico más modesto- y el deseo general de aprovechar las fuentes de energía disponibles a nivel nacional, trae como resultado menos mejoras en la eficiencia energética, un aumento en la demanda de energía y una mezcla de combustible significativamente menos sostenibles que en los escenarios de Reforma y Renovación. JULIO 2016 I Petroleum 318 25

Reporte

Rivalidad: Un mundo multipolar

Reporte

Informe global revela año récord para las energías renovables REN21, la red mundial de políticas en energía renovable que conecta a un gran número de actores clave publicó en Junio su resumen anual sobre la situación de las energías renovables. Aquí las conclusiones más relevantes del mismo

l Reporte 2016 de REN21 revela que en la actualidad las renovables están firmemente establecidas como fuentes de energía importantes y competitivas en diversos países del mundo. Una importante conclusión es que globalmente hay más conciencia de que las energías renovables -y la eficiencia energética- son críticas para atender los problemas del cambio climático, crear nuevas oportunidades económicas, y proporcionar acceso a la energía a los miles de millones de personas que aún no cuentan con servicios modernos para el suministro de electricidad. La energía renovable proporcionó un estimado de 19,1% del consumo mundial total de energía en 2013, mientras que el crecimiento en la capacidad y generación continuaron su expansión durante el 2014. La capacidad de calentamiento creció con un paso constante, y la producción de biocombustibles para transporte aumentó por segundo año consecutivo, después de su disminución en el período 2011-2012. El crecimiento más rápido, así como el incremento más sustancial

26 JULIO 2016 I Petroleum 318

en capacidad de generación se dieron en el sector eléctrico, encabezados por las energías hidráulica, eólica y solar FV.

2015, un año récord La capacidad de generación de energía a partir de las renovables experimentó el máximo crecimiento de todos los tiempos el pasado año, el cual se estima en 147 gigava-

El liderazgo de los gobiernos en el sector energético continúa teniendo un papel decisivo en el manejo del crecimiento de las energías renovables, particularmente en la energía eólica y solar”

tios (GW) añadidos. Asimismo, la capacidad moderna de generación de calor mediante fuentes renovables continúa a la alza, mientras que el uso de las energías renovables se extendió en el sector del transporte. La energía renovable distribuida avanza rápidamente para así reducir la disparidad entre los que tienen y los que no tienen acceso en materia energética. Estos resultados se dieron gracias a varios factores. En primer lugar y ante todo, actualmente las energías renovables son económicamente competitivas respecto a los combustibles fósiles en diversos mercados. Además, el liderazgo de los gobiernos en el sector energético continúa teniendo un papel decisivo en el manejo del crecimiento de las energías renovables, particularmente en la energía eólica y la solar. En lo que respecta al inicio del 2016, 173 países tenían metas fijas de energía renovable en marcha, mientras que 146 países ya contaban con políticas de apoyo. Diversas ciudades, comunidades y compañías encabezan el movimiento “100% renovable”, el cual se expande rápidamente

y tiene un rol de vital importancia en el avance de la transición global de la energía. Los factores adicionales de crecimiento incluyen: mayor acceso al financiamiento, inquietudes con respecto a la seguridad energética y al medio ambiente, así como la demanda creciente de servicios modernos de energía en economías emergentes y en desarrollo. “Lo que es realmente sorprendente acerca de estos resultados, es que se lograron en un momento en que los precios de los combustibles fósiles estaban en sus mínimos históricos, y las energías renovables se mantenían en una desventaja significativa con respecto a los subsidios del gobierno. Por cada dólar gastado en impulsar las energías renovables, se gastaron casi cuatro dólares para sostener nuestra dependencia a los combustibles fósiles”, afirmó Christine Lins, Secretaria Ejecutiva de REN21.

