Marzo 2016 - Petroleum 314 by Revista Petroleum

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Marzo 2016

REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

Estado del Mercado de Taladros de Perforaci贸n Costa Afuera

Nueva visi贸n de las barrenas de cortadores fijos

IHS CERAWeek 2016

Petroleumag

Marzo 2016 Año 31, Nº 314 Portada: El mercado de perforación costa afuera sigue su enfoque en operaciones seguras y confiables junto a ideas y tecnologías innovadoras para suplir la energía de forma rentable (Foto: Cortesía BG Group)

La petrolera noruega adquirió derechos de participación en dos potenciales bloques localizados en la cuenca Pelotas, en la plataforma marítima uruguaya

Por Carlos E. Valbuena, Houston, USA

Petrobras confirma crudo de buena calidad en el presal de Libra

SECCIONES 4 8 28 29 31 32

CORNISA CUADRANTE PREVIEW GENTE WAREHOUSE CALENDARIO

ESCENARIO IHS CERAWeek 2016 Este año justo cuando arribó a su 35 aniversario, la conferencia reunió nuevamente en Houston a los líderes de la comunidad mundial de la energía con el propósito de establecer un diálogo franco y abierto sobre una nutrida agenda temática, en la cual el tema que imperó fue el impacto de la alta volatilidad de los precios del petróleo en los planes a futuro

Tecnología Nueva visión de las barrenas de cortadores fijos Una nueva barrena, provista de elementos de corte de diamante cónico distribuidos a través de su cara, está logrando longitudes de carreras extendidas y velocidades de penetración incrementadas a través de formaciones desafiantes Artículo publicado por Schlumberger en la edición de Oilfield Review 27, No. 2 (Septiembre 2015)

La empresa brasileña confirmó el hallazgo de petróleo mediano en reservorios de excelente productividad tras perforar un nuevo pozo en el pre-sal del bloque Libra Elemento de diamante cónico (CDE)

Estado del Mercado de Taladros de Perforación Costa Afuera A continuación se presenta el comportamiento del mercado de taladros de perforación costa afuera en dos grandes subsectores: Taladros de aguas profundas y ultraprofundas; y taladros tipo jackup

Colombia encara el reto de aumentar sus reservas

Statoil pone su mirada en el offshore de Uruguay

REPORTE

¡Vaya Borrasca!

El país sigue buscando mantener el impulso necesario en esta actividad con el propósito de no arriesgar la incorporación de reservas de hidrocarburos en el mediano plazo

Vaca Muerta: Uno de los dominios no convencionales de mayor éxito fuera de Norteamérica

Enrique Peña Nieto junto a Daniel Yergin

Expectativas de alto interés para el play Vaca Muerta La fuente de análisis IHS examina los desafíos, los riesgos y el potencial de uno de los plays de petróleo y gas no convencionales más prospectivos de América, fuera de los Estados Unidos

E&P

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ÚLTIMA PÁGINA Precios y Tarifas: Mercado o Dedo En países serios y donde no funciona el dedo político, el precio de los productos y servicios que a diario consumimos los fija el mercado en función de costos de producción, oferta, demanda, calidad del servicio, competencia y otras variables Por Álvaro Ríos Roca

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Contenido

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Cornisa Jorge Zajia, Editor

Transición Energética: Estrategias para un mundo nuevo

ace siete años atrás, en Marzo de 2009 titulamos este espacio editorial: El Riesgo y la Confianza, basados en el lema de CERAWeek de ese año: “El Riesgo y la Reconstrucción de la Confianza: Estrategias Energéticas para una Economía Turbulenta”. Como en aquel entonces, este año la célebre conferencia –que alcanzó su XXXV Aniversario- se realizó en un ambiente adverso por el derrumbe del precio de la energía en general y del petróleo y el gas en particular. De allí que la presente nota editorial la titulamos con el lema de IHS CERAWeek 2016. Con la intención de refrescarnos la memoria reciente y ubicarnos en el territorio de quienes sabemos que esta crisis pasará como tantas otras y que los mejores tiempos de la industria petrolera mundial están por venir, a continuación transcribimos al pie de la letra lo que escribimos en Marzo de 2009 acerca de esta conferencia. Leamos: CERAWeek constituye –sin lugar a dudas- la conferencia más importante y útil del mundo en materia de energía: petróleo, gas natural y electricidad. Todos los principios de año, durante una semana, connotados expertos se reúnen en Houston para debatir los temas más candentes del acontecer energético mundial, atendiendo masivamente a la convocatoria del Cambridge Energy Research Associates, CERA, una compañía IHS, líder en el asesoramiento a compañías energéticas internacionales, gobiernos, instituciones financieras y proveedores de tecnología. CERA proporciona conocimiento crítico y análisis independiente sobre mercados de energía, geopolíticas, tendencias de la industria y estrategia de negocios. CERAWeek 2009 se realizó bajo una fuerte incertidumbre por la presión ejercida hacia la baja del precio de la energía, que tan sólo escasos seis meses atrás vivían o disfrutaban de la bonanza más grande de la historia y hacía presagiar que estos tiempos de gloria y abundancia se habían instalado en la Tierra para siempre. La sorpresa de todos ha sido de dimensiones catastróficas, cuando hemos visto, y continuamos viendo y viviendo, una caída espectacular del precio de la energía en general, y muy particularmente del petróleo y el gas natural que pareciera no se va a detener nunca. Hace justamente un año, durante CERAWeek 2008, el ambiente era totalmente diferente y

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los grandes jerarcas del petróleo hablaban de los planes de expansión de esta industria en mega proyectos de exploración, producción y refinación. Hoy los tiempos soplan fuertemente en sentido contrario, pero esta situación no amilana a nadie. Los hombres del petróleo, hechos de una madera especial y muy dura, lejos de atemorizarse siguen en la primera línea de batalla afrontando la realidad con valor y dando la pelea para contribuir con su experiencia y capacidad financiera a superar la crisis mundial, que es en definitiva lo que ha colapsado los precios de los insumos para generar energía. Por ello con mucha responsabilidad nos atrevemos a felicitar a los ejecutivos de CERA y de IHS porque en medio de la tormenta han lanzado un salvavidas para estudiar a fondo la situación, entenderla en sus orígenes y en conjunto, formando equipo con todas las fuerzas vivas que participan de este fabuloso negocio, diseñar las estrategias para solucionar la situación actual, o al menos minimizar sus efectos que amenazan la estabilidad del sistema. En ese sentido debemos empezar por el lema de la convocatoria a CERAWeek 2009, que empieza por hacer un reconocimiento a la situación actual que es una crisis muy severa, insistiendo en la premisa de no dejarse abatir por las circunstancias y, al contrario, hacerle frente y convertirla en una herramienta de progreso y desarrollo: El Riesgo y la Reconstrucción de la Confianza: Estrategias Energéticas para una Economía Turbulenta. Ese enunciado de por si despierta el optimismo que todos debemos tener para superar con éxito estos tiempos que vive la humanidad y que no es más la repetición de un nuevo ciclo en el desarrollo de la vida en el planeta, que con sus características y peculiaridades propias de nuestro tiempo, debe conducirnos irremediablemente como siempre a una organización social, económica y política más justa, más moderna y de mucha mejor calidad de vida. IHS CERAWeek 2016 concluyó sus deliberaciones al cierre de esta edición; sin embargo alcanzamos a publicar una breve reseña que esperamos nos permita a todos calibrar el espíritu que reinó en esta oportunidad: de mucha prudencia y pleno de optimismo acerca de lo que depara el futuro a esta gran industria.

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

Producción

Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve

ADMINISTRACIÓN

Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve

Circulación

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

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Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Energía

Canada Correspondent Mirna Chacín www.mirnachacin.com

OFICINAS CENTRAL

Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: +58 261 783 2424 Fax: +58 261 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve

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Esteban R. Zajia / Marketing Manager Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: +58 212 975 5387 / Cel: +58 412 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve

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ECUADOR

César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: +59 32 244 0316 / 244 1481 / 244 0449 Fax: +59 32 244 1624 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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1956-2016

SPE Caracas Petroleum Section celebró su 60 Aniversario

Seis décadas transmitiendo conocimientos y experiencias a los jóvenes de la nueva generación de profesionales del petróleo y proporcionando oportunidades de desarrollo profesional

Jean Jiménez, SPE Western Venezuela Petroleum Section; Ronald Oribio, POES Caracas; Mirla Fonseca, Gerencia de Esquemas de Explotación Intevep; Carlos Márquez, Pdvsa Oriente; Laura Mora, Líder de Calidad de Vida, PDVSA Intevep; Esteban Zajia, Marketing Manager Venezuela, Petroleum; Giovannina Ragusa, Gerente de Desarrollo Social, Schlumberger; Juanita Pérez, Directora de Negocios, Schlumberger; María Antonieta Esculpi, Decana de la Facultad de Ingeniería, UCV Caracas; y Miguel Castillejo, Director de la Escuela de Petróleo, UCV

as seccionales de la Society of Petroleum Engineering -SPE tienen el mérito de haber sido las primeras en establecerse fuera de los Estados Unidos y en permanecer aun activas a pesar de los ciclos y altibajos que ha experimentado esta formidable industria. En Venezuela fueron instituidas el 15 de Diciembre de 1954 como The Venezuelan Petroleum Section. Pero no fue sino el 24 de Febrero de 1956 cuando el estado Miranda y el Distrito Federal pasaron a conformar la Caracas Petroleum Section, con sede en Caracas. El 21 de Junio de ese año, los estados Zulia, Táchira, Mérida, Trujillo, Lara, Falcón, Yaracuy, Portuguesa, Cojedes, Barinas y Apure conformaron la Western Venezuela Section, con sede en Maracaibo,

mientras que la jurisdicción Eastern Venezuela Section abarcó el resto de los estados del país. Para garantizar una mayor cobertura y prestar servicios a la mayor cantidad de miembros, el 21 de Junio de 1992 se constituyó la Monagas Venezuelan Section, con sede en Maturín; y el 27 de Febrero de 2011 la Southern Venezuela Section, con sede en Barinas. Por haber alcanzado 60 años de fundada, la SPE Caracas Petroleum Section organizó el 26 de Febrero una velada en la que miembros de la organización y amigos relacionados se dieron cita para rememorar los logros y retos por delante de esta organización. En la celebración también se hicieron entrega de varios reconocimientos a profesionales

Juan Roger junto al geólogo Aníbal Martínez

y compañías por su valioso aporte al crecimiento de esta Sociedad. En representación de la actual junta directiva estuvieron presentes: Fanny Sánchez, Juan Roger, Giovannina Ragusa, Simón Antúnez, Nohemí Vargas, José L. Ortiz V., Alberto Vegas, José F. Rodríguez y Jesús Saavedra. Recibieron placas de reconocimiento los profesionales Blair Chan, Jesús Struve, Juan Vicente Roger, Rafael Enrique Pérez y la compañía de equipos y servicios petroleros Schlumberger.

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INTL. SOUTHERN CHEMICALS

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Cuadrante

a Agencia Internacional de Energía estimó que el mercado petrolero global comenzará a equilibrarse de nuevo en 2017 cuando la producción de Estados Unidos disminuya aún más ante los bajos precios del crudo antes de retomar el crecimiento y alcanzar un máximo histórico al 2021. En su reporte sobre Perspectivas a Mediano Plazo, la Agencia concluyó que para el periodo 2015-2021 la producción de crudo en Estados Unidos alcanzaría un máximo histórico de 14,2 millones de bpd, luego de caer inicialmente este año y el próximo.

l Secretario General de la Organización de Países Exportadores de Petróleo –OPEP, Abdallah Salem El-Badri, abogó por congelar la producción de petróleo para hacer frente a la caída acumulada de los precios, apoyando el acuerdo de Venezuela, Qatar, Arabia Saudí y Rusia, de congelar la producción a los niveles de Enero de este año si otros países cooperaban con la medida. “Este sería un primer paso”, dijo Salem El-Badri durante la conferencia energética internacional IHS CERAWeek, celebrada del 22 al 26 de Febrero en Houston.

osneft aumentará su participación accionaria en la empresa mixta Petromonagas para impulsar el desarrollo de proyectos de extracción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco. Con una inversión de US$500 millones la petrolera rusa incrementará a 40% de participación vs. 16,67% en la actualidad, mientras Pdvsa la reduce al 60%. Las empresas también firmaron un acuerdo que incorpora a Rosneft como accionista en el desarrollo de los campos Mejillones y Patao en el proyecto de gas Mariscal Sucre.

emex pondrá a disposición de privados, mediante asociaciones, una producción de 296.940 barriles diarios de crudo, equivalente a 13% de su producción actual, en las migraciones de contratos de exploración y producción (CIEP) y de obra pública financiada (COPF), así como en licitaciones para los farmouts con contratos del nuevo régimen. La estatal solicitó la aprobación para producir con terceros en 18 contratos un total de reservas probadas más probables (2P, con un potencial de 50% de éxito comercial) de 4.406 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 19% de las reservas de este tipo en el país.

l Presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros –Campetrol, Rubén Darío Lizarralde alertó que el freno en la exploración y la no reactivación de esta actividad en el corto plazo, condenará a Colombia a la importación de crudo dentro de cinco años. “Tenemos reservas solo para seis años, y con los precios actuales del crudo las económicamente viables nos alcanzarían para 4,9. Sin embargo este tiempo de disponibilidad del recurso es muy corto, por lo que es imperativo trabajar en esta área para no tener que importar”, señaló el directivo gremial.

copetrol planea ahorrar este año US$417 millones como medida para encarar el desafiante escenario de precios del crudo. También decidió congelar en 50% el presupuesto de gastos operativos en todas las áreas (OPEX) y ajustar sus necesidades de financiamiento a un rango entre US$1.500 – 1.900 millones. Entre 2016 – 2017 prevé recaudar entre US$400 y 900 millones mediante un plan de desinversiones de activos no estratégicos.

