Mayo 2016 - Petroleum 316 by Revista Petroleum

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Mayo 2016

OPEP: Oferta mundial de crudo sigue siendo abundante REVISTA OFICIAL 30 Noviembre - 02 Diciembre

OTC 2016

Spotlight on New Technology Award

TecnologĂa EOR crea un mercado para las emisiones de CO2

Petroleumag

Mayo 2016 Año 32, Nº 316 Portada: El diseño y operación de tuberías para el transporte de CO2 se está basando en la experiencia de los sectores vinculados al gas natural como a la recuperación mejorada de petróleo utilizando CO2 (Foto: DNVGL)

Saudi Aramco prevé duplicar su producción de gas en 10 años

SECCIONES CORNISA CUADRANTE PREVIEW WAREHOUSE CALENDARIO GENTE ÚLTIMA PÁGINA

12 13

18 22

De acuerdo a los planes, la producción de gas de la compañía se elevaría a 23.000 millones de pies cúbicos estándar diarios en 10 años

La producción va en aumento en el Golfo de México El bombeo de la región se estima que aumente a niveles récord en 2017, de acuerdo con las perspectivas de energía a corto plazo de la AIE

Potencial petrolero no convencional argentino La potencialidad de Argentina en petróleo y gas no convencional se ha mantenido en primer plano en los últimos años. El país se ubica entre los tres principales productores de shale a nivel mundial

Las renovables en números Compartimos un análisis actualizado sobre el sector de las energías renovables desde una perspectiva global, publicado por Ovacen, portal de eficiencia energética

OPEP: Oferta mundial de petróleo sigue siendo “superabundante”

ESPECIAL

La tecnología EOR crea un mercado para las emisiones de CO2 El uso del CO2 en aplicaciones para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) además de aumentar la producción de crudo, proporciona un mercado para esta emisiones

Avanza construcción de nueva Refinería Talara en Perú La ejecución del Proyecto Modernización Refinería Talara, PMRT, presentó para finales de Marzo un avance superior al 34%

REPORTE

En su reporte de Abril la Organización de Países Exportadores de Petróleo indicó que el consumo de crudo este año será en promedio de 94,18 mbd, menos de lo previsto por la desaceleración de la economía planetaria

Colombia inició exportaciones de coque de petróleo Un embarque de más de 50 mil toneladas destinado a Asia marcó el inicio de las exportaciones de este subproducto derivado de la refinación del petróleo, producido en la Unidad de Coquización Retardada que opera en la nueva refinería de Cartagena

InLine ElectroCoalescer (IEC)

4 8 28 30 32 33 34

Pdvsa realizó primera corrida de tecnología dopeless en Faja del Orinoco A través de la empresa mixta Petrocedeño, Pdvsa seleccionó el pozo P3–27 ubicado en San Diego de Cabrutica, para bajar la primera sarta o conjunto de tuberías con conexión dopeless

Las energías renovables en números

Proceso EOR mediante el uso de CO2

Ecuador: Sector privado invertirá US$1.000 millones en campos maduros Petroamazonas firmó nueve contratos de servicios específicos con financiamiento de compañías nacionales e internacionales

E&P

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TECNOLOGÍA Y COMERCIO

OTC 2016 Spotlight on New Technology Award

La Offshore Technology Conference distingue este año 13 tecnologías avanzadas en el conocimiento científico y técnico para el desarrollo seguro de los recursos de petróleo y gas en alta mar MAYO 2016 I Petroleum 316

Contenido

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Cornisa

La situación petrolera podría ser estructural

“Oficialmente, Texas ha perdido unos 65.000 puestos de trabajo en el sector de petróleo y gas, pero cuando se incluyen los despidos indirectos, el total asciende a 250.000”

Jorge Zajia, Editor

Chris Tomlison Houston Chronicle, April 17, 2016

on este número esta revista registra 360

y que desechemos a un lado la paciente, o im-

ediciones que se iniciaron en Enero de

paciente, espera hasta que los precios vuelvan a

1977. Hasta Diciembre de 1983 circulamos

recuperar su nivel de hace dos años.

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

con el nombre de Petróleo y Tecnología (44

Cuesta creer y aceptar que el petróleo ya dejó

números) y desde Mayo de 1984 –luego de un

de ser la fuente de energía principal e insustituible

breve receso de 4 meses- con el nombre actual

con que cuenta la humanidad y que es cuestión

de Petroleum, que es el originario en Latín del

de tiempo para que el mundo se reorganice y

aceite de roca: petro y óleum.

encuentre las formas de vivir sin necesidad de

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

A lo largo de estos 39 años hemos sido

contar con los hidrocarburos como su principal

SUSCRIPCIONES

testigos y actores de primer plano -vivido y

fuente de energía o que los dirigentes de la in-

Arístides Villalobos / Cel: +58 414 629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

sufrido en carne propia-, las vicisitudes del

dustria logren entender y aceptar que la vigencia

ASESORES EDITORIALES

desarrollo tecnológico y comercial de la fabu-

del preciado carburante va a depender que sea

losa y poderosa industria petrolera mundial en

real y efectivamente abundante, seguro y barato.

general y muy particularmente la de las Amé-

Vale la pena recrearse en la evolución de

ricas y los países agrupados en la OPEP, por

ciertos negocios muy prósperos que dejaron de

ser Venezuela (donde está nuestra sede central)

serlo porque el mundo cambió, principalmente

y Ecuador (donde tenemos una importante

en base al desarrollo tecnológico. Por ejemplo, el

representación), países que históricamente

advenimiento del petróleo acabó, gracias a Dios,

han jugado un rol destacado dentro del cartel

con la explotación masiva del aceite de ballena.

que vela por los intereses de las principales

El desarrollo del caucho sintético arruinó, gracias

naciones exportadoras de crudos.

a Dios también, la explotación inhumana del

Nuestra visión ha sido darle cobertura de

caucho natural. Y algo poco conocido es que uno

manera exclusiva a las informaciones, noticias

de los negocios más florecientes de su época fue

y reportajes positivos, que agreguen valor y

el transporte por barcos de hielo natural, que se

contribuyan con el conocimiento de nuestros

vino abajo con la invención de la máquina de

lectores, anunciantes, relacionados, amigos

fabricar hielo; no obstante, en Bolivia se explota

y trabajadores. Hemos ejercido una función

todavía el hielo del Guasipungo, porque es más

comunicacional ética, de mucho respeto y

puro y duradero que el sintético.

apego por las normas sagradas del periodismo

Mientras tanto, las principales víctimas

universal. Esto lo afirmamos con humildad y

de la baja de los precios del petróleo son las

mucho orgullo. Usted, querido lector, jamás ha

empresas petroleras y de servicios, lo que

encontrado en nuestras páginas algún escrito

ha originado el despido masivo de miles de

negativo. Preferimos ignorar ese tipo de infor-

personas, la reducción de sus inversiones y

mación. Para Petroleum no existen. El papel y la

dividendos; originándose una situación que

tinta son muy costosos para desperdiciarlos en

no está clara, con un futuro incierto y como

temas fútiles y la calidad y dignidad de nuestros

consecuencia todo el sector que mueve esta

lectores y anunciantes sólo merecen lo mejor.

magna empresa se ha preparado para lo peor.

ADMINISTRACIÓN

Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve

Circulación

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

CARACAS

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

COLOMBIA

Fabiola Villamizar / Marketing Manager Calle 114A, No. 19A-05. Bogotá - Colombia Tel: +57 1 742 8002, ext. 122. Cel: +57 317 512 6905 fvillamizar@petroleum.com.ve

USA

Victoria Schoenhofer / General Manager 1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USA Tel: +1 713 589 5812, Cel: +1 832 597 5025 vschoenhofer@petroleum.com.ve

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

Esta evocación de principios. Estas reflexiones

El futuro del petróleo continúa en un limbo

vienen a cuenta por la situación de crisis en la que

y su precio sigue sumido en una volatilidad afec-

está inmersa la industria petrolera de nuestros

tada por las dudas sobre la economía mundial, la

días, la cual ya tiene visos de no ser una coyuntura

sobreoferta del mercado y los continuos rumores

pasajera y que, por el contrario, podríamos estar

sobre un acuerdo entre los principales produc-

en la presencia de un fenómeno estructural, que

tores para reducir su producción. En general, el

obliga a replantearse la forma y el fondo de cómo

mercado se está preparando para un escenario

hacer viable la explotación de los hidrocarburos

de precios bajos por un largo período de tiempo.

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

4 MAYO 2016 I Petroleum 316

www.petroleumag.com Miembro de:

Daniel Yergin recibe Honorary Doctorate de Dartmouth College El Vicepresidente de IHS y autor ganador del premio Pulitzer, recibirá el doctorado de letras que será presentado por la Tuck School of Business, durante la ceremonia de graduación programada para el 12 de Junio

aniel Yergin, Vicepresidente de IHS, fuente líder mundial de análisis e información crítica, fue nombrado como receptor de un Honorary Doctorate de Dartmouth College Tuck School of Business. Yergin pronunciará el discurso principal durante la ceremonia de graduación de la escuela, el 11 de Junio en el campus de Dartmouth en Hanover, New Hampshire. Al día siguiente él recibirá formalmente el grado honorífico durante la ceremonia de graduación. La universidad señaló el rol de liderazgo de Yergin como “líder de la firma de investigación económica y energética” IHS y su estatus como “uno de los pensadores más destacados del planeta acerca de la energía y sus implicaciones”, describió la revista Fortune. Daniel es autor de varios libros, entre ellos su obra definitiva sobre el petróleo y la geopolítica, The Prize: the Epic Quest for Oil, Money and Power, por la que ganó un Premio Pulitzer en 1992. Su más reciente éxito de ventas es The Quest: Energy, Security and the Remaking of the Modern World.

Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS

ergin es reconocido mundialmente por sus trabajos de investigación sobre la industria petrolera

El New York Times ha descrito a Yergin como el “experto en energía más influyente de Estados Unidos”. Y la revista Time ha dicho: “Si hay un hombre cuya opinión importa más que cualquier otro en los mercados mundiales de la energía, este es Daniel Yergin”. Como Vicepresidente de IHS, el supervisa la investigación sobre la energía a través de fuentes convencionales y renovables y es responsable de la agenda global de energía y su interacción con la geopolítica y la economía. Es Director del Council of Foreign Relations y miembro de Brookings Institution, Yergin actúa en las juntas asesoras de la Iniciativa de Energía del MIT, el Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia y del Consejo Asesor Internacional de Energía de Singapur. En 2014, recibió el primer reconocimiento James Schlesinger Medal del Departamento de Energía de los EE.UU. Ese mismo año, el Primer Ministro de la India le hizo entrega del Lifetime Achievement Award.

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6 MAYO 2016 I Petroleum 316

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Cuadrante

chlumberger reducirá sus operaciones en Venezuela como resultado de pagos insuficientes recibidos en los últimos trimestres y la falta de avances en la creación de nuevos mecanismos para abordar las cuentas por cobrar pasadas y futuras. No obstante, destacó su compromiso de seguir apoyando a la industria de E&P en el país. La compañía reportó US$49 millones en pérdidas el año pasado debido a la devaluación de la moneda en Venezuela y otros US$472 millones en 2014. Pdvsa por su parte, aseguró que continuará con los pagos a Schlumberger en las diversas modalidades, de acuerdo con el nivel de actividad que realiza actualmente en el país.

l Departamento de Justicia de Estados Unidos presentó una demanda para frenar la fusión entre Halliburton y Baker Hughes, argumentando que la combinación entre ambas compañías proveedoras de servicios petroleros afectará la competencia en el sector. El acuerdo, valuado en US$35 mil millones fue anunciado en Noviembre de 2014 y eliminaría la competencia en 23 productos o servicios para la producción y exploración de crudo en Estados Unidos, tanto en tierra como mar adentro, dijo el Departamento de Justicia en un comunicado.

copetrol obtuvo una patente de invención de la Corporación de Propiedad Intelectual de Malasia (MyIPO), al proceso “obtención de diésel a partir de aceites vegetales o animales por hidrotratamiento con tiempos de residencia reducidos y productos obtenidos a partir del mismo”, desarrollado en el Instituto Colombiano del Petróleo. Del proceso se obtiene el biocombustible Biocetano®, renovable y compatible con el diésel del petróleo, con propiedades de desempeño en los motores muy superiores.

l consorcio formado por PGS, TGS y Schlumberger WesternGeco, ganó la licitación para llevar a cabo un programa de sísmica multicliente en alta mar en Sabah, resultado de una iniciativa de Petroliam Nacional Berhad, Petronas, para estimular la exploración y producción costa afuera en Malasia. El consorcio prevé aplicar una combinación de soluciones tecnológicas avanzadas, incluyendo la adquisición de sensores múltiples usando las tecnologías PGS GeoStreamer, WesternGeco IsoMetrix, PGS Towed Streamer y técnicas de adquisición 2D de banda ancha y de procesamiento avanzado.

l consorcio Total-ExxonMobil comenzó la prospección petrolera en aguas de Uruguay, a 250 km de la costa en el prospecto Raya1, bloque 14. Se trata de la perforación del primer pozo exploratorio de la Ronda Uruguay II, en aguas profundas, y tomará cerca de 100 días. El buque MaerskVenturer se encuentra perforando en el prospecto, el cual presenta desafíos tecnológicos, operativos y logísticos por encontrarse en un ambiente de condiciones severas y por tratarse de una profundidad de agua de más de 3.400m. Uruguay es totalmente dependiente de la importación de hidrocarburos.

P Trinidad y Tobago informó que los cinco árboles submarinos necesarios para el proyecto de Juniper llegaron al país. Se trata del desarrollo del primer campo submarino, localizado a 50 millas de la costa sur este de Trinidad. La perforación de los cinco pozos submarinos Juniper se inició en 2015 y se terminó en Marzo pasado. El proyecto tendrá una capacidad de producción de unos 590 millones de pies cúbicos estándar por día de gas, previéndose el primer gas de la instalación para 2017.

ood Group adquirió a Ingenious Inc., compañía de servicios de ingeniería y consultoría para la industria del petróleo y gas, con sede en Houston, especializada en la simulación de procesos y modelado, y software integrado para la inteligencia operativa. La adquisición “refuerza y diversifica las capacidades de automatización y control del negocio de Wood Group Mustang”, destacó el CEO del grupo, Michele McNichol, agregando que las capacidades de Ingenious aumentarán la escala y amplitud de nuestro negocio de automatización y control.

a producción de petróleo en Rusia alcanzó en Marzo su mayor nivel en 30 años, al ubicarse en 10,91 de bpd. Este incremento a niveles no vistos desde 1987, cuando alcanzó un máximo histórico de 11,47 millones de bpd, sugiere para algunos analistas que podría ser difícil que el país cumpla con el eventual compromiso global de congelar los volúmenes de extracción, dado que la industria doméstica está dominada por varias grandes petroleras, como Rosneft, Gazprom y Lukoil, cada una de ellas con su propia agenda.

epsol reportó que su producción se elevó a 715.000 barriles equivalentes de petróleo diarios en el primer trimestre de 2016, el doble que en el mismo periodo de 2015, tras incorporar los activos de la petrolera Talisman, adquirida en Mayo del pasado año. El mayor de los incrementos interanuales se realizó en Asia y Rusia, donde la producción se multiplicó por seis -108.000 barriles diarios actuales frente a los 18.000 del primer trimestre de 2015-, precisamente donde se concentraban los activos de Talisman.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos,YPFB, inició la exploración sísmica 2D en el área Huacareta Sur, en la provincia O’Connor del municipio de Entre Ríos – Tarija, donde se estima la existencia de 13 trillones de pies cúbicos de gas, que permitirían cumplir los compromisos de exportación que tiene el país con Argentina y Brasil. El bloque se encuentra en su primera fase de exploración que corresponde a cinco años, y finaliza el 21 de Enero de 2019. El área que se explora tiene una extensión de 4.537 km2, siendo una de las más grandes de Bolivia.

etrobras exportó 50 millones de litros de diésel a Argentina, su primera gran venta del combustible al exterior en 2016, siendo el mayor cargamento de este combustible desde Marzo de 2014, cuando vendió 59,9 millones de litros. Brasil suele ser importador de este combustible debido al faltante en la capacidad de refinación a nivel local.

8 MAYO 2016 I Petroleum 316

Ecuador

E&P

Sector privado invertirá US$1.000 millones en campos maduros Petroamazonas firmó nueve contratos de servicios específicos con financiamiento de compañías nacionales e internacionales

os contratos fueron suscritos con los consorcios: Pañaturi, integrado por Sinopec International de China y Sinopec Service Ecuador, en los campos Indillana, Yanaquincha y Limoncocha; Kamana, compuesto por Schlumberger y Tecpetrol en los campos Edén Yuturi y Pañacocha; e Igapó, en el que participa con Halliburton, en los campos Lago Agrio, Palo Azul, Pucuna y Víctor Hugo Ruales. Las inversiones se estiman en US$1.000 millones para recuperar 84.6 millones de barriles en reservas incrementales, que requieren mayores tecnologías para su extracción. Las compañías asumen el riesgo de las inversiones y el Estado ecuatoriano, a través de Petroamazonas EP, solo pagará por producción incremental ejecutada. Además, la petrolera estatal sigue siendo la operadora de estos activos. Las empresas contratistas aplicarán técnicas de optimización y recuperación

Carlos Pareja Yanuzell, Ministro de Hidrocarburos de Ecuador; Jorge Glas, Vicepresidente de Ecuador; Raul Bonifacio, Country Manager - Halliburton Ecuador; Rafael Poveda, Ministro de Sectores Estratégicos; Francisco Giraldo, Operations Vice-President Western Hemisphire Schlumberger Production Management y Chen – Weilong, Sinopec International y miembro de Penaturi Consortium

mejorada. El incremento de la producción esperada en los campos maduros alcanzará los 30.000 barriles adicionales por día en 2018. El Vicepresidente de Petroamazonas, Jorge Glas, indicó que esta inversión se realizará en cinco años. El Estado ecuatoriano firmó en Octubre de 2014 los contratos para la optimización y recuperación mejorada

de 17 campos maduros, cuya ejecución fue suspendida por parte de Petroamazonas EP en Octubre de 2015, para buscar nuevos acuerdos con cada compañía. La revisión de los contratos para el desarrollo de los campos maduros es parte de una estrategia de optimización de actividades y recursos en el contexto actual del mercado internacional del petróleo.

Pdvsa realizó primera corrida de tecnología dopeless en Faja del Orinoco

A través de la empresa mixta Petrocedeño, Pdvsa seleccionó el pozo P3–27 ubicado en San Diego de Cabrutica, en el sur del estado Anzoátegui, para bajar la primera sarta o conjunto de tuberías con conexión dopeless

l dopeless es un revestimiento multifuncional que garantiza la aplicación exacta de lubricante en cada conexión, eliminando el tradicional uso de grasas que se hacen con una brocha directamente en campo, logrando mantener un alto rendimiento en los tiempos de emboque y enrosque durante las operaciones de bajadas de tubos a pozo. Este sistema garantiza la eficiencia del taladro, aumentando los beneficios

10 MAYO 2016 I Petroleum 316

operativos del proceso de perforación, optimizando el tiempo de bajada de los tubos. Además, con la eliminación del uso de grasa durante la maniobra se fortalecerá la seguridad industrial. En esta oportunidad, fueron bajadas a pozos un total de 65 juntas de 9 5/8 pulgadas, en forma rápida, segura y limpia. Luis Rodríguez, Superintendente de Perforación en Petrocedeño, destacó la

exitosa corrida en el pozo seleccionado, el primero en todo el oriente del país. “Fue exitosa desde todo punto de vista ya que disminuye de manera significativa los tiempos operacionales”, dijo. En Venezuela la Tecnología Dopeless ha permitido operaciones más eficientes con un sustancial ahorro en términos de tiempo y costos, al reducir los pasos necesarios durante las actividades previas a la corrida.

De acuerdo a los planes, la producción de gas de la compañía se elevaría a 23.000 millones de pies cúbicos estándar diarios en 10 años

a petrolera estatal de Arabia Saudí ha incrementado su producción de gas de 3.500 millones de pies cúbicos estándar diarios a principios de la década de 1980 hasta más de 12.000 millones de pies cúbicos diarios en la actualidad. Adicionalmente trascendió que descubrió una gran cantidad de shale gas en la cuenca de Al Ayafura, cerca de Al Ahsá, en el sureste de Arabia Saudí. El Presidente de la compañía, Amin H. Nasser, dijo en el marco de un foro de Inversión que las cantidades “son muy prometedoras y tienen viabilidad económica por contener un gran porcentaje de líquidos”. Al Ahsá es una de las zonas más ricas en petróleo y en gas en el mundo y uno de los mayores yacimientos de crudo convencional

Amin H. Nasser, Presidente Saudi Aramco

en el planeta. El área ha sido trabajada durante 70 años y se continuará haciendo en las generaciones futuras”, indicó al Nasser. Agregó que “los trabajos de evaluación de las reservas continúan en la cuenca de Al Ahsá” y espera que este descubrimiento tenga impactos positivos en la creación de grandes oportunidades para la inversión y de empleo. Se estima que Aramco tiene reservas de crudo equivalentes de 265.000 millones de barriles, más del 15% de los depósitos del mundo. La compañía también planea incrementar su capacidad de refinación entre 8 millones y 10 millones de barriles diarios desde los cerca de 5,4 millones de barriles diarios actuales, agregó Nasser.

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E&P

Saudi Aramco prevé duplicar su producción de gas en 10 años

In Situ E&P

l coque de petróleo que se produce por primera vez en Colombia, es un combustible sólido de alto poder calorífico que se usa en las industrias cementeras y siderúrgicas, y en algunos casos como materia prima para la fabricación de electrodos en la industria de aluminio. La refinería de Cartagena producirá alrededor de 75.000 toneladas mensuales de coque de petróleo. El coque es un sub producto sólido, de la fase final del proceso de refinación una vez extraído todos los gases y líquidos. El mismo tiene un alto valor comercial en el mercado de combustibles de refinación. Antes de disponer de esta tecnología en la refinería de Cartagena, el residuo que hoy alimenta a la Unidad de Coquización Retardada se comercializaba como combustóleo, el cual

Unidad de coquización retardada de la Refinería de Cartagena

tiene un valor entre un 20 y 30% menos que el crudo que se cargaba a la refinería. Reficar cumple con las regulaciones de Ley colombiana e internacional como la del International Finance Corporation, IFC, del Banco Mundial, que exige para el traslado del coque al puerto de exportación, camiones con la mejor tecnología disponible, en los cuales el producto está completamente confinado y humectado, para evitar la emisión de material particulado. El sistema de cargue directo a las bodegas del buque por medio de chute telescópico que permite descargar el material sin que haya emisiones, desde el punto de vista de operación logística es considerada la más moderna y segura para el manejo del coque, aceptada en países europeos y Estados Unidos, entre otros.

Avanza construcción de nueva Refinería Talara en Perú La ejecución del Proyecto Modernización Refinería Talara, PMRT, presentó para finales de Marzo un avance superior al 34%

e acuerdo con la información difundida por Petroperú, el muelle de carga MU2, está listo para recibir los materiales y equipos que se emplearán en las modernas unidades de proceso con las que contará la nueva refinería. En cumplimiento con lo establecido en el Estudio de Impacto Ambiental, unas 2.867 personas trabajan en el PMRT, de las cuales 96% de la mano de obra no calificada y 33% de la mano de obra calificada

12 MAYO 2016 I Petroleum 316

son talareños, superando ampliamente lo establecido en EIA. De acuerdo a los estimados para 2016, el pico máximo de personal en obra se presentará en el mes de Septiembre, con una cantidad aproximada de 4.500 personas, entre personal calificado en su mayoría y no calificado para labores de apoyo. En los próximos meses, se irá incrementando las labores relacionadas a

metalmecánica. Las empresas contratistas del PMRT requerirán personal especializado y con experiencia en estructuras metálicas, montaje de tuberías, soldadura, andamieros, entre otros. En 2017, la tendencia de la curva de la demanda de personal seguirá incrementándose. El pico más alto de personal en obra se presentará en Agosto, con una cantidad aproximada de 6.500 personas, entre personal calificado y no calificado.

El bombeo de la región se estima que aumente a niveles récord en 2017

l Golfo de México EE.UU. ha estado produciendo hidrocarburos desde 1947 cuando el primer pozo perforado desde una plataforma fija marcó el debut de la industria del petróleo y gas en alta mar. La producción de crudo de la región se estima que aumente a niveles récord en 2017 a pesar de los altos precios bajos, de acuerdo con las perspectivas de energía a corto plazo de la Administración de Información de Energía de EE.UU. La agencia gubernamental proyecta que la producción federal en el GoM alcanzará un promedio de 1,63 millones de barriles por día (mmb/d) en 2016 y 1,79 mmb/d en 2017, llegando a 1,91 en Diciembre de 2017. En total, se espera que la producción de la zona represente 18% y 21% de la previsión total

de producción de crudo de Estados Unidos en 2016 y 2017, respectivamente. En aguas profundas del Terciario Inferior en el GoM, por ejemplo, el agua y la profundidad del yacimiento son un reto considerable para perforar y producir. Allí es posible observar el programa Jack / St. Malo de Chevron donde la plataforma de pata tensionada está posicionada a 7.000 pies de agua con algunos yacimientos objetivos sentados a miles de pies debajo del fondo marino. Este es un escenario típico de la región, un testimonio de por qué este tipo de proyectos se mueven a paso lento, con varios años entre el descubrimiento y la producción. En el transcurso de la evaluación, la planificación y la construcción de estos grandes proyectos de largo plazo y de alto costo, los

movimientos en los precios del petróleo a corto plazo, son relegados a un segundo plano, a diferencia de lo que ocurre en tierra, donde los productores deben extremar sus precauciones en torno a estos movimientos. Aun así, la EIA señaló que los actuales márgenes de beneficios decrecientes y las bajas expectativas de una recuperación rápida de los precios del petróleo han convencido a muchos operadores del GoM a reducir a futuro el gasto en exploración en aguas profundas, la flota de taladros activos mediante el desecho y apilamiento de plataformas viejas y la reestructuración de los contratos de plataforma de perforación. Como resultado de estas acciones, aumenta la incertidumbre en relación con la puntualidad de un número de proyectos en el GoM.

MAYO 2016 I Petroleum 316 13

E&P

La producción va en aumento en el Golfo de México

E&P

La SPE reafirma su apoyo durante la recesión de la Industria Petrolera La Society of Petroleum Engineers (SPE) ha servido, de manera constante a sus asociados, durante los altibajos de la industria de exploración y producción de petróleo y gas, desde 1957, dada su naturaleza inherentemente cíclica Por Mark Rubin, Director General y Vicepresidente de la SPE

través de cada ciclo de la industria, la SPE ha conservado su compromiso de apoyo. Lo sé porque he sido asociado a la SPE desde mucho antes de llegar a ser su Director General. Cuando la industria atraviesa por un declive, las empresas reaccionan. Los resultados se reflejan desde recortes de personal, ajustes presupuestales, hasta incremento de fusiones y adquisiciones, entre otros. Todo suena lógico, pero cuando uno está en medio del fuego cruzado, los obstáculos parecen infranqueables. Personalmente me enfrenté a este dilema en 1987 cuando estuve desempleado durante la crisis de los 80s. En un momento en el que los trabajos para ingenieros de petróleo eran escasos, acudí a los contactos que obtuve como asociado a la SPE, a través de mi involucramiento con la sección local. Participé en la conferencia anual SPE Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE), interactúe con colegas, y pude encontrar otra oportunidad de laborar gracias a estos contactos. Esta experiencia me hizo apreciar aún más mi membresía en la SPE, ya que experimenté su valor tangible. Ahora como Director General de la SPE, reitero el compromiso que la Sociedad tiene con sus asociados. Estamos aquí para servirlos a lo largo de sus carreras profesionales, sean ingenieros experimentados, jóvenes profesionales o estudiantes. A medida que la industria va reaccionando, queremos que sepan que la SPE es proactiva en el manejo de sus recursos y programas para atender sus necesidades.

14 MAYO 2016 I Petroleum 316

Algunos ejemplos a continuación: • El portal gratuito para la búsqueda de empleo en nuestra industria: www.spe.org/industry/job • Nuestros asociados pueden solicitar la exoneración del pago de su cuota anual de membrecía por desempleo o si están atravesando momentos financieros difíciles. • Ofrecemos alrededor de 10 webinars gratuitos cada año para mejorar competencias técnicas en webevents.spe.org • Contamos con Programas Virtuales de Mentores a disposición de jóvenes profesionales. • Incentivamos el uso del wiki en línea, PetroWiki y recomendamos a nuestros asociados, jubilados o sin empleo, utilizarlo para mantenerse activos en la industria y demostrar sus conocimientos aprendidos: http://petrowiki.org/PetroWiki • Ofrecemos la herramienta virtual para gerenciamiento de competencias CMT, a través de la cual nuestros asociados evalúan sus aptitudes profesionales en la industria E&P incluyendo geo ciencias, ingeniería de reservorios, ingeniería de pozos, ingeniería de producción y operaciones, ingeniería de proyectos y facilidades, y HSE. Los resultados pueden ser utilizados para desarrollar un plan individual dirigido a cubrir faltantes: www.spe.org/training/cmt • Disponemos de un equipo dedicado a servir a nuestros asociados en América Latina y El Caribe, liderado por la Directora Solange Ferreira.

• Animamos a nuestros asociados a compartir ideas de cómo podemos ayudar durante el declive industrial, escribiéndome a ceo@spe.org Las plataformas petroleras pueden disminuir, pero la demanda por innovación en E&P de gas y petróleo continúa creciendo y la SPE fortalece sus servicios y recursos de manera eficiente y efectiva. Los riesgos y reconocimientos de una carrera en la rama energética pueden ser impredecibles, pero nuestros asociados siempre podrán contar con la SPE.

Mark Rubin es Director General y Vicepresidente de la SPE desde Agosto de 2001, y es responsable por el manejo de las operaciones de la organización a nivel global. Trabaja con la Junta Directiva y los directores para desarrollar planes estratégicos y de negocios, formular los objetivos organizacionales, metas, políticas, y programas. Anteriormente, fue el gerente general de upstream de la American Petroleum Institute en Washington, DC. Como asociado de la SPE desde 1979 e Ingeniero de Petróleo trabajó en Unocal (Texas, 1981 – 1987), y en Buttes Resources (Dallas, 1987 – 1988). Obtuvo su título Profesional en Ciencias de Ingeniería de Petróleo de Texas A&M University y su MBA en la Southern Methodist University.

Reporte

Potencial petrolero no convencional argentino La potencialidad de Argentina en materia de petróleo y gas no convencional se ha mantenido en primer plano en los últimos años. El país se ubica entre los tres principales productores de shale a nivel mundial

n un informe reciente publicado por la revista de negocios de la Universidad de Harvard, los analistas Bernhard Hartmann y Saji Sam refieren que Argentina, más avanzado que otros países en la explotación de formaciones de shale, contiene cerca de 801 trillones de pies cúbicos de gas no convencional y 27 millones de barriles de reservas de petróleo del mismo tipo, técnicamente recuperables. Los expertos enfatizaron que varios otros países, como China, están comenzando a desarrollar sus recursos de hidrocarburos no convencionales mediante la adopción de la tecnología y modelos de negocios, compatible con este desarrollo. “Sudáfrica, China y Argentina también se están preparando para desarrollar sus reservas en un intento de independencia energética”, sostienen.

Los recursos de shale son conocidos desde principios del siglo XX, pero hasta hace algunas décadas no existía la tecnología para extraerlos. A comienzos de los 70, por iniciativa del gobierno de EE.UU., se asocian operadores privados, el Departamento de Energía de EE.UU. y el Gas Research Institute para potenciar el desarrollo de tecnologías que permitieran la producción comercial de gas de formaciones de shale. Esta asociación posibilitó el desarrollo de las tecnologías que son cruciales para la producción de shale gas, que ha producido un cambio de paradigma en la producción mundial de hidrocarburos y en los mercados energéticos, ya que EE.UU., el mayor consumidor mundial de energía, dejará de ser importador de gas en pocos años gracias al aumento de su producción de recursos de shale. También se espera que producirá un gran cambio en Argentina,

El desarrollo de yacimientos no convencionales abre nuevos desafíos a geólogos, geofísicos e ingenieros” cuyos recursos técnicamente recuperables, le ubican como la segunda potencia en shale gas, detrás de China. Otro informe publicado por la Agencia de Información Energética de los Estados Unidos -Energy Information Administration- que aporta datos sobre los recursos de shale gas en regiones fuera de Estados Unidos, analizó cada una de las cuencas sedimentarias de Argentina.

Para el Shale Gas:

Shale Oil en Vaca Muerta

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Cuenca Neuquina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formaciones Los Molles y Vaca Muerta): 2.184 TCF (93.083 miles de millones de m3). Recursos no probados técnicamente recuperables utilizando un factor de recuperación del 27: 583 TCF (15.741 miles de millones de m3 o 49 veces las reservas probadas de gas). El 53% de este volumen se halla en Vaca Muerta (8.308 miles de millones de m3). Cuenca San Jorge: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo en las formaciones Aguada Bandera y Pozo D-129: 438 TCF (11.831 miles de millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables con factor de recuperación

Vaca Muerta En los primeros años de la década del 20 del siglo pasado, el geólogo estadounidense Charles Edwin Weaver describió en las laderas de la Sierra de Vaca Muerta, en Neuquén, la presencia de una nueva roca generadora. Weaver recorría Neuquén y Mendoza contratado por la Standard Oil de California -hoy, Chevron-, prospectando el prometedor territorio. En 1931 Weaver publicó sus descubrimientos, entre ellos,

el de la Formación Vaca Muerta, la roca generadora de la mayor parte del gas y el petróleo que se extrae históricamente de la Cuenca Neuquina. Esta formación se encuentra a distintas profundidades, al punto que en zonas como la sierra homónima, directamente aflora sobre la superficie. Pero para la extracción de hidrocarburos interesa la formación cuando se encuentra a más de 2000 metros de profundidad. La extracción de hidrocarburos de reservorios no convencionales ha dejado de ser algo novedoso para ser una realidad. Desde 2010 a la fecha, y con especial énfasis durante los últimos años, se han perforado alrededor de 500 pozos en la formación Vaca Muerta, dejando un amplio aprendizaje. Hoy, la participación de los hidrocarburos no convencionales en el total de la producción del país pasa a ser significativa, y crece día tras día.

Asociaciones estratégicas En 2012 el contrato YPF – Chevron marcó el inicio en la serie de asociaciones estratégicas del Estado con empresas internacionales. En EE.UU., la curva de aprendizaje ha sido distinta en yacimientos que parecían similares en cuanto a su potencial. Observadores locales estimaban entre 5 y 10 años para llegar a la cantidad de pozos que permitieran, a partir de la interpretación de la información obtenida, obtener conclusiones útiles sobre las ventaja de apostar masivamente a la explotación en este tipo de yacimientos desde el punto de vista técnico, económico y ambiental.

Argentina se ubica en el segundo puesto de la lista de países con los mayores recursos recuperables de shale gas”

El monto que se comprometió invertir Chevron para la perforación piloto de 20 km2 en Loma Campana fue de US$1.240 millones. El clima financiero facilitó la llegada y participación de diversas empresas en la Cuenca Neuquina, asociadas con YPF, entre ellas Dow Argentina, Petronas, Gazprom, Exxon, Shell, BP, Total, Tecpetrol, Petrobras, Pan American Energy y Apache, además de otras empresas de menor tamaño. La explotación de no convencionales se presenta como un recurso que permitirá recuperar la independencia energética, siendo claro que es necesario establecer regulaciones específicas referidas a la extracción, que tengan en cuenta no solo los aspectos técnicos, sino también las preocupaciones ciudadanas y de la academia respecto a los riesgos de la actividad. Expertos han enfatizado que el futuro energético de la humanidad se encontrará definido por la posibilidad de explotar los yacimientos no convencionales, y Argentina tiene una gran oportunidad en: 1) la Formación Vaca Muerta que cuenta con enormes reservas de petróleo y gas de tipo shale; 2) el conocimiento científico y tecnológico para explotar esas reservas; y 3) la decisión política de un país que entiende que su futuro depende en gran medida del éxito de este proyecto. Entre tanto el interés en la potencialidad de Argentina sigue creciendo, dando pie a nuevas alianzas, la más reciente con la Texas A&M International University,TAMIU, centrado en la promoción de desarrollo de las áreas de infraestructura y energía, la integración de la academia y la investigación entre Estados Unidos y Argentina, y un acuerdo con el Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Estas alianzas, añadió, orientado a la formación de una asociación para investigación conjunta en proyectos energéticos sostenibles, renovables y no renovables. Por otra parte Y-TEC, brazo de investigación y desarrollo de tecnología de la compañía YPF, se unirá a TAMIU en proyectos de investigación en el yacimiento petrolero del Eagle Ford Shale y su equivalente en Argentina, Vaca Muerta. Fuentes: Heinrich Boll Stiftung, Energy Information Administration, IAPG y Agencias MAYO 2016 I Petroleum 316 17

Reporte

del 20%: 86 TCF (2.322 miles de millones de m3 ó 7,2 veces las reservas probadas de gas del país). Cuenca Austral Magallanes Argentina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo de las formaciones Inoceramus y Magnas Verdes: 606 TCF (16.348 miles de millones de m3). De este valor los recursos no probados técnicamente recuperables con factor de recuperación del 21%: 130 TCF (3.510 miles de millones de m3 u, 11 veces las reservas probadas de gas del país). Cuenca Paraná-Chaco Argentina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo de la formación Ponta Grossa: 16 TCF (440 miles de millones de m3). De este valor los recursos no probados técnicamente recuperables (obtenidos a partir de un factor de recuperación del 20%), daría un total de: 3,2 TCF (86,4 miles de millones de m3 ó 0,3 veces las reservas probadas actuales de gas del país). El valor total para Argentina resulta: recursos de shale gas in-situ con ajuste por riesgo: Cuenca Neuquina: 2.184 TCF (58.968 miles de millones de m3); Cuenca San Jorge: 438 TCF (11.831 miles de millones de m3); Cuenca Austral Magallanes: 606 TCF (16.348 miles de millones de m3); Cuenca Paraná-Chaco: 16 TCF (440 miles de millones de m3). A partir de Junio de 2010 Argentina comenzó la explotación de hidrocarburos no convencionales mediante la perforación llevada a cabo por YPF Repsol del primer pozo de shale en Loma de La Lata. Se sabía del recurso desde los 60´s y 70´s, cuando YPF estudió en los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata los hidrocarburos no convencionales en las formaciones de Vaca Muerta y los Molles, pero carecía de las capacidades y condiciones tecno - económicas para explotarlos en ese entonces.

Las renovables en números Reporte

Compartimos a continuación un análisis actualizado sobre el sector de las energías renovables desde una perspectiva global, publicado por Ovacen, portal de eficiencia energética Global Renewable Energy Capacity - By Region 2010: 1,348GW 2015: 1,985GW

lgunas veces cuesta el asumir la situación de un país con relación al sector energético de las renovables ante la cantidad de información, tanto de noticias positivas como negativas que podemos encontrar. Recordando el concepto de infoxicación amparado en la famosa ley de Pommer… “La opinión de una persona puede cambiar tras leer información al respecto en Internet. La naturaleza del cambio es tal que se pasa de no tener opinión a tener una opinión equivocada”… Esto se llama Infoxicación”. Hemos querido mostrar la realidad de las renovables desde la perspectiva de los números para poder debatir posibles contradicciones, con documentos e información en mano.

El recorrido de las renovables en los últimos 5 años Los últimos cinco años han sido testigos de un cambio dramático en el sector de la energía mundial. El tablero de instrumentos

18 MAYO 2016 I Petroleum 316

de arriba proporciona una instantánea de este lustro de transición energética global, y mira hacia adelante a lo que debe llevarse a cabo en 2030 con números.

Los principales hitos alcanzados en las renovables a nivel mundial • En 2015, el carbón y el gas captaron menos de la mitad de la capacidad de inversión que las energías renovables del año pasado. • En 2015, las renovables aumentaron más la capacidad mundial de generación de energía en comparación al resto de tecnologías combinadas. • Por primera vez, las inversiones en energías

renovables de los países en vías de desarrollo encabezados por China e India (19% más en el 2015) sobrepasaron a los países desarrollados (8% menos).

Global New Investment in Renewable Energy by Region. 2015. SBN

New Investment in Renewable Energy by Country and Asset Class, 2015, and Growth on 2012, SBN

Reporte

Global New Investment in Renewable Energy by Asset Class. 2004-2015. SBN

• Récord mundial total de $286 billones invertidos en energías renovables en 2015; hace $2.3 trillones durante 12 años. • Si miramos los países industrializados, por ejemplo, las inversiones en Europa bajaron un 21%, desde los $62 billones

20 MAYO 2016 I Petroleum 316

en el año 2014 a $48.8 billones en el 2015, el porcentaje más bajo del continente desde hace nueve años a pesar de las inversiones récords en proyectos eólicos – offshore. • Estados Unidos subió con 19% ($44.1 billones) y las inversiones en Japón fue-

ron más o menos iguales que las de año pasado en $36.2 billones. Información perteneciente a la síntesis del “Global Trends in Renewable Energy Investment“ preparado por Frankfurt School – UNEP Centre y Bloomberg New Energy Finance.

Análisis

Foto Reuters

OPEP: Oferta mundial de petróleo sigue siendo “superabundante” En su reporte de Abril la Organización de Países Exportadores de Petróleo indicó que el consumo de crudo este año será en promedio de 94,18 mbd, menos de lo previsto por la desaceleración de la economía planetaria. Reiteró que la oferta mundial de crudo supera la demanda

a oferta mundial de petróleo sigue siendo estructuralmente “superabundante”, señaló la Organización en su informe mensual, previo a la reunión de países productores OPEP y no OPEP celebrada en Doha en un intento por reducir el excedente, que en el primer trimestre fue de 2,52 millones de barriles diarios, mbd. Las cotizaciones petroleras terminaron el 12 de Abril en su más alto nivel del año. El barril de WTI para Mayo ganó ese mismo día US$1,81 para ubicarse en US$ 42,17, precio que no alcanzaba desde Noviembre. En el mercado londinense, el precio del barril Brent para entrega en Junio terminó también en su valor más alto del año al subir US$1,86 a US$ 44,69. De acuerdo a consultoras, la confianza pareciera estar retornando, si bien de manera generalizada la cautela se impone para muchos observadores.

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Demanda global de petróleo crecerá 1,2 millones de barriles diarios Ese es el señalamiento que hizo la Opep en su informe, 50.000 barriles menos de lo estimado en Marzo por la organización, debido a la desaceleración del crecimiento de las economías de China, Unión Europea, Estados Unidos y América Latina. “Preocupan los acontecimientos en América Latina y China. Los factores negativos actuales parecen superar a los positivos y posiblemente impliquen revisiones a la baja en el crecimiento de la demanda petrolera”, puntualizó la organización. Asimismo, la Opep subrayó que Arabia Saudita -el mayor exportadormantuvo su producción estable en Marzo respecto a Febrero. En cuanto al precio presionado a la baja desde el año pasado por el exceso de oferta, la Opep aseguró que los espe-

culadores han vuelto a apostar por una nueva subida. El precio de la cesta de referencia de la Opep se ubicó para el 12 de Abril en US$38,91 por barril. Este precio es calculado como media de trece tipos diferentes, y para Marzo se situó en un promedio de US$34,65 dólares por barril, 20% más que en Febrero. Según las estimaciones de la Opep, la economía mundial crecerá este año 3,1%, después del 2,9% del año pasado, ambos datos sin cambios con respecto al informe de Marzo. Los países industrializados crecerán este año un 1,9 % de media en 2016, frente al 2,0% en 2015. China e India seguirán tirando este año del carro con un fuerte crecimiento, del 6,3 y 7,5%, respectivamente, Brasil y Rusia se mantienen en territorio recesivo, con contracciones del 2,9 y 1,1% respectivamente.

Tras todo un día de negociaciones la reunión de países productores de crudo celebrada el 17 de Abril en Doha, Qatar, finalizó sin acuerdo para congelar la producción de crudo ni fecha para alcanzarlo. 18 países productores Opep y no Opep que representan cerca del 75% de la producción mundial, asistieron a este encuentro en pos de un consenso que permitiera la recuperación de los precios del petróleo y devolver la estabilidad del mercado del

crudo, aminorando la brecha entre la oferta y la demanda. De ello dependía si el precio caería de los US$40 o subiría. Irán, tal como había anunciado, no asistió, negado a frenar sus exportaciones -cuando recién volvió al mercado tras el levantamiento de una década de sanciones y aspira a recuperar terreno rápidamenteempujando a Arabia Saudí a dar un giro en su posición y exigir que Irán aceptase las mismas condiciones que los demás países. Estos resultados solo confirmaron los

señalamientos previos de los analistas respecto a la dificultad de concretar una pacto por el momento, sobre todo cuando los recelos geopolíticos no terminan de diluirse. Aunque a nadie interesa un precio por debajo de US$40, el recorte de producción es una decisión cuyas probabilidades son muy reducidas. “Necesitamos más tiempo para hacer consultas entre nosotros los países de la OPEP y los productores fuera de la OPEP”, dijo el Ministro de Energía de Catar, Mohamend Saleh al Sada.

AIE: Crecimiento de la demanda muestra nuevos signos de congelamiento En su publicación mas reciente sobre el mercado internacional del petróleo, la Agencia Internacional de Energía hizo sus proyecciones sobre el suministro y la demanda global en los próximos 12-18 meses

l crecimiento de la demanda mundial de petróleo se reducirá a alrededor de 1,2 millones de barriles por día (mb/d) en 2016, por debajo de la expansión de 1,8 mb/d del año pasado, reza el informe de la AIE sobre el mercado petrolero de Abril, el cual incluye notables deceleraciones que se afianzan a través de China, los Estados Unidos y gran parte de Europa. Los datos preliminares para el primer trimestre de 2016 revelan que así ya está ocurriendo, con un crecimiento interanual por debajo de 1,2 mb/d, luego de ganar 1,4 mb/d en el último trimestre de 2015 y 2,3 mb/d en el trimestre anterior. Los suministros mundiales de petróleo se hundieron en 0,3 mb/d en Marzo para ubicarse en 96,1 mb/d, con ganancias anuales que se reducen a 0,2 mb/d, de 1,7 mb/d del mes anterior y 2,7 mb/d del año anterior. La AIE muestra las perspectivas para la producción fuera de la OPEP en 2016 sin cambios

desde su informe emitido en Marzo, en 57mb/d, 710.000 barriles por día menos que el promedio 2015. Por su parte, la producción de crudo de la OPEP se redujo 90 mil b/d en Marzo para ubicarse en 32,47 mb/d por las interrupciones en curso en Nigeria, los Emiratos Árabes Unidos e Irak más que por un aumento adicional de Irán y mayores flujos de Angola. El suministro de Arabia Saudita bajó en Marzo, pero se sostuvo en 10,2 mb/d. La AIE estimó las corridas en refinación a nivel mundial en el primer trimestre en 79,3 mb/d, 1,2 mb/d más que en el primer trimestre de 2015, en línea con el crecimiento de la demanda mundial. El pronóstico de rendimiento para el segundo trimestre es de 79,7 mb/d, un aumento de sólo 0,8 mb/d año tras año, más lento que el pronóstico de crecimiento de la demanda de 1,1 mb/d. Todo el crecimiento neto en la primera mitad de 2016 proviene de las refinerías fuera de la OCDE. MAYO 2016 I Petroleum 316 23

Análisis

No hubo acuerdo en Doha

Especial

La tecnología EOR crea un mercado para las emisiones de CO2 Si bien el carbono es considerado un gas de efecto invernadero amenazante en el epicentro del cambio climático-, su uso en aplicaciones para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) además de aumentar la producción de crudo, proporciona un mercado para las emisiones de CO2, concluye Louise S. Durham en un artículo publicado en Abril en la revista AAPG Explorer Diseño de tuberías para el transporte de CO2

as facilidades de almacenamiento de petróleo están prácticamente desbordadas, los precios siguen languideciendo con repuntes al alza de vez en cuando, y la angustia se extiende a lo largo y ancho de la industria. Muchos toman la comodidad que pueden ante el hecho de que el mundo funciona con petróleo, y los movimientos de precios extremos del pasado han demostrado acertadamente que los altos precios tienden a alcanzar su punto máximo y en última instancia van a pique en algún momento, sólo para subir de nuevo. Hoy día, la industria en general está a la espera de ver que la historia se repita. Si embargo, un aspecto positivo de las caídas de los precios es que aportan un regalo de tiempo para desarrollar tecnologías nuevas y más eficientes para mejorar las alzas anticipadas a través de economías de escala, por ejemplo. Con este fin, están en marcha muchas mejoras en el ámbito de las tecnologías ya existentes, tales como aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR),

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dada la previsión de una mayor demanda y altos precios en el futuro. La tecnología EOR y su potencial para aumentar la producción obtuvo una significativa atención a finales de 1970 y continuó atrayendo el interés y entusiasmo hasta que el gran colapso de los precios de

La eliminación del CO2 requiere energía, por lo que el proceso puede ser costoso. Pero su uso como una aplicación de EOR - además de aumentar la producción de petróleo facilita un mercado para las emisiones de CO2”

las materias primas a principios de 1980 llevó en picada a la industria. Las aplicaciones más costosas de recuperación de petróleo se desvanecieron rápidamente de los titulares hasta que los precios mejoraron. Actualmente, gran parte del futuro suministro de petróleo en los Estados Unidos se espera que provenga de los pozos existentes, donde los yacimientos convencionales que producen con frecuencia conservan alrededor de dos tercios del crudo allí, dejando alrededor de 400 mil millones de barriles varados en el lugar, según el Laboratorio de Tecnología de Energía Nacional del Departamento de Energía de EE.UU. Una parte de ello será un objetivo definido para aplicaciones de EOR.

CO2, entre otros métodos Los programas de EOR utilizando métodos térmicos, químicos, CO2 y otros han demostrado ser comerciales en el suelo terrestre en los Estados Unidos y en otros lugares. En el offshore está un poco rezagado dado su logística más exigente y la economía. Aun

biente Offshore” en la próxima Offshore Technology Conference, en Houston. Al unirse a DOE, McConnell barrió un poco de la mala vibra asociada con este gas. En lugar de enfocarse en la captura y secuestro de carbono (CCS), cambió el énfasis al añadir la utilización de la mezcla para hacerla “CCUS” (Carbon Capture, Utilization, and Storage). En resumen, reconoció la necesidad de centrarse en este gas de carbono como una camino hacia la seguridad energética y el beneficio de generación en lugar de sólo como una amenaza ambiental. En realidad es una especie de Catch-22 (callejón sin salida) en que lo que podría considerarse como “demasiado” por algunos, podría no ser suficiente para otros por ahora.

Fuentes de Suministro de CO2 En EE.UU. los suministros en tierra de origen natural de CO2 son limitados. Por lo tanto, McConnell se centra en el CO2 antropogénico, que puede ser capturado en las centrales eléctricas que utilizan combustibles fósiles. La eliminación del CO2 requiere energía, por lo que el proceso puede ser costoso. Pero su uso como una aplicación de EOR - además de aumentar la producción de petróleo - facilita un mercado para las emisiones de CO2.

Proceso EOR mediante el uso de CO2 en yacimientos petroleros

Estas fuentes antropogénicas abundan en diversas partes del mundo, a menudo a lo largo de las costas. Un ejemplo, el Golfo de México estadounidense rico en hidrocarburos. La contigua región costera de EE.UU. está repleta de centrales eléctricas, refinerías, plantas químicas y similares, sobre todo en el sur de Louisiana y el sur de Texas. La contratista NETL Bill Pike ha señalado que con la aplicación de la tecnología EOR CO2 de actual rendimiento moderado en el offshore del Golfo de México, la recuperación de petróleo económicamente viable y la demanda de CO2 son modestos. Sustituyendo las tecnologías de mayor rendimiento de “próxima generación”, la proyección es de un aumento de diez veces en la recuperación - unos 15 mil millones de barriles de petróleo adicional. Esto supone 3.910 millones de toneladas métricas (tm) de la demanda de CO2. Este desempeño más eficiente de CO2, además de una mayor recuperación por pozo, significa que muchos campos de petróleo offshore adicionales pueden ser económicamente viables. Además del nivel de rendimiento de estas tecnologías, Pike comenta sobre dos factores rectores adicionales para el potencial de CO2 en esta región offshore: • Precio del CO2 con los gastos de envío al campo tenidos en cuenta: un estudio de NETL utilizó $50/mt (precio de compra de CO2 = $30/ mt + $20 para el transporte de CO2). • Precio mundial del petróleo: la agencia estudió el potencial EOR del CO2 y de almacenamiento de CO2 usando un precio del petróleo de $90/bbl y un futuro precio del petróleo de $135/bbl. Además del aumento de la producción petrolera en la Plataforma Continental Exterior y de suministrar un importante mercado para las emisiones de CO2, hay otros beneficios que se pueden obtener del uso del CO2 en el medio ambiente offshore. El potencial de almacenamiento ocupa un lugar destacado entre éstos. A diferencia del almacenamiento en tierra, existe un menor riesgo para las fuentes subterráneas de agua potable. Además, los corredores y la infraestructura de petróleo y gas existentes pueden ser utilizados por tuberías de CO2 en el offshore, reduciendo así los costos de capital iniciales. MAYO 2016 I Petroleum 316 25

Especial

así, varias tecnologías están siendo estudiadas, mejoradas y evaluadas para ser usadas allí, incluyendo biológicos, agentes surfactantes y polímeros secundarios, entre otros. La inyección de CO2 parece ser el líder del paquete. Y es que una descripción relativamente sencilla de este proceso EOR oculta su complejidad. El CO2 se inyecta en el yacimiento a alta presión y la vaporización de los hidrocarburos altera la composición del sistema al invadir el frente de gas en la medida en que los dos líquidos inmiscibles de otro modo se vuelven miscibles. En pocas palabras, el CO2 disminuye la viscosidad del petróleo y permite que fluya más fácilmente al pozo. Una parte del CO2 inyectado queda secuestrado en los poros de la roca del yacimiento. A menudo se dice que el carbono es un producto de desecho peligroso - un gas de efecto invernadero amenazante, en el epicentro del cambio climático. Eso es sólo una parte de la historia. Hay un lado positivo según el veterano que tiene 35 años en la industria de energía Charles McConnell, Director Ejecutivo de la Iniciativa de Energía y Medio Ambiente de la Universidad Rice y Exsecretario asistente en el Departamento de Energía. McConnell fue designado para dirigir la sesión “Avances en EOR en el Medio Am-

Tecnología y Comercio Escenario

Este programa de premios que anualmente realiza la Offshore Technology Conference – OTC en Houston, reconoce las últimas y más avanzadas tecnologías de hardware y software que liderarán la industria offshore en el futuro. Este año son 13 las tecnologías ganadoras

os ganadores de los premios 2016 Spotlight simbolizan la misión de la OTC de avanzar en el conocimiento científico y técnico para el desarrollo seguro, respetuoso con el medio ambiente de los recursos de petróleo y gas en alta mar. Así lo expresó Mark Kalman, Presidente del Comité de Spotlight Award. “Gracias al espíritu pionero estos ganadores, la exploración y producción costa afuera seguirá desempeñando un papel clave en el suministro de energía del mundo de una manera sostenible”, apuntó Kalman.

Entre los criterios que predominaron una vez más para la selección de las tecnologías ganadoras, destacan: la condición de ser innovadoras, con fecha reciente, probadas mediante la aplicación a gran escala o pruebas de prototipo con éxito, de interés amplio para la industria y con impacto significativo más allá de las tecnologías existentes. Por segundo año consecutivo, OTC apoya y reconoce las tecnologías innovadoras desarrolladas por las pequeñas empresas con la entrega del Spotlight on Small Business Award a alguna firma de propiedad independiente y con no más de 300 empleados.

Spotlight Winners AFGlobal Corporation Riser Gas Handling (RGH) System Este sistema de próxima generación para el manejo de gases por elevación (RGH) de AFGlobal cuenta con un diseño único, especialmente diseñado que ofrece la simplicidad, flexibilidad y fiabilidad necesarias para mitigar eficientemente el gas en equipos de perforación de amarre y posicionamiento dinámico. El sistema RGH maneja actualizaciones y nuevas construcciones utilizando conexiones verticales y equipos especializados, todos los cuales son transparentes a los procesos de perforación.

Riser Gas Handling (RGH) System

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Baker Hughes Integrity eXplorer™ Cement Evaluation Service Este servicio de evaluación de cemento establece un nuevo estándar para la medición directa de la resistencia del cemento, mediante una tecnología única de sensores transductores electromagnéticos-acústico. Esta técnica revolucionaria de verificación del aislamiento zonal da a los operadores la confianza que necesitan para tomar decisiones fundamentales sobre la integridad del pozo.

Integrity eXplorer™ Cement Evaluation Service

Lankhorst Ropes

InLine ElectroCoalescer (IEC) Esta tecnología compacta electro-coalescente permite la separación eficiente del petróleo y el agua y ayuda a maximizar la producción de crudo mediano y pesado en aguas profundas. Basada en tubería, la tecnología utiliza corriente alterna de alta frecuencia con alto voltaje para polarizar, fusionar y ampliar las gotitas de agua, que luego se pueden separar mucho más rápido en el equipo de separación aguas abajo.

LankoDeep - Soft Rope Systems Una colaboración entre Lankhorst Ropes, Deep Tek y DSM Dyneema, este sistema de amarre suave es capaz de manejar cargas pesadas a profundidades de más de 3.000 metros en pozos. El sistema comprende la cuerda Lanko®Deep de Lankhorst Ropes y DSM Dyneema, y un sistema de malacate de tambor de compensación activa de Deep Tek.

InLine ElectroCoalescer (IEC)

GE Oil & Gas SeaPrime™ I Subsea MUX BOP Control System Este sistema de control submarino permite continuar la perforación en caso de que un componente del contenedor presente fallas. Su nuevo diseño simplifica el acceso a los componentes vitales, utiliza sólo dos contenedores y redirige las funciones de error dentro de un contenedor para entregar tres veces más disponibilidad sin aumentar el mantenimiento.

Halliburton BaraLogixTM Density and Rheology Unit (DRU) Esta unidad de reología y densidad es un dispositivo autónomo, automatizado que permite efectuar mediciones en tiempo real de la reología y la densidad del fluido, en combinación con el análisis de tendencias visibles para el equipo de construcción del pozo. Puede ayudar a reducir el riesgo, aumentar la eficiencia y transmitir en tiempo real el rendimiento de la perforación.

BaraLogixTM Density and Rheology Unit (DRU)

LankoDeep - Soft Rope Systems

Oceaneering International Remote Piloting and Automated Control Technology Esta tecnología de control automatizado y pilotaje a distancia de Oceaneering revoluciona la eficiencia operacional. Pilotos SMEs o ROVs pueden establecer el control a través de un enlace de red de satélite o inalámbrico para apoyar las operaciones en un sitio de trabajo a distancia. RPACT disminuye el riesgo operativo y medio ambiental al tiempo que reduce el daño potencial a herramientas, operadores y activos submarinos.

Remote Piloting and Automated Control Technology

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Tecnología y Comercio

FMC Technologies

Tecnología y Comercio

OES Oilfield Services Group

OneSubsea®

DOPP DOPP consiste en una tableta tecnológicamente innovadora basada en 4 etapas que evalúa la capacidad de cada sitio de perforación para controlar, ejecutar y aminorar los objetos caídos. Con esta información, se crea un paquete de conciencia hecho a la medida para ser entregado a todo el personal en el taladro en forma de aula y en las manos en el sitio de entrenamiento.

OneSubsea® HyFleX™ Subsea Tree System El sistema de árbol submarino HyFleX™ proporciona las ventajas de los árboles convencionales tanto vertical como horizontal. El colgador de tubería y el árbol pueden ser instalados y recuperados independientemente uno de otro, lo que proporciona la flexibilidad funcional y la capacidad de agrupar conjunto de pozos, asimismo disminuir los riesgos, y el ahorro de costos significativo en el desarrollo y vida del campo.

DOPP

OneSubsea® HyFleX™ Subsea Tree System

OneSubsea® OneSubsea® AquaWatcher™ Water Analysis Sensor Este exclusivo sensor de análisis de agua detecta cantidades minúsculas de agua en los flujos de gas húmedo multifase, además determina la salinidad del agua. La tecnología pendiente de patente también puede medir la concentración de productos químicos en el agua para determinar la dosis exacta, lo que permite la reducción significativa del riesgo y de los costos.

SkoFlo Industries, Inc. Subsea Back Pressure Regulator Valve Estos reguladores de contrapresión submarinos son dispositivos de autorregulación de presión anti desvío, que crean presión en las tuberías de inyección química para impedir la entrega incontrolada de químicos en los pozos de producción. Evita el drenaje de químicos por los puntos de inyección cuando una carga hidrostática química supera la presión, manteniendo una presión preestablecida de la columna de fluido.

Teledyne Oil & Gas Electrical Optical Flying Lead (EOFL) Este cable aéreo óptico y eléctrico incluye un conector de acople húmedo híbrido y otro eléctrico en cada extremo de un conjunto de puente, con un convertidor eléctrico/óptico integrado a la presión equilibrada de la manguera llena de aceite. Incluyendo el EOFL en una red de transmisión de datos puede permitir una mayor flexibilidad de la arquitectura de campo a un menor costo.

Small Business Winner Barge Master

OneSubsea® AquaWatcher™ Water Analysis Sensor

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Barge Master T40 La grúa BM-T40 con compensación de movimiento permite el levantamiento seguro desde un barco en movimiento hacia una instalación offshore. Esta singular pieza de equipo elimina los movimientos en la base de la grúa lo que permite continuar con los trabajos con seguridad en altos cambios de la mar, descartando la necesidad de grúas de plataforma y reduciendo los costos de manera considerablemente.

Warehouse

Shell selecciona sistema de aislamiento térmico de Materia Los materiales de aislamiento serán utilizados en el desarrollo Appomattox en aguas profundas del Golfo de México Proyecto de desarrollo Appomattox en aguas profundas del Golfo de México

ateria, en conjunto con Aegion Corporation, fue seleccionada por Shell Offshore, subsidiaria de propiedad total de la Royal Dutch Shell, para suministrar los materiales de aislamiento de tuberías para el desarrollo Appomattox en aguas profundas del Golfo de México. El sistema de aislamiento es único entre los polímeros existentes en su capacidad

de proporcionar una barrera térmica efectiva entre líneas de flujo y agua de mar. El polímero de hidrocarburo reticulado termoestable mantiene la integridad estructural en entornos de operación en profundidades de agua de más de 10.000 pies. Esta tecnología de aislamiento avanzado también pueden ser aplicada de forma rápida y segura en el campo.

Michael Giardello, Co-fundador y Asesor principal de Materia, destacó que “los requisitos de seguridad y rendimiento de Shell fueron rigurosos, más el suministro de materiales de aislamiento de tuberías cumplen sus requisitos de rendimiento, al tiempo que reduce en gran medida la complejidad del sistema”.

Baker Hughes lanza FieldPulse™ Un nuevo software de análisis predictivo que facilita a los operadores maximizar su producción en campos, proporcionándoles una comprensión precisa y en tiempo real del rendimiento de un activo

FieldPulse™ monitorización en tiempo real de producción y modelos para yacimientos petrolíferos digitales

“

Cuando los operadores tienen la capacidad de predecir y mitigar los problemas que ponen en peligro la producción, pueden gestionar sus activos para cumplir con su máximo potencial y ofrecer el más alto rendimiento de la inversión”, destacó

30 MAYO 2016 I Petroleum 316

Martin Brudy, Vicepresidente de Servicios de Desarrollo de Yacimientos de Baker Hughes, quien agregó que FieldPulse brinda esa capacidad, lo que ayuda a comprender en tiempo real el potencial de producción del pozo y en consecuencia gestionar el activo. El software se análisis predictivo basado en puede integrar fácilmente, así como interpretar grandes volúmenes de datos de producción y modelos de datos de prueba entre una amplia gama de fuentes. Se puede a través de cálculos automáticos de ingeniería de petróleo común, ayudar a reconocer y clasificar los pozos de bajo rendimiento.

Los indicadores de rendimiento se supervisan continuamente, así como las advertencias y se proporcionan alertas para ayudar a los operadores a tomar decisiones relacionadas con la rehabilitación de los pozos de bajo rendimiento. FieldPulse recoge la información generada a partir de bases de datos de producción y terminación existentes, datos que los operadores pueden utilizar para evitar invertir en nuevos medidores, sensores o bases de datos. El software actúa con un motor incorporado de nodal que facilita la integración en tiempo real entre los datos de campo y modelos de pozos sin necesidad de ningún otro software de modelado de pozos. Puede ser utilizado en salas de colaboración mejoradas, en centros de operaciones en tiempo real, en ordenadores portátiles táctiles, dispositivos de tableta, así como en los portátiles tradicionales y de escritorio. www.bakerhughes.com

Warehouse

Herramientas de perforación RFID de Weatherford La firma fue contratada para completar un proyecto de perforación y fresado cerca de la isla de Sakhalin, Rusia, que arrojó un gran éxito en términos de tiempo, costo y eficiencia operativa Eliminación de el rathole y limpieza del pozo en un solo viaje

n el desarrollo de un pozo costa afuera Weatherford desplegó un conjunto de fondo de pozo que incluye los ensanchadores de pozo mientras de perfora RipTide® y RipTide Rathole Killer®. La identificación por radiofrecuencia (RFID) para activar ambas herramientas permite abrir y cerrar remotamente y de forma selectiva a lo largo de la corrida.

Este método permitió a la tripulación perforar y ensanchar la sección de hoyo a una profundidad total de 14.629 pies, 4.459 m), eliminar el rathole (orificio de maniobra) y limpiar el pozo en un solo viaje. Con la eliminación de un viaje de limpieza, con un promedio de 52 horas en este campo, las herramientas RFID producen un valor significativo en términos de tiem-

po, costo y eficiencia operativa. “Este trabajo fue un ejemplo de cómo el esfuerzo del equipo puede producir resultados en un mínimo plazo de tiempo”, dijo Nicole Carpenter, Vicepresidente y Director de Cuentas Globales en Weatherford. “Esperamos con interés la aplicación de estas herramientas para operaciones futuras en este campo”, agregó.

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Calendario

09 - 10 Mayo

Argentina Shale Gas and Oil Summit

07 - 09 Junio

Global Petroleum Show

Buenos Aires, Argentina www.a-sgos.com

Media Partner

Calgary, Alberta, Canadá

www.globalpetroleumshow.com

Heavy Oil Workshop Villavicencio, Colombia

Revista Oficial

30 Noviembre - 02 Diciembre Expo Oil & Gas Colombia 2016

Cartagena, Colombia

www.spe.org.co/heavyoil2016.html

Media Partner

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

10 - 12 Agosto

www.simposiobolivariano.org

Bogotá, Colombia

www.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

02 - 05 Mayo OTC 2016

19 Mayo IADC Drilling Onshore Conference & Exhibition

09 - 10 Mayo Argentina Shale Gas and Oil Summit

07 - 09 Junio Global Petroleum Show

09 - 11 Mayo Argus Rio Oil Conference

08 - 10 Junio - SPE Argentina Exploration and Production of Unconventional Resources Symposium

10 - 11 Mayo Platts 9th Annual Global Crude Oil Summit

19 - 22 Junio Convención Anual y Exposición AAPG - ACE

17 - 18 Mayo Platts 5th Annual North American Refined Products

19 - 20 Agosto NAPE verano

18 Mayo 3rd Annual Colombia Energy Summit

01 Septiembre Gas Congreso y Exposición México

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

Buenos Aires, Argentina - www.a-sgos.com

Río de Janeiro, Brasil - www.argusmedia.com

Londres, Inglaterra - www.platts.com

Houston, Texas, USA - www.platts.com/events/americas

Bogotá, Colombia - www.marketsgroup.org

Houston, Texas, USA - www.iadc.org

Calgary, Alberta, Canadá - www.globalpetroleumshow.com

Buenos Aires, Argentina - www.spe.org/events/calendar

Calgary, Alberta, Canadá - www.ace.aapg.org/2016

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

Villahermosa, México - www.petroleumshow.com

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

32 MAYO 2016 I Petroleum 316

l Consejo de Administración de Petrobras aprobó los nombres de Directores y Gerentes Ejecutivos de la compañía, de acuerdo con la nueva estructura de la compañía, presentada en Enero de este año. La lista incluye a: Roberto Moro, en Desarrollo de Producción y Tecnología; Solange da Silva Guedes, Exploración y Producción; Jorge Celestino Ramos, Refinación y Gas Natural; Ivan de Souza Monteiro, Financiera Relaciones con Inversores; Hugo Repsold Júnior, Recursos Humanos, SMS y Servicios; y João Adalberto Elek Júnior, Gobernanza, Riesgo y Cumplimiento. Además de la reducción de las funciones de gerencia, la nueva es-

Vicepresidente y Tesorero de Chevron

Roberto Moro

Solange da Silva Guedes

hevron anunció la designación de Randolph S. Richards como Vicepresidente y Tesorero de la empresa, a partir del 1 de Mayo de 2016, en sustitución de Paul V. Bennett, quien se retira de la posición tras 36 años de servicio. Richards estaba al frente de la Vicepresidencia de Finanzas Upstream, y en su nuevo rol estará liderando las gestiones de financiación, gestión de efectivo, seguro, inversiones de pensiones, y las actividades de crédito y cuentas por cobrar. “La experiencia financiera de Randy le califican para guiar nuestras estrategias de financiación en esta importante coyuntura”, dijo Patricia E. Yarrington, Directora de Finanzas de Chevron. Richards posee una licenciatura en Ingeniería Industrial en Stanford en 1977 y Maestría en Administración de Empresas por la Universidad de Chicago en 1979. Se unió a la compañía en 1979 y ha ocupado distintas posiciones de alto nivel corporativo y operaciones relacionadas con las posiciones financieras, incluyendo Interventor Adjunto, Relaciones con Inversores, Gerente General y Gerente de Financiación dentro del Departamento del Tesoro.

tructura también prevé la redistribución de actividades y la fusión de áreas. Con esas medidas se estima lograr una reducción de costos de hasta R$1,8 mil millones por año. La empresa informó que el nuevo modelo de gobernanza fortalecerá el mecanismo de rendición de cuentas de los gestores. Se crearán seis Comités Técnicos Estatutarios, compuestos por gerentes ejecutivos, quienes serán corresponsables de las decisiones y tendrán la función de realizar análisis previos y emitir recomendaciones sobre los temas que serán deliberados por los ejecutivos. Por su carácter estatuario, los actos de esos comités estarán sujetos a la fiscalización de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM). El área de Exploración y Producción será organizada por clases de activos, con la creación de estructuras para Aguas Profundas, Aguas Ultraprofundas, Terrestre y Aguas Someras, posibilitando una mejor gestión del valor agregado por los activos y la optimización de la producción de petróleo y gas.

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Gente

Randolph S. Richards

Nueva Dirección Ejecutiva de Petrobras

Última Página

Empresas estatales:

Insistiremos en blindarlas o desaparecerán Nos adherimos al sentimiento que existe en toda la región de mantener nuestras estatales y la decisión de hacerlo es algo soberano de cada país Álvaro Ríos Roca*

ecientemente se han destapado nuevos y variados escándalos de corrupción y de ineficiencias en varias de las empresas estatales de hidrocarburos de Latinoamérica. A Petrobras, la empresa abanderada de la región por todo lo que vamos informándonos día a día, se suman pruebas y denuncias de corrupción e ineficiencias en Pdvsa, Pemex, Ancap, Ecopetrol, YPFB y en casi todas las demás estatales regionales. Lo anterior debe hacernos reflexionar una vez más sobre cuál es el destino que estamos forjando en el largo plazo para estas empresas. Hemos observado diversos procesos de privatización y nacionalización en las pasadas décadas en toda la región. Los procesos de privatización (desaparecerlas) se han dado generalmente porque las empresas ya no podían sostenerse más por gestiones corporativas y administrativas totalmente ineficientes, politizadas y también por una muy fuerte dosis de corrupción. Nos adherimos al sentimiento que existe en toda la región de mantener nuestras estatales y la decisión de hacerlo es algo soberano de cada país. Empero, si se decide mantenerlas es para que se fortalezcan y se conviertan en pilares estratégicos de largo plazo para nuestros países y debemos imprescindiblemente blindarlas del poder político de turno. La historia se repite en nuestra región y una gran cantidad de gobiernos a través de los últimos cien años han utilizado a estas empresas para: 1) Fuente de empleo para allegados políticos y parentela, 2) Hacerlas subsidiar y ganar votos vía populismo, 3) Forzarlas a invertir en proyectos poco o nada rentables y visibles en un afán electoralista; 4) Objeto de recaudación para mantener

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la maquinaria política de los gobiernos de turno (léase Petrobras), 5) Etc. Lo anterior las torna en empresas no competitivas, las deja sin gobierno corporativo, sin gestión, sin tecnología y con magros resultados a la postre. Las arcas del Estado deben ir luego a socorrerlas y/o se las debe privatizar o vender (desparecer), las más de las veces a precio de gallina muerta. En este derrotero camina Petrobras vendiendo y privatizando gran parte de sus activos y en breve lo tendrá que hacer Pdvsa. Eso no queremos los Latinoamericanos que suceda con nuestras empresas estatales. Institucionalizarlas y blindarlas del poder político de turno es el camino que demandamos. Blindarlas y dejarlas actuar en forma corporativa, competitiva e independiente trae un alto valor para los países, los cuales pueden: 1) romper acuerdos de control de precios y mercado que muchas veces pacta el sector privado. 2) estudiar proyectos estratégicos para el país y apoyar en decisiones muy frágiles Ministerios de Energía, 3) participar en proyectos que se consideren estratégicos y rentables y allí donde los privados no deseen participar, 4) generar utilidad para que las mismas se queden en los países, 5) Etc. Como blindarlas? En primer lugar, los directorios deben estar compuestos por miembros estatales (Ministerios, Regiones Productoras, etc.) y también independientes (Colegio de Ingenieros, Colegio de Economistas, etc.) y los requisitos profesionales y responsabilidades claramente establecidos para su contratación y nombramiento. Mejores resultados se observan cuando los independientes son mayoría en los directorios. Este directorio, a su vez, debe elegir al presidente de la empresa y encargar una terna a

una empresa caza talentos o de recursos humanos con los requisitos claramente establecidos. Es decir otorgarle un gobierno corporativo que no responda a los designios y caprichos del poder político de turno. Tampoco deben tener características sociales (no se las puede hacer subsidiar) y su contribución al Estado debe ser a través del pago de dividendos e impuestos. No deben pedir permiso a los gobiernos de turno para comprar, vender, asociarse y/o participar en los negocios (asociarse en las diferentes actividades al capital privado e internacional es también un tipo de blindaje). Estas son tareas del presidente y su directorio no del poder político de turno. Se las debe sacar de las amarras del Estado en cuanto a contrataciones y procesos de adquisiciones, fusiones o asociaciones para que se torne competitiva y dinámica. Se las debe estructurar de manera que pueda levantar capital nacional e internacional (esto también es un tipo de blindaje). Se debe dejar que las empresas en función de sus objetivos, logros y competitividad de mercado remuneren los salarios de su planta directiva, gerencial, profesional y técnica. Hay mucho más pero el espacio es insuficiente. Resumiendo, las empresas que sigan este norte tendrán larga y exitosa vida y serán estratégicas. Las que no lo hagan, muy probablemente correrán a los Ministerios a pedir recursos y o serán privatizadas en su totalidad o por partes (véase Petrobras) tarde o temprano, situación que nadie quiere. Los ejemplos exitosos internacionales de blindaje del poder político se conocen y hay que aplicarlos. * Actual Socio Director de Gas Energy Latín América y Drillinginfo