Inversiones 2015 fue un año récord en materia de inversiones, las cuales llegaron a casi 286 miles de millones de dólares a nivel mundial en energía y combustible renovable. Asimismo, si se tomaran en cuenta las inversiones en grandes hidroeléctricas (>50 MW), en calefacción y enfriamiento, el total sería aún mucho mayor. Con China representando poco más de un tercio del total mundial, se podría decir que los países en desarrollo superaron por primera vez a los países desarrollados en lo que a inversiones totales de energía renovable se refiere. Con el incremento de la inversión también se desencadenó un incremento en los avances tecnológicos, en fuentes de empleo y en la reducción de costos. En la actualidad hay 8.1 millones de personas trabajando en el sector de la energía re-

Para más detalles y acceso al reporte completo y referencias, visite: www.ren21.net/gs JULIO 2016 I Petroleum 318 27

Reporte

novable, lo que representa un crecimiento continuo que contrasta enormemente con la depreciación del mercado laboral en el sector energético en general. Pese a que las tendencias son en general positivas, el informe destaca los varios retos que aún quedan por resolver, si es que los gobiernos están dispuestos a cumplir sus compromisos para lograr una transición global lejos de los combustibles fósiles. Tales desafíos incluyen lograr la integración efectiva de una participación mayor de las energías renovables en la red, abordar problemáticas de inestabilidad política y normativa, barreras regulatorias y restricciones fiscales. Por otro lado, existe un enfoque normativo menor en materia de transporte y, particularmente, en calefacción y refrigeración, razón por la que estos sectores están avanzando con más lentitud. Arthouros Zervos, Presidente de REN21 señaló “que el tren de las energías renovables está marchando a máxima velocidad, pero se está desplazando sobre la infraestructura del siglo XX: un sistema basado en ideas obsoletas donde la energía convencional de carga base se genera a través de combustibles fósiles y energía nuclear. Para acelerar la transición hacia un futuro más saludable, más confiable y con seguridad climática, tenemos que construir el equivalente a una red ferroviaria de alta velocidad: un sistema más inteligente y más flexible, que maximice el uso de diversas fuentes de energía renovable y se acomode a una generación descentralizada, basada en la comunidad”. Publicado por primera vez en 2005, el reporte anual de la situación mundial de las energías renovables es uno de los panoramas más completo y actualizado sobre la situación de los avances recientes y las tendencias en los mercados de energías renovables, industrias, inversiones y desarrollo de políticas a nivel mundial. Por su diseño, no proporciona ningún tipo de análisis o pronóstico. Los datos que maneja se basan en una red internacional de más de 700 colaboradores, investigadores y autores.

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Bajo el foco “The Future of Oil and Gas - Challenges & Answers” se realizará los días 29 y 30 de Septiembre en Bogotá la segunda edición de este Congreso organizado por la Asociación Colombiana del Petróleo ACP

ste año el Congreso promete constituirse nuevamente en un escenario expedito de alto nivel para analizar y discutir los grandes desafíos del sector petrolero en Colombia y el mundo. En su segunda versión, abordará una agenda académica enriquecida con temas como la eficiencia de costos de exploración, producción y transporte, el mercado internacional, retos de la cadena de combustibles y lubricantes, el ingreso de las empresas petroleras a las regiones y aspectos de innovación y tecnología,

y otros tópicos de gran relevancia en el contexto actual. La cita será en el Club El Nogal donde se reunirán connotados conferencistas internacionales, altos ejecutivos de las empresas vinculadas de manera directa al sector petrolero, y de sectores conexos como el financiero y bienes y servicios. También asistirán funcionarios del Gobierno Nacional, legisladores y líderes de opinión, con el interés de enriquecer el debate en torno a los retos de la industria.

Sesiones de conferencias 1. El Futuro de los Hidrocarburos - Desafíos y Respuestas(Perspectiva internacional) 2. Empresas, Gobierno y Estado: Socios, agentes, o antagonistas. En busca de la competitividad 3. Licencias, consultas, permisos y socialización: tiempos y costos para llegar al primer barril 4. El futuro de la industria de hidrocarburos en Colombia 5. Distribución de combustibles en un mundo cambiante. Matriz energética y regulación 6. Innovación y tecnología en la cadena de valor de los hidrocarburos. Eficiencias y costos 7. Proceso de paz e industria de hidrocarburos 8. Perspectiva internacional y nacional del Offshore 9. Costos, mitos y realidades sobre el impacto ambiental de los hidrocarburos en el mundo 10. El presente y futuro de los hidrocarburos: ¿Cambios coyunturales o ajuste estructural?

Exhibición El evento también contempla una exhibición comercial durante los dos días, con el objetivo de fomentar el relacionamiento, brindar oportunidades de negocios, realizar alianzas estratégicas y fortalecer la red de contactos. Empresas de la talla de ConocoPhillips, ExxonMobil, Geopark, Drummond Ltd. Colombia, Anadarko, Gran Tierra Energy, Holland Knigth, Hupecol, Mansarovar Energy, Oxy y Repsol han confirmado su participación en la muestra comercial. Para mayor información sobre el Congreso ACP, visite: www.congresoacp.com

28 JULIO 2016 I Petroleum 318

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El 17 y 18 de Agosto tendrá lugar la novena edición del Congreso de Gas y Energía organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, CBHE, que tendrá su sede en el Centro de Convenciones “El Conquistador”, en Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

e esperan 600 participantes, así como 20 conferencistas internacionales quienes profundizarán en temas como la Reconfiguración del mercado petrolero mundial y regional; el impacto del petróleo sobre el mercado global y regional de gas natural y GNL; Shale Gas y Shale Oil, Tendencias y beneficios del arbitraje energético; El rol del gas natural en los acuerdos y compromisos de la COP21 sobre el Cambio Climático y Perforación Direccional en Bolivia: Recursos tecnológicos para lograr mayor

eficiencia, entre otros importantes tópicos. En paralelo se desarrollará la Expo Bolivia Gas & Energía, considerada como la mayor muestra ferial especializada en la industria de los hidrocarburos y energía del país, diseñada como un espacio para que empresas líderes promuevan nuevas tecnologías, productos y servicios, generar nuevos contactos e identificar oportunidades de negocios. De acuerdo con los organizadores, cerca de 80 empresas expositoras y más de 2 mil visitantes se darán cita en esta versión de la

muestra, respaldando los esfuerzos del sector hidrocarburífero y energético boliviano. También está contemplado la realización de tres paneles para abordar los temas Gestión y financiamiento de los riesgos climáticos y el nexo energía-agua y alimentos; Argentina: Nuevo horizonte del mercado de gas: Precios, desarrollo de Vaca Muerta, GNL, Chile y Bolivia y Brasil, los cambios en el mercado de gas y energía, el libre acceso a ductos y el rol de los comercializadores e importadores.

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Warehouse

Resina termoestable Proxima®

Servicios de Perforación de Weatherford Canadá Weatherford International reportó que su instalación de servicios de perforación en Nisku, Alberta, Canadá, recibió la certificación API Q2

ateria Inc. lanzó la próxima generación de soluciones para la industria del petróleo y gas con su nueva resina termoestable Proxima® que proporcionan soluciones confiables, prácticas y económicas para resolver los principales desafíos tecnológicos en herramientas de aislamiento térmico y flotabilidad submarina hoyo abajo. En comparación con los polímeros de uso común, Proxima resiste a las condiciones de calor / humedad más extremas y proporciona un mayor rendimiento. Las resinas Proxima HTI para el aislamiento térmico submarino de alta temperatura ofrecen una barrera térmica efectiva entre las líneas de flujo de elevada temperatura y el agua de mar. Los polímeros mantienen la integridad estructural en entornos de operación en profundidades de agua mayores de 10.000 pies. Las resinas Proxima STR están diseñadas para su uso en espumas sintácticas en aplicaciones submarinas de flotabilidad. Estos materiales ligeros soportan las severas presiones hidrostáticas de ambientes de aguas profundas y ultraprofundas, a la vez que proporcionan soporte flotador sustancialmente mejorado para componentes submarinos esenciales. A principios de este año, Materia, líder en el desarrollo y fabricación de catalizadores y polímeros avanzados, fue seleccionada por Shell Offshore, Inc. para suministrar materiales de aislamiento de tuberías para el desarrollo de Appomattox en aguas profundas del Golfo de México. oilandgas.materia-inc.com

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Las instalaciones de Weatherford en Nisku, Alberta, Canadá, cuentan con la certificación API Specification Q2

e trata de la segunda planta de la compañía en Canadá que obtiene la certificación, después de la facilidad ubicada en Paradise, Newfoundland, certificada el año pasado. John Raine, Vicepresidente de Calidad, Salud, Seguridad y Medio Ambiente, QHSSE, en Weatherford, señaló que esta certifi-