P destacó en su Panorama Energético 2035 que la producción de petróleo no convencional se duplicará en los próximos 20 años en Estados Unidos, a medida que las compañías exploten nuevos recursos. El desarrollo de este tipo de plays fue uno de los factores más destacados detrás del incremento global de suministros de los últimos años, pero el sector, con costos de producción relativamente caros, fue duramente golpeado por un declive del 70% en los precios del petróleo.

erupetro licitará un paquete de 32 lotes petroleros a partir del segundo semestre de este año, seis offshore y 26 en la zona amazónica. Rafael Zoeger, Presidente de la compañía, indicó que aguardan por los resultados de un estudio de competitividad para establecer cuales serán los primeros lotes que se ofertarán”. De acuerdo a la información adelantada, diez lotes ya completaron la etapa de consulta previa.

a estatal boliviana YPFB ofreció a Gazprom seis áreas de exploración gasífera en el país con un potencial de 9,2 TCF. Las empresas coincidieron en avanzar inicialmente en la evaluación técnica de los seis campos, para lo cual suscribieron convenios de estudio, como primer paso para analizar la factibilidad técnica y económica.

tatoil y la irlandesa Tullow Oil suscribieron un acuerdo para la adquisición del 35% del bloque 15 de exploración en la plataforma marítima uruguaya. A finales de Enero, esta misma empresa ya había comprado el 15% del proyecto de la francesa Total en el bloque 14, que de acuerdo a los planes comenzaría a ser perforado en Marzo. El bloque 15, adjudicado en el marco de la Ronda Uruguay II, se encuentra en la cuenca de Pelotas en el océano Atlántico y posee una superficie mayor a los 8.000 km2.

otal arrancó la producción en el campo costa afuera de gas y condensado Vega Pléyade, en la región de Tierra del Fuego, Argentina. El campo forma parte de la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1) y es operado por Total con 37,5% de participación, junto a sus socios Wintershall Energía (37,5%) y Pan American Energy (25%). El proyecto tendrá una capacidad de producción de 10 millones de metros cúbicos de gas por día (70.000 barriles de petróleo equivalentes por día) y consiste en el desarrollo del campo de gas más meridional del mundo, dijo Arnaud Breuillac, Presidente de la división EyP de Total.

etrobras inició la operación de la plataforma Cidade de Maricá, en el campo de Lula (área de Lula Alto), en el presal de la Cuenca de Santos. La unidad localizada a unos 270 km de la costa, a una profundidad de 2.120 m, tiene capacidad para producir hasta 150 mil barriles de petróleo por día y 6 millones de metros cúbicos de gas. La consolidación de la producción en la Cuenca de Santos, que representa el 70% de la extracción en esa capa, viene haciéndose desde hace más de cinco años, con un promedio de instalación de una plataforma grande cada 9 meses.

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E&P

pesar de los volátiles precios del petróleo que han reducido drásticamente la actividad de perforación de petróleo y gas en todo el mundo, los operadores que han logrado resistir la caída del precio se están posicionando para aprovechar el potencial del siguiente “gran play no convencional”. Según una reciente investigación de IHS Energy, la fuente líder mundial de información energética, muchos operadores, particularmente aquellos con experiencia en los yacimientos de shale de Estados Unidos, han puesto sus ojos sobre la formación de shale Vaca Muerta, un play altamente prospectivo, no convencional en la cuenca argentina de Neuquén y que en gran parte no ha sido probado. El estudio considera que la Cuenca Neuquina es similar a otras “súper” cuencas de todo el mundo, como la cuenca del Pérmico

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en los EE.UU. ya que posee numerosos rasgos geológicos atractivos. Esos rasgos incluyen lutitas muy gruesas, de alta calidad, rica en materia orgánica, de múltiples objetivos no convencionales, con el potencial para entregar miles de millones de barriles de petróleo equivalente. “Muchos geólogos dirán que se trata de las rocas, y ciertamente estas lutitas de Vaca Muerta tienen el potencial de proporcionar una producción abundante”, dijo Graham Bliss, Director Senior de Investigación de IHS Energy, y uno de los autores del análisis. “Las características geológicas de Vaca Muerta son prometedores, pero varían significativamente dependiendo de la profundidad y la ubicación. Además, aún no se han determinado los “puntos dulces” del play y ha habido relativamente poca perforación para aclarar su potencial”.

Según la investigación IHS Energy titulada The Vaca Muerta Insight Series, la explotación de esta formación es relativamente nueva y hasta el momento se ha realizado en un área prácticamente pequeña en unos 115.000 km2 de la cuenca Neuquina. Su desarrollo se ha centrado principalmente en el proyecto Loma Campana, bajo la operación de YPF (en joint ventures con Chevron), con algunos otros pozos perforados fuera de ese proyecto. De hecho, incluso la perforación en Loma Campana ha sido menor en comparación con su análoga en América del Norte. En el play de Vaca Muerta han sido perforados cerca de 400, en comparación con el play de lutitas de Eagle Ford en los EE.UU., que ha registrado más de 14.000 pozos perforados desde 2008. Menos del 10% de los pozos existentes en Vaca

E&P

Muerta son horizontales, y según IHS los recientes resultados positivos sugieren que estos pozos horizontales desempeñarán un papel cada vez más importante en el futuro. En términos de comparación con los plays de lutitas de EE.UU., no es una simple analogía, pero el play de Eagle Ford en el sur de Texas es el más afín cuando se consideran varios parámetros geológicos clave. La diferencia principal bajo el suelo entre Vaca Muerta y Eagle Ford es el mayor espesor de la primera -que oscila entre 100 y 200 metros en las áreas más prospectivasuna consideración muy importante para los operadores cuando se evalúan la economía y el tipo de pozo. El promedio de pozos de Eagle Ford produjo a una tasa mayor que los primeros pozos horizontales en el bloque Loma Campana (ver gráfico). Las tasas iniciales de producción (IP) para el Eagle Ford son aproximadamente 600 barriles por día, mientras que las tasas de Loma Campana son de alrededor de 520 barriles por día. Graham Bliss explica que el play de Vaca Muerta se encuentra aun en una fase de “prueba de concepto”, con la petrolera estatal de Argentina YPF y otros operadores en la búsqueda de condiciones adecuadas para establecer una producción económica. «Estamos muy temprano en el desarrollo de este play, por lo que es probable que sea una empinada curva de aprendizaje para los operadores, sobre todo a medida que se alejan del área de Loma Campana”, dijo. “Sin embargo, con una producción cercana a 50.000 barriles de petróleo equivalente por día, es uno de los dominios no convencionales de mayor éxito fuera de Norteamérica, por lo que todos los ojos están puestos en Vaca Muerta para entender su potencial”, agregó. Para su éxito, el play de Vaca Muerta tendrá que atraer a muchos más operadores, empresas de servicios e inversionistas. Actualmente YPF, varias grandes petroleras internacionales (incluyendo ExxonMobil, Chevron y Shell) y un puñado de pequeños operadores independientes y argentinos dominan el play. Pero eso puede cambiar rápidamente, ya que recientemente el veterano estadounidense Aubrey McClendon, cofundador, antiguo Director Ejecutivo de Chesapeake Energy y ahora CEO de American Energy Partners, anunció que su

compañía había firmado un acuerdo preliminar de tres años con YPF por US$500 millones para la exploración y desarrollo de Vaca Muerta.

Economía argentina A pesar de su importancia, las rocas (geología) representan sólo una pieza del rompecabezas que los operadores deben tener en cuenta cuando se trabaja en entornos de regulación fuera de los EE.UU. Para tal fin, IHS considera tres escenarios que le permiten ayudar a los operadores a evaluar mejor los riesgos por encima y por debajo del suelo, que llevan a tres perspectivas de suministro basadas en los cronogramas de equipos de perforación y pozos y las inversiones de capital necesarias para llevarlos a cabo. El informe de IHS resalta que la elección de Mauricio Macri como nuevo Presidente de la Argentina y sus reformas de política

Las características geológicas de Vaca Muerta son prometedores, pero varían significativamente dependiendo de la profundidad y la ubicación”

económica propuestas aumentan la probabilidad de un entorno empresarial más favorable en Argentina, puesto que la nueva administración pretende revertir muchas de las políticas que han mantenido a los inversionistas en la raya. Entre los principales puntos pendientes en la agenda de esta administración está el abordar los controles de capital del país, así como la solución de controversias sobre la deuda pendiente. Sin embargo, la amplia gama de desafíos económicos requerirá un equilibrio magistral entre el acatamiento a los objetivos de la política del gobierno de Macri y trabajar con una división del poder legislativo y otros actores importantes, como los sindicatos y los gobiernos provinciales. “En este momento, la preocupación más inmediata en relación a la inversión en el sector energético de Argentina es la economía”, dijo Paula Diosquez-Rice, Economista Principal de IHS. “Argentina continúa su batalla contra la alta inflación, una moneda que se deprecia, los bajos precios de las materias primas y la baja demanda. El nuevo sistema de flotación del tipo de cambio implicará más transformaciones impulsadas por el mercado del sistema cambiario y por lo tanto una mayor volatilidad, entonces el control de la inflación y el acceso al financiamiento externo son esenciales para llevar la economía argentina al orden y proporcionar un marco para recuperar la confianza de los inversionistas. Si el gobierno puede estabilizar la economía y restablecer la confianza de los inversores, se estará abriendo la era de Vaca Muerta”. MARZO 2016 I Petroleum 314 11

In Situ E&P

Colombia encara el reto de aumentar sus reservas El país sigue buscando mantener el impulso necesario en esta actividad con el propósito de no arriesgar la incorporación de reservas de hidrocarburos en el mediano plazo Sobre esta materia, Campetrol ha advertido la importancia de no repetir ejercicios de años anteriores cuando Ecopetrol disminuyó su presupuesto entre 2011 y 2013, pasando de 19% (US$1.293 millones) a 10% (US$974 millones), debido a los altos precios del crudo en ese momento (US$95/ barril en promedio) y a otras reducciones de costos, lo que impulsó a la petrolera a enfocarse mayormente en la producción. En 2014 ante la amenaza de reservas decrecientes, Ecopetrol optó nuevamente por invertir en exploración al comprometer el 15% de su presupuesto anual, el más alto en este renglón en los últimos cinco años (US$1.560 millones).

Viabilidad del plan En el país los pozos exploratorios se redujeron de 113 en 2014 a 25 en 2015, una baja del 78%

i 2015 no fue nada alentador para la industria petrolera global, para Colombia no fue precisamente el mejor. Su principal empresa petrolera Ecopetrol -que ya había reducido su presupuesto para ese año 25,8% menos que el año inmediatamente anterior- destinó a la actividad de exploración la partida más baja de los últimos cinco años (apenas US$503 millones) es decir 67,7% menos, según cifras reveladas por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol. Sin embargo, aún cuando para 2016 la empresa maneja un plan de inversiones de US$4.800 millones –un 39% menos que el año anterior y el más austero de los últimos seis años- afortunadamente la actividad de exploración representará un 27,7% más que en 2015 (US$660 millones), lo que indica que el país sigue buscando mantener el impulso necesario en esta actividad con el propósito de no arriesgar la incorporación de reservas de hidrocarburos en el mediano plazo.

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Pero todo plan, puede o no cumplirse. El presupuesto de Ecopetrol para este año fue calculado en base a un precio del barril de crudo de US$50. En reiteradas oportunidades Campetrol ha dicho que el plan de inversiones de la petrolera pudiera ser inviable con la actual cotización por debajo de los US$30, y por lo tanto, improbable acometer los planes de exploración que tanto requiere el país para su seguridad energética. Para hacer frente a esta realidad de los precios, el gobierno colombiano redujo las expectativas sobre el precio promedio del crudo para el 2016 de US$50 a US$34,7 y su meta de producción de hidrocarburos de 955.000 a 944.000 barriles diarios, panorama con el cual las reservas económicamente viables del país serían menores. Lo cierto es que la Cámara ha puntualizado que pese a todo, la apuesta de la principal petrolera del país y el resto de las operadoras, debe continuar siendo la exploración. “Con el fin de no poner en riesgo la exploración, actividad que le da la seguridad al país en el mediano plazo de aumentar la

incorporación de reservas y la producción, el Gobierno Nacional debe invertir de manera directa, o a través de un empréstito de la banca multilateral, en un importante programa exploratorio”, ha puntualizado la entidad en un reporte divulgado por su Dirección Económica y Sectorial.

Reservas para 4,9 años La entidad ha recalcado la necesidad latente de reenfocar los recursos hacia la exploración. “No se debe olvidar que el negocio petrolero es de mediano y largo plazo, por lo que sembrar recursos en estos momentos de manera adecuada, permitirá una cosecha de crudo en el futuro, máxime si se tiene en cuenta que Colombia solo tiene 6 años de reservas probadas”. El más reciente Informe de Recursos y Reservas publicado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en Diciembre de 2015, ubicó las reservas de Colombia en 2.300 millones de barriles de crudo (bajo un escenario de precios entre US$50 - 60 por barril). Pero Campetrol ha advertido que con un barril promedio de US$33,46 las reservas económicamente viables para el país serían de 1.673 millones de barriles, descenso que se daría porque sencillamente para las empresas sería mayor el costo de extracción del recurso que el ingreso recibido por el mismo. De manera que con unos precios que oscilen entre los US$30 y US$40 dólares las reservas no durarían 6,8 años como estaba previsto, sino un promedio de 4,9 años. A esta previsión se suma la disminución de todos los niveles de la actividad exploratoria nacional. En 2015 la sísmica terrestre, bajó a niveles de hace 20 años (2.200 kilómetros), una reducción del 72% con respecto al año 2014. Los pozos exploratorios se redujeron

de 113 en 2014 a solo 25 en 2015, una reducción del 78% y un nivel no visto desde hace 10 años. De allí que Campetrol haya planteado que a través de inversión directa o garantizando recursos internacionales, el Gobierno debe procurar el financiamiento de un agresivo programa de exploración para Ecopetrol, que añada tanto producción como nuevas reservas al país.

De igual modo sería de gran aporte extender la exploración a otras zonas del país, por cuanto se están trabajando solo siete de las 23 cuencas petroleras de Colombia.

A bajo costo Al cierre de esta edición de Petroleum, el precio del crudo WTI se cotizaba en US$31,04/barril y el del Brent en US$31,19/barril, niveles que siguen

siendo un reto para la industria petrolera colombiana, toda vez que le ha obligado a ejecutar acciones con el fin de disminuir sus costos, al igual que la mayoría de las operadoras a nivel mundial. De acuerdo a Campetrol, Colombia sería el séptimo país más costoso para producir petróleo con un promedio de US$35,30/barril. Entre las recientes medidas de austeridad de Ecopetrol está el enfocar este año sus recursos de exploración a los proyectos en tierra (onshore), así como a los hallazgos recientes de alta potencialidad en aguas profundas (Kronos). Para que el país siga apostando a la exploración en el offshore, la ANH afina la regulación que prevalecerá para las actividades de exploración y de producción en este entorno operacional, y que incluirá tantos aspectos técnicos como ambientales y de riesgos. Para 2016 las metas exploratorias propuestas por esta Agencia son menores a las de 2015. Prevé la perforación de 33 pozos exploratorios y el tendido de 1.000 km de sísmica terrestre.

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E&P

Reservas viables de crudo en Colombia con precio de barril Brent

In Situ E&P

Statoil pone su mirada en el offshore de Uruguay La petrolera noruega adquirió derechos de participación en dos potenciales bloques localizados en la cuenca Pelotas, en la plataforma marítima uruguaya Localización de los bloques exploratorios 14 y 15 en la plataforma marítima de Uruguay

tatoil a través de su subsidiaria Uruguay B.V. acordó con Total E P Uruguay B.V. adquirir una participación de 15% en el bloque exploratorio 14, en la plataforma marítima de Uruguay. En otro anuncio también dio cuenta de la firma de otro acuerdo con Tullow Uruguay Ltd para adquirir 35% de derechos en el bloque aledaño 15. Ambas movidas representan la entrada de la operadora noruega en este país para el fortalecimiento de su portafolio internacional en el largo plazo. Con el primer acuerdo, pendiente por la aprobación de las autoridades uruguayas, Statoil pasa a formar parte del consorcio integrado por Total y ExxonMobil Exploración y Producción Uruguay B.V. Total continuará siendo el operador principal del bloque con una participación de 50%, mientras que ExxonMobil y Statoil tendrán el 35% y 15% respectivamente. El bloque 14 se encuentra en la cuenca Pelotas del Océano Atlántico Sur, a unos 200 kilómetros de la costa de Uruguay. Abarca un extensión de 6.690 km 2 de lámina de agua de 1.850 a 3.500 metros. “Con esta transacción nos estamos posicionando en otra cuenca inexplorada con po-

14 MARZO 2016 I Petroleum 314

tencial de crecimiento, en línea con nuestra estrategia de exploración de acceso a escala temprana, y refuerza la cartera internacional a largo plazo”, dijo Nicholas Alan Maden, Vicepresidente de Exploración de Statoil.

El bloque 14 fue otorgado a Total en 2012. Los próximos pasos de la sociedad dependerán de los resultados que arroje la perforación del pozo Raya.

Prospecto Raya

Statoil dijo que al acceder al bloque adyacente 15 en la misma cuenca Pelotas, de la mano de Tullow, se estará trabajando con la misma tendencia geológica regional. El bloque 15 tiene una superficie de más de 8.000 km2 y se sienta en una lámina de agua de 2.000-3.000 metros. Tullow permanecerá en calidad de operador con 35%, mientras que INPEX Uruguay Ltd tiene el 30% restante. En este bloque también se ha completado un amplio programa de recolección de datos, no obstante, como operador, Tullow planea recopilar más sísmica 3D. La entrada de Statoil en Uruguay amplía aún más su amplia posición en América Latina. En el vecino Brasil, la noruega opera el campo Peregrino, el descubrimiento Pão de Açúcar y posee una amplia cartera de exploración. También está presente en México, Nicaragua, Colombia, Venezuela y Surinam.

Destacó que Total ha completado un programa de recolección extensa de datos, incluyendo la adquisición de nuevos datos sísmicos 3D que cubren el bloque y a su vez adelantó que la sociedad se prepara para perforar el prospecto Raya durante la primera mitad de 2016. “Somos capaces de probar esta oportunidad tan rápidamente, para explorar un nuevo concepto geológico en esta área de frontera en aguas profundas”, comentó Maden.

Nos estamos posicionando en otra cuenca inexplorada con potencial de crecimiento”

Bloque 15

E&P

Petrobras confirma crudo de buena calidad en el presal de Libra La empresa brasileña confirmó el hallazgo de petróleo mediano en reservorios de excelente productividad tras perforar un nuevo pozo en el bloque Libra, en la capa del pre-sal de la Cuenca de Santos. Esta cuenca marina se ha venido consolidando como una de las más promisorias de Brasil dado su rendimiento de la producción Plan de perforación de pozos en el bloque Libra, ubicado en aguas profundas de Brasil

l pozo 3-BRSA-1305A-RJS (3-RJS739A), situado en la zona noroeste del bloque Libra encontró una columna de petróleo de aproximadamente 270 metros y reservorios de alta calidad en comunicación con otros pozos ya perforados en el área, informó Petrobras. Mediante dos pruebas de formación llevadas a cabo en dos intervalos separados, la empresa confirmó la excelente productividad de estos reservorios y la buena calidad del petróleo (28º API), muy similar al encontrado en los pozos 2-ANP-2A-RJS y 3-RJS-731. Petrobras dijo que existen dos pozos más que están siendo perforados en la zona noroeste del bloque. El pozo 3-RJS-741, deberá alcanzar una profundidad de 5.527 metros, y cuya zona contenedora fue identificada a través de registros wireline y muestras de fluido que serán caracterizadas mediante análisis de laboratorio. El segundo pozo, el 3-RJS-742, es perforado desde el pasado 6 de Febrero. En conjunto, los tres pozos forman parte de las actividades del Plan de Evaluación de Descubrimiento (PAD) del pozo 2-ANP-2A-RJS, sometido por Petrobras a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) el año pasado y actualmente en proceso de aprobación. El consorcio de Libra está formado por Petrobras (operadora, con el 40%), Shell, (20%), Total (20%), CNPC (10%) y

CNOOC (10%), y como gestora del contrato funge Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

Producción a la vista La Cuenca de Santos, que representa el 70% de la producción en la capa presal, se ha venido consolidando desde hace poco más de cinco años. El primero de los grandes sistemas en entrar en producción fue el piloto de Lula en Octubre de 2010 (FPSO Cidade de Angra dos Reis). Sucesivamente el piloto Sapinhoá en Enero de 2013 (FPSO Cidade de São Paulo), el piloto de Lula Nordeste en Junio de 2013 (FPSO Cidade de Paraty), el Lula/ Iracema Sul en Octubre de 2014 (FPSO Cidade de Mangaratiba), el Sapinhoá del Norte en Noviembre de 2014 (FPSO Cidade de Ilhabela), Lula / Iracema Norte en Julio de 2015 (FPSO Cidade de Itaguaí) y el más reciente de Lula Alto en Febrero de 2016 (FPSO Cidade de Marica). Durante 2016 ha previsto la entrada en operación de otros dos grandes sistemas de producción, como parte del proyecto central Lula (FPSO Cidade de Saquarema) y del proyecto Lapa (FPSO Cidade de Caraguatatuba). Esta evolución en el diseño y construcción de pozos submarinos, sistemas y plataformas ha ido acompañada de un gran esfuerzo para el despliegue de una compleja infraestructura de procesamiento de flujo y gas.

Nuevo gasoducto Como parte del incremento de la capacidad productiva de la Cuenca de Santos, a mediados de Febrero Petrobras puso en marcha el segundo gasoducto submarino del país, conocido como Rota 2, que transportará el gas que se produce en el pre-sal de esta cuenca hasta la costa. Rota 2 pasa a ser el gasoducto de mayor extensión del país (401 km), con capacidad diaria de 13 millones de metros cúbicos de gas. El Rota 2 llevará el gas hasta la Terminal de Tratamiento de Gas de Cabiúnas, en Macaé, municipio en el litoral del estado de Río de Janeiro, cuya capacidad de procesamiento fue ampliada hasta 28,4 millones de metros cúbicos diarios, para recibir el gas proveniente del pre-sal de las cuencas Santos y Campos. El nuevo gasoducto se interconectará con el Rota 1, el primer tendido submarino de 359 kilómetros y en funcionamiento desde 2011 y capacidad de 10 millones de metros cúbicos diarios. Ante la necesidad de adecuarse a la caída de los precios del crudo, la mayor empresa de Brasil redujo su plan de inversiones para el período 2015-2019 desde los US$130.300 millones anunciados el año pasado hasta US$98.400 millones. La empresa ajustó la meta de producción de 2,8 millones de bpd a 2,7 millones bpd en 2020. MARZO 2016 I Petroleum 314 15

Aprovecha los Recursos Técnicos de Aprendizaje en la Industria E&P de Petróleo y Gas Formar parte de la Society of Petroleum Engineers (SPE) te permite conectarte con las mentes más brillantes de la industria

omo protagonistas vitales del pasado, presente y futuro de la evolución de la industria, los asociados de la SPE han sido responsables de logros significativos e innovaciones, desde 1957. La misión de la SPE es recolectar, propagar e intercambiar conocimiento técnico. Bajo esta premisa, la SPE ha desarrollado diversos mecanismos para facilitar la puesta en marcha de su misión: - Suscripción complementaria a Journal of Petroleum Technology (JPT) –la revista insignia de la Sociedad que destaca los últimos avances tecnológicos de la industria de E&P. - Revistas Académicas –cinco revistas académicas con información de los últimos desarrollos tecnológicos del petróleo y gas. - La biblioteca virtual OnePetro.org –congrega literatura técnica de la industria E&P, de múltiples asociaciones (incluyendo a la SPE). Esta herramienta de fácil uso contiene más de 160,000 documentos escritos por expertos. - Serie de Distinguished Lecturers - disertaciones ofrecidas por reconocidos líderes de la industria, seleccionados por colegas expertos, y que se ha consolidado como uno de los programas más respetados y con más acogida. - Programa eMentoring –interacciones entre líderes expertos y jóvenes

16 MARZO 2016 I Petroleum 314

Solange Ferreira, Directora de Actividades para América Latina y El Caribe de la SPE y estudiantes de la región

Nathan Meehan, Presidente de la SPE para el 2016 y Fernando Plaza Niño, estudiante de la UIS (Universidad Industrial de Santander) Colombia

Nathan Meehan, Presidente de la SPE para el 2016 con Jóvenes Profesionales de la región

profesionales y/o estudiantes quienes reciben consejos prácticos para su carrera profesional. Biblioteca en Línea –con títulos que abarcan todos los aspectos de la industria upstream. PetroWiki -el primer wiki de la industria upstream del petróleo y gas, moderada por asociados de la SPE. Eventos técnicos - más de 200 eventos al año, incluyendo conferencias, simposios, talleres especializados, cursos de entrenamiento técnico y webinars. Certificación en Ingeniería de Petróleo –credencial internacional que reconoce el nivel de conocimiento de los postulantes.

La SPE crea espacios de redes profesionales para el desarrollo laboral, avances en las competencias técnicas y el acceso a la tecnología de punta. Un ejemplo es SPE Connect, la plataforma virtual que facilita la comunicación y colaboración entre asociados de todo el mundo. Otra alternativa es la interacción con pares a nivel local. Los asociados son agrupados por áreas geográficas denominadas secciones. Participar de las reuniones locales de las secciones, es propicio para intercambiar información técnica, interactuar con colegas, apoyar a los capítulos estudiantiles locales y comprometerse con otras actividades de beneficios para comunidades. En definitiva, visitando www.spe.org conocerás un lugar lleno de conocimiento técnico y un mundo de oportunidades de desarrollo laboral ilimitadas. ¿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/join.

Este año justo cuando arribó a su 35 aniversario, la conferencia reunió a los líderes de la comunidad mundial de la energía, del 22 al 26 de Febrero en Houston, con el propósito de establecer un diálogo franco y abierto sobre una nutrida agenda temática, en la cual –como era la expectativael tema que imperó fue el impacto de la alta volatilidad de los precios del petróleo en los planes a futuro de la industria

ño tras año, IHS CERAWeek ha sido una plataforma de oportunidades para comprender con mayor profundidad las fuerzas y tendencias que configuran el panorama de la energía, y sobre todo visualizar los retos por delante. Con el lema de este año “Transición energética: Estrategias para un Nuevo Mundo” la conferencia estuvo enfocada en dar respuestas a los bajos precios, lo que se avizora en los mercados, las inversiones, los costos y la tecnología; la agenda ambiental –incluyendo las respuestas a París 2015-, las estrategias competitivas y estructura de la industria emergente; las políticas regulatorias y la geopolítica. La Conferencia comprendió un total de 120 conferencias magistrales, plenarias y diálogos estratégicos, así como un sinfín de oportunidades para el intercambio informal y la construcción de relaciones -incluyendo cenas, recepciones Insight y diálogos de expertos, a lo largo de cinco días. El petróleo, el gas, el viento, la generación de energía distribuida, las tecnologías de redes inteligentes, la digitalización y muchas otras fuentes de energía, fueron analizados mediante mesas redondas y plenarias que ofrecieron una visión en profundidad y análisis de cómo la evolución de estas fuentes poco a poco están dando forma a un crecimiento económico como parte natural del progreso humano. Los asistentes abarcaron todas las regiones y segmentos de la industria - petróleo, gas natural, energía nuclear y las energías renovables.

Enrique Peña Nieto, Presidente de México, recibió el premio IHS CERAWeek Global Energy Lifetime Achievement Award de manos de Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS y Chairman de la Conferencia

Conferencia de apertura y discurso especial Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS y Chairman de la Conferencia, tuvo a cargo la bienvenida a la edición 2016 de esta conferencia con la inmediata presentación del Presidente de México, Enrique Peña Nieto, quien tuvo el honor de proferir el discurso de apertura ante los miles de delegados El Presidente de México, Enrique Peña Nieto recibió de las manos de Daniel Yergin el premio IHS CERAWeek Global Energy Lifetime Achievement Award en reconocimiento a su liderazgo y visión en la concepción e implementación de reforma al sector de la energía en México.

Yergin indicó que ningún país ha modernizado con mayor profundidad su sector energético en tan poco tiempo, y se refirió a los precios de la electricidad, como uno de los beneficios para los ciudadanos mexicanos que están empezando a materializarse. MARZO 2016 I Petroleum 314 17

Escenario

IHS CERAWeek 2016

Escenario

Luego de recibir el premio, Nieto habló brevemente sobre el proceso de reforma estructural del país, que arrancó en Diciembre de 2012 con la firma del Pacto por México. Explicó que de las 13 reformas contempladas, 6 tenían como objetivo aumentar la competitividad y el crecimiento económico, pero entre todas destacó la reforma energética como el cambio económico más importante de los últimos 50 años de México. “La reforma representa un cambio de paradigma, en la manera en que México obtiene, transforma y aprovecha los recursos energéticos”, recalcó. Indicó que es un nuevo modelo de mercados de la energía, caracterizado por la apertura, la competencia, la transparencia y la seguridad jurídica, cuyo diseño ha sido reconocido por su amplitud, profundidad y velocidad de implementación. Pese al complejo entorno internacional “la reforma energética se está ejecutando con éxito y con mayor celeridad de lo previsto”, acotó Nieto. En relación al sector eléctrico, afirmó que la reforma está fomentando tarifas más competitivas para la industria, los comercios y hogares. El nuevo mercado de la electricidad, que comenzó a operar en Enero de 2015, permite a las empresas públicas y privadas, independientemente de su nacionalidad, la generación y comercialización de esta energía en libre competencia. Anunció que en el segundo trimestre de este año, la Comisión Federal de Electricidad convocará al sector privado a participar en la licitación de una línea

Enrique Peña Nieto

de transmisión de alto voltaje (600 km), cuya construcción requerirá la inversión de US$1.200 millones. Adicionalmente dijo que se busca facilitar la incorporación de energías limpias en la matriz de generación eléctrica mediante una nueva Ley de Transición Energética. “Así, podremos lograr que el 35% de la electricidad generada en México en 2024, provenga de fuentes limpias, 40% para 2035 y 50% hacia el 2050”, apuntó el Presidente mexicano. Sobre los avances de la reforma en el sector de hidrocarburos, Peña Nieto recordó la realización de la Ronda Cero en 2014 y las tres primeras ofertas de la Ronda Uno en 2015, con los más altos estándares internacionales de seguridad jurídica y la transparencia. A pesar de la positiva evolución, reconoció que la reforma todavía tiene varias fases.

Expuso que esta seguirá adelante independientemente del entorno internacional, que su implementación seguirá caracterizándose por la transparencia y la rendición de cuentas, y que se continuará trabajando bajo prácticas regulatorias y contractuales para dar certidumbre a los inversionistas. Anunció que en los primeros días de Diciembre se llevará a cabo la cuarta licitación de la Ronda Uno, correspondiente a los yacimientos de exploración de aguas profundas en el Golfo de México. “Independientemente, de cuál sea el precio del crudo en el corto plazo, México está determinado a contar con la capacidad tecnológica, financiera y de manejo de riesgos, que ya ha desarrollado la industria petrolera a nivel global para este tipo de proyectos de gran escala”, afirmó Peña Nieto. También se refirió a la transición del mercado mexicano de combustibles líquidos. Dijo que las restricciones a las importaciones de gasolina y diesel serán eliminados el 1 de Abril de 2016, dando como resultado un mercado abierto y con plena competencia con mejores precios para los usuarios finales. “México se está poniendo al día, con una economía abierta, competitiva, innovadora y en crecimiento. Con base en este proceso de cambio profundo, continuaremos nuestra integración económica y productiva con Estados Unidos; y, trabajando juntos, haremos de Norteamérica, la región más competitiva del mundo”, concluyó el Presidente mexicano.

Plenaria “Energy markets in turmoil: The shape of things to come S.E. Abdalla Salem El-Badri, Secretario General de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, participó al lado de Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, IEA, en un diálogo especial durante una plenaria sobre el futuro del mercado petrolero el primer día de la conferencia

Yergin anticipó el valioso aporte al debate de El-Badri, dada su posición privilegiada y profunda experiencia, en un momento absolutamente crítico para el mercado mundial del petróleo. El jefe de la OPEP dejó claro el necesario apoyo de los productores de crudo fuera del grupo para reducir el exceso de oferta mundial, por cuanto

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la OPEP no haría recortes de producción por sí sola. “Esto debe ser visto como algo que OPEP y no OPEP deben afrontar juntos”, dijo el Secretario General. El-Badri apoyó la propuesta de una congelación de la producción como un primer paso para tratar de contrarrestar el exceso de oferta mundial y los bajos precios y dijo que eran probable

más pasos en este sentido, si esta congelación era llevada a cabo correctamente. “El primer paso consiste en congelar la producción. Tal vez si esto tiene éxito, podemos tomar otras medidas en el futuro”, dijo. “Creo que este es un primer paso para ver lo que podemos lograr”. Subrayó que “es crucial que todos los principales productores se sienten para

Abdalla Salem El-Badri

Fatih Birol

para ajustar la tasas de declinación de los campos existentes”. Ante el auditorio, Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, dijo que Estados Unidos está preparado para otro renacimiento del petróleo de lutitas a finales de esta década. “Hubo un aumento, habrá una caída y pronto habrá una subida de nuevo”. Aseguró que las principales incertidumbres sobre la evolución futura del mercado mundial siguen siendo principalmente: las políticas de la OPEP (como los potenciales recortes o la efectividad de acuerdos de descongelación), el crecimiento de la producción no OPEP, el crecimiento económico mundial (especialmente en China), y el aumento de la eficiencia en el sector del transporte, que se prevé impulse la demanda. Birol dijo que se espera un aumento de la demanda de alrededor de 1,2 millones de bpd y unos 3 millones bpd de crecimiento para compensar la declinación de los campos existentes.

Ministerial Address El segundo día de la conferencia Ali Al-Naimi, Ministro de Petróleo y Recursos Minerales del Reino de Arabia Saudita, tuvo a cargo el discurso ministerial en el cual ofreció un contexto sobre la evolución reciente en el mercado internacional del petróleo

El ministro petrolero de Arabia Saudita comentó que desde que se unió a Aramco en 1947, ha visto precios del petróleo tan bajos como US$2/barril y tan alto como US$147/barril. “El mercado del petróleo es mucho más grande que sólo la OPEP. Tratamos duro ir todos juntos - OPEP y no OPEPa la búsqueda del consenso. Pero no hubo apetito por compartir la carga. Así que dejamos que el mercado funcionara, como la forma más eficaz para reequilibrar la oferta y la demanda”. Dijo que se puede discutir sobre el pequeño porcentaje a reducir o aumentar, pero el resultado final sigue siendo que el mundo demanda y obtiene, más de 90 millones de barriles de petróleo por día. La demanda de petróleo sigue siendo fuerte, y dijo que esta es una razón por la que daba la bienvenida

Ali Al-Naimi

a los nuevos suministros, incluyendo el petróleo de lutitas. Al-Naimi señaló que Arabia Saudita está “respondiendo a las desafiantes condiciones del mercado y buscando el mejor resultado posible en un

ambiente altamente competitivo”. Afirmó que los mercados eficientes determinarán dónde en la curva de costo reside el barril marginal y dijo que recortar la producción de bajo costo para subsidiar los suministros de alto costo sólo retrasa un ajuste de cuentas inevitable. “Los productores de esos barriles de alto costo deben encontrar una manera de reducir sus costos, pedir prestado dinero en efectivo o liquidar. Suena duro, y por desgracia lo es, pero es la forma más eficaz para reequilibrar los mercados”, dijo. Fue enfático al decir que esperaba que la capacidad de respuesta de los productores de lutitas pudiera continuar, porque estos suministros pudieran ser requeridos rápidamente una vez el mercado equilibre y ajuste. Mostró su complacencia al ver que los productores de Estados Unidos MARZO 2016 I Petroleum 314 19

Escenario

llegar a una solución a esto. Hay indicios de que de la oferta y la demanda comenzará su retorno al equilibrio este año”, dijo al referirse al aumento previsto de la demanda mundial de aproximadamente 1,3 millones de bpd, y una contracción de la oferta fuera de la OPEP de alrededor de 660.000 bpd. Reconoció que el ciclo actual de petróleo se enfrenta a un problema de suministro que podría durar años, a menos que se encuentre una solución. Afirmó que el excedente de inventarios es un problema, y que los EE.UU. quiere continuar con la importación y también con el almacenamiento de tanto petróleo. “Estados Unidos quiere exportar, pero, al mismo tiempo importar y almacenar”, dijo. “Esto es algo que no sé cómo vamos a hacerle frente”. Según El-Badri la caída de los precios está poniendo en riesgo las futuras inversiones en nuevos suministros de petróleo. “Se necesitan nuevos barriles no sólo para aumentar la producción, también

Escenario

están ahora autorizados a exportar libremente crudo, ya que tales movimientos aumentan la eficiencia del mercado mundial de petróleo. En cuanto a la política petrolera de Arabia Saudita, el ministro Naimi, ratificó que el país sigue “comprometido a satisfacer las demandas de nuestros clientes”. Dijo que Arabia Saudita continúa invirtiendo grandes sumas para mantener la capacidad de producción de petróleo disponible para satisfacer la demanda adicional de oferta y hacer frente a las interrupciones, en caso de producirse. También señaló que el país busca mercados estables del petróleo. En cuanto a los retos que plantea el cambio climático, comentó que Arabia Saudita ha invertido recursos significativos en la búsqueda de soluciones tecnológicas a estos desafíos, incluyendo la captura y almacenamiento de carbono. Añadió que la respuesta al problema de las emisiones nocivas de la quema de combustibles fósiles no es dejar los combustibles fósiles en la tierra, sino trabajar en el desarrollo de una tecnología que reduzca al mínimo y, finalmente, erradique dichas emisiones.

“Algunos no aceptan este punto de vista, pero tengo fe en la tecnología. Ya está sucediendo en una escala pequeña y, a lo largo de las décadas, el mundo ha hecho progresos, pero se requiere mucho más trabajo y colaboración. Me gustaría elogiar al Secretario de Energía de Estados Unidos, Ernie Moniz, por su liderazgo a la hora de entender y abordar estos problemas, sobre todo su fe en el poder de la tecnología”. El Ministro Naimi dijo que el congelamiento de la producción de petróleo que Arabia Saudita, Rusia, y Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México, junto a Jorge Zajia, Editor otros países han discutido de Petroleum recientemente es el comienzo de un proceso y que los recortes de que va a terminar en algún momento. En producción no van a ocurrir. Cuando Da- respuesta a la interrogante sobre el papel niel Yergin le preguntó si tenía una idea de los mercados financieros en los movide cómo va a terminar el actual exceso de mientos del precio del petróleo, dijo que la oferta de petróleo, Naimi respondió que especulación tiene un impacto en el corto no estaba seguro de cuándo, pero sí sabía plazo, aunque no a largo plazo.

CEO Dialogue José Antonio González Anaya, Director General de Petróleos Mexicanos tuvo una participación especial en un espacio para dialogar con CEO´s de empresas petroleras, bajo la moderación de Carlos Pascual, Senior Vicepresident, Global Energy IHS y Daniel Yergin, CERAWeek Conference Chairman en la que se abordó el futuro de la energía y las respuestas a la situación actual del sector a nivel internacional Con apenas dos semanas en su nuevo rol como Director General de Pemex, González Anaya destacó la importancia de la reforma energética, la cual está dotando a Pemex de herramientas fundamentales para afrontar el entorno de la caída de los precios del petróleo, con miras a posicionarse una empresa competitiva mediante la capitalización de oportunidades de negocio bajo las mejores condiciones. En su intervención, dijo que aunque la economía mexicana se ha mantenido lejos de ser dependiente del petróleo en los últimos años, Pemex sigue representando una parte importante de los ingresos del gobierno. “Tenemos que trabajar muy estrechamente con los ministerios de finanzas para

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González Anaya

asegurarnos de que estas transiciones estén bien planificadas bien ejecutada y bien comunicadas”, dijo González. “Eso es parte

de las cosas que he estado haciendo en estas últimas dos semanas”. A pesar del ciclo bajo de los precios del petróleo, señaló que en reuniones con directivos de empresas globales e inversionistas, ha podido constatar el gran interés que existe en el sector por invertir en México y asociarse con Pemex, por lo que se evaluarán las mejores alternativas estratégicas en el marco de la actual reforma, a fin de lograr una mayor rentabilidad en favor del desarrollo del país. Dijo que sin duda alguna Pemex es una empresa con viabilidad de largo plazo, porque cuenta con un importante inventario de reservas totales, un bajo costo de producción y la reconocida capacidad y talento de sus técnicos.

IHS CERAWeek 2016 también contó con la participación de decenas de distinguidos conferencistas de la talla de Ernest Moniz, Secretario de Energía de los EE.UU.; Gina McCarthy, Administradora de la Agencia de Protección Ambiental (EPA); Stanley Fischer, Vice-

presidente de la Junta de la Reserva Federal de EE.UU.; los Directores Generales de ConocoPhillips, GE, Royal Dutch Shell, Siemens, Suncor, YPF; los Ministros de Energía de Canadá, Noruega, México, Colombia, Oman, Australia e Israel; y oficiales de la Comisión Federal

de Regulación de Energía y la Comisión de Servicios Públicos de Texas. El último día de la conferencia intervinieron los senadores estadounidenses y Lisa Murkowski y John Cornyn en un diálogo especial sobre los Estados Unidos y el futuro de la energía global.

Ernest Moniz Secretario de Energía de los EE.UU.

Gina McCarthy Administradora de la Agencia de Protección Ambiental (EPA)

Stanley Fischer Vicepresidente de la Junta de la Reserva Federal de EE.UU.

“La empresa estadounidense Cheniere Energy hará su primer envío internacional del gas natural licuado (GNL) desde los Estados Unidos hacia Brasil. Es un hito importante. Esperamos ver a los Estados Unidos como un importante exportador de GNL en los próximos años”

“El mercado de la energía está en un momento cumbre y hemos anticipado estos cambios con acciones significativas en torno al clima. Las tecnologías limpias representaron más de la mitad de nuestras plantas de energía instaladas el año pasado y el Congreso ha garantizado que las energías renovables seguirán dominando el mercado”

“Los mercados financieros han estado inusualmente volátil desde comienzo de año. El gran movimiento de precios de los activos probablemente refleja el aumento de los temores acerca de la perspectiva global y en particular los acontecimientos en China y la caída de los precios del petróleo y otras materias primas”

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Escenario Análisis

Otros oradores distinguidos

Reporte

Estado del Mercado de Taladros de Perforación Costa Afuera ¡Vaya Borrasca! A continuación se presenta el comportamiento del mercado de taladros de perforación costa afuera en dos grandes subsectores: Taladros de aguas profundas y ultraprofundas; y taladros tipo jackup Carlos E. Valbuena, Houston, USA

Qué diferencia la de hace un año! Cuando en nuestra entrega anterior (Petroleum 302 - Marzo 2015) abríamos con un poco de cliché al interrogarnos si es que estábamos en la antesala de una “tormenta perfecta”; ¡vaya que lo estábamos! Y es que para el momento de aquella entrega, sonaban las alarmas de la industria al observar el precio del barril de crudo fluctuar alrededor de la módica suma de US$70. Poco después de adentrados al 2016, vivimos la entrada de este año con un precio por barril fluctuando alrededor de los US$30 y especulaciones acerca de escenarios incluso peores. El estado de la industria se ha venido sintiendo incrementalmente apocalíptico luego de la prolongada bonanza y el sector de perforación no es la excepción. Recorramos a continuación cómo se comporta el

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mercado de taladros de perforación costa afuera. Para esta entrega, lo haremos describiendo claramente qué sucedió en los dos grandes subsectores de perforación costa afuera como sigue.

Taladros de aguas profundas y ultra profundas • Las tendencias de sobreoferta que han venido amilanando al sector desde principios de 2014 continúan de manera muy pronunciada en todo tipo de equipo de aguas profundas. La utilización al 31 de Diciembre en aguas profundas era de un 87%, en comparación con un 99% con el que se contaba para finales de 2013. • En respuesta a la mencionada sobreoferta disponible en este subsector, los contratistas propietarios han comenzado

a retirar del mercado los equipos de mayor antigüedad. Estas desincorporaciones, no obstante, han tenido repercusiones marginales en su objetivo de mejorar las condiciones del mercado, en vista de que la edad promedio de los activos retirados fue de 32 años en servicio; dicho de otro modo: es muy poco probable que estas unidades tuvieran posibilidad de seguir compitiendo en el mercado. Lo rescatable de esta medida para dichas contratistas fue una disminución en costos de mantenimiento y stacking de estas unidades. • Otro esfuerzo en 2015 que hasta ahora no ha sido más que un “pañito fresco”, ha sido las negociaciones para retrasar las entregas de taladros en construcción, ordenados bajo especulación o sin con-

Taladros tipo jackup: • El mercado de taladros tipo jackup ha estado en declive por ya más de 18 meses continuos. Dicho mercado, que ya se encontraba saturado con la flota

Una recuperación

en los precios del crudo, no restaurará el mercado de jackups debido a la saturada oferta”

de taladros existente, espera que para este año se entregue la mayoría de los 88 equipos en construcción a la fecha. • Los retrasos y cancelaciones de programas de perforación en aguas someras continúan perjudicando los niveles de utilización de equipos. Luego de haber llegado a un nivel pico en el segundo trimestre de 2014, el porcentaje de utilización de equipos tipo jackup ha colapsado a un 76,42% al 31 de Diciembre de 2015, luego de un índice mayor al 90% tan solo 12 meses atrás.

Retrasos y cancelaciones de programas de perforación en aguas someras siguen perjudicando los niveles de utilización de equipos

• Los equipos están siendo contratados por plazos mucho menores. Durante 2015, según fuentes consultadas que dan cobertura al mercado, el 55% de los contratos firmados en dicho año se hicieron por una duración inferior a un año. Siendo los contratos de mayor plazo otorgados en su gran mayoría por empresas nacionales como Pemex y Saudi Aramco. • Las tasas operativas siguen en picada, los equipos con menos de 10 años de servicio están siendo contratados por tasas que fluctúan entre US$70 mil diarios, en mercados como Asia sureste o el lado estadounidense del Golfo de México y por los US$90 mil en geografías tradicionalmente de mayor costo como África occidental. • Debemos insistir en la idea de que una recuperación en los precios del crudo, no restaurará el mercado de jackups debido a la saturada oferta, exacerbada por la entrega de los equipos en construcción y equipos que terminarán sus contratos existentes durante este año y sumarán a la ya considerable capacidad ociosa. • No se percibe una recuperación de tasas en el corto o mediano plazo, de hecho, de acuerdo a pronósticos hechos por agencias de inteligencia de mercado, una recuperación del mercado de jackups a niveles de 2013 se puede prolongar por unos 6 años y pasa por la desincorporación de unos 100 taladros del mercado. En este sombrío contexto del mercado de perforación costa afuera, la carrera de las empresas propietarias de estos equipos pasa por varias premisas en los próximos meses, algunas de estas son obvias y comunes en la gran mayoría de las áreas de la golpeada industria petrolera: preservación de la liquidez, proactiva reducción de costos y en algunos casos: iniciativas estratégicas en torno a fusiones y adquisiciones. Por lo pronto, en esta tormenta que sí se siente perfecta y sin perspectivas de que cese en el corto plazo, es auspicioso un enfoque aún mayor en operaciones seguras y confiables junto a ideas y tecnologías innovadoras para continuar supliendo a los mercados la energía que se continuará necesitando de forma rentable. MARZO 2016 I Petroleum 314 23

Reporte

trato con ningún operador. Con esto, lo único que se logra es el no exacerbar la sobreoferta actual del mercado. • Es obvio que los decrecientes precios del crudo empeoran la situación, particularmente porque no se contrata backlog adicional. En 2016 comenzarán a expirar los contratos de equipos convenidos durante los años de bonanza. A partir de este momento las finanzas de las empresas contratistas reflejarán cifras notablemente más negativas, los esfuerzos de reducción de costos más agresivos y los despidos aún mayores. • Fuentes consultadas sugieren que las tarifas operativas para equipos de perforación en aguas ultra profundas de última generación han colapsado a niveles que oscilan entre US$200 y 280 mil diarios, versus un rango de US$620 - 650 mil diarios que se cotizaban a mediados de 2013, meses en los cuales se ordenaron de forma especulativa los múltiples equipos hoy en construcción.

Tecnología

Nueva visión de las barrenas de cortadores fijos Artículo publicado por Schlumberger en la edición de Oilfield Review 27, No. 2 (Septiembre 2015)

l objetivo de los perforadores de todas partes del mundo es perforar con la mayor rapidez posible, desde la zapata de la tubería de revestimiento hasta la profundidad de entubación, sin comprometer la calidad del pozo. La barrena que debe tolerar variaciones litológicas, la resistencia a la compresión de las formaciones y muchos otros factores, es esencial para alcanzar este objetivo. Una nueva barrena, provista de elementos de corte de diamante cónico distribuidos a través de su cara, está logrando longitudes de carreras extendidas y velocidades de penetración incrementadas a través de formaciones desafiantes. Además, esta barrena proporciona tasas de incremento angular más altas y una respuesta balanceada sobre direccionamiento en las aplicaciones de perforación direccional. Diamantes, uno de los materiales más duros del mundo, se utilizan en aplicaciones de perforación aproximadamente desde el año 1910, en que se emplearon por primera vez en las barrenas de extracción de núcleos. A comienzos de la década de 1920, fueron incorporados en las barrenas de perforación de diámetro completo y en la década de 1970, los diamantes sintéticos con enlaces de carburo de tungsteno, condujeron al desarrollo de las barrenas de cortadores fijos de un compuesto policristalino de diamante (PDC). Los avances posteriores registrados en la ciencia de los materiales y en los procesos de manufactura se tradujeron en una nueva generación de barrenas de PDC de cortadores fijos, que continúan evolucionando para satisfacer el desafío de perforar en litologías variables y a lo largo de trayectorias complejas. No obstante, hasta los cortadores de PDC están sujetos a procesos de astillado y daños por impacto, que pueden aminorar el avance u obligar al perforador a efectuar un viaje por una nueva barrena. Si bien la velocidad de penetración (ROP) en general se incrementa después de un cambio de barrena, el tiempo insumido en el viaje de salida del pozo y de regreso al fondo, es un tiempo inactivo o no productivo, que no se invierte en la perforación, lo que incide adversamente en la eficiencia y los costos de perforación. La manera más obvia de incrementar la eficiencia de perforación y reducir los costos consiste en perforar desde la zapata de la tubería de revestimiento hasta la profundidad de entubación siguiente lo más rápido posible y utilizando sólo una barrena. Cuando esta situación ideal no se logra, los operadores deben optar entre permanecer en el fondo y tolerar velocidades de penetración más bajas o efectuar un viaje por una nueva barrena con el fin de incrementar la ROP. Cada opción impone un precio que hay que pagar en términos de tiempo de equipo de perforación. La selección de una barrena a menudo requiere una solución de compromiso entre la resistencia al impacto y al desgaste y la ROP. Dentro de las cuencas locales, la selección de la barrena depende habitualmente de la experiencia del operador en la perforación a través de una formación en particular. Las formaciones carbonatadas pueden caracterizarse por una amplia gama de litologías —algunas de las cuales son más fáciles de perforar que otras— que varían entre margas y calizas

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blandas a dolomías duras y frágiles. Las evaporitas también plantean una diversidad de desafíos, entre los que se encuentran la sobrecarga de los cortadores en las anhidritas duras, la eficiencia inhibida de la perforación en las estructuras de yeso laminadas, y los derrumbes en las sales solubles. Los clásticos pueden reducir la ROP si los recortes se adhieren a la barrena y obstruyen las ranuras para recuperación de detritos. Las areniscas y las limolitas a menudo producen desgaste por abrasión. Algunas extensiones productivas se encuentran debajo de basaltos, que pueden ser particularmente duros y abrasivos. La profundidad de la formación también desempeña un rol importante para la selección de la barrena porque la resistencia a la compresión de la formación tiende a incrementarse con la profundidad. Algunas formaciones son notoriamente duras y exhiben resistencias a la compresión oscilantes entre 207 y 380 MPa [30 000 y 55 000 lpc] y, dependiendo del espesor, las operaciones de perforación en estas formaciones pueden requerir varios días y varias barrenas. La adecuación de la barrena correcta para una formación podría no resultar tan dificultosa si no fuera por el hecho de que la mayoría de las formaciones no son homogéneas. Con frecuencia, entre la barrena y la profundidad de entubación siguiente, se presentan litologías múltiples o mixtas. Y es la transición abrupta entre un tipo de roca y otro lo que puede producir daños en la barrena y problemas de durabilidad. La perforación entre una y otra litología —o entre un régimen de resistencia a la compresión y otro— puede generar grandes fuerzas de impacto instantáneas, fuerzas laterales cíclicas y vibraciones que aceleran el desgaste y la falla de la barrena. Cuando se lleva a la superficie, una barrena de PDC que ha fallado por problemas asociados con las vibraciones mostrará evidencias de astillado, fracturas y roturas totales de los cortadores; en todos los casos atribuibles a impactos severos en la tabla del diamante de la estructura de corte de PDC. En la superficie, los cambios litológicos pueden registrarse como fluctuaciones del esfuerzo detorsión (torque) o la ROP, pero esos indicadores sólo dan una vaga idea de lo que está sucediendo en el fondo del pozo. Por ejemplo, una arenisca abrasiva dura puede producir daño o desgaste acelerado de los cortadores. Algunas formaciones de lutitas que de otro modo serían blandas, ofrecen condiciones de perforación engañosamente duras, debido a la presencia de concreciones de calcita o nódulos de pirita, que son considerablemente más duros que la masa arcillosa en sí. Las concreciones de calcita [CaCO3] se forman a través de un proceso de depositación por disolución y su diámetro puede oscilar entre unos pocos cm y 30 cm [1 pulgada y 1 pie]. Estas concreciones pueden exhibir resistencias a la compresión superiores a 260 MPa [38 000 lpc], en tanto que la resistencia a la compresión de las lutitas circundantes puede rondar los 34 MPa [5 000 lpc]. De un modo similar, los pequeños nódulos de pirita [FeS2] que a menudo se encuentran en las lutitas, pueden resultar problemáticos.

imposible previamente. Además, el diseño de la nueva barrena ofrece un control mejorado de la orientación de la herramienta en aplicaciones direccionales desafiantes. El análisis siguiente se centra en la barrena StingBlade, su diseño y su rendimiento en la perforación de algunas de las formaciones más duras del mundo.

El diseño de la barrena El elemento de diamante cónico Stinger fue introducido inicialmente como un elemento de corte independiente, colocado en el centro de la barrena para incrementar la ROP y mejorar la estabilidad dinámica para las barrenas de PDC (Figura 2). En esta posición central, el elemento cónico fracturaba y trituraba la roca en tanto que los cortadores de PDC la cizallaban. El equipo de diseño de Smith Bits reconoció el potencial para incrementar la eficiencia de perforación utilizando múltiples elementos Stinger con el fin de romper la roca a través de una combinación de acciones de cizalladura y arado. Los ingenieros especialistas en diseño de barrenas utilizaron el análisis por el método de elementos finitos (FEA) para experimentar con la ubicación de los cortadores CDE y modelar los cambios resultantes producidos en el rendimiento de perforación.

Figura 2. Elemento de diamante cónico (CDE) posicionado en el centro. Mediante la remoción de las estructuras de corte del centro de la barrena (izquierda), se genera un hueco para el CDE (derecha). A medida que transcurre la perforación, este hueco permite la formación de una pequeña columna de roca, que es fácilmente triturada por el CDE

Figura 1. Elemento de diamante cónico (CDE). El CDE Stinger (izquierda) se fabrica en condiciones de alta temperatura y alta presión que producen una capa de diamante sintético de espesor sustancialmente mayor que el de un cortador de PDC convencional (derecha). El material del compuesto policristalino de diamante del cortador cónico ha sido diseñado para proporcionar un nivel de resistencia al impacto y al desgaste por abrasión, superior al del cortador de PDC convencional (centro)

La barrena StingBlade, provista del elemento de diamante cónico, incorpora un conjunto de elementos de corte Stinger a través de su cara. Dependiendo de la aplicación, estos elementos de corte pueden colocarse en cualquier lugar situado entre el centro de la barrena y el calibre. Este arreglo de cortadores ha permitido a los operadores mejorar la ROP y perforar intervalos significativamente más largos que los que eran posibles utilizando las barrenas de PDC convencionales. En algunos pozos, las barrenas StingBlade lograron perforar continuamente desde la zapata hasta la profundidad de entubación en una sola carrera a través de formaciones en las que esto resultaba

Los elementos cónicos se colocaron en diversas posiciones a través de la cara de la barrena. Este proceso de diseño produjo una estructura integral de corte más sólida en comparación con la de las barrenas de PDC convencionales de cortadores fijos. A medida que experimentaban con la posición del elemento Stinger en la cara de la barrena, los ingenieros reconocieron el potencial para mejorar las configuraciones de los diseños y las ventajas de utilizar configuraciones específicas para abordar desafíos de perforación específicos.

Comprobación de la hipótesis Los ingenieros especialistas en diseño llevaron a cabo una serie de pruebas de laboratorio para evaluar el rendimiento y la durabilidad del elemento de diamante cónico Stinger. En una de las pruebas, se comparó la resistencia al impacto con respecto a la de un elemento de los cortadores de un compuesto policristalino de diamante convencionales. Ambos elementos fueron lanzados sobre un bloque de acero templado con una fuerza de impacto de 80 000 N [18 000 lbf]. Este experimento simuló las condiciones habituales de una operación de perforación transicional en la que una barrena de PDC que perfora con una ROP de 18 m/h [60 pies/h] sale de una lutita blanda y penetra en una caliza dura.

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La perforación en una formación caracterizada por la presencia de litologías mixtas puede generar una carga intensa en los cortadores y fuerzas laterales cíclicas que producen el movimiento en forma de remolino de la barrena, lo que a su vez daña por impacto los cortadores de PDC. Las características de la formación, el diseño de la barrena y el rendimiento requerido de dicha herramienta determinarán si la modificación de los parámetros de operación sustentará la continuidad de la perforación o justificará la ejecución de un viaje por una barrena nueva. En las formaciones duras, el perforador debe incrementar el peso sobre la barrena (WOB) para vencer la resistencia a la cizalladura de la formación, necesaria para romper la roca y mantener una ROP aceptable. Sin embargo, el incremento del WOB también aumenta significativamente la carga sobre los cortadores, lo que puede producir el micro astillado de la tabla del diamante en los cortadores de PDC. La barrena se desgasta a medida que se incrementa la superficie plana de desgaste del cortador, lo que aumenta el calentamiento por fricción en la interfaz existente entre el cortador y la roca, debilitando potencialmente el elemento de corte de diamante. No sólo la perforación en formaciones de transición constituye un problema, sino que además la capacidad para perforar a través de una sección curva representa un desafío significativo para las extensiones productivas en las que la rentabilidad de la producción depende de la perforación de tramos laterales. El incremento angular genera un torque considerable en la barrena y puede producir dificultades en el control de la orientación de la herramienta en ciertas barrenas de PDC, lo que dificulta el hecho de mantener la trayectoria. Para encarar estos desafíos, los ingenieros especialistas en barrenas desarrollaron una barrena de cortadores fijos que emplea un tipo único de elemento de corte. El elemento de diamante cónico (CDE) Stinger proporciona una capa de diamante de espesor sustancialmente mayor que el de los cortadores de PDC convencionales (Figura 1).

Tecnología Escenario

En el primer impacto con el bloque de acero, el borde filoso del cortador de PDC convencional sufrió daños severos. Por el contrario, el elemento cónico sobrevivió a más de 100 impactos con una fuerza de 80 000 N sin sufrir daño alguno. La mayor resistencia al impacto del CDE, que posee una capa de diamante más gruesa, da como resultado longitudes de carreras extendidas y velocidades de penetración mejoradas en ambientes con propensión a los impactos. En otra prueba independiente de la primera, se utilizó un torno de zarandear vertical para medir la resistencia al desgaste. El elemento cónico fue bajado en un banco de pruebas rotativo de granito con una resistencia a la compresión de 207 MPa [30 000 lpc]. Después de aplicar fuerza al CDE, se midieron la profundidad de corte y la magnitud del desgaste. En comparación con un cortador de PDC estándar, el elemento cónico exhibió una mayor resistencia al desgaste y eficiencia de corte. Por ejemplo, bajo una fuerza aplicada de 5 300 N [1 200 lbf], una profundidad de corte de 0,5 mm [0,02 pulgadas] del CDE se tradujo en un incremento del 70% de la eficiencia de corte y con una profundidad de corte de 1,3 mm [0,05 pulgadas], el cortador CDE fue un 35% más eficiente. Los resultados demostraron además que el elemento cónico disipaba el calor por fricción de manera más eficaz que los cortadores de PDC convencionales. Con el fin de investigar la capacidad del elemento cónico para inducir la falla de la roca, los ingenieros de diseño de barrenas recurrieron al modelado FEA, que les permitió evaluar el desempeño del elemento Stinger dentro del entorno controlado de un ambiente de fondo de pozo virtual. El modelado FEA demostró que el elemento de diamante cónico impone una carga puntual concentrada para fracturar las formaciones con una alta resistencia a la compresión. Por medio de la concentración de grandes esfuerzos en el punto de contacto, el CDE incrementa la generación de fracturas en la cara de la roca y a la vez requiere mucha menos fuerza aplicada en comparación con la de los cortadores de PDC estándar. A través del modelado FEA, los ingenieros investigaron los efectos de los elementos cónicos sobre la estabilidad del conjunto de fondo (BHA) y la barrena mediante la comparación de las fuerzas sustentadas por los cortadores de PDC convencionales con las de los cortadores CDE. Entre los productos más destructivos de esas fuerzas se encuentran las vibraciones laterales y axiales. Además de dañar el equipo de fondo de pozo, estas vibraciones generan armónicas indeseables en la sarta de perforación y desvían la energía mecánica del sistema de perforación, lo que se traduce en ROPs más bajas. El modelado indicó que el perfil balanceado del elemento de diamante cónico somete al cortador a menos fuerza lateral, lo que proporciona mayor estabilidad para el logro de carreras más largas de la barrena y a la vez mitiga los efectos de los impactos y las vibraciones para prolongar la vida útil de los componentes LWD y de direccionamiento del BHA (Figura 3). El proceso de diseño además condujo a los ingenieros especialistas en barrenas a deducir que la acción de arado del elemento cónico podría producir menos torque que la acción de cizalladura de los cortadores de PDC convencionales. Para confirmar esta hipótesis, los ingenieros sometieron la barrena a pruebas extensivas, comenzando con el modelado FEA, seguido por evaluaciones efectuadas en su laboratorio de mecánica de las rocas. Luego, se llevó a cabo la prueba de fondo de pozo en una localización de pozo del área del Centro de Pruebas y Capacitación de Schlumberger en Cameron, Texas, EUA. En esta prueba, se comparó la respuesta direccional de una barrena StingBlade con la

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Figura 3. La estabilidad como una función de la fuerza lateral resultante. El modelado FEA muestra cómo se distribuye la fuerza lateral resultante, aplicada mediante la combinación del peso sobre la barrena con el torque en el elemento del cortador. Si se aplican a un cortador de PDC convencional (izquierda), las fuerzas (líneas anaranjadas de guiones) se distribuyen a lo largo del borde de ataque del cortador. En cambio, las fuerzas se concentran de manera más simétrica en el extremo del elemento cónico (derecha). El equilibrio de esta distribución de fuerzas laterales resultantes es clave para la reducción de las vibraciones y los impactos laterales inducidos en la barrena de perforación

de una barrena de PDC convencional a medida que ambas perforaban una sección curva a través de calizas, lutitas y areniscas interestratificadas que exhibían resistencias a la compresión oscilantes entre 69 y 103 MPa [10 000 y 15 000 lpc]. Las pruebas de la barrena se llevaron a cabo desde puntos idénticos de comienzo de la desviación en pozos adyacentes de la misma localización de múltiples pozos, utilizando el mismo equipo de perforación, tipo de motor y perforador direccional. La barrena StingBlade logró tasas de incremento angular 23% más altas y además exhibió un mejor control de la orientación, con lo que se requirió menos intervención del perforador direccional para permanecer en el objetivo (Figura 4). Las tasas de incremento angular más altas logradas con la barrena StingBlade permitieron a esta barrena asentar la sección curva 20 m [65 pies] antes que la barrena de PDC estándar.

Figura 4. Ángulo de orientación de la herramienta. Los cambios en la orientación del motor de lodo sirvieron como un medidor del torque de fondo de pozo en las pruebas de campo efectuadas para comparar el rendimiento de la barrena de PDC con el de una barrena provista de CDEs. A pesar de los cambios de los parámetros de perforación, tales como el peso sobre la barrena, la barrena StingBlade experimentó pocas fluctuaciones del torque reactivo durante el incremento angular a través de formaciones de variada resistencia a la compresión

Perforación de la sección curva en litologías variables  En el Condado de Lea, Nuevo México, EUA, Cimarex Energy está desarrollando la extensión productiva de lutitas Avalón, en la cuenca de Delaware. En esta área, los pozos se perforan generalmente en

Figura 5. Elementos de corte CDE y PDC alternados. Por medio del modelado de la acción de corte con el análisis FEA, los ingenieros especialistas en barrenas crearon un diseño de barrena StingBlade que ara y luego cizalla la roca (izquierda). Los elementos de corte Stinger forman valles separados por una pequeña dorsal (derecha). Luego, esta dorsal de roca en la que se han aliviado los esfuerzos es fácil de cizallar con el cortador de PDC

menos fuerza que la que se necesita cuando se utilizan las estructuras de corte de PDC tradicionales, lo que posibilita la remoción más eficiente de la roca con menos torque reactivo. Los ingenieros de Cimarex escogieron una barrena StingBlade de 3 8 /4 pulgadas para perforar el intervalo curvo en los dos pozos siguientes posicionados en la lutita Avalón. En ambos casos, la barrena perforó la sección curva en una sola carrera y sin problemas significativos de control de la orientación de la herramienta. La configuración de los elementos de diamante cónico ayudó además a proteger los cortadores de PDC; cuando se extrajeron del pozo, las barrenas mostraron una condición calificada como muy buena (Figura 6). Además, la protección de los cortadores de PDC contribuyó a mejorar la ROP. En comparación con el rendimiento de las barrenas en los nueve pozos previos, las barrenas StingBlade lograron terminar el intervalo curvo con una ROP 36% más alta que la de la barrena híbrida promedio de conos giratorios de una sola carrera.

Figura 6. Barrenas provistas de elementos de diamante cónico después de una carrera completa para la sección curva. Las barrenas extraídas de los pozos son evaluadas utilizando criterios de clasificación para el desgaste de barrenas que son estándar en la industria. Cada vez con más frecuencia, estas evaluaciones se complementan con fotografías digitales. La primera barrena (izquierda) exhibió un leve astillado del elemento Stinger en la posición de fuga o salida, en la nariz de la hoja 3 y en un cortador de PDC en la nariz de la hoja 4 (círculo). La barrena extraída de un segundo pozo (derecha) muestra un cortador de PDC deslaminado y gastado en el cono de la hoja 3 y un cortador CDE astillado y gastado en el resalto de la hoja 5 (círculo)

Horizontes más amplios Los avances introducidos en las aplicaciones de diseño de barrenas, la ciencia de los materiales y los procesos de manufactura permiten a los ingenieros especialistas en barrenas no sólo comprobar sus ideas en el laboratorio, sino también ver sus diseños materializados a los pocos días de su concepción. Como resultado de todo ello, la diversidad de diseños de barrenas StingBlade se está expandiendo rápidamente para abordar numerosos desafíos. Los elementos de corte Stinger están siendo instalados en los cuerpos de acero o material compuesto de las diversas configuraciones de hojas de las barrenas, a menudo en conjunto con los cortadores de PDC convencionales o con los cortadores de rodadura ONYX 360. Las variaciones con respecto al diseño original ahora incluyen distintos tipos de barrenas StingBlade con una diversidad de diámetros. Si bien los primeros diseños de las barrenas StingBlade abordaron aplicaciones especiales, su versatilidad está permitiendo la rápida expansión del elemento de diamante cónico Stinger para su inclusión en aplicaciones más rutinarias. IDEAS, ONYX 360, StingBlade y Stinger son marcas de Schlumberger.

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sentido vertical hasta la caliza Bone Spring y luego se desvían con un motor y una cubierta acodada. El perforador direccional incrementa el ángulo hasta 90°, a razón de 12°/30 m [12°/100 pies], para asentar el pozo en la lutita Avalón, después de lo cual el pozo se extiende horizontalmente. La lutita Avalón contiene numerosas intercalaciones de carbonatos interestratificados y se caracteriza por exhibir valores de resistencia a la compresión no confinada oscilantes entre 9000 y 30000 lpc [62 y 207 MPa]. La litología altamente variable plantea desafíos para los perforadores direccionales del tipo de movimiento en forma de remolino de la barrena y vibraciones axiales, laterales y torsionales. Estos problemas hacen que el conjunto acodado del motor se desvíe del curso previsto, obligando al perforador direccional a reorientar la herramienta y ajustar la trayectoria para volver al objetivo. Cada ajuste de la orientación de la herramienta genera un tiempo adicional que no se invierte en perforar en la dirección deseada, lo que da como resultado una sección curva más larga y un mayor potencial para pasar por alto el objetivo. En general, las barrenas de cortadores fijos estándar pueden ser afectadas por las formaciones variables, como lo demuestran el control errático de la orientación de la herramienta y la dificultad para perforar secciones curvas estrechas. En consecuencia, los operadores de esta área habitualmente utilizan barrenas de conos giratorios para perforar la sección curva y últimamente han recurrido a una barrena híbrida de conos giratorios de calidad superior. Este tipo de barrena produce respuestas consistentes en términos de torque para un mejor control del direccionamiento, pero también perforan con ROPs más bajas que las barrenas de PDC. Si bien la utilización de la barrena híbrida de conos giratorios resultó exitosa, la barrena no perforó toda la sección curva de manera consistente y en una sola carrera. Una revisión de los registros de barrenas de nueve pozos perforados por Cimarex a ocho kilómetros de distancia de la localización del pozo objetivo mostró la terminación de la sección curva utilizando una barrena sólo en un 55% de los pozos y con una ROP promedio de 6,34 m/h [20,8 pies/h]. Sobre la base del análisis de rendimiento y desgaste de las barrenas en pozos vecinos, los ingenieros de Smith Bit evaluaron las áreas clave a través de la cara de las barrenas para determinar dónde resultaría más efectivo el emplazamiento del CDE. Mediante la utilización de la plataforma de diseño integrado de barrenas IDEAS, desarrollaron una barrena de cortadores fijos con una configuración de cortadores CDE y PDC alternados. Con este diseño, los elementos de diamante cónico liman la roca, creando dos valles adyacentes. Luego, un cortador de PDC, ubicado por detrás del par de CDEs, cizalla la dorsal de roca no confinada formada entre los valles (Figura 5). Esta disposición requiere

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Septiembre, 04 – 07 • Cartagena de Indias, Colombia

XII Simposio Bolivariano del Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas “Nuevas Fronteras, Nuevos Retos”

rganizado cada tres años por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo -ACGGP, la décimosegunda edición de este encuentro geocientífico promete continuar siendo en el principal foro para los exploradores que trabajan en las cuencas a lo largo de la Cordillera de los Andes, para el intercambio de ideas y la presentación de sus más recientes trabajos técnicos. Con una programación técnica de alto nivel, mediante charlas orales, presentaciones de posters, cursos técnicos y excursiones de campo, el evento incluirá además una variedad de eventos sociales y culturales que permitirán enriquecer el “networking” de los asistentes. La nueva edición adopta el tema Nuevas Fronteras, Nuevos Retos, con el cual “reconoce los importantes cambios que la industria está experimentando, tanto en los temas técnicos o de subsuelo, como en el entorno de operaciones en superficie”, expresó Mario de Freitas, Presidente del Comité Ejecutivo del XII Simposio.

ducción en los últimos años en Colombia y otros países de la región. Asimismo manifestó que se espera contar con trabajos de alto nivel que permitan mostrar los últimos desarrollos en el Offshore del Caribe, “donde la actividad exploratoria se ha incrementando notablemente con el ingreso de grandes jugadores que pondrán a prueba la prospectividad identificada en la región”. “Considerando el enorme potencial probado en el Pre-Sal de Brasil y las expectativas en torno a la apertura de México, estamos invitando charlas magistrales sobre estos temas de alto perfil”, agregó el principal vocero del Comité Organizador. En el Comité le acompañan: Elsa Jaimes, Vicepresidente; Claudia Pérez, Secretaria General; Ana E. Suárez; Organización; Darío Cortina, Director Finanzas; John Cerón, Director Técnico; Milton Carrero, Editor; Cristina Martínez, Directora Administrativa ACGGP y más de 14 asesores nacionales e internacionales.

Programación Técnica

Temario

En una invitación a participar en el encuentro extendida a la comunidad geocientífica, Freitas adelantó algunos detalles de la programación como la realización de una sesión temática centrada en el tema de los No Convencionales, dada la importancia del tema y el potencial identificado en Latinoamérica. Igualmente, se prevé una sesión enfocada en los Crudos Pesados, por ser la principal fuente de aumento de pro-

El Simposio contará con expertos en temáticas retadoras que incluyen plays aguas afuera, yacimientos de shale gas, experiencias en hidrocarburos pesados y exploración en áreas maduras en donde aún quedan por encontrar reservas en nuevos plays: • Estudios regionales y nuevas ideas exploratorias Conceptos regionales / Nuevos Plays y Nuevas ideas

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• Sistemas petrolíferos Casos de Estudios exploratorios interdisciplinarios • Recursos de crudos pesados Potencial de Crudos Pesados en América Latina, EOR • Geología estructural / tectónica Modelamiento Estructural / reservorios Naturalmente Fracturados • Geofísica Técnicas de interpretación / Métodos Geofísicos No-Sísmicos • Hidrocarburos No Convencionales (HNC) Casos Históricos / Estimación de recursos para HNC • Caracterización de reservorios Modelamiento y caracterización de Reservorios / Técnicas de Producción También contempla una selecta exhibición comercial que permitirá mostrar las tecnologías de punta que se están aplicando para solucionar los retos de la actividad exploratoria en la región. Dentro del espacio se reservará un área especial denominada ONE -Oportunidades de Negocios Exploratorios- para aquellas empresas operadoras interesadas en promocionar sus prospectos. En los días previos al Simposio se realizarán cursos cortos sobre nuevos temas como Geología del Caribe, Microsismicidad y Geomecánica, además de los tradicionales cursos en Estratigrafía de Secuencias, Tectónica y Geofísica. Mayor información sobre toda la agenda del Simposio en: www.simposiobolivariano.org

Gente

ganó 3er Premio Accenture a la Innovación Por la tecnología EcoDiDesh desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo

copetrol ganó por tercer año consecutivo el Premio Accenture a la Innovación, esta vez en la categoría de Recursos Energéticos, por su tecnología EcoDiDesh, que asegura la deshidratación de crudos pesados mediante la aplicación de procesos energéticamente más eficientes. Lanzado en 2012, el Premio Accenture a la Innovación, ha tenido tres ediciones y busca reconocer los proyectos más innovadores en Colombia y las empresas comprometidas con el desarrollo de la innovación como motor de la competitividad, el desarrollo económico y social de Colombia. En 2015, el premio Accenture logró convocar más de 120 postulaciones y en la categoría Recursos Energéticos, Ecopetrol estuvo nominada

junto con Codensa, Fluvia, Independence y Pacific.La tecnología EcoDiDesh fue desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo y tiene patente de invención en Colombia. Esta reduce los costos de deshidratación de crudos, la evaporación de agua y los gases de efecto invernadero, el consumo de nafta para transporte del crudo y permite ampliar la capacidad de estaciones de tratamiento sin mayores inversiones. “Es un nuevo concepto que no tiene antecedentes en la industria. El proceso combina el uso de diluyentes y la separación por gravedad logrando reducir el porcentaje de agua presente en el crudo sin utilizar tratamientos térmicos, eléctricos o mecánicos, lo que garantiza la obtención de crudos deshidratados

de alta calidad que pueden ser transportados bajo especificaciones técnicas”, comentó Andrés Mantilla, Vicepresidente de Innovación y Tecnología de Ecopetrol. Esta tecnología le ha generado beneficios a Ecopetrol por más de US$100 millones anuales. En las tres ediciones del premio la petrolera se ha llevado reconocimientos. En 2012 logró el primer lugar en la categoría de Recursos Energéticos con la Estrategia para el control de apoderamiento de hidrocarburos; en 2014 obtuvo el primer lugar en la categoría Responsabilidad Social Empresarial con el programa Diáspora que construye arrecifes artificiales con oleoductos obsoletos; y en 2015 repitió en la categoría Recursos Energéticos con EcoDiDesh.

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Adolfo Tomás Hernández

Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales de Ecopetrol Gente

Adolfo Tomas Hernández

a empresa colombiana designó al Ingeniero Químico Adolfo Tomás Hernández Núñez en el cargo de Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales. Hernández cuenta con una trayectoria profesional de más de 37 años en el sector de hidrocarburos. Su posición anterior

fue como Gerente adjunto del Mejorador (Upgrader Manager) en Petropiar, una empresa mixta venezolana con participación de Pdvsa y Chevron. Dentro de su experiencia laboral destacan posiciones como Gerente de Negocios en la Refinería de Pascagoula de Chevron

Stephen W. Green

Presidente de Chevron Asia Pacific Exploration and Production

partir del 1 de Abril Stephen W. Green es Presidente de Chevron Asia Pacific Exploration and Production, en reemplazo de Melody B. Meyer, quien se retira luego de una carrera de 37 años de servicios. Green deja el cargo de Vicepresidente Corporativo de Política, Gobierno y Asuntos Públicos, para encargarse de supervisar las actividades de exploración y produc-

ción de Chevron en nueve países de la región de Asia y el Pacífico. En su nuevo rol, Green reportará a Jay Johnson, Chevron Vicepresidente Ejecutivo de Upstream. Joseph M. Naylor estará reemplazando a Green en la Vicepresidencia Corporativa de Política, Gobierno y Asuntos Públicos de Chevron.

en Estados Unidos, y de Operaciones de Mercadeo Regional en Chevron Texaco. Asimismo cargos gerenciales en otras distintas refinerías propiedad de Chevron. Hernández cursó estudios en la Universidad de Missouri – Rolla (Universidad de Ciencias de Tecnología de Missouri).

José Antonio González Anaya

Director General de Pemex

José Antonio González Anaya

l 9 de Febrero José Antonio González Anaya tomó posesión como nuevo Director General de Petróleos Mexicanos, en sustitución de Emilio Lozoya Austin. De 1996 a 2000 trabajó en el Banco Mundial como economista senior. Posteriormente, fue director del programa de investigación en Latinoamérica y profesor e investigador de la Universidad de Stanford. En 2002 se incorporó a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) como Jefe de la Unidad de Seguros, Valores y Pensiones. De 2006 a 2012 se desempeñó como Subsecretario de Ingresos de la SHCP y desde el inicio de la presente administración del presidente Enrique Peña Nieto hasta Febrero de 2016 se desempeñó como Director General del Instituto Mexicano del Seguro Social, cargo que ocupaba hasta ayer. El es egresado de las carreras de Economía y de Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), con maestría y doctorado en Economía por la Universidad de Harvard. Ha escrito en diversas publicaciones especializadas sobre economía y políticas públicas.

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Warehouse

Halliburton lanza Dash™

Sistema electrohidráulico de seguridad submarina para pruebas de pozos en aguas profundas

alliburton ha lanzado el sistema de seguridad submarina de 3 pulgadas Dash™, una solución completa para el control electrohidráulico de árboles de seguridad submarinos. Anteriormente, el control era proporcionado a través de la presión hidráulica directa desde la superficie. Esta última edición de la serie Dash™ emplea la velocidad de accionamiento electrohidráulico donde más importa – (funciones de seguridad esenciales) sin dejar de ofrecer pleno control hidráulico directo y redundante de todas las funciones. Esto ayuda a aumentar la confiabilidad y permite operaciones más eficientes en términos de costos y mantenimiento.

Al vincularse con los sistemas de control que transmiten desde la superficie y fondo de pozo, el sistema Dash™ permite el análisis para ayudar a impulsar el rendimiento óptimo y evitar el tiempo improductivo durante las pruebas dinámicas en aguas profundas. “El sistema ofrece velocidad de respuesta líder en la industria en funciones como aislamiento crítico de pozos, contención de la presión y desconexión de emergencia”, dijo Abdalla Awara, Vicepresidente de la línea de negocio de Pruebas y Subsea de Halliburton. “También ofrece un diseño simple y fácil de operar”. Recientemente el sistema Dash™ fue desplegado en un pozo de aguas profundas

en América Latina desde un buque a 7.506 pies de agua con más de 400 horas de funcionamiento en el agujero. Durante esta prueba de pozo, el sistema demostró un cierre de seguridad de fondo de pozo de seis segundos, seguido de un cierre en la superficie y desconexión de ocho segundos. Este resultado dio a los operadores un aumento de la confianza de que el pozo puede ser aislado y desenganchado en el menor lapso de tiempo. Dash™ también se integra completamente con el sistema de pruebas de pozos RezConnect™ de Halliburton. Ambas tecnologías permiten la toma de decisiones de manera inmediata durante las pruebas de pozos al tiempo que ayudan a minimizar el riesgo y reducir el tiempo de los equipos de perforación.

Transmisor de radar sin contacto PULSAR™ Modelo R96 Magnetrol International, líder en instrumentación de nivel y caudal, presentó su nuevo transmisor de radar sin contacto Pulsar™ Modelo R96 para el control de nivel confiable y preciso.

in ser afectado por la presencia de vapores o el movimiento de aire dentro del espacio libre de un tanque, este transmisor de dos hilos alimentado por lazo de 6 GHz mide una amplia variedad de materiales líquidos en condiciones que van desde superficies tranquilas y medios acuosos hasta superficies turbulentas y medios agresivos de hidrocarburos. Su rendimiento incluye: • Procesamiento de señales con alta exactitud y confiabilidad

• Amplio rango de medición de hasta 130 pies (40 metros) • Diagnóstico avanzado con captura automática de onda y registro de datos • Potente administrador de dispositivos (DTM) con configuración de campo líder en la industria y con capacidades de resolución de problemas. • Apto para SIL 2 con SFF de 92,7%. (FMEDA análisis de datos disponibles) • Salidas digitales HART® y FOUNDATION™ Fieldbus

Este innovador transmisor de radar se une al transmisor de onda guiada Eclipse® Modelo 706 de Magnetrol para ofrecer una cartera completa de tecnologías de radar avanzadas para soluciones de control de nivel. Para mayor información visite: radar.magnetrol.com MARZO 2016 I Petroleum 314 31

Calendario

06 - 07 Abril Offshore Opportunities Colombia Bogotá, Colombia

energyconferencenetwork.com/ooc

20 - 23 Abril

09 - 10 Mayo

2nd Formation Evaluation Technical Forum - SPWLA CAFE

Argentina Shale Gas and Oil Summit 2016

Manizales, Colombia

Buenos Aires, Argentina

www.spwlacolombia-cafe.org

Media Partner

Heavy Oil Workshop 2016 Villavicencio, Colombia

Media Partner

04 - 07 Septiembre XII Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

www.spe.org.co/heavyoil2016.html

www.a-sgos.com

Revista Oficial

10 - 12 Agosto

Revista Oficial

Cartagena, Colombia

www.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

15 - 16 Marzo - IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition

12 - 13 Abril - SPE/IADC Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference & Exhibition

22 - 23 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition

12 - 13 Abril AADE National Fluids Conference & Exhibition

30 - 31 Marzo - SPE Mexico Health, Safety, Security, Environment & Sustainabilty Symposium

18 - 20 Abril ShaleTech Canada

Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org

Houston, Texas, USA - www.spe.org/events/ctwi/2016

Ciudad de México - www.spe.org/events/lahs/2016

31 Marzo - 01 Abril - Oil & Gas Council Mexico Assembly

Ciudad de México - www.oilandgascouncil.com/event/2016mexico-assembly-and-dinner

Galveston, Texas, USA - www.iadc.org

Houston, Texas, USA - www.aade.org

Calgary, Alberta, Canadá - www.cvent.com

20 - 22 Abril Conferencia de Negocios Expo CAPIPE 2016 Gas & Petróleo Neuquén, Argentina - www.expocapipe.com.ar

05 - 07 Abril PECOM 2015 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico

25 - 27 Abril Oil and Gas Safety Conference and Exhibition

06 - 07 Abril - SPE Mature Field Management as the Key for Production Optimization Workshop

02 - 05 Mayo OTC 2016

Villahermosa, México - www.pecomexpo.com

Comodoro Rivadavia, Argentina - www.spe.org/events/15apma

Houston, USA - www.oilandgassafetyconference.com

Houston, Texas, USA - www.2016.otcnet.org

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

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Precios y Tarifas: Mercado o Dedo Quienes finalmente determinan los precios de los productos y servicios que a diario consumimos? En países serios y donde no funciona el dedo político, los fija el mercado en función de costos de producción, oferta, demanda, calidad del servicio, competencia y otras variables Álvaro Ríos Roca*

so sí, se regula desde el Estado la competencia. No a monopolios u oligopolios ni privados ni públicos que controlen y manipulen precios. Los precios para los monopolios naturales (donde la competencia no es posible de generar - agua, electricidad, gas natural, etc.) se establecen a través de cálculos tarifarios, donde una autoridad competente y calificada calcula las mismas en base a una estructura de costos debidamente estudiada y una rentabilidad razonable preestablecida. Estos servicios públicos sin una tarifa adecuada no se expanden y se deterioran. Existen políticas públicas para incentivar o desincentivar el uso de un producto o servicio mediante el uso de impuestos (tabaco, alcohol y otros productos nocivos para la salud humana vs. energías renovables). Estos gravámenes deben ser estudiados a fondo por instituciones colegiadas antes de su aplicación tal cual ocurre en países serios y donde el dedo desde el poder político no es posible. Finalmente existen los precios fijados a dedo por los políticos de turno. No se asientan sobre análisis económicos profundos. Resultan generalmente de designios o intereses particulares, para favoritismos políticos o sencillamente para ganar votos y mantenerse en el poder. Precios y tarifas bajas es la consigna para aparecer como figura mesiánica o salvadora ante el pueblo. Precisamente en este afán de fijar precios bajos “soberanos, justos, dignos”, llámese como se desee, es que se ha contribuido a llevar a Venezuela al más profundo abismo económico. Precios de cemento a dedo, precios de alimentos

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a dedo, tarifas de servicios a dedo, precios de medicamentos a dedo, precios de hidrocarburos a dedo, precios del dólar a dedo. Todo a dedo. Con esta dinámica de fijar precios con el dedo, han logrado desmantelar el aparato productivo, generar desabastecimiento y endeudar al país, muy a pesar que se manejaban exportaciones de casi 2 MMBBl/día con precios de petróleo a 100 US$/Bbl. Precios irrisorios de energía fijados a dedo han hecho que Venezuela tenga que importar gas, diesel, petróleo y se tengan constantes racionamientos eléctricos. Inaudito para el país con las reservas más grandes de petróleo y gas de la región. Esto no tiene parangón en la historia. Sacar a Venezuela de este abismo económico será extremadamente complicado. Peor con los actuales precios de petróleo. Tarea nada fácil para la actual o futura administración de gobierno que tendrá que hacer profundos ajustes en la economía, sincerar precios y tarifas y encarar privatizaciones. Los más impactados serán sus ciudadanos y en particular los que menos recursos económicos tienen. Cosa similar ha ocurrido en Argentina, pero no de la misma magnitud. En Argentina el sector más golpeado por los precios y tarifas a dedo fue el de la energía y pasaron una fuerte factura. La producción de gas natural se vio mermada, se cortaron exportaciones y luego se comenzó a importar gas natural. Importar costoso gas natural para venderlo a bajo precio en el mercado interno, era una ecuación que el mundo observaba con asombro y tremenda incredulidad. En todo caso, producir gas natural costoso en vez de importarlo y venderlo barato en el mercado

interno hacia mucho más sentido. El déficit energético se abultó por las importaciones de gas y contribuyó a la ausencia de dólares. Precios bajos y tarifas bajas de electricidad fijadas a dedo diezmaron la infraestructura de generación, transporte y distribución. Resultado racionamientos eléctricos constantes desde hace varios años y a importar electricidad de países vecinos a precios spot y elevados. En petróleo ocurrió lo mismo. Se fijaron precios bajos en el mercado interno cuando en el mercado internacional estaban por las nubes para subsidiar. Ahora que los precios internacionales están bordeando los 30 US$/Bbl, Argentina, para incentivar exploración, mantiene precios de 63 a 67 US$/Bbl para su mercado interno. Como se acostumbró al pueblo a que el dedo funcione, las provincias de Chubut y Santa Cruz exigen que se fijen precios similares al mercado interno para fomentar exportación de petróleo no apto para el mercado interno y por ende actividad económica. Es decir piden subsidiar exportaciones petroleras. Otra aberración. Hay muchos otros ejemplos en la región y el mundo en esta misma dinámica. Con estos dos ejemplos no sería mejor dejar que el precio internacional del petróleo sea el que marque la referencia para remunerar la exploración? Es mejor un precio de mercado o el precio fijado desde un asiento político? La historia nos sigue demostrando que precios fijados a dedo, precios bajos y subsidios prolongados son detrimentales para nuestras economías en el largo plazo. * Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo