Nov/Dic 2016 - Petroleum 322/323 by Revista Petroleum

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Nov/Dic 2016

SEG International Exposition & 87th Annual Meeting

REVISTA OFICIAL Del 28 al 30 de Noviembre

XII Simposio Bolivariano

de Exploraciรณn Petrolera en las Cuencas Subandinas

Petroleumag

Nov/Dic 2016 Año 32, Nº 322/323 Portada: Como parte de un proyecto de robótica submarina, Ecopetrol, Colciencias, la Universidad Pontificia Bolivariana y la Universidad Nacional, adelantan la construcción de un vehículo subacuático para apoyar la exploración costa afuera en Colombia (Foto: Ecopetrol)

SECCIONES 4 8 29 30 32 33

CORNISA CUADRANTE LIBRARY WAREHOUSE PREVIEW CALENDARIO

El campo Tigana fue descubierto por GeoPark en Diciembre de 2013 y mantiene una tasa de producción actual de aproximadamente 15.000 bpd brutos

Schlumberger abre nuevo laboratorio de yacimientos en Abu Dhabi

XII Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

SEG International Exposition & 87th Annual Meeting Este año el evento regresó a Dallas para celebrar su 86va Reunión Anual, una oportunidad para compartir las más recientes historias de casos, avances tecnológicos e investigaciones acerca de descubrimientos con la comunidad mundial de geofísicos aplicados

ANÁLISIS Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos latinoamericano La gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos, genera importantes beneficios financieros, operacionales y ambientales a las empresas que los incorporan como parte de sus procesos productivos

GE y Baker Hughes se combinan La “nueva” Baker Hughes, tal como fue anunciada combinará la plataforma digital de soluciones de petróleo y gas de GE, con las tecnologías y ofertas de servicios a campos petroleros de Baker Hughes. Los accionistas de GE tendrán 62,5% y los de Baker Hughes el 37,5% de la nueva empresa. Se espera que la transacción cierre a mediados de 2017

ESCENARIO

La décimosegunda edición de este encuentro geocientífico ratificó su posición como principal foro de los exploradores de la Cordillera de los Andes, para la presentación de sus más recientes trabajos técnicos, en un esfuerzo coordinado por la ACGGP y apoyado por organizaciones profesionales internacionales

Vaca Muerta: Donde la inversión y estabilidad son claves para satisfacer la demanda de energía de Argentina Los análisis indican que se requiere una inversión anual de US$8 mil millones durante el período de mayor actividad en este play no convencional haciendo posible las exportaciones de energía, afirmó IHS Markit

Instalación del XII Simposio Bolivariano

Kay Bailey Hutchison Convention Center Dallas, en Texas

Geopark aumenta su producción en Colombia

La compañía aumenta su portafolio de servicios para el análisis de yacimientos y rocas

Servicios de análisis y procesamiento de núcleos

E&P

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Por Mauro Hoyer Romero

ÚLTIMA PÁGINA Latinoamérica y los desentendimientos sobre los precios del Gas Natural Muchos de los agentes de decisión y opinión de los países productores no entienden las reglas de la oferta y demanda y, además, que los precios cambian por distintas razones

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Contenido

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Cornisa

PDVSA

“El mejor negocio del mundo es una empresa petrolera bien administrada, el segundo es una empresa petrolera regularmente administrada y el tercero es una empresa petrolera mal administrada”

Jorge Zajia, Editor

l 31 de Diciembre de 1975, exactamente a las 12 de la noche, Carlos Andrés Pérez, para ese momento Presidente de Venezuela, izó el tricolor nacional en el cerro La Estrella de Mene Grande, estado Zulia, sitio emblemático de la industria petrolera del país, donde está localizado el Zumaque-1, pozo que marcó el inicio de la explotación comercial a gran escala de la nación petrolera más importante de América Latina. Mucho se ha escrito desde entonces, a favor y en contra, de este hecho trascendental en la vida económica de la Patria del Libertador Simón Bolívar. De esas posiciones, queremos recordar de nuevo un extracto del discurso que pronunció el 6 de Agosto de ese año, el Expresidente Rómulo Betancourt en calidad de Senador Vitalicio, ante el Congreso Nacional durante el debate que condujo a la creación de Petróleos de Venezuela, PDVSA, y a lo que se ha conocido como la nacionalización petrolera venezolana. Rómulo Betancourt, con su característica voz clara y vibrante, expresó: “El gobierno ha tenido el cuidado de escoger como miembros de la casa matriz de la industria cuando esté nacionalizada a personas de conducta bien calificada, por su capacidad técnica y por su honradez como administradores y como ciudadanos…. En las compañías dependientes de esta empresa matriz se procurará también situar personas capacitadas y honradas para impedir dos peligros que se han apuntado en esta ocasión que Venezuela va a tomar el dominio absoluto de su petróleo: el peligro de la burocratización y el peligro de la inmoralidad administrativa”. Las palabras de Rómulo, Padre de la democracia venezolana y el político de América Latina más importante del Siglo XX, germinaron en buena tierra y PDVSA se convirtió en una empresa de clase mundial, líder en desempeño y eficiencia por encima de las petroleras más reconocidas del mundo. Así lo comprueba un estudio realizado por Marisela Ibarra de Pemex, titulado: “Resultados de Operación 2002”, donde compara el desempeño de la Región Marina Suroeste con los resultados de las otras regiones de Pemex y los de las principales compañías petroleras estatales y privadas del Orbe. El valor que este estudio tiene para PDVSA es que la estatal venezolana no tuvo ninguna participación que pudiera sugerir que pudo haber influenciado o manipulado los resultados.

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Anónimo

Este estudio se puede consultar en la Revista VISIÓN Estratégica: Órgano Informativo de la Región Marina Suroeste de Pemex E&P, Febrero 2003, Año 6, Vol. 4. Cuando se reportan los resultados de costos de descubrimiento, desarrollo y producción, PDVSA aparece en el primer lugar por encima de Repsol, BP, ExxonMobil, Shell, Chevron, Fina, ENI, Petrobras, Conoco, PEP y la propia RMS. En los costos de extracción, que son los incurridos para operar y dar mantenimiento a los pozos y a las facilidades de producción, PDVSA ocupa el cuarto lugar detrás de RMS, Fina y PEP, y por encima de ENI, BP, Chevron, Repsol, Exxon, Petrobras y Conoco. En esa época, PDVSA redondeaba una producción de unos 3 millones de barriles por día y el precio de exportación de su petróleo promediaba los 20 US$/Bbl. La PDVSA de hoy ha desaparecido de todos los estudios y las estadísticas que muestran el desempeño de la industria petrolera a nivel mundial y si aceptamos como una fuente seria las que reporta la OPEP, la empresa en el tercer trimestre de este año registró una producción promedio de 2.339.000 bpd a un precio de 42,67 US$/Bbl. Eso representa una pérdida de unos 800 mil bpd y 60 dólares por barril. El futuro de la otrora poderosa petrolera es muy incierto, dado su alto grado de endeudamiento con la banca internacional y las empresas que le prestan servicios y le suministran equipos y productos y a que ha incrementado hasta cinco veces el número de empleados que tenía en el 2002. Sus fallas son muchas y de dominio público: el caos operacional que ha dañado los yacimientos y las instalaciones, la corrupción galopante que ya tiene varios casos ventilándose en los tribunales nacionales e internacionales y la gran cantidad de demandas que amenazan contra su patrimonio internacional, representado por la muy valiosa Citgo. En fin, todo lo que se ventila a luz pública ratifican que PDVSA es una empresa arruinada técnica y financieramente, con una incapacidad profesional para superar su crisis de productividad y con una deuda impagable. Los dirigentes de esa industria que es de toda la nación venezolana tienen el deber y la obligación de diagnosticar objetivamente su realidad, sin dogmas ni prejuicios, para sólo así aplicar los correctivos para reflotarla. No tienen otro camino.

EdicióN

Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora Emérita (†) zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Nemias Reina, Redactor Pasante nreina@petroleum.com.ve

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

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Premio Nacional de Ecopetrol a la Innovación Fueron proclamados 16 ganadores en la fase nacional, once en la Categoría Innovadora y cinco en la Categoría Emprendedora

copetrol anunció los ganadores del Premio Nacional Ecopetrol a la Innovación, iniciativa que se desarrolló en coordinación con iNNpulsa, y con el apoyo de Acipet, Colciencias y Renata. En total se entregaron 16 reconocimientos, 11 para la Categoría Innovadora y 5 para la Categoría Emprendedora, los cuales beneficiaron a 43 colombianos, ya que en algunos de los trabajos participaron varias personas. El premio busca por medio de la innovación colaborativa, solucionar desafíos regionales y fomentar entre los estudiantes universitarios las capacidades necesarias para el desarrollo de sus trabajos académicos enfocados en resolver temas relevantes para la industria. En la Categoría Innovadora se premiaron las mejores tesis de pregrado y posgrado. Por plantel académico los ganadores se distribuyeron así: Universidad Industrial de Santander (4), Nacional de Colombia (2), Los Andes (2), Sur Colombiana (1), San Juan de Pasto (1), y Del Norte (1). Las tesis de grado estaban relacionadas con propuestas innovadoras que resolvieran problemáticas de la industria del petróleo.

Parte de los ganadores de este premio que busca reconocer la innovación colaborativa

Entre las iniciativas figuran la identificación de levaduras con potencial de degradación de hidrocarburos presentes en tanques de combustible de vehículos urbanos; evaluación de la degradación física del suelo de páramo por derrames de petróleo; detección de fallas en líneas de transporte de gas natural; separación de mezclas de crudo y gas; entre otros. En la Categoría Emprendedora, que estaba dirigida a resolver desafíos innovadores en cinco regiones del país, las propuestas ganadoras son un dispositivo para fomentar el turismo (Región Sur); Minigenerador

hidráulico (Región Andina – Pacífico); Biodegradación integrada (Región Central); Agrovisión Caribe, software para analizar potencial agrícola (Región Caribe); e industrialización del proceso de la nuez del Cacay (Región Orinoquia). En su versión 2016, el Premio Ecopetrol a la Innovación contó con la participación de 1.860 personas de 464 municipios y 58 universidades diferentes, se postularon 370 propuestas de las cuales 180 estuvieron orientadas a la categoría innovadora y 170 propuestas a la categoría emprendedora.

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Cuadrante

a Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) dijo que el grupo está comprometido con un acuerdo de recorte de producción, que pactó en Argelia en Septiembre. Pese a eso, muchos analistas dudan de la capacidad del cártel para coordinar una reducción que baste para equilibrar al mercado. Existe el riesgo de que la sobreoferta de petróleo que ha afectado a los mercados por más de dos años se mantenga, debido a que el líder de la Opep, Arabia Saudita, ha amenazado con elevar la producción. Incluso si no lo hace, sus exportaciones podrían aumentar. Además, hubo indicios de un alza futura de la producción de crudo en Estados Unidos debido a que el número de plataformas de perforación aumentó en nueve, para un total de 450, en la semana al 4 de Noviembre, el nivel más alto desde Febrero.

éxico ha mejorado los términos de una empresa conjunta con la petrolera estatal Petróleos Mexicanos en el campo Trión ubicado en aguas profundas para atraer más ofertas. A través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos del país se exigió a los operadores presentar ofertas en grupos, con derecho a una participación máxima del 60% si se deciden presentar una oferta, mientras que Pemex requerirá una participación mínima del 40% en el bloque. “La modificación de fondo es que en la versión anterior del acuerdo de operación conjunta de las ofertas deben incluir la formación de un consorcio de al menos dos operadores y estos consorcios deben asociarse con Pemex”, dijo el Comisionado Juan Carlos Zepeda.

dvsa y sus empresas conjuntas redujeron los envíos de crudo de los grados mezclados con nafta a Estados Unidos en los últimos meses, para usar en su lugar más crudo liviano nacional e importado para formular sus mezclas. Esta estrategia se ha traducido en un incremento de las exportaciones de crudo tipo Merey, una mezcla pesada que es vendida principalmente a Estados Unidos y Asia. Las ventas de petróleo a Estados Unidos se incrementaron en un 10% en Septiembre en comparación al mes anterior, a 786.835 barriles por día, traducidas en cifras oficiales que mostraron una ligera recuperación este año de 2,42 millones bpd.

etrobras, con al menos el 30% de participación en cualquier consorcio para explotar campos, le fue quitada la exclusividad que tenía en la zona del presal por parte del Congreso brasileño. Con 292 votos a favor y 101 en contra, la Cámara de Diputados de Brasil aprobó el fin de la participación obligatoria de Petrobras en todos los campos del presal y de ser el operador en todos ellos. Con la aprobación del proyecto abre puertas a que otras empresas puedan explorar los grandes yacimientos de crudo en el Atlántico.

acific Exploration & Production llegó a un acuerdo con Karoon Gas Australia Ltd y Karoon Petróleo & Gas Ltda, para vender su 35% de participación en varios acuerdos de concesión en Brasil, en los bloques S-M-1101, S-M-1102, S-M-1037, S-M-1165 y S-M-1166. La compañía recibirá de Karoon US$15,5 millones en efectivo como pago por la terminación de su participación en los bloques. Además, podrá recibir un pago posterior de US$5 millones si la producción alcanza un millón de barriles de petróleo. “Esta venta mejorará nuestra posición en efectivo, reducirá nuestros compromisos en materia de exploración y brindará flexibilidad adicional”, comentó Dennis Mills, Presidente del Comité Independiente de la Junta Directiva de Pacific.

emex anunció que su consejo de administración le autorizó buscar socios para desarrollar los campos Ayin y Batsil, en aguas someras de la Sonda de Campeche. Se espera que los campos se soliciten en Marzo de 2017, conforme a lo anunciado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Las áreas tienen reservas probadas (1P) de 46 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce), dijo Pemex, que a su vez solicitará el permiso de la Secretaría de Energía - Sener, para hacer alianzas con empresas para estos campos.

otal anunció la venta de su filial de productos químicos especializados Atotech al grupo Carlyle por US$3,2 millones. Siendo este último un gestor global de activos alternativos muy bien posicionado en Asia, Europa y Estados Unidos, como uno de los inversionistas de capital privado más experimentados en la industria global, “está sumamente capacitado para crear un valor significativo para Atotech permitiéndole a su vez proseguir sus planes de crecimiento y servir a sus clientes respetando sus compromisos con empleados y partes interesadas”, comentó Patrick Pouyanné, Chairman y CEO de Total.

a Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros - Campetrol, propondrá al Gobierno Nacional la creación de una “Ventanilla Única Petrolera”, un espacio que buscaría canalizar, en un solo lugar, todos los procesos y trámites que las empresas petroleras adelantan ante el Estado colombiano para el otorgamiento de licencias y la consecución de permisos sociales. Esta ventanilla estaría compuesta por las entidades que apoyan a la industria en el desarrollo de un proyecto de exploración o producción petrolera, lo cual le permitiría actuar como un articulador e interlocutor oficial para el desarrollo de reglas claras que permitan una operación normal de las empresas en región, informó la entidad empresarial.

ndra y Repsol presentaron en Tampa, Florida, su sistema automatizado de detección temprana de hidrocarburos -HEADS, que sin intervención humana alertaría de pequeños derrames en la superficie marina. Esta tecnología, única en el mundo, permite acortar los tiempos de respuesta durante la fase inicial de un accidente y por tanto, aumenta la seguridad operacional de la industria de la energía en el mar. HEADS ya está operando en instalaciones como refinerías, puertos y plataformas marinas, combina diferentes tipos de sensores como cámara infrarroja y radar, los cuales son asistidos por otros sensores meteorológicos y controlados por algoritmos inteligentes que permiten lanzar alertas tempranas sin necesidad de intervención humana.

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E&P

Geopark aumenta su producción en Colombia

El campo Tigana fue descubierto por GeoPark en Diciembre de 2013 y mantiene una tasa de producción actual de aproximadamente 15.000 bpd brutos

eopark anunció la exitosa perforación y pruebas en el pozo de desarrollo Tigana 4 a una tasa de más de 3.200 bpd en el campo Tigana, localizado en el bloque Llanos 34, el cual opera con una participación del 45% en Colombia. La empresa perforó y completó Tigana 4 a una profundidad total de 11.150 pies. Indicó que una prueba llevada a cabo mediante bombeo electrosumergible en la formación Guadalupe resultó en una tasa de producción de aproximadamente 3.200 bpd de crudo de 15,3 °API, con menos del 1% de corte de agua. Asimismo se requerirá un historial de producción adicional para determinar los volúmenes de flujo estabilizados de este pozo que ya está en producción.

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“El pozo Tigana 4 fue perforado a la profundidad total en 9,5 días a un costo de perforación y completación estimado de $3,3 millones. A los precios del petróleo y tasas de producción actuales, se espera que tenga un retorno de inversión en menos de seis meses y una TIR superior a 500%”, dijo la empresa. El campo Tigana fue descubierto por GeoPark en Diciembre de 2013 y mantiene una tasa de producción actual de aproximadamente 15.000 bpd brutos proveniente de 8 pozos que en conjunto han producido más de 10 millones de barriles de petróleo al día. El campo tiene propiedades de yacimiento atractivas (porosidad de 20-25% y la permeabilidad de 0,5-2,0 darcys) y altas recuperaciones estimadas en más

de 2 millones de barriles por pozo. Por ejemplo, los pozos Tigana Sur 1 y Tigana Norte 1 han acumulado más de 2,9 y 2,0 millones de barriles de petróleo cada uno. Tigana está a lo largo de la misma tendencia y línea de falla del campo en expansión Jacana. GeoPark también se encuentra perforando el pozo de evaluación Jacana 6 para probar la extensión suroeste del campo, campaña de perforación que continuará con 2-3 pozos adicionales en bloque Llanos 34 antes de culminar el año. “El complejo campo de petróleo Tigana/ Jacana se está configurando para ser un activo fundamental y una base segura para el crecimiento de las reservas y la producción a corto o medio plazo de GeoPark. Desde el año pasado, este complejo ya tenía cerca de 100 millones de barriles de reservas 3P de petróleo bruto (certificados de forma independiente a partir de Diciembre de 2015), con las importantes incorporaciones a las reservas que se esperan de la reciente perforación en 2016”, comentó James F. Park, CEO de GeoPark. “Este play es otro ejemplo de por qué creemos que América Latina es la región más atractiva en el negocio del petróleo en la actualidad. Demuestra la oportunidad de movernos dentro de las cuencas de hidrocarburos desarrolladas escasamente y con menor riesgo probado; introduce nuevas ideas de play geológico para encontrar nuevas reservas de petróleo de manera rentable mediante el aumento de la eficiencia y la innovación, y comercializar de forma segura la producción en una región sedienta de energía”, agregó Park. El bloque Llanos 34 representó el 94% de la producción colombiana de GeoPark en el tercer trimestre de 2016. La producción neta promedio en el país aumentó en 20% a 15.678 en este trimestre en comparación con 13.033 barriles equivalente de pet´roleo en el tercer trimestre de 2015, lo cual se atribuyó principalmente al campo Jacana, con tres nuevos pozos perforados y puestos en producción en 2016.

E&P

Schlumberger abre nuevo laboratorio de yacimientos en Abu Dhabi La compañía aumenta su portafolio de servicios para el análisis de yacimientos y rocas

chlumberger anunció la apertura de un nuevo laboratorio de análisis de yacimientos y rocas ubicado en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Esta nueva facilidad apoya a clientes en el Medio Oriente y Asia y complementa su red regional existente de laboratorios ubicados en Dubai, Qatar, Kuwait y Arabia Saudita. El laboratorio cuenta con un portafolio sin precedentes de servicios de análisis y procesamiento de núcleos, junto con la tecnología avanzada de modelado de roca digital y la tecnología de inclusión de fluidos, ofreciendo a los clientes opor-

tunidades de integración de datos con un tiempo de respuesta más rápido. “La apertura del Laboratorio de Yacimientos de Schlumberger en Abu Dhabi complementa nuestra huella de laboratorios existentes en Oriente Medio, lo que demuestra nuestro firme compromiso con la región”, dijo Wallace Pescarini, Presidente de Servicios de Pruebas de Schlumberger. “Nuestros clientes ahora tienen un mejor acceso a nuestras tecnologías patentadas, flujos de trabajo y experiencia en el dominio global para lograr los datos más representativos en la

mitigación de riesgos y la maximización de la producción”. El laboratorio cuenta con servicios exclusivos CoreFlow de roca digital y analítica de fluidos para crear modelos de yacimientos en 3D y simular el rendimiento del flujo en múltiples escenarios. Es también el primer laboratorio de Schlumberger fuera de los Estados Unidos en ofrecer análisis de estratigrafía de inclusión de fluidos FIS para evaluar la abundancia, distribución y composición de especies de hidrocarburos y no hidrocarburos atrapadas en inclusiones, en cortes o muestras de núcleos.

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E&P

l prometedor play de recursos energéticos no convencionales de Argentina, Vaca Muerta, podría generar aproximadamente 560.000 barriles diarios de líquidos y 6 mil millones de pies cúbicos de gas diarios para el año 2040, con la promesa de satisfacer cada vez más la creciente demanda de energía del país con la producción nacional, y ayudar a disminuir su dependencia en las importaciones, según un análisis reciente de IHS Markit, el líder mundial en información crítica, análisis y soluciones. Sin embargo, este potencial energético, que se traduce en una producción acumulada de 2.800 miles de millones de barriles de petróleo (líquidos) y 33 millones de billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas para el 2040, viene con algunas advertencias importantes, sostiene IHS Markit, en su recién publicada serie IHS Energy Vaca Muerta Insight: Supply Scenarios for Argentina’s Energy Future. Estas incluyen la necesidad de una inversión anual significativa de US$8 mil mi-

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llones solo para perforación y completación durante el período de mayor actividad, junto con una garantía continua de un entorno empresarial estable por parte del gobierno.

Para que la inversión necesaria se concrete, el gobierno debe seguir proporcionando seguridad y un entorno normativo que le brinde a los inversionistas estabilidad a largo plazo”

“Vaca Muerta no solo tiene el potencial de revertir la disminución de la producción convencional de Argentina y satisfacer su creciente demanda interna de energía, sino también de recuperar su posición como exportador de petróleo y gas,” dijo Ricardo Bedregal, Director de Investigaciones y Consultoría Upstream de IHS Energy y uno de los autores del análisis. “Sin embargo, para que la inversión necesaria se concrete, el gobierno debe seguir proporcionando seguridad y un entorno normativo que le brinde a los inversionistas estabilidad a largo plazo. Estos elementos no pueden disociarse, porque sin esa estabilidad, el ingreso de dinero será pausado y el play se desarrollará con lentitud” añadió el consultor. De acuerdo con el informe de IHS Markit, el ritmo y la escala del desarrollo y la inversión extranjera las dictará las condiciones políticas y económicas. “El gobierno dio pasos importantes para mejorar las condiciones de la inversión en Argentina, sin embargo, estas reformas son relativamente

E&P

nuevas, y deben permanecer vigentes más allá para que Vaca Muerta pueda desarrollar todo su potencial” dijo Bedregal. Afirmó que Vaca Muerta necesitará alrededor de 140 plataformas de perforación cuando alcance los niveles de mayor actividad. Dijo que la capacidad del sector de servicios upstream para satisfacer este crecimiento de la demanda tiene importantes implicaciones para el ritmo del aprendizaje y la competitividad de los costos del play. “En Vaca Muerta existe una enorme oportunidad para el establecimiento de una cadena de suministros mediante la cual las empresas de servicios pueden ingresar y construir la infraestructura de suministro necesaria para desarrollar el play y colaborar con sus clientes operadores aportando su experiencia en el desarrollo de plays no convencionales y en reducción de costos que se ha perfeccionado con tanto éxito en EE.UU.” Según IHS Energy, la formación Vaca Muerta, ubicada en la cuenca de Neuquén, en Argentina, tiene el potencial de ser uno de los plays no convencionales de mayor éxito fuera de América del Norte. Considera que la cuenca Neuquina se asimila a otras “súper” cuencas del mundo, como las cuencas del Pérmico en Estados Unidos, ya que posee numerosas características geológicas atractivas, que incluyen lutitas muy gruesas, de alta calidad, ricas en materia orgánica, múltiples objetivos no convencionales, y el potencial de generar miles de millones de barriles de petróleo equivalente. Sin embargo, aunque Vaca Muerta ofrece un gran potencial geológico, Bedregal advirtió que en términos de la trayectoria de desarrollo, no se espera que este play refleje el rápido desarrollo de los plays no convencionales norteamericanos, como el play de lutita Eagle Ford de Texas. “La producción en Vaca Muerta no tendrá un crecimiento exponencial de la noche a la mañana,” afirmó Bedregal. “Las condiciones del mercado mundial del petróleo son muy diferentes de lo que eran hace años atrás. En la actualidad los precios mundiales son considerablemente más bajos, los presupuestos CAPEX son mucho más limitados, y las condiciones de operación en Argentina son bastante diferentes. En Vaca Muerta, hoy en día, tenemos una concentración de los terrenos en manos

de unos pocos operadores, mientras que en el muy competitivo Eagle Ford, habían hasta 70 ó 80 operadores diferentes contribuyendo a acelerar el desarrollo”. De acuerdo con el análisis de IHS Markit, en las condiciones actuales las áreas susceptibles de generar gas de Vaca Muerta son más atractivas que las áreas susceptibles de generar petróleo. El análisis del pozo tipo de las áreas de gas seco recomienda precios de punto de equilibrio por debajo del precio regulado por el gobierno de US$7.50/ MMBtu. Los resultados preliminares de los pozos horizontales de Aguada Pichana y El Orejano indican que el potencial económico podría ser aún más atractivo. En la primera entrega de su serie IHS Energy Vaca Muerta Insight, que se publicó a principios de año, Graham Bliss, Ph.D., Director Senior de Investigación de IHS Energy y uno de los autores del análisis, dijo que el play tiene el potencial de proporcionar una

“producción abundante” ya que sus características geológicas son prometedoras, pero varían significativamente dependiendo de la profundidad y ubicación. Además, aún no se han determinado los ‘puntos dulces’ del play y ha habido relativamente poca perforación para establecer su potencial. Explica IHS Markit que la operación de Vaca Muerta es relativamente nueva, y hasta el momento se ha desarrollado en un área relativamente pequeña de los más de 115.000 kilómetros cuadrados de la cuenca Neuquina. Indica que se han perforado alrededor de 600 pozos en el play, en comparación con el play de lutita de Eagle Ford, que registra la perforación de más de 14.000 pozos perforados desde 2008. Y como la cuenca del Pérmico de EE.UU., que tiene numerosos objetivos de exploración y producción, Vaca Muerta no es el único yacimiento en la cuenca de Neuquén que ofrece un potencial de petróleo y gas. NOV/DIC 2016 I Petroleum 322/323 13

Un nuevo gigante de servicios industriales digitales E&P

GE y Baker Hughes se combinan

La “nueva” Baker Hughes, tal como fue anunciada combinará la plataforma digital de soluciones de petróleo y gas de GE, con las tecnologías y ofertas de servicios a campos petroleros de Baker Hughes. Los accionistas de GE tendrán 62,5% y los de Baker Hughes el 37,5% de la nueva empresa. Se espera que la transacción cierre a mediados de 2017

ras la firma de un acuerdo, Baker Hughes y GE dieron un paso crucial para combinar el negocio de petróleo y gas de GE Oil & Gas y Baker Hughes y así crear un proveedor líder mundial de tecnología de campos petroleros con una mezcla única de capacidades, servicios y equipos.

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La nueva empresa será uno de los principales proveedores de equipos, tecnología y servicios en la industria petrolera con US$32 mil millones de ingresos combinados y operaciones en más de 120 países. Bajo los términos del acuerdo, aprobado por unanimidad por los consejos de administración de ambas compañías, al cierre de la transacción los accionistas de Baker Hughes recibirán un dividendo en efectivo especial de una sola vez de U$17,50 por acción y el 37,5% de la nueva compañía, mientras que GE poseerá el 62,5% de la compañía. “Los clientes demandan soluciones más productivas, esto sólo puede lograrse a través de la innovación técnica y la ejecución de servicios, los sellos distintivos de GE y Baker Hughes”, expresó Jeff Immelt, Presidente y CEO de GE. “Siempre me ha impresionado el respeto que nuestros clientes tienen por Baker Hughes. Esta transacción acelera nuestra capacidad para extender el marco digital a la industria de petróleo y gas. Una plataforma de servicio

de campo petrolero es esencial para entregar ofertas habilitadas digitalmente a nuestros clientes. Esperamos que Predix se convierta en un estándar de la industria y sea sinónimo de mejores resultados para los clientes”, agregó Jeff Immelt. Martin Craighead, Presidente y CEO de Baker Hughes comentó que la combinación reúne los mejores servicios y equipos de campo petrolero, así como ofertas en tecnología digital para el beneficio de todos los clientes. “La combinación de nuestros activos complementarios, crearán una plataforma capaz de una integración continua, mientras mejoramos nuestra capacidad para ofrecer soluciones optimizadas e integradas y aumentar los puntos de contacto con nuestros clientes”. Dijo que con la unión de los empleados de Baker Hughes y GE Oil & Gas, la nueva compañía será un líder de la industria, bien posicionada para competir en la industria de petróleo y gas mientras empuja los límites de la innovación. Al cierre de la transacción, la junta contará con nueve directores, cinco serán nombrados por GE y cuatro por Baker Hughes. Lorenzo Simonelli será el CEO, Jeff Immelt el Presidente y Martin Craighead el Vicepresidente de la nueva junta directiva. Tendrá dos oficinas principales, una en Houston, Texas y otra en Londres, Reino Unido.

Recursos Innovadores para Profesionales en HSE y Sostenibilidad L

a Society of Petroleum Engineers (SPE) proporciona conocimiento técnico y herramientas para que los profesionales en Salud, Seguridad Industrial, Medio Ambiente (HSE) y Sostenibilidad avancen en la industria de exploración y producción de petróleo y gas.

Recursos Disponibles PetroTalk Es una plataforma que promueve el desarrollo de las capacidades técnicas y la transferencia de conocimiento por medio de presentaciones realizadas en conferencias, talleres aplicados o cumbres claves de la SPE. PetroTalk graba las presentaciones realizadas por líderes académicos y expertos enupstream quienes abordan retos actuales y futuros de la industria. Encuentra las presentaciones en www.spe.org/go/PetroTalks

Publicaciones • Reporte técnico de la SPE, Assessing the Processes, Tools, and Value of Sharing & Learning from Offshore E&P SafetyRelated Data: publicado en el mes de Septiembre de 2016, ofrece una guía para la industria para el gerenciamiento de programas de transferencias de información. Revisa este reporte técnico en www.spe.org/publications/techreports • Compendio de la SPE, Enhancing Process Safety in the Oil and Gas Industry: es una

recopilación de manuscritos en mejores prácticas en seguridad, con un enfoque en tendencias emergentes, desde la investigación hasta su aplicación práctica. Este compendio ofrece perspectivas innovadoras aplicables en el trabajo. Descárgalo en www.spe.org/disciplines/hse/promo • HSE Now: es una publicación electrónica dedicada a profesionales en HSE. Inscríbete para recibir el boletín mensual en www.spe.org/hsenow/about

Secciones Técnicas Son comunidades virtuales de asociados de la SPE quienes comparten ideas y promueven el desarrollo de proyectos relacionados a su interés técnico. La SPE ofrece tres secciones técnicas con énfasis en sostenibilidad y HSE: Factores Humanos, Desarrollo Sostenible, Gerenciamiento y Manejo de Agua. Conoce más en www.spe.org/industry/ technical-sections.

Webinars Únete a expertos de la industria mientras exploran de manera virtual, soluciones a problemas actuales y discuten tendencias en la industria. Los webinars están disponibles en vivo o grabados relacionados a temas de HSE incluyendo: • Calculando el Desempeño de las Sostenibilidad (Measuring Sustainability Performance) • Incluyendo Sostenibilidad en las Operaciones (Embedding Sustainability Into Operations) • Una Perspectiva a la Sostenibilidad en los Impactos Ambientales del Mundo Real,

Soluciones y Mejores Prácticas en todas las Etapas del Ciclo en la Exploración y Producción - Desde la Adquisición de Sísmica hasta el Abandono (A Sustainability Perspective on the Real-World Environmental Impacts, Solutions, and Best Practices Across the Stages of the E&P Lifecycle - From Seismic Acquisition to Abandonment) • Incremento en la Integridad Operacional a través de Procesos Optimizados de HSE y Sistemas de Integración (Increasing Operational Integrity Through Optimized HSE Processes and Systems Integration) • Factores Humanos/Gerenciamiento del Recurso Humano: Perspectivas Iniciales en el Marco de la Gestión de Riesgo (Human Factors/Crew Resource Management: Perspectives for Inputs to Risk Management Framework) La lista completa de webinars se encuentra en webevents.spe.org. Para una lista completa de eventos de la SPE en temas de HSE y Sostenibilidad, visita www.spe.org/events/calendar

OFERTA LIMITADA! Membresía de la SPE: Asóciate o Renuévala Hoy por sólo USD50*www.spe.org/join/ Aprovecha esta tarifa especial y continua recibiendo descuentos en eventos de la SPE, la suscripción al Journal of Petroleum Technology ®(JPT) y los descuentos en OnePetro®. *Oferta válida hasta el 31 de Diciembre de 2016, para Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador, Perú, Suriname y Trinidad y Tobago.

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Escenario

“Nuevas Fronteras, Nuevos Retos” La décimosegunda edición de este encuentro geocientífico ratificó su posición como el principal foro de los exploradores que trabajan en las cuencas a lo largo de la Cordillera de los Andes, para el intercambio de sus ideas y la presentación de sus más recientes trabajos técnicos, en un esfuerzo coordinado por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo –ACGGP y apoyado por organizaciones profesionales nacionales e internacionales

Acto de Instalación: En el presidio los miembros del Comité Ejecutivo: Egon Castro, Secretario General; Ana Suárez, Directora de Organización; Jaime Checa, Presidente; Germán Rodríguez, Presidente ACGGP; Elsa Jaimes, Vice Presidenta; Milton Carrero, Editor; Darío Cortina, Director Financiero; y John Cerón, Editor Técnico

or espacio de tres días el XII Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas nos devolvió el optimismo en la industria petrolera, en virtud del ambiente renovado que se respiró en el Centro de Convenciones Gonzalo Jiménez de Quesada, en Bogotá. Y es que si bien la caída en precios del petróleo ha impactado de manera significativa las inversiones futuras de la industria, también representa una oportunidad para

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propiciar cambios en el rumbo de este sector que permitan, a mediano y largo plazo, revertir la tendencia a la baja de la actividad exploratoria en la región andina. Esa fue quizás una de las acotaciones mayormente ratificadas por los oradores que participaron en este encuentro geocientífico. El evento hizo notorio el lema que sirvió como telón de fondo “Nuevas Fronteras, Nuevos Retos” al reconocer los cambios que la industria está experimen-

tando en lo concerniente a los aspectos técnicos o de subsuelo como el entorno de operaciones en superficie. La convocatoria en general fue seguir enfocados en el trabajo de encontrar formas diferentes de “pensar” la geología de cada cuenca, con nuevas ideas y soluciones, con la búsqueda de nuevos plays exploratorios y con formas creativas de interpretar los mismos datos, caminando hacia nuevas fronteras no solo geológicas sino del conocimiento.

La resiliencia exploratoria

Que sea esta una oportunidad para unir esfuerzos y alinear toda nuestra capacidad de resiliencia para fortalecer la actividad exploratoria dentro de un esquema de desarrollo sostenible” de profesionales vinculadas a las geociencias como Víctor Vega, Presidente de la Región Latinoamericana y del Caribe de la AAPG; y Germán Rodríguez Charry, Presidente de la American Association of Petroleum Geologists - ACGGP.

Con un discurso aleccionador acerca de la capacidad de resiliencia de la industria de la energía, Jaime Checa, en su papel de Presidente del Simposio, dio la bienvenida al evento, cuya organización dijo demandó un gran esfuerzo a fin de garantizar su continuidad, al verse amenazada de manera real por la crisis y los altos niveles de incertidumbre de la industria. “Pero esa es nuestra esencia: todos nosotros trabajamos y tomamos decisiones en escenarios de incertidumbre y con información parcial o incompleta y a la larga, el esfuerzo sistemático y comprometido rinde frutos. Que sea esta una oportunidad para unir esfuerzos y alinear toda nuestra capacidad de resiliencia para fortalecer la actividad exploratoria dentro de un esquema de desarrollo sostenible para bien de los habitantes de nuestras regiones en este momento histórico en que hemos tenido el privilegio de vivir”, afirmó Checa. Recordó que tras el inicio de la crisis del precio internacional del petróleo que comenzó en la segunda mitad de 2014, la

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Con este marco, el programa técnico logró lucir a la altura, al conjugar 52 sesiones orales y 69 de posters, tres cursos técnicos y tres excursiones de campo, con tres presentaciones magistrales, un foro y la exhibición tecnológica, así como eventos sociales y culturales que enriquecieron el contacto entre los asistentes. En evento registró la participación de un total de 420 personas, en representación de 17 países, tales como Alemania, Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Chile, China, Colombia, Ecuador, España, Estados Unidos, Inglaterra, Perú, Polonia, Suiza, Uruguay y Venezuela. En la ceremonia de apertura estuvo presente el Comité Ejecutivo del XII Simposio Bolivariano, presidido por Jaime Checa, junto a Elsa Jaimes, Vicepresidente; Claudia Pérez, Secretaria General; Ana E. Suárez; Organización; Darío Cortina, Director Finanzas; John Cerón, Director Técnico; Milton Carrero, Editor; y Cristina Martínez, Directora Administrativa de la ACGGP. Asimismo destacó la participación de representantes de importantes asociaciones

Escenario

industria ha respondido con la agilidad que le caracteriza y ha sido capaz de bajar sus costos a la mitad casi de manera instantánea aunque dolorosa. Ha encontrado la manera de diferir inversiones de riesgo y ha concentrado sus esfuerzos en oportunidades con retorno temprano como aquellas relacionadas con producción y exploración cercana a campos existentes. “Yendo un paso más allá, la industria ha dirigido la vista a escudriñar la forma en que se venían haciendo las cosas y ha encontrado mil maneras de optimizarlas y a fe que lo ha hecho. Ese análisis detallado de los costos de operación ha sido como correr un velo … llamado Petróleo a 100”, comentó. “Vamos a necesitar resiliencia exploratoria. Es decir, capacidad de formular oportunidades exploratorias cada vez con menos

riesgo y mejores en términos de tiempo y recursos”, subrayó Checa. Esta capacidad –indicó- los empujará a escenarios cada vez más interdisciplinarios y los llevará al límite de la capacidad para extraer información de los datos de subsuelo. “A eso vinimos, a ser testigos de la asombrosa capacidad del ser humano para desentrañar los secretos que la naturaleza escondió bajo tierra hace millones de años. A presenciar por ejemplo y con toda naturalidad el uso de las ínfimas amplitudes sísmicas para reconstruir millones de años de historia geológica, detectar fracturas invisibles, definir regímenes de esfuerzos y hasta predecir la presencia de hidrocarburos a kilómetros de profundidad. Serán tres días de resiliencia exploratoria, y eso no tiene precio”, concluyó Checa.

Participaron en el Foro “El Sector de Hidrocarburos en Colombia Más Allá del Precio”: Jaime Checa, Moderador; Orlando Velandia, Presidente ANH; Rubén Darío Lizarralde, Presidente Campetrol; y Orlando Cabrales, Expresidente ANH

Durante las Presentaciones Magistrales: Elsa Jaimes, Moderadora; Guillermo Fonseca, Hocol; Orlando Velandia, ANH; y Max Torres, Ecopetrol

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Víctor Vega, Presidente AAPG Latinoamérica y El Caribe

Papel de la AAPG Víctor Vega, Presidente de la Región Latinoamericana y del Caribe de la AAPG, compartió con la audiencia los pormenores del trabajo que ha venido desempeñando esta Asociación de profesionales de la geología en la Región. Enfatizó que la misión ha sido precisamente avanzar en la ciencia de la geología, y preparar a los geocientíficos actuales y futuros para afrontar los desafíos en materia de energía, de manera económica y ambientalmente sana. Asimismo procurar que se transformen en un recurso indispensable para la comunidad geocientífica de la Región en colaboración con Sociedades afiliadas a nivel local. En el ámbito regional, la AAPG cuenta con diez sociedades afiliadas, desde México hasta Argentina. Al presente, la membrecía de esta Asociación alcanza unos 2.095 individuos que representan unos 25 países de todos los continentes. Un porcentaje significativo, 63% son estudiantes o profesionales recién graduados, de los cuales 31% residen o trabajan en Colombia. En el referido país se han conformado varios capítulos de estudiantes y jóvenes profesionales (YP) en Bogotá, Bucaramanga y Medellín. Dos adicionales están en proceso de formación, para un total de once capítulos. Especial mención hizo a la Semana de la Ciencia de la Tierra en Colombia realizada del 19 al 21 de Octubre, que resultó ser un esfuerzo colaborativo entre la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofí-

Escenario

sicos del Petróleo, el Servicio Geológico Colombiano y la Sociedad Colombiana de Geología, con un alcance de entre 400 y 500 estudiantes. De igual modo resaltó la realización de la AAPG/SEG International Conference & Exhibition del 6 al 9 de Septiembre con la vinculación de 1.100 geocientíficos y líderes de la industria. Vega aprovechó para invitar a participar en los próximos Geoscience Technology Workshops (GTWs) y cursos previstos a realizarse en Argentina, Colombia, Trinidad, Brasil y Guyana el año entrante.

Programación Técnica El Simposio tuvo la participación de profesionales expertos en temas considerados como desafiantes por la industria, entre ellos, los plays costa afuera, los yacimientos de shale gas, los crudos pesados y la exploración en áreas maduras donde aún se estiman muchas reservas por encontrar. Las sesiones orales y de póster contaron con trabajos de alto nivel que giraron en torno a los siguientes bloques temáticos:

Representantes de las asociaciones: Cristina Martínez, Directora Administrativa ACGGP y Ana María Ramírez, Comunicaciones ACGGP; flanqueadas por Emily Smith, Program Mgr. LA AAPG; y Claudia Patricia Rovira, Regional Manager LA EAGE

• Geofísica • Estudios regionales y nuevas ideas exploratorias • Estudios Integrados • Yacimientos no convencionales (HNC) • Caracterización de reservorios • Geología estructural • Crudos pesados

• Exploración Costafuera Asimismo incluyó la realización de tres cursos cortos: Diseño de Modelos de Yacimientos: Cómo Construir Buenos Modelos de Yacimientos; Carbonate Essentials: Pores to Prospect; Geoquímica y Modelamiento de Sistemas Petrolíferos.

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Escenario

Trabajos premiados Presentaciones Orales Premiadas

Presentaciones de Posters Premiadas

Lenin Bueno J.

Hocol S.A.

Nueva Alternativa Exploratoria del Play C5 en la Cuenca Foreland de Los Llanos Orientales y su Implicación en la Prospectividad de Hidrocarburos

Manuel Fernando Rodríguez

PETRONORTE S.A.

An approximation to the understanding of natural fractured reservoirs in la Luna Formation: a study case of from the northern Middle Magdalena Basin, Colombia

Diana Rodríguez

PETROSEIS LTDA

Migración anisotrópica en tiempo tipo VTI y HTI: Una herramienta clave para mejorar la imagen sísmica

Mario Prince

Petróleos del Norte S.A.

Acordionero Oil Field Discovery, Middle Magdalen Basin, Colombia: An Unusual Large Stratigraphic Trap within Paleocene Lisama Formation

Miguel Bosch

Universidad de Los Andes/ GMAS

Inversión sísmica y caracterización de las arenas basales de Carbonera en los Llanos Colombianos

Edward Duarte

Corporación Geológica ARES

Máximos eventos de inundación marina del Mioceno en cuencas subandinas: evaluación de su uso como superficies cronoestratigráficas y aporte en la exploración de hidrocarburos

Henry Martínez

Universidad de Los Andes/ GMAS

Magnetic and Radiometric Signatures in Soils above Hydrocarbon Accumulations. Toqui-Toqui and Maná Fields, Tolima, Colombia

Hocol S.A.

Formación de Contactos Basculados Desarrollo de Zonas MPZ-ROZ en Trampas de Crudo Pesado & Extrapesado en la Parte Sur de la Cuenca de Los Llanos Orientales

Alejandra Grajales

Universidad de Concepción, Chile

Nuevas evidencias de un sistema petrolífero activo en la margen pacífica Colombiana

Larry Prentt

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Cesar Vásquez

Independiente

A successful search for a hydrodynamic trap: Putumayo basin, Colombia

Exhibición

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La exhibición comercial fue una completa vitrina de las innovaciones y adelantos de las tecnologías requeridas por la industria para solucionar los retos de la actividad exploratoria en la región. Dentro del espacio se reservó un área especial denominada ONE -Oportunidades de Negocios Exploratorios- donde estuvieron las empresas operadoras para promocionar sus prospectos.

Edgar Chacín Benedetto (al centro, abajo), geólogo venezolano dedicado al dictado de cursos y uno de dos venezolanos que presentaron trabajos técnicos, rodeado de estudiantes universitarios colombianos. Le acompañan: Carlos Fernando Caicedo y Luis Fernando Murillo de la UIS. De pie: Omar Latorre, Juan Villacreces, Juan Contreras, Álvaro Martín, Julián Mesa y María Paula Hernández, todos de la Universidad Industrial de Santander, UIS, con sede en Bucaramanga, la Ciudad Jardín de Colombia

Milton Carrero, Ana Elvia Suárez, Jaime Checa, Elsa Jaimes, Jorge Zajia y Ana I. Valbuena

Un grupo multidisciplinario muy interesado en los campos que Telpico ofrece en sociedad o ventas. Telpico habla de tener en sus manos un posible segundo Caño Limón. Hans Krause, Venka Pacha, Germán Espinosa, Catalina Riaño, Camilo Dongo, Juan Fernando Martínez, Mitchell Srack y Edgar Chacín

En el stand de LMKR GeoGraphix: Juan Fernando Martínez, Juan Mario Aguas, Rafael Alberto Guatame, Andrea Pérez, Laura Hoyos, César Bolívar, Sandra Vargas y Mario Zamora Indumil & Orica: Angie Gómez, Paulo Mera, Julián Mantilla, Edwin Jimeno, Ricardo Sotto, Juan Miranda, Tomaz Wilk y Diana Cortez

Jaime Rocha, Larry Prentt, Lenín Bueno, Gonzalo López, Elsa Jaimes, Alexis Rosero, Milton Carrero, Lina Serna y Wilson Gil

Los espacios dispuestos para las presentaciones de cartelera o posters estuvieron muy concurridas. Como novedad se facilitaron sillas para que los asistentes se sentaran cómodamente

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Escenario

Octubre 16 – 21, Dallas, Texas

Este año el evento regresó a Dallas para celebrar su 86va Reunión Anual, una oportunidad para compartir las más recientes historias de casos, avances tecnológicos e investigaciones acerca de descubrimientos con la comunidad mundial de geofísicos aplicados

El Kay Bailey Hutchison Convention Center Dallas, reunió a más 5.500 representantes de la comunidad mundial de las geociencias

a reunión anual de Society of Exploration Geophysicists es uno de los eventos más expeditos para obtener lo último en conocimientos técnicos y reunirse cara a cara con colegas y compañías en múltiples disciplinas del sector de geociencias. Este año el encuentro se realizó en el Kay Bailey Hutchison Convention Center Dallas, Texas, con la asistencia de cerca de 5.500 personas de las distintas regiones del mundo, excediendo las proyecciones en más del 37%, tal como lo aseguró Rocco

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SEG ha venido facilitando la atmósfera intelectual necesaria para prosperar al sector de la geofísica aplicada”

Detomo Jr., miembro de la junta de la SEG al finalizar el evento. Con más de 1.100 presentaciones, tuvo el programa técnico más grande en su historia, a pesar de haber recibido cerca de 1.500 resúmenes para su revisión. La agenda incluyó 140 sesiones, en las cuales participaron profesionales de geociencias de todas las disciplinas geofísicas. Incluyó ocho sesiones Especiales, las tradicionales sesiones orales y de posters y también sesiones de e-Presentaciones.

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Asimismo varios almuerzos con oradores invitados para hablar sobre Gravity y Magnetics y Desarrollo, Producción, Minería y Geotermia, además de la tradicional sección Near-Surface.

Sesión de Apertura Con una asistencia mejor de lo previsto, dada la situación actual de crisis del mercado de petróleo y gas, se realizó la sesión de Apertura y Discurso Presidencial. Ernie Siraki, SEG Forum Chair y Presidente de Heights Energy Corp. inició la sesión con la bienvenida a los asistentes en nombre de la Dallas Geophysical Society y luego dio paso a Sarah Reed, Dallas 2016 General Chair. Reed destacó que la SEG, particularmente a través de esta reunión anual, ha venido haciendo un trabajo maravilloso para facilitar la atmósfera intelectual necesaria para prosperar a la industria de la geofísica aplicada. Muy complacida puso en relieve el hecho de que el programa técnico de este

Los oradores de la sesión de apertura: John Bradford, Ernie Siraki, Sarah Reed, Dave Hager y Dorsey Morrow

año haya recibido para su consideración más de 1.500 resúmenes técnicos, lo cual concluyó en un número récord de más de 1.100 presentaciones en total.

Dorsey Morrow, Director Ejecutivo de la SEG, igualmente se refirió a los esfuerzos que está haciendo esta Sociedad para trabajar a pesar del ambiente finan-

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Escenario

Ernie Siraki, SEG Forum Chair President

Sarah Reed, Dallas 2016 General Chair

John Bradford, SEG 2015–2016 President

ciero actualmente adverso. Comentó que continuarán proveyendo herramientas e información a sus miembros para ayudarlos a sobrellevar la tormenta. Hizo especial énfasis en el lanzamiento del producto SEG´s Competency Management System (CMS), mediante el cual los miembros podrán evaluar sus capacidades frente a una serie de modelos de competencia en diversos tipos de trabajos geofí-

sicos. El nuevo producto tiene por objeto ayudar a que los usuarios identifiquen y llenen vacíos con el fin de servir mejor a la industria geofísica. John Bradford, Presidente de la SEG, enfocó su discurso en la importancia de la tecnología y se refirió a la estrategia que está empleando esta Sociedad para encarar los desafíos actuales de la industria.

“La actual recesión en los mercados de petróleo y gas ha impactado a la sociedad”. Dijo que alrededor de un año después de que comenzara el actual descenso del mercado, la SEG empezó a ver una caída en sus reservas de efectivo. Afirmó que incluso antes de que comenzara la caída, la SEG ya estaba llevando a cabo un ejercicio de planificación estratégica para permitir que la Sociedad pudiera reconocer y reaccionar mejor a las tendencias del sector. Señaló que la estrategia que se pretende en el futuro es ampliar la base de la Sociedad, mientras se enfoca en su núcleo para avanzar en la geofísica aplicada. Dijo que la estrategia recién adoptada de la SEG dará a sus miembros lo que más valoran, un enfoque en la excelencia técnica.

Keynote Speaker Dave Hager, actual Presidente y CEO de Devon Energy Corp., tuvo a cargo una presentación sobre la importancia de la tecnología en todos los ciclos de productos básicos. Hager dijo que en tiempos económicos difíciles, el enfoque de las compañías de petróleo y gas es a menudo en la eficiencia de costos, pero –señaló- que la innovación técnica, particularmente el conocimiento obtenido a través de la geofísica, nunca ha sido tan importante como ahora. Dijo que el crear un ambiente de trabajo en el que el fracaso sea aceptado en cierta medida cuando se toman riesgos tecnológicos ayuda a fomentar la innovación. Sin embargo, la mayoría de las empresas tienen dificultades para suscribirse a esa mentalidad. “Una cultura innovadora es necesaria para el éxito”, dijo Hager. “Es una parte

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Escenario Este año Aramco fue patrocinador nivel titanio de la Exposición Internacional y 86va Reunión Anual de la SEG. En su estand compartió nuevas ideas y talento en geociencias para mantener su ventaja competitiva

crucial de una estrategia ganadora. El riesgo de no cambiar, de mantener el status quo, es mayor que el riesgo que viene con probar algo nuevo. El cambio es nuestro amigo”. Hager se centró en la importancia de la innovación técnica, y concluyó con una cita,

Los pasillos de la exhibición permitieron medir el interés de las compañías de equipos y servcios por concretar acuerdos y negocios

dictada en 1958 por el profesor Park Dickey de la Universidad de Tulsa, tan aplicable hoy como hace casi seis décadas. “Generalmente encontramos petróleo en nuevos lugares con viejas ideas. A veces, encontramos aceite en un lugar antiguo con

una idea nueva, pero rara vez encontramos mucho petróleo en un lugar antiguo con una vieja idea”, citó Hager. “Varias veces en el pasado, hemos pensado que nos estábamos quedando sin petróleo, cuando en realidad nos estábamos quedando sin ideas”.

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Análisis

Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos latinoamericano La gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos, genera importantes beneficios financieros, operacionales y ambientales a las empresas que los incorporan como parte de sus procesos productivos Mauro Hoyer Romero / Ingeniero en Energía y Combustibles, Universidad de Leeds

asta un 10% de los activos o bienes de empresas e instituciones llegan a encontrarse ociosos o son excedentes en casi todo momento. La gerencia profesional de activos no productivos, también conocida como Recuperación de Inversiones, puede generar importantes retornos financieros asociados a la generación de ingresos extraordinarios y la reducción de costos operacionales, con un impacto positivo -en el orden de un 20%- en las economías de procura de las empresas que lo utilizan como parte integral de sus cadenas de suministro. En diversos países de la región existen el marco legal y empresas especializadas para la introducción de estas prácticas gerenciales en el sector hidrocarburos en el corto plazo. La acumulación de activos o bienes no productivos no es algo nuevo, ni afecta a un sector industrial particular. A pesar de su magnitud -estudios indican, que hasta un 10% de los activos o bienes de empresas e instituciones se encuentran ociosos o son excedentes en casi todo momento-, se podría decir que es un problema bastante generalizado, que por diversas razones, no se maneja profesionalmente, con efectos negativos financieros, operacionales y ambientales para las empresas e instituciones. En las últimas décadas, la preocupación por la conservación del medio ambiente y regulaciones introducidas sobre la dispo-

Figura 1. Costos de manejo de activos excedentes

sición y/o reciclaje de activos excedentes, ha contribuido a darle mayor relevancia a este problema y a la necesidad de buscar soluciones al mismo. La industria hidrocarburífera mundial, en particular, se ve usualmente afectada a través de toda su cadena de valor -exploración, producción, refinación, transporte y distribución- por la falta de planificación y de procesos dedicados a la monetización y disposición de materiales y equipos excedentes. Estos materiales y equipos provienen de proyectos concluidos o cancelados y de la desincorporación

¿ Qué son activos no productivos? Son todo tipo de activos (equipos, materiales, inmuebles, etc.) nuevos o usados, que por exceso, desuso u obsolescencia, afectan directamente al capital de trabajo de una empresa pudiendo limitar sus operaciones medulares.

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de activos por diversas razones (reemplazo, obsolescencia, cese de operaciones, ineficiente manejo de inventarios, etc.). La falta de planificación y de procesos tienen importantes implicaciones financieras, operacionales y ambientales. Financieramente, a estos materiales y equipos se les asigna un valor estimado, que se refleja en los estados financieros como “inventarios obsoletos o activos no productivos”. Sin embargo, en la práctica, en el momento de su disposición o venta, difícilmente se obtiene el valor asignado. Esto se debe a que con estos materiales y equipos, por lo general, no se toman las medidas adecuadas de mantenimiento, y gradualmente se van deteriorando y depreciando en su valor. Adicionalmente, en algunos casos es difícil establecer el costo de la obsolescencia y

El eslabón faltante en las cadenas de suministro Michael Porter, Profesor de la Universidad de Harvard, contribuyó significativamente en los años ochenta a la mejora de las cadenas de suministro con sus estudios sobre las cadenas de valor. En estas últimas, se analizan actividades especificas a través de las cuales las empresas crean valor para sus clientes y para ellas mismas, logrando a su vez mejorar su posicionamiento competitivo. A la luz de nuevas teorías de negocios desarrolladas en los últimos años, el modelo lineal de cadena de valor propuesto por Porter ha venido evolucionando hacia un modelo circular que incorpora la monetización y reciclaje de los activos no productivos como parte integral de la cadena de valor y de los procesos de procura de las empresas (figura 3). La incorporación de la recuperación de inversiones a través de la disposición de los activos no productivos en los procesos de procura, puede mejorar hasta en un 20% las economías de procura de una empresa.

Oportunidades y retos para la monetización de activos no productivos La gerencia profesional de los activos no productivos en las empresas de hidrocarburos, estatales o privadas, genera tanto oportunidades como retos. Entre las oportunidades se pueden mencionar: √ Generación de ingresos extraordinarios, a través de:

Figura 2. Opciones para el manejo de activos no productivos

• Reducción de costos • Ingresos por ventas • Optimización de inventarios √ Mejoras en la responsabilidad social de la empresa √ Reducción de pasivos ambientales Entre los principales retos que afrontan las empresas, se pueden mencionar: √ Concientización del problema y de las oportunidades. En muchas empresas, sus ejecutivos y empleados se “acostumbran” a la acumulación de activos no productivos y no lo ven como un “problema real” a resolver mediante el establecimiento de procesos, para que no vuelva a ocurrir. Igualmente, subestiman los ingresos extraordinarios que se pueden generar. √ Oportuna toma de decisiones. El retraso en la toma de decisiones, para disponer de los activos excedentes, resulta crítico afectando el valor de los bienes, tal como está señalado en la (Figura 2). √ Cambio de mentalidad y futuro modo de operación. La solución permanente pasa por cambiar la forma de ver esta problemática, introduciendo en las cadenas de suministro las mejores prácticas gerenciales actuales, las cuales incluyen el eslabón de recuperación de inversiones como parte integral de las mismas (Figura 3).

Posibles soluciones al manejo de activos excedentes en el sector hidrocarburos Usualmente, en la monetización y disposición de bienes excedentes en el sector hidrocarburos, las empresas afectadas manejan dos enfoques diferentes: 1) Dedicar recursos propios para la disposición de estos activos. Cuando esto sucede, por lo general, se le encarga la venta de los materiales y equipos a los departamentos de Procura o Compras. Sin embargo, los resultados no suelen ser los más satisfactorios, debido a que estos departamentos están diseñados para comprar materia prima, insumos, equipos y materiales para sus operaciones, pero no para vender sus excedentes o equipos desincorporados. Por esta razón, esta solución es poco efectiva, ya que dichos departamentos no manejan los procesos más efectivos para NOV/DIC 2016 I Petroleum 322/323 27

Análisis

depreciación de los mismos, por lo cual, eventualmente estos materiales y equipos deben ser vendidos con valores muy bajos, cercanos a precios de chatarra. Operacionalmente, el mal manejo de excedentes acarrea costos asociados a la proliferación de almacenes y patios de almacenaje, clasificación, inventariado ocasional, y movilización de material y equipos no productivos, entre otros. Por otra parte, las implicaciones y costos de Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) pueden ser tan importantes como el costo financiero y operacional, cuando se toman en cuenta los costos de desmantelamiento, remediación ambiental, seguridad industrial, etc. Tomando en cuenta todos estos factores, se estima que los costos anuales de mantener estos activos excedentes pueden alcanzar un 25% o más del costo de dichos activos (figura 1). Por otra parte, el desconocimiento y la omisión durante la búsqueda de soluciones para abordar el problema de monetización y disposición de excedentes del sector hidrocarburos, pueden resultar en una falta de oportunas acciones gerenciales para maximizar el valor de recuperación de los materiales y equipos excedentes (figura 2). De allí la importancia de introducir de manera permanente, las mejores prácticas gerenciales existentes a nivel internacional (“best practices”) en los procesos de manejo de los activos no productivos y de las cadenas de suministro de las empresas.

Análisis

Figura 3(*). El eslabón faltante en la gerencia de la cadena de suministro (*) Basado en el modelo de cadena de valor de Michael Porter

gestionar las ventas (ventas privadas directas, subastas, etc.) y no poseen la información suficiente (cantidad y ubicación) sobre empresas nacionales e internacionales que se dedican a comprar materiales y equipos excedentes. Esta situación se agrava en algunos casos, cuando el material no está debidamente inventariado y clasificado, lo cual dificulta aún más la gestión de ventas, en cuanto a valor y tiempo. 2) Contratar a una empresa especializada en la actividad integral y global de disposición de materiales y equipos excedentes, lo cual puede incluir las fases de inventariado, clasificación, avalúo y ventas de los materiales y equipos, a fin de proporcionar un mayor valor a los mismos. Además del conocimiento del sector hidrocarburos, algunas de estas empresas proporcionan sofisticadas herramientas tecnológicas para los procesos de venta, al igual que una amplia base de datos de potenciales compradores a nivel internacional. Esto contribuye a reducir significativamente los tiempos de disposición de los bienes. La contratación de una empresa especializada permite una mayor valorización de los materiales y equipos, en el orden del 15 al 20% de lo que obtendría la empresa propietaria al venderlos directamente. Existen empresas regionales, tales como Ventas Industriales S.A. (VINSA), en Ecuador y Servicios de Liquidación VI, en México, que se dedican a ofrecer este tipo de servicios para todo tipo de empresas, públicas o privadas. 3) El éxito del proyecto al contratar a

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una empresa especializada, depende en gran parte del apoyo interno que se le ofrezca. En este sentido, es imprescindible que desde el inicio se involucre al más alto nivel ejecutivo de la empresa dueña de los materiales y equipos, y se asigne como líder del proyecto a un funcionario o ejecutivo de alto nivel, lo cual le da la importancia necesaria para cambiar el paradigma de que estos materiales tienen poco o ningún valor.

Monetización de activos no productivos en el sector hidrocarburos latinoamericano La introducción de la gerencia profesional de activos no productivos es posible en el corto plazo en diversos países latinoamericanos, como parte de la modernización de las prácticas gerenciales en el sector hidrocarburífero regional, en búsqueda de incrementar su productividad y competitividad, y de generar ingresos extraordinarios para las empresas estatales y privadas de estos países. Para esto se requiere un marco institucional y legal adecuado, empresas calificadas para su implantación y la voluntad de los actores involucrados en la introducción y ejecución de estas nuevas prácticas gerenciales. El marco legal debe definir y normar los procedimientos para enajenar, gravar o retirar bienes manejados por empresas

estatales o privadas; y las normativas deben ser lo suficientemente precisas, en procedimientos y tiempos de actuación para cada ente involucrado en el proceso. En los países que se cumplen estas condiciones, la problemática de monetización de activos no productivos en el sector hidrocarburífero puede ser abordada de una manera inmediata, con significativos resultados positivos financieros, operacionales y ambientales que a su vez contribuirán a mejorar la productividad y eficiencia del sector petrolero. En cuanto a la existencia de empresas calificadas, existen empresas regionales que han realizado este tipo de actividades en forma exitosa en diversos países latinoamericanos.

Conclusiones • La problemática de la acumulación de bienes o activos no productivos afecta a todos los sectores industriales por igual, así como a empresas privadas y estatales. • La gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos, genera importantes beneficios financieros, operacionales y ambientales a las empresas que los incorporan como parte de sus procesos productivos. • La forma más efectiva de abordar este problema es a través de la utilización de empresas especializadas en esta materia, en lugar de asignar recursos internos de las empresas, pues esto último resulta en el largo plazo más costoso e incrementa los tiempos de disposición de los bienes. • En diversos países de Latinoamérica existen normativas legales suficiente y empresas especializadas de talla internacional, como para monetizar bienes excedentes del sector hidrocarburífero en el corto y mediano plazo. Solo se requieren acciones ejecutivas y gerenciales que catalicen el trabajo conjunto de los entes involucrados, para beneficio del estado y de las empresas que operan en el sector.

Mauro Hoyer Romero es Ingeniero en Energía y Combustibles de la Universidad de Leeds, Inglaterra. Maestría en Administración de Empresas del Colegio de Gerencia de Henley, Inglaterra. Más de 35 años de experiencia en el sector energía a nivel internacional. Presidente y Fundador de la empresa Ventas Industriales en Ecuador y México.

The Shale Oil and Gas Debate

or más de seis años, Estados Unidos ha disminuido en un tercio su independencia del petróleo y ha llegado a ser casi autosuficiente en términos de suministro de gas, convirtiéndose en uno de los países más competitivos en el mundo. The Shale Oil and Gas debate sobre esta revolución del petróleo y gas y como su exportación fuera de los Estados Unidos podría duplicar las reservas mundiales de gas y aumentar los del petróleo en un 20%. Se cree que fuera de América del Norte, los principales yacimientos podrían estar en China, Rusia y Argentina. A medio plazo, este nuevo estado de asuntos tendrá importantes consecuencias geopolíticas, alterando fundamentalmente

Library

Publicada por Editions Technip, esta obra intenta dar respuesta a todo lo que busca saber sobre el petróleo y gas de lutitas Autor(s)/Editor(s):Lev Vernik

las importaciones de petróleo, gas y carbón. Mientras que las importaciones estadounidenses desde el Golfo Pérsico disminuirán rápidamente, las de China e India aumentarán significativamente, y en la medida en que los Estados Unidos se convierta en un exportador de gas, Rusia tendrá que encontrar mercados alternativos. Aunque no está clasificada en el “top 10”, se cree que Europa tiene enormes recursos no convencionales. El libro aborda factores como las vicisitudes que el viejo continente deberá afrontar a nivel geológico, económico y social para realizar un gran proyecto de este tipo, precisamente por estar densamente poblado, la fracturación

hidráulica, el abastecimiento de agua, los microsismos y el impacto en la superficie representan “amenazas” cuya percepción solo podrá cambiar con pedagogía y transparencia en relación con las comunidades locales. La obra fue publicada por Editions Technip en idioma inglés y está escrita en forma de 20 preguntas por los autores Philippe y Pascal Charlez Baylocq, quienes intentan dar respuesta a “todo lo que siempre quiso saber sobre el petróleo y el gas de lutitas, pero nunca se atrevió a preguntar”. Mayor información: www.editionstechnip.com

Seismic Petrophysics in Quantitative Interpretation Una nueva publicación de la Society of Exploration Geophysicists

a exploración y caracterización de yacimientos convencionales y no convencionales usando tecnologías sísmicas, son algunas de las principales actividades de los grupos de tecnología upstream y de las unidades de negocio de los operadores de petróleo y gas. Sin embargo, estas actividades frecuentemente presentan dificultades a la hora de hacer interpretaciones sísmicas cuantitativas debido a nuevos retos para el rápido desarrollo del campo de la petrofísica sísmica. El texto muestra cómo la interpretación sísmica puede realizarse de manera simple y robusta, mediante integración de los principios de la física de rocas con los atributos

petrofísicos, que influyen en las propiedades de los yacimientos convencionales (es decir, espesor, neto/bruto, litología, porosidad, permeabilidad y saturación) y no convencionales (espesor, litología, riqueza orgánica y madurez térmica). Su contenido puede ser de utilidad no solo para los profesionales de la industria del petróleo y gas y quienes se ocupan de la utilización de datos sísmicos en la exploración y producción de hidrocarburos, también puede ser de valor para los ingenieros de completación y geotécnicos que buscan entender mejor cómo los datos sísmicos y sónicos se pueden usar con mayor detalle.

Contenido: • Petrophysics of Siliciclastic Rocks • Pore Pressure and Stress State • Seismic Rock Properties and Rock Physics • AVO Analysis: Rock-physics Basis • Simultaneous AI-SI Inversion and N/G Computation • Seismic Petrophysics of Unconventional Reservoirs • Geomechanics of Organic Shales Seismic Analysis in Unconventional Shales. www.seg.org/Publications/Books/ NOV/DIC 2016 I Petroleum 322/323 29

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Paradigm 16

Broca Kymera XTreme

La empresa dio a conocer las ventajas de esta nueva solución que muestra flujos de trabajo de alta definición en apoyo a la exploración estratégica y desarrollo, durante la 2016 SEG Annual Meeting

Baker Hughes introdujo nuevas brocas para taladrar rápido y más lejos, mejorando así la economía de perforaciones verticales y curvas

Interpretación volumétrica combinada con modelo UVT y GTR en SKUA-GOCAD produce imágenes paleospace precisa para la interpretación de crono-stratigrophic y genera modelos 3D de alta definición a juego dentro de la formación de datos sísmicos

aradigm, ha desarrollado un nuevo software para soluciones en el ámbito geológico y geofísico con el cual se podrá mostrar datos de procesamiento sísmicos en imágenes, interpretación, modelización y evaluar la formación. Paradigm 16 cuenta con una tecnología de alta definición para el área de la geología, haciendo uso de todos los datos disponibles para la eficacia de los equipos activos y permitir así la toma de decisiones de más alta relevancia. La visión de Paradigm 16 es crear una plataforma de software que garantice que las suposiciones de los operadores sobre el modelo del subsuelo tierra puedan ser totalmente probadas y validadas de manera adecuada para una exploración bien fundamentada, con una buena realización, producción y toma de decisiones de perforación. A su vez, también se pueden realizar avances con las imágenes de alta definición sísmica, modelado y nuevos flujos de trabajo 3D petrofísica, de esta forma esta herramienta permite predecir el rendimiento del subsuelo y tomar acciones de desarrollo de campos. Información: www.pdgm.com

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aker Hughes lanzó la broca híbrida Kymera™ Xtreme, diseñada para ayudar a los operadores de petróleo y gas a reducir sus costos de construcción de pozos mediante un rendimiento de perforación más rápido y más duradero. También ofrece un diseño dinámico equilibrado que reduce las fluctuaciones de torque para minimizar el daño a la broca y proporciona un rendimiento eficiente en las dos secciones, verticales y curvas. Asimismo da maniobrabilidad y control superior en ambientes difíciles, incluyendo formaciones carbonatadas e interestratificadas en lo que las brocas convencionales a menudos son empujadas hacia sus límites. Tiene una estructura de corte más duradera que incorpora mejoradas formas y calidades de metal duro para mejorar la agresividad y las tasas de penetración acelerada. Estos diseños avanzados proporcionan mayor control de la cara de la herramienta, lo que permite perforar distancias más largas a tasas más altas de acumulación, aspecto que antes no era posible, manteniendo al mismo tiempo un hoyo de alta calidad a lo largo de corridas extendidas.

“Kymera XTreme combina el control y la resistencia a la trituración de roca de una mecha tricónica con la acción de la velocidad y el corte de una broca PDC y, en casi todos los casos, es más duradera que cualquiera de las alternativas. Esta combinación ofrece un poco más de capacidad para perforar secciones verticales y curvas a velocidades más altas y en una variedad de formaciones desafiantes - una herramienta extremadamente valiosa para ayudar a nuestros clientes a gestionar eficazmente sus costos de construcción de pozos en este desafiante entorno de negocios”, dijo Scott Schmidt, Vicepresidente de Baker Hughes. En una aplicación reciente de Oriente Medio, Kymera XT demostró una durabilidad superior mediante la perforación de 2.721 pies (829 m) de una serie de formaciones de shale, piedra caliza y piedra arenisca extremadamente duras y abrasivas en una corrida, mejorando la tasa de penetración en un 13% por encima del promedio del campo y reduciendo el costo por pie del operador en un 50%. Como resultado, se terminó la sección 2,3 días antes de lo previsto, y con un ahorro cerca a los US$100.000. Información: www.bakerhughes.com

Schlumberger lanzó un nuevo servicio para el diseño de pruebas de pozo e interpretación basado en la geología

eoTesting está construido en la plataforma de software Petrel E&P para maximizar el valor de las pruebas de pozos mediantes la integración de modelos geológicos y geofísicos con datos de prueba en un modelo de tierra común para la interpretación más precisa en comparación con el análisis convencional limitado a los modelos geométricos. “Los servicios GeoTesting trajeron un nuevo nivel de certeza a la caracterización de yacimientos con diseños de prueba de pozos optimizado que validan y calibran los modelos de yacimientos utilizando mediciones dinámicas” aseguró Wallace Pescarini, Presidente de Servicios de Pruebas, Schlumberger. Asimismo con datos de alta calidad y análisis representativos del yacimiento, los clientes pueden mejorar enormemente la previsión de la producción, determinar la conectividad del yacimiento e identificar puntos dulces.

La nueva tecnología de inversión basada en una cuadricula calibra automáticamente los modelos de yacimiento con datos de prueba de pozos para la integración directa en el modelo de yacimiento, lo que permite una caracterización más precisa del yacimiento. Además, el simulador transitorio de presión del yacimiento fracturado proporciona nuevos conocimientos sobre el comportamiento complejo de los transitorios y la interacción matriz-fractura, lo cual es vital para la gestión del campo en yacimientos carbonatados no convencionales. En Noruega, en el Mar de Barents, OMV utilizó Servicios GeoTesting para caracterizar un yacimiento geológicamente complejo, que presenta muchos desafíos, incluyendo la proximidad a fallas cercanas, el contacto

de aceite / agua, la incertidumbre en conductividades de falla, la permeabilidad y la anisotropía. El éxito se registró utilizando los servicios GeoTesting para optimizar el diseño de la prueba y así calibrar el modelo de yacimiento con la data de la prueba dinámica del pozo de datos, estableciendo confianza en el modelo final y confirmando la conectividad del yacimiento. www.slb.com/GeoTesting

AEGEX10 ES AVEVA en asociación con AEGEX ha desarrollado un nuevo producto con el que se podrá acceder a información de alta seguridad y datos de ingeniería asociados para mantener la seguridad y mejorar la eficiencia comunicativa en zonas peligrosas

l AEGEX10 ES es una tableta construida con el propósito de poder usarse en un ambiente propenso a riesgo de explosiones, permite también las comunicaciones móviles superiores en lugares de trabajo donde no se pueden utilizar los dispositivos convencionales. De esta forma será más preciso y eficiente el envío de información por parte de los operadores en ambientes inflamables

que requieren ser especialmente tomados con precaución por lo cual estos dispositivos están diseñados para ser incapaces de causar una chispa que podría derivar en una explosión. “La implementación de soluciones AVEVA en tablas AEGEX en zonas de riesgos permite a los operadores realizar inspecciones, mantenimiento y proyectos de respuesta en tiempo real”,

dijo Thomas P. Ventulett, CEO, AEGEX Technologies. A nivel mundial está certificada con los más altos estándares de seguridad, ATEX / IECEx Zona 1 y UL913 Clases I, II, III División 1. AEGEX es parte de una plataforma completamente integrada que trae aplicaciones específicas y manejo de datos para las industrias más peligrosas del mundo. Mayor información: www.AEGEX.com NOV/DIC 2016 I Petroleum 322/323 31

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Servicio GeoTesting

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Un evento académico, técnico, comercial ideal para revisar el nuevo escenario petrolero y las condiciones del mercado colombiano

Trazando el Futuro de la Industria

el 28 al 30 de Noviembre se realizará la principal conferencia de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros – Campetrol, organizada conjuntamente con Corferias, y con el patrocinio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Este año EO&GC2016 promete nuevamente reunir a destacados expertos y académicos del sector, así como representantes de entidades gubernamentales, cámaras de comercio, cámaras binacionales, además de empresas operadoras y de bienes y servicios para evaluar las oportunidades de crecimiento e impulsar los negocios del sector hidrocarburos en la actual coyuntura que atraviesa la industria global. Rubén Darío Lizarralde, Presidente de Campetrol, señaló que el evento fa-

vorecerá el análisis del nuevo escenario de ajustes de precios del petróleo, con miras a proponer “acciones que permitan reactivar la actividad, tomando como base el conocimiento y las nuevas tecnologías que potencializarán áreas como el offshore, el recobro mejorado y la explotación gasífera”. Asimismo permitirá revisar las condiciones actuales del mercado y evaluar las oportunidades de negocio, crecimiento y exhibición en el evento más importante de su tipo en la región Andina, en el que habrá espacio, de igual forma, para discutir sobre la relación comunidad – industria, fundamental para el negocio petrolero y el impacto del proceso de paz en la actividad hidrocarburífera.

Un poco de historia… La primera edición de Expo Oil & Gas, realizada en Noviembre de 2010 en el Centro de Convenciones “Julio César Turbay Ayala” de la hermosa ciudad de Cartagena, permitió medir el enérgico impulso de la industria petrolera colombiana. Fue auspiciada por Ecopetrol, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Pacific Rubiales. Dos años mas tarde la segunda versión es trasladada al Centro Internacional de Negocios y Exposiciones – Corferias, en Bogotá, donde supera las expectativas al incrementar notablemente las cifras de participación tanto de asistencia como de empresas expositoras. La tercera edición ratificó el evento como principal plataforma para discutir los temas más álgidos, promover la inversión, propiciar el relacionamiento y mostrar las innovaciones tecnológicas del sector. Edición

Fecha

Lugar

Asistencia Expositoras

Empresas de Negocios

Ruedas

Cartagena

3.374 personas

131

400 citas

Bogotá

8.000

224

540

15.000

250

600

2 – 5 Nov 2010 30 Oct - 2 Nov 2012

III

4 – 7 Nov 2014

Bogotá

28 – 30 Nov 2016

Bogotá

32 NOV/DIC 2016 I Petroleum 322/323

Programa Además de la acostumbrada ceremonia de instalación y las presentaciones técnicas a cargo de los expositores, la agenda incluirá cinco paneles de conferencias que analizarán temas puntuales como: • Gas Natural: Oferta y demanda ¿Colombia está en capacidad de atender las necesidades futuras? • Entorno: Post acuerdo en Colombia, ¿Cuál es el impacto de este proceso para el sector petrolero? • Offshore: Planes y expectativas sobre las reservas de aceite y/o gas en el Offshore para Colombia. • Entorno: Entorno petrolero internacional y su impacto en el desarrollo de la locomotora que apalanca la economía nacional. • Factor de Recobro: Reto sectorial, estrategias para aumentar el Factor de Recobro en un entorno de precios bajos. Asimismo se realizarán cuatro conferencias magistrales de las empresas Willis Towers Watson, Schlumberger y Petroseismic, a lo largo de los tres días de conferencia. Por su parte, la muestra comercial contará con nuevos espacios diseñados pensando en las nuevas perspectivas y dinámicas a los que la industria se está acoplando. “El evento tendrá espacios de Networking como el Salón Procura EO&GC2016 y la Sala VIP EO&GC2016, la Ventanilla Única entre otros, en los cuales los interlocutores de ambas partes tendrán la oportunidad de abrir espacios comerciales y de negocios futuros”, comentó Lilián Conde, Jefe de Proyecto de Corferias. Mayor información sobre como participar: www.expooilandgascolombia.com

Peru Oil & Gas Congress Lima, Perú peruoilgascongress.com

28 - 30 Noviembre Expo Oil & Gas Colombia Bogotá, Colombia www.expooilandgascolombia.com

30 Noviembre Central American & Caribbean Energy Summit Panamá, Panamá www.marketsgroup.org/forums/ cac-energy-summit-2016

Revista Oficial

Media Partner

24 - 26 Enero

06 - 10 Marzo

SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition

CERAWeek 2017

Houston, Texas, USA www.spe.org

Houston, Texas, USA www.ceraweek.com

14 - 15 Noviembre Conferencia Anual sobre Energía Mexicana

17 - 19 Enero Argus Americas Crude Summit

17 - 18 Noviembre Seminario Iberoamericano de Energías Renovables

22 - 23 Febrero 8th Carbon Dioxide Utilization Summit

29 - Noviembre - 01 Diciembre - SPE Thermal Well Integrity & Design Symposium - Banff, Alberta, Canadá

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

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

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

05 - 06 Diciembre World Oil & Gas Week

02 - 05 Abril AAPG 2017 ACE - Annual Convention & Exhibition

26 - 27 Enero 2017 Global Energy Forum

11 - 12 Abril - 2017 AADE National Technical Conference & Exhibition - Houston, Texas, USA

Ciudad de México, México - www.platts.com

Santiago, Chile - www.sibercier.com

www.spe.org/events/en/2016/symposium/16twid/homepage.html

Medellín, Colombia - www.alago.co

Londres, Reino Unido - www.oilandgascouncil.com

Beaver Creek, USA - www.globalenergyforum.info

Houston, Texas, USA - www.argusmedia.com

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

Salvador, Brasil - www.spe.org

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

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

www.aade.org/2017-aade-national-technical-conference-exhibition

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

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Calendario

18 - 19 Noviembre

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Latinoamérica y los desentendimientos sobre los precios del Gas Natural Muchos de los agentes de decisión y opinión de los países productores y principalmente los exportadores y/o compradores de gas natural no entienden las reglas de la oferta y demanda y, además, que los precios cambian por distintas razones Álvaro Ríos Roca*

Quiénes finalmente determinan los precios de los productos y servicios que consumimos? En países 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. Eso 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 como distribución de agua, electricidad, gas natural, etc.) se establecen a través de cálculos tarifarios, donde una autoridad competente calcula las mismas en base a una estructura de costos debidamente respaldada y una rentabilidad razonable preestablecida. Estos servicios públicos sin una tarifa adecuada no se expanden y se deterioran, como ocurre actualmente en Argentina. Muchos de los agentes de decisión y opinión de los países productores y principalmente los exportadores y/o compradores de gas natural no entienden las reglas de la oferta y demanda y que los precios cambian por distintas razones. Expliquemos con un ejemplo por qué.

El caso de Perú El caso de Perú es patético y un poco de historia es necesario. Se empieza a visualizar exportar GNL a Norte América entre 2003 2004 cuando el marcador de precios Henry Hub (HH) oscilaba entre 4 a 6 USD/MMBtu y con tendencia alcista (producción de gas comenzaban a declinar y se vislumbraba importar mucho GNL). Esta misma directriz de precios programaba el proyecto de exportación de GNL de Bolivia que terminó fracasado. Entre 2005 a 2008 se hacen las negociaciones con la CFE en México, se firman los contratos en

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la cadena de suministro y se inicia la construcción de la plata de licuefacción, barcos, regasificación, etc. Los precios pactados se deciden referenciarlos al HH y para entonces este marcador oscilaba entre 6 a 8 USD/MMBtu y presentaba picos de hasta 14 USD/MMbtu. Todo era goce y optimismo. Empero, cuando la planta de GNL en Pampa Melchorita inicia operaciones el 2010, gran desconcierto, los precios del HH descendieron y estaban alrededor de los 4 USD/MMbtu y en bajada. ¿Qué pasó? En USA, con elevados precios de gas, se concretó un quiebre tecnológico y se comenzó a producir ingentes cantidades de shale gas y el mercado se sobre ofertó. El HH se desplomó y actualmente está alrededor de 2 a 3 USD/MMBtu. Con un precio en México de 2 a 3 USD/MMBtu, la cadena privada de suministro desde Perú por supuesto que está deprimida y las regalías que percibe el país también son insignificantes. Surgen entonces las voces de los nacionalistas peruanos. Estamos regalando nuestro gas. Se debe renegociar el contrato y enviar el GNL a Asia o Europa donde pagan más. Se debe cortar el suministro y mucha perorata adicional. Los nacionalistas no conciben los mercados cuando los precios están bajos. Solo los comprenden cuando los precios están elevados y los benefician. Bueno ahí tenemos al presidente Kuchinksi haciendo de malabarista y tratando de renegociar el contrato con México y con toda la cadena de suministro. ¿Si el shale gas no hubiera ocurrido y los precios del marcador HH estuvieran en 10 USD/MMBtu protestarían? De veras no lo creemos. Los mexicanos por ahora están de júbilo porque se benefician de cada vez más importaciones de gas natural económico vinculado al marcador HH que viene de USA. Empero, la demanda de gas en USA está en notable aumento, tanto para su mercado interno en reemplazo de carbón y derivados

de petróleo, en exportaciones de GNL al mundo con 5 dantescas plantas y crecientes exportaciones de gas natural a México por gasoducto. La oferta por los bajos precios de gas natural comienza a declinar y la elevada demanda (interna y externa) sigue en aumento. Entonces, es muy probable que los precios del marcador HH comiencen a subir. ¿Que pasará entonces? ¿Los mexicanos nacionalistas ya no estarán tan jubilosos y protestarán contra el imperio y el daño que le perpetran a México? ¿Los peruanos nacionalistas se tranquilizarán y saltarán en una pata?

Los precios para nuevos contratos Bolivia - Brasil Bolivia y Brasil deben negociar nuevos contratos de gas natural en los próximos 2 años. Mencionamos nuevos porque todo indica que Petrobras y agentes privados demandantes en Brasil negociarán condiciones por separado de acuerdo a sus necesidades. ¿Nos preguntamos qué marcador de precio será el que prevalezca en las negociaciones para determinar los futuros precios? ¿Será el HH que es ya referencia de mercado flexible de gas natural en el mundo y en Brasil? ¿Será en base a derivados del petróleo como lo ha sido hasta ahora? ¿Será una combinación? Cualquiera sea el resultado de estas negociaciones, se tiene que entender que los precios variarán en el futuro con la oferta y demanda. Los marcadores de precio que se elijan para determinar los precios, podrán ser o no ser favorables. Eso sí, es necesario ser serios y respetar las condiciones y precios que se pactan y firman en los contratos y para la duración del contrato y no solo para cuando nos sean favorables. * Actual Socio Director de Gas Energy Latin America y Drillinginfo