La obtención de la certificación API Q2 evidencia un sistema robusto de manejo de la calidad”

cación “valida el éxito de nuestros servicio de calidad y programas de mitigación de riesgos, que son accionados internamente por nuestra excelencia y rendimiento operativo del sistema, OEPS”. Por su parte David Reed, Vicepresidente Región Canadá en Weatherford, dijo que la certificación obtenida es un importante logro. “Hemos sido capaces de responder a este desafío debido a nuestra sólida cultura de seguridad, calidad y trabajo en equipo”. Weatherford es una de las mayores compañías de servicios petroleros multinacionales que ofrecen soluciones innovadoras, tecnología y servicios para la industria del petróleo y el gas. Opera en más de 100 países y cuenta con una red de aproximadamente 1.100 ubicaciones, incluyendo la fabricación, servicio, actividades de investigación y desarrollo, e instalaciones de entrenamiento. www.weatherford.com

Nacional Oilwell Varco, líder mundial en el diseño, fabricación y venta de equipos y componentes utilizados en las operaciones de perforación y producción de petróleo y gas, introdujo nuevos avances en la tecnología de identificación por radiofrecuencia, RFID y el software de gestión de activos

a última generación de etiquetas RFID de NOV, TracTagTM, ha sido probada en el campo evidenciando su capacidad para soportar condiciones extremas de perforación cuando se instala en los componentes de la sarta de perforación. La etiqueta es actualmente la única tecnología RFID en la industria que puede sobrevivir a temperaturas de fondo de pozo extremas de -40 ° C a + 200 ° C (-58 ° F a + 400 ° F) y de hasta 1550 bar (22’500 psi) de presión. La tecnología detrás de TracTag ha superado los retos asociados con las condiciones duras de fondo de pozo y ahora puede ser incorporada en los productos de NOV. La compañía también presentó un software de

gestión de activos, TracAssetTM, y un sistema automatizado con un lector de etiquetas pozo recuento tubería, AutoTallyTM. El sistema combinado permitirá una mayor capacidad para la entrega de información y análisis confiable a los clientes. Arcilla C. Williams, Presidente y CEO de NOV señaló que la empresa va a seguir invirtiendo en nuevas tecnologías que conducirán a la industria hacia nuevos avances y ayudarán a sus clientes a mejorar la utilización eficaz y fiable de activos, mientras se disminuyen los costos. NOV será capaz de proporcionar una solución completa de gestión del ciclo de vida para los componentes de la sarta de

perforación, que incluye información sobre especificaciones únicas en cuanto a fabricación, inspección y reparación, junto con los detalles de uso. El sistema TracTag y AutoTally harán posible la lectura de las etiquetas de los componentes de la sarta de perforación. La incorporación de la información en los sistemas de inspección y mantenimiento generales utilizados por la unidad de negocio Tuboscope de NOV proporcionará a los clientes el análisis e información detallada sobre el inventario de tubería que la industria no ha podido recoger en el pasado, lo cual incrementará el conocimiento del ciclo de vida de la historia del trabajo y las inspecciones realizadas asociadas.

Nueva válvula de compuerta EquiwedgeTM de Flowserve Flowserve Corporation experto en productos y servicios de flujo de control para el mercado global de infraestructura anunció el lanzamiento de EquiwedgeTM, un nuevo diseño de válvula de compuerta forjada que ofrece un sellado hermético a baja presión diferencial

ediante la integración de dos mejores prácticas de la industria en un mismo diseño, Equiwedge ha sido diseñada de acuerdo con las normas de Estados Unidos, al mismo tiempo que capitaliza los beneficios de la reducción de peso de las normas europeas equivalentes. Esto permite que la válvula sea óptima en condiciones de presión y temperatura difíciles típicas de las plantas eléctricas de carbón. El nuevo diseño de la válvula mejora la productividad y márgenes de beneficio mediante la maximización de la seguridad y fiabilidad.

• Las principales ventajas para los clientes incluyen: • Diseño híbrido único simplificado que aumenta selectivamente espesores de pared en áreas críticas para mejorar la fiabilidad y reducir la probabilidad de fallo del equipo, mientras que la reducción de peso también • Cuerpo de una sola pieza que elimina las soldaduras de fabricación, reduciendo la posibilidad de accidentes y fallas que podría resultar de una mala soldadura • Puerta dividida en cuña flexible mejora la fiabilidad operativa mediante la mini-

mización de unión térmica y el estrés en el diseño de componentes de la válvula • Reducción de los costes de mantenimiento debido a equipos de mejora de la vida útil de las válvulas de compuerta anteriores. Las centrales supercríticas y ultra supercríticas que operan a velocidades de hasta 290 bar (4200 psig) y más de 600 ° C (1100 ° F) ahora representan el 35% de la capacidad de generación a carbón instalada en el mundo. La nueva válvula está disponible en tamaños de 4-26 NPS (DN100-650) y con materiales que incluyen acero al carbono, acero de baja aleación y aceros ferríticos de resistencia mejorada. JULIO 2016 I Petroleum 318 31

Warehouse

NOV concreta avances en tecnología de gestión de activos de petróleo y gas

Baker Hughes

Gente

Cambios en la organización y liderazgo La compañía hizo cambios en su estructura organizativa y en el equipo de liderazgo senior, en línea con su plan de simplificar su estructura de negocios, reducir los costos y mejorar su estrategia comercial

i bien la compañía ha consolidado su anterior estructura regional de operaciones en una organización global con la responsabilidad de conducir el rendimiento operativo, el servicio excepcional y la ejecución de ventas, con la entrega de sólidas ganancias operativas, ahora Belgacem Chariag, que recientemente se desempeñaba como Vicepresidente y Director de Integración de la compañía, servirá como Presidente de Operaciones Globales. También Baker Hughes ha combinado sus organizaciones de Tecnología y Productos y Servicios Global (GPS) para crear una organización responsable del fortalecimiento de la estrategia de inversión y de comercialización de tecnologías de la compañía, por ello, Art Soucy, anterior Presidente para Europa, África y el Caspio de Rusia, pasa a desempeñarse como Presidente de Productos y Tecnología. También será responsable de optimizar las capacidades de suministro y la cadena de suplidores.

Derek Mathieson fue designado Director Comercial de la nueva organización de Estrategia Comercial. En este papel, Mathieson dirigirá la estrategia de crecimiento comercial de la compañía con la responsabilidad de desarrollar una gama más amplia de canales de venta de sus productos y tecnologías.

Belgacem Chariag

Derek Mathieson

Art Soucy

Richard Williams

Mathieson, quien anteriormente se desempeñó como Vicepresidente, Jefe de Tecnología y Marketing, también dirigirá los esfuerzos de negocios futuros, así como la planificación e implementación del desarrollo corporativo. Richard Williams, anterior Presidente de la región de América del Norte, jugará un papel crucial en las transiciones organizacionales mencionadas. Actuará como Asesor Principal del equipo de liderazgo ejecutivo de la compañía, dada su amplia experiencia operacional, para ayudar en el cumplimiento de estos cambios sin interrupción en el rendimiento operativo o compromisos con los clientes. Todos los cambios mencionados anteriormente rigen desde el 24 de Mayo.

Luis Montanaro Sánchez

Ricardo Darré

Sus cargos más recientes fueron Gerente del Complejo Petroquímico Morelos y Subdirector de Planeación de Pemex Petroquímica

Desde el 1 de Julio Darré asumió el cargo al frente de la petrolera argentina

Director General de Pemex Etileno

l Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó la designación de Luis Rafael Montanaro Sánchez en la posición de Director General de la empresa productiva subsidiaria Pemex Etileno. Montanaro es Ingeniero Mecánico egresado del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, con maestría en Dirección Financiera y Contraloría de la Universidad de las Américas. Tiene una trayectoria de 22 años en Pemex donde ha ocupado diversas áreas de operación, finanzas, recursos humanos, comercialización, control de gestión y planeación. Anteriormente fungió como Gerente del Complejo Petroquímico Morelos y Subdirector de Planeación de Pemex Petroquímica. Durante la sesión del Concejo también fue nombrado Manuel Salvador Cruz Flores como Subdirector de Contabilidad y Fiscal en la Dirección Corporativa de Finanzas.

32 JULIO 2016 I Petroleum 318

CEO de YPF

Ricardo Darré

l nuevo CEO, Ricardo Darré cuenta con una trayectoria profesional de más de 30 años con responsabilidades en las áreas de exploración y explotación de hidrocarburos en la Argentina, Tailandia, Noruega, Rusia, Reino Unido y Francia. Desde 2014 y hasta su nuevo nombramiento se desempeñaba como Presidente y CEO de Exploración y Producción para Total en Houston, Estados Unidos. En esta posición tuvo a su cargo las inversiones en la producción de shale gas y petróleo así como la operación en las aguas ultra profundas del Golfo de México. Darré es Ingeniero Mecánico e Ingeniero Industrial graduado en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Inicio su carrera en Schlumberger con diversos roles, siempre vinculados con la producción de hidrocarburos en Angola, Zaire y en la Cuenca Neuquina. En 1987 se incorporó a Total con roles técnicos offshore en Tierra del Fuego, Francia y Tailandia.

06 - 09 Septiembre World Heavy Oil Congress

Villavicencio, Colombia

www.spe.org.co/heavyoil2016.html

Revista Oficial

06 - 09 Septiembre SEG International Conference&Exhibition, ICE

Calgary, Alberta, Canadá

Cancún, México

www.worldheavyoilcongress.com

Quito, Ecuador

www.cancun2016.iceevent.org

Media Partner

26 - 28 Septiembre XII Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

www.hjbecdachferias.com/ferias/ecuador/oil-power

Media Partner

21 - 23 Septiembre XVII Ecuador Oil & Power Expo & Conference

Media Partner

Bogotá, Colombia

www.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

03 - 06 Agosto - 15th International Congress of the Brazilian Geophysical Society - Río de Janeiro, Brasil

16 - 21 Octubre SEG International Exhibition and 86th Annual Meeting

19 - 20 Agosto NAPE Summer

19 - 20 Octubre - SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference

23 - 25 Agosto LIFE 2016 Landmark Innovation Forum & Expo

24 - 27 Octubre Rio Oil & Gas Expo and Conference

07 Septiembre 3rd Annual Mexico Energy Summit - Ciudad de México, México

02 - 04 Noviembre IADC Annual General Meeting

27 - 29 Septiembre International Pipeline Exposition

18 - 19 Noviembre Peru Oil & Gas Congress

29 - 30 Septiembre Congreso ACP 2016 – Challenges & Answers

03 - 08 Diciembre 15th Latin American Congress on Organic Geochemistry

www.sociedadebrasdegeofisica.com.br/congresso

Houston, Texas, USA - www.napeexpo.com/shows

Houston, Texas, USA - www.landmark.solutions/LIFE2016

www.marketsgroup.org/forums/mexico-energy-summit-2016

Calgary, Alberta, Canadá - www.internationalpipelineexposition.com

Bogotá, Colombia - www.acp.com.co

Dallas, Texas, USA - www.seg.org

Lima, Perú - www.spe.org

Río de Janeiro, Brasil - www.riooilgas.com.br

Arizona, USA - www.iadc.org/event/2016-iadc-annual-general-meeting

Lima, Perú - peruoilgascongress.com

Medellín, Colombia - www.alago.co

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

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Calendario

10 - 12 Agosto Heavy Oil Workshop

Última Página

Petrobras for sale En numerosas entregas y en distintos foros internacionales hemos exteriorizado que si no blindábamos a nuestras empresas estatales del poder político de turno, las mismas terminarían vendiéndose y/o privatizándose, parcialmente o totalmente. Lo más deplorable es que en la desesperación y premura, la mayor parte de las veces se debe hacerlo a precio de gallina muerta Álvaro Ríos Roca*

sto parece estar ocurriendo con Petrobras, la otrora empresa energética orgullo de todos los brasileros y latinoamericanos. Y es que Petrobras representaba engreimiento por muchas razones: 1) Sus adelantos tecnológicos para perforar en aguas ultra profundas; 2) por crear y mantener Cenpes, un centro de investigación tecnológico de primer nivel; 3) lograr su internalización y su llegada a varios países de América Latina y del mundo; 4) llegar a descubrir el Presal; 5) aumentar reservas y producción de petróleo y gas natural en Brasil y varios países; 6) tornarse en una empresa integrada y competitiva de energía; 7) lograr captar la atención de ciudadanos del mundo y que apuesten capital de riesgo en las bolsas de valores, confiando en su futuro tecnológico y como empresa independiente del poder político; 8) contar con profesionales/técnicos éticos y de excelencia y mucho más. Hoy día, ese entonces orgullo brasileño y latinoamericano, es la empresa más adeudada

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del planeta. A la fecha de la presente entrega se conoce que Petrobras tiene unos US$54.000 millones en deuda en circulación y US$33.000 millones en bonos que vencen en los próximos cinco años (un total de US$87.000 millones). Recientemente ha refinanciado US$6.750 millones de deuda. Es sin duda la empresa más adeudada del planeta. No solo eso, su valor en bolsa ha disminuido unas 10 veces y sus acciones son consideradas casi basura y no generan confianza de los capitales internacionales que apuestan a riesgo y a empresas despolitizadas. Finalmente, su imagen está por los suelos por la espantosa corrupción a la que ha sido sometida. Por lo expuesto, es casi imposible que Petrobras pueda amortizar esta inmensa deuda e intereses, continuar invirtiendo y explorando, manteniendo sus enormes gastos. Petrobras como un enorme trasatlántico sin capitán, amenaza con hundirse, jalando hacia el abismo a una parte de la economía de Brasil. Qué concebir ante esta desesperante situación? Lo que presagiamos hace ya varios años que ocurriría con todas las empresas manejadas muy políticamente y sin una visión corporativa, competitiva y empresarial. Lastimosamente, no queda más que enajenar y privatizar sobre la marcha y muy posiblemente a precio de gallina muerta muchos de los activos de la empresa. Petrobras ya ha vendido en los pasados dos a tres años casi la totalidad de sus activos internacionales y no será más una NOC multinacional como lo son Statoil de Noruega, Petronas de Malasia o Gazprom de Rusia. Enorme retroceso por la diversificación de riesgos que tiene que tener una empresa de esta naturaleza. Se prepara ahora para enajenar casi la totalidad de activos downstream en Brasil como ductos de transporte, distribuidoras de gas, generadoras eléctricas, regasificadoras y muchos otros activos. Así mismo, se dispone para transferir áreas petroleras y gasíferas en su propiedad, en tierra y costa afuera, a empresas internacionales y nacionales.

Todo esto con el objetivo de reducir su abultada deuda y concentrar esfuerzos exploratorios y de desarrollo en el muy productivo Presal del litoral brasileño, donde ya no tendrá exclusividad. Para esto, Brasil está reconfigurando su marco normativo de manera de permitir competencia a los actores que se interesen en comprar los activos ofertados por Petrobras, se deje de lado el monopolio y se introduzca competencia. Qué llevó a Petrobras a estas circunstancias? Fue sometida por el poder político de turno. Se le impuso tener control de mercado y monopolio dentro de Brasil y se la tornó no competitiva, se la forzó a subsidiar, se cambiaron cuadros de excelentes técnicos y profesionales por funcionarios que respondían al poder político y mucho más. Finalmente vino la estocada de los bajos precios del petróleo que término por llevarla a la situación actual. Empero, lo que más detrimento causó a Petrobras, fue la profunda corrupción a la que estuvo sometida. Grandes obras, con gran corrupción y sobreprecios y apuntaladas desde el gobierno y en complicidad con algunas empresas inescrupulosas. Sin duda que la 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 y el trabajo arduo y honesto. Fomenta descredito para inversión honesta de largo plazo y promueve inversión especulativa, deshonesta y de corto plazo, etc. etc. Aprendamos de la lección que nos da Petrobras. Tratemos de blindar a nuestras empresas estatales del poder político de turno mediante directorios que incluyan profesionales independientes y estatales, y que sea este directorio el encargado de contratar a una empresa cazatalentos para la búsqueda de su presidente y altos ejecutivos. Es la única salida. * Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo