Septiembre/Octubre - Petroleum 332/333 by Revista Petroleum

www.petroleumag.com

Sep/Oct 2017

Modelo petrofĂsico de la permeabilidad para el Campo Travi

SEG International Exposition and 87th Annual Meeting

Contenido

Sep/Oct 2017 Año 33, Nº 332/333

Portada: El software de simulación de coiled tubing Circa™ permite a los proveedores de estos servicios maximizar el rendimiento del equipo y mejorar la eﬁciencia operativa durante las intervenciones de pozos. (Foto: Cortesía BHGE)

ONLINE 85 Años de 06Magnetrol innovación en la medición de nivel y de ﬂujo

Este año se conmemora el 85 aniversario de la fundación de Magnetrol®, que desde sus comienzos ha sido una empresa enfocada en la innovación en medición de nivel y caudal de flujo, diseñando soluciones rentables y de vanguardia para sus clientes

IN SITU

Road show sobre la Ronda Uruguay 3 en Houston El 18 de septiembre el Ministerio de Industria, Energía y Minería y la petrolera ANCAP presentaron los detalles de la Ronda Uruguay 3, para la exploración y producción de hidrocarburos

E&P

Ecopetrol propone piloto controlado para desmitiﬁcar la explotación de no convencionales

@petroleumag

www.petroleumag.com

10 Guillermo Moncecchi, Santiago Ferro, Jorge Zajia y Héctor de Santa Ana

Petroleumag

SEG International Exposition and 87th Annual Meeting

anunció hallazgo 12 GeoPark de petróleo en Colombia

Total adquiere la unidad de negocios petroleros de Maersk

del huracán Harvey 14 Impacto a la industria petrolera de EE.UU y YPF acuerdan 16 Statoil exploración conjunta en Vaca Muerta

incluye a Colombia en mesa 17 AIE técnica de recobro mejorado

ESCENARIO International Exposition 19 SEG and 87th Annual Meeting Este año la convención anual de la Society of Exploration Geophysicists logró efectuarse en Houston a pesar de las secuelas de Harvey, y conectar a geocientíﬁcos de más de 70 países de todo el mundo con el propósito de discutir los hilos comunes de la geofísica en una amplia gama de disciplinas, a través de un programa técnico denso, una exposición tecnológica comercial y diversas actividades como premiaciones, cursos post-convención y otras dirigidas a los profesionales jóvenes de esta Sociedad

26 Curva de permeabilidad PERM_45PRED, modelo_5E, pozo TRV-3X, calculada mediante electrofacies

ANÁLISIS reservas de petróleo 24 Las de Venezuela disminuyen Venezuela calcula que cuenta con más de 300.000 millones de barriles de reservas probadas. El informe Energy Economist: Edición Latinoamérica de Platts, reporta que un estudio independiente considera que la aﬁrmación del país petrolero parece cada vez menos sostenible, a dos años de la mayor caída de los precios del crudo de la última generación

TECNOLOGÍA

petrofísico de la 26 Modelo permeabilidad para el Campo Travi

Por: Vicmar Carolina Orozco Araujo, José Gregorio Teixeira, Pedro Franceschini, Arlis Machado

para inducir el 29 Detonación ﬂujo de ﬂuidos

Por: Tony Smithson, Editor Senior, Oilﬁeld Review 24, No. 1, Schlumberger

SECCIONES 4 CORNISA 8 CUADRANTE 32 GENTE 34 ÚLTIMA PÁGINA SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

(Ene/Feb 1977- Nov/Dic 1983) 44 ediciones

Cornisa

Zulay Socorro, Directora Emérita (†)

(May 1984-Sep/Oct 2017) 333 ediciones

uerido amigo, fiel lector de Petroleum, con la misma devoción, profesionalismo y respeto como lo hemos hecho durante estos 41 años, ponemos en sus manos, sobre su mesa de trabajo, la más reciente edición de “La Revista Petrolera de América Latina”, que es la penúltima que le entregaremos en su versión impresa, pues de ahora en adelante iniciamos un nuevo ciclo en el oficio de las comunicaciones especializadas en petróleo, gas y energía, dirigido a satisfacer las necesidades de información científica y comercial de los ejecutivos, profesionales y técnicos de América Latina y, ahora más globalizados, del mundo. Dos emociones nos dominan: la nostalgia y el entusiasmo de continuar con este trabajo de sinceros comunicadores, donde –modestia aparte- hemos sido pioneros y marcado la pauta, utilizando las herramientas modernas de la comunicación, lo que nos facilita la tarea de evolucionar “hacia el futuro”, para continuar haciendo lo que mejor sabemos hacer y, así, darle expresión a toda la experiencia y pericia, a todo este conocimiento acumulado a lo largo de estas cuatro décadas. Varias razones privaron en nuestro ánimo para tomar la decisión de suspender la edición impresa de Petroleum y volcar todo nuestro esfuerzo a desarrollar un medio digital que consolide y supere el éxito que, con sus deficiencias como todo, hemos logrado hasta el presente. La primera razón, y fundamental, es que los medios de comunicación impresos están “pasando de moda” y ya son cuasi obsoletos. Esta afirmación –que es muy dura-, es evidente y sobra razonarla; pero la podemos explicar y justificar con algunos sencillos ejemplos: La invención de la máquina de fabricar hielo, acabó con uno de los negocios más lucrativos en su momento: el transporte por barcos del hielo natural que era sacado de las altas montañas. El caucho natural –explotado inhumanamente en África Central y el Amazonas- fue desplazado por el sintético fabricado en laboratorios. Las ballenas se han salvado de su exterminio total, gracias al advenimiento del petróleo que sustituyó con mayores ventajas, por ser más abundante y barato, al fino aceite obtenido del noble cetáceo. Ya lo cantaba el malogrado Héctor Lavoe: “Y para que leer un periódico de ayer”. Y esa es otra razón de peso que está dejando atrás

4 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

EDICIÓN

Jorge Zajia, Editor

“Aunque la muerte llega a todos, puede tener más peso que la montaña Taishan o menos que una pluma”. Sima Chien/Escritor chino

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

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve

PRODUCCIÓN

a los medios de comunicación impresos. La máxima que se proclama en los periódicos era que estos deben llegar al lector cuando todavía la tinta está fresca. Hoy la radio, la TV y, con más efectividad, el internet, hacen que el hecho noticioso le llegue al público en tiempo real y, como pasa en la calina de El Caribe, las noticias, prácticamente, se saben antes que sucedan. Otra de las variables que hay que evaluar con seriedad y “frialdad” son los costos. La obtención y procesamiento de la información son comunes y prácticamente iguales en cualquier medio de comunicación. En los medios impresos los costos de diagramación, impresión y distribución –sobre todo para los medios especializados como Petroleum- son muy altos e insostenibles, y los precios de la publicidad y de la venta al público (en nuestro caso suscripciones anuales), tendrían que ser muy costosos y, en virtud de los cambios estructurales del negocio petrolero y la economía mundial, el mercado no puede pagarlos y por ende la demanda de estos rubros que le dan vida a las revistas y periódicos, se han contraído a niveles que avisoran su desaparición tal como los conocemos hoy. La alternativa son los modernos y poderosos medios digitales, ilimitados a la hora de captar y difundir información, más efectivos y, sobre todo, mucho, pero muchísimo, más económicos; lo que, en nuestro caso, nos va a facilitar la tarea de darle salida a todo este conocimiento que a lo largo de 41 años de labor ininterrumpida hemos acumulado. Por ahora estamos terminando los detalles para rediseñar y adaptar nuestro actual Portal a los teléfonos inteligentes y las tablets, que son los dispositivos que mayoritariamente utiliza el profesional petrolero de nuestros días para mantenerse bien informado y “culturizado”. Muy pronto haremos de su conocimiento el lanzamiento oficial de esta nuestra novedosa herramienta de comunicación, que estamos seguros, va a satisfacer, como siempre, sus necesidades de estar al día del acontecer petrolero y energético de América Latina.

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

CIRCULACIÓN

Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve

SUSCRIPCIONES

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

ASESORES EDITORIALES

Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Energía Anthony Gronlund / Producción Juan F. Martínez / Exploración

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

OFICINAS CENTRAL

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

CARACAS

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

USA

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

ECUADOR

César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Ediﬁcio Dygoil, Quito Tel: +59 32 244 0316 / 244 1481 / 244 0449 Fax: +59 32 244 1624 PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos. El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail. Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

www.petroleumag.com Miembro de:

Online

Magnetrol 85 Años de innovación en la medición de nivel y de ﬂujo Este año se conmemora el 85 aniversario de la fundación de Magnetrol®, que desde sus comienzos ha sido una empresa enfocada en la innovación en medición de nivel y caudal de ﬂujo, diseñando soluciones rentables y de vanguardia para sus clientes

porar la tecnología GWR en una cámara patentada de indicador de nivel magnético, ofreciendo una verdadera medición redundante. Además de estos nuevos desarrollos en GWR, Magnetrol ha creado muchos dispositivos de radar de ráfaga de pulsos y sin contacto para usar en procesos desafiantes. También dispone de capacidades básicas en tecnologías electrónicas, incluyendo RF y ultrasonidos.

recisamente por cumplir más de ocho décadas de éxito, echemos una mirada a los principales hitos de Magnetrol a lo largo de estos años.

Los inicios Su historia data de 1932 como un fabricante de sistemas de calderas con base en Chicago. El primer sistema de control de nivel Magnetrol fue diseñado cuando la empresa fundadora, Schaub Systems Service, necesitó un controlador para sus sistemas Uno de los primeros instrumentos de Pulsar® Modelo R86 de calderas. El innovador disponivel Magnetrol® sitivo fue el primero de su tipo en detectar de forma precisa y segura el mo- aplicaciones de nivel de líquido industriales. vimiento de líquido en calderas y sistemas La confiabilidad y la precisión sin precedentes de alimentación de agua. Pronto, el nombre del ECLIPSE 705 han establecido un nuevo Magnetrol se convirtió en sinónimo de roca estándar para los dispositivos de radar. sólida y controles mecánicos de flotabilidad. Pero Magnetrol no se detuvo allí, ha continuado desarrollando tecnologías de radar para adaptarla a las necesidades de Innovación en Radar La flotabilidad mecánica no es la única sus clientes. En 1999, lanzó la primera sonda área donde Magnetrol ha sido innovador. Sus Eclipse de alta presión /alta temperatura, dispositivos también han cambiado el panora- para un rango de 750°F (400°C). Asimisma del radar. En 1998, la empresa presentó el mo en el 2000 diseñó una sonda coaxial Eclipse® Modelo 705 como el primer trans- con capacidad de llenado. Y en 2001, se misor de radar de ondas guiadas (GWR) para convirtió en la primera compañía en incor-

El futuro Recientemente, la empresa lanzó el Pulsar® Modelo R86, un innovador transmisor de radar sin contacto de 26GHz con una longitud de onda más pequeña para antenas más diminutas y una resolución mejorada de 1mm. “Continuamos elevando la barra de medición de nivel y caudal de flujo. Sea cual sea el futuro de la tecnología industrial, Magnetrol estará en el centro de la misma, desarrollando los productos que aportan a los clientes precisión, confiabilidad y tranquilidad. Somos un equipo de innovadores y los innovadores siempre están avanzando”, dijo la empresa a propósito de la celebración.

INDICE DE ANUNCIANTES www.bhzt.cnpc.com.cn

www.amesalud.com

www.expoilandgascolombia.com

jferrer75@prodigy.net.mx

go.otcbrasil.org/petroleum

www.panthersmachinery.com

www.winsted.com

www.controval.us

jferrer75@prodigy.net.mx

www.performarket.com

www.expoilandgascolombia.com

www.lhramericas.com

CPI

suquip@gmail.com

Acceda a nuestro sitio web www.tradequip.com

6 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

www.petroleumag.com

Cuadrante

iego González, distinguido colaborador de Petroleum, fue incorporado a la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat (ANIH) como Miembro Correspondiente, para lo cual realizó una investigación documental de 44 países productores de hidrocarburos (de los cuales fueron seleccionados 25), por sus posibles aportes a una nueva legislación venezolana en materia de hidrocarburos. González es Ingeniero de Petróleo con más de 40 años de trayectoria en la industria petrolera venezolana y ha sido autor de la columna “Barriles de Papel” que por años es publicada en nuestro portal web (http://www.petroleum.com.ve/barrilesdepapel).

ientras la tendencia en los presupuestos de las compañías petroleras, ha registrado una fuerte caída desde la baja de los precios del petróleo, la producción de petróleo y gas se ha mantenido relativamente estable desde 2015, según un informe reciente de Rystad Energy. Ello responde a que las empresas han encontrado maneras de seguir siendo productivas en el nuevo entorno de precios. No obstante, el análisis revela que el pico de producción deriva principalmente de proyectos aprobados antes de los precios de 2014. No obstante, la disminución en los presupuesto ha tenido un impacto material en la declinación de la producción de los campos maduros, donde la perforación de nuevos pozos ha caído en un 50%, según el informe.

utoridades mexicanas dieron a conocer las bases de licitación y el modelo de contrato para la primera convocatoria de la Ronda 3, en aguas someras del Golfo de México. La licitación incluye 35 bloques distribuidos en tres cuencas marinas que suman recursos por 1.988 millones de barriles de petróleo crudo y abarcan una superficie de 26.265 kilómetros cuadrados, con profundidades de entre 200 y 500 metros. La licitación de 29 bloques, pertenecientes a la Ronda 2.4 en aguas profundas, se realizará el 31 de Enero, y los otros 35 bloques de esta Ronda 3.1 en aguas someras, el 27 de Marzo de 2018.

rgentina Oil & Gas Expo 2017 superó las expectativas como punto de reunión para la industria del petróleo y del gas, del 25 al 28 de Septiembre, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), oportunidad en la que también se celebró los 60 años de la reconocida entidad. La muestra ocupó una superficie de 35.000m2 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires, y contó con la participación de 322 empresas provenientes de 17 países, las cuales ofrecieron sus productos y servicios a los más de 23.000 visitantes.

copetrol patentó su invención tecnológica “Sistema y proceso en línea de oxidación para simulación de combustión in-situ de crudos pesados y extrapesados”, ante la Superintendencia de Industria y Comercio de Colombia. Desarrollada por el Instituto Colombiano del Petróleo ICP, la tecnología simula las emulsiones que pueden registrarse en los procesos de combustión in situ, o de inyección de aire, que se emplean para mejorar el desplazamiento de los crudos pesados y extrapesados hacia los pozos productores. El control de las emulsiones es vital para el incremento del factor de recobro térmico en los campos. La empresa suma un total de 80 patentes vigentes en Colombia, Estados Unidos, Rusia, Nigeria, México, Brasil, Perú y Ecuador.

xxonMobil anunció otro descubrimiento en el bloque marino Stabroek, localizado en aguas territoriales que mantiene en disputa con Venezuela. La petrolera hizo su quinto descubrimiento en el área al perforar el pozo Turbot-1, que alcanzó una profundidad de 5.622 metros, y que detectó a 23 metros de profundidad un yacimiento de areniscas petrolíferas de alta calidad. “Los resultados de este último pozo son nueva evidencia del tremendo potencial que vemos en nuestras actividades exploratorias frente a la costa de Guyana”, dijo el Director de Exploración de ExxonMobil, Steve Greenlee. Turbot-1 se encuentra en la sección suroriental de Stabroek, a unos 50 km del proyecto Liza. ExxonMobil indicó planea perforar un segundo pozo en Turbot el próximo año.

eatherford se unió a Intel Corporation en el IoT Solutions World Congress de Barcelona, España, para demostrar los beneficios de llevar tecnologías de Internet de Cosas al campo petrolero. Colin Tait, Director de Tecnología de la Información de Weatherford, junto a Jonathan Ballon, Vicepresidente de Internet de Mercados de Cosas y Canales de Intel, discutieron cómo los dispositivos de campo petroleros habilitados para IoT pueden mejorar la eficiencia y la rentabilidad de las operaciones de producción, desde equipos de superficie hasta la oficina de soporte. “Al aprovechar el poder de la computación en nube, la analítica avanzada y el IoT, podemos construir una solución digital de extremo a extremo en los campo petroleros que genere mayores eficiencias en todo el sector upstream”, dijo Tait.

aker Hughes, una compañía GE, y KBC, una subsidiaria de Yokogawa Electric Corp. se asociaron para proporcionar una combinación de procesos de simulación, manejo de rendimiento de activos y soluciones de software operacionales para la industria del petróleo y del gas. Según BHGE, la integración de la tecnología KBC con el conjunto de sus soluciones digitales permitirá a los clientes reducir los cuellos de botella en instalaciones, procesos y equipos para lograr una producción óptima y un menor riesgo.

chlumberger dio a conocer su nueva solución de planificación de pozos digitales DrillPlan, una oferta de construcción de pozos totalmente integrada, que transforma el rendimiento de la planificación y ejecución y mejora la eficiencia y la calidad de todos los pozos perforados. Con DrillPlan, los operadores y las empresas de servicios tienen acceso a todos los datos necesarios en un único sistema común, creando un flujo de trabajo circular donde los planes se mejoran a medida que se agregan nuevos datos, permitiendo a los futuros programas de perforación beneficiarse de la experiencia previa. “DrillPlan da a nuestros clientes planes de perforación más rápidos y de mayor calidad al permitir la automatización de tareas repetitivas y flujos de trabajo de validación que conduzcan a un enfoque más coherente”, dijo Gavin Rennick, Presidente de Software Integrated Solutions (SIS), Schlumberger.

8 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

In Situ

Road show sobre la Ronda Uruguay 3 en Houston El 18 de Septiembre el Ministerio de Industria, Energía y Minería y la petrolera ANCAP presentaron los detalles de la Ronda Uruguay 3, para la exploración y producción de hidrocarburos

ouston fue la ciudad escogida por las autoridades energéticas de Uruguay para el lanzamiento en Norteamérica de la Ronda Uruguay 3 que busca promover la exploración y producción de hidrocarburos en mar uruguayo. El evento contó con la participación de más de 100 representantes de la industria petrolera, en el Centro de Conferencias Norris – CityCentre de Houston. Allí recibieron información de primera mano sobre los términos de la Ronda Uruguay 3, las principales características del modelo de contrato, la geología petrolera offshore y las actividades de exploración desarrolladas en el país del cono sur. La delegación uruguaya estuvo integrada por Guillermo Moncecchi, Subsecretario de Industria, Energía y Minas; Ignacio Horvath, Director General de Ancap; Héctor de Santa Ana, Gerente de E&P; Santiago Ferro, Jefe de Administración y Contratos de E&P; Pablo Gristo, Jefe de Geosciencias, y Natalia Blánquez, profesional de E&P de ANCAP. El Road Show fue un éxito, teniendo en cuenta que un gran número de empresas cubrieron no sólo el Road Show sino que también solicitaron salas de datos individuales. Estos indicadores reflejaron el interés que el sector petrolero internacional está mostrando hacia la Ronda Uruguay 3. Varias de las compañías petroleras más importantes del mundo atendieron la cita en Houston, como Anadarko, Apache, Hess, Nexen-CNOOC, Lukoil, Cobalt, Repsol, Kosmos Energy, ConocoPhillips, Chevron, Noble Energy, Murphy Oil, ONGC Videsh, Talos Energy y Frontera Energy, entre otras. La reunión también contó con la presencia de prensa especializada, empresas de consultoría y empresas de servicios como CGG, Spectrum, EMGS, ION, PGS, AGI, TGS, Geokinetics, Polarcus, Info de Perforación, Schlumberger, Actus Veritas Geoscience, Technip, Petromarker, IHS y RPS.

10 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

Guillermo Moncecchi, Subsecretario de Industria, Energía y Minería, Uruguay; Santiago Ferro, Jefe de Administración y Contratos, E&P, Ancap; Jorge Zajia, Editor de Petroleum, y Héctor de Santa Ana, Gerente de Exploración y Producción, Ancap

Ancap tiene disponible los Data Rooms para las empresas petroleras interesadas, que consisten en sesiones que permiten visualizar los datos geológicos y geofísicos (sísmica y 3D bidimensionales, electromagnetismo, registros de pozos, gravimetría, etc.) de las cuencas petroleras en el offshore de Uruguay, para tener una primera impresión del potencial de hidrocarburos en este territorio.

Requisitos más ﬂexibles Durante el evento los asistentes conocieron que los términos de la ronda de licitación y el modelo de contrato de la Ronda Uruguay 3 son muy similares a los de la pasada Ronda Uruguay 2, pero con requisitos más flexibles en cuanto a la calificación de las compañías petroleras y con respecto al programa exploratorio requerido para cada área. Asimismo, con el objetivo de promover la participación de las compañías petroleras independientes enfocadas en operaciones exploratorias, en esta oportunidad se incorpora la posibilidad de calificación para el período exploratorio únicamente, con requisitos técnicos y económicos significativamente diferentes. Un total de 17 áreas se ofrecen en las tres cuencas costa afuera, con batimetrías que van

desde 50 metros a más de 4.000 metros de profundidad de agua. Las áreas se dividirán en Tipo I, II y III según la profundidad del agua. El período exploratorio tendrá un plazo de ocho años para las áreas Tipo I y II y de 10 años para las áreas Tipo III. La duración del contrato, incluyendo el período de explotación, es de 30 años, que podría extenderse 10 años adicionales. La fecha límite para la presentación de los documentos para la calificación de las empresas petroleras será el 6 de Abril del próximo año y la apertura de las ofertas está prevista para el 26 de Abril de 2018. La primera ronda de licitaciones petroleras de Uruguay se realizó en 2009 que condujo a la firma de los primeros dos contratos de E&P después de 30 años sin ninguna actividad de exploración de hidrocarburos. En 2012 ANCAP lanzó la II Ronda con la suscripción de ocho contratos e inversiones históricas en exploración de hidrocarburos. Como resultado, se obtuvo información muy valiosa, aumentando el conocimiento geológico y geofísico de cuencas, con inversiones de más de US$1.000 millones por parte de compañías petroleras internacionales. Mayor información: www.rondauruguay.gub.uy

La petrolera considera que los yacimientos no convencionales son una alternativa que permite garantizar la sostenibilidad y la actividad del sector en el mediano y largo plazo. La realización de un piloto de estas características permitirá adquirir información y a la vez garantizar la construcción de un conocimiento colectivo alrededor de los no convencionales

on el propósito de contextualizar a la opinión pública y desmitificar todas los mitos que envuelve a la explotación de yacimientos no convencionales, Ecopetrol realizará un piloto controlado el cual contaría con la veeduría de las autoridades competentes y comunidades. Así lo señaló el Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva durante el foro “Temores, Mitos vs Verdades del Fracking” realizado en el municipio de San Martín (Cesar); evento promovido por la Fundación Universitaria del Área Andina con el apoyo de Acipet, y en el cual participaron la Agencia Nacional de Hidrocarburos, docentes de universidades y directores de agremiaciones del sector minero y de hidrocarburos del país. “En esencia lo que estamos proponiéndole a las comunidades, a las autoridades regionales y del orden nacional, es tener la posibilidad de diseñar un piloto controlado, un piloto en donde tenga participación la comunidad, las veedurías, los entes territoriales, las autoridades regulatorias, en general, para poder aplicar la tecnología y poder conocer, en una prueba de aplicación práctica, cuales son los efectos y si esos mitos y leyendas que hay alrededor de los no convencionales son ciertos”, explicó Manosalva. Manosalva sostuvo que los yacimientos no convencionales son una alternativa que permite garantizar la sostenibilidad y la actividad del sector en el mediano y largo plazo, pero adicionalmente es una fuente de recursos que puede incorporarle a Colombia cerca de 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente en los próximos años.

Durante el foro “Temores, Mitos vs Verdades del Fracking”: César Loza, Pte. de la Unión Sindical Obrera; Julio César Vera Díaz, Pte. Acipet; Gelca Gutiérrez, Rectora Fundación Universitaria Áreandina; y Héctor Manosalva, Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, entre otros

Añadió que gracias a las nuevas tecnologías, es posible su extracción responsablemente con el medio ambiente bajo el cumplimiento de los más altos estándares de calidad. “El inventario de reservas del país ha venido disminuyendo, manteniendo la producción actual, tenemos reservas para un espacio de cinco a seis años. Los no convencionales contribuyen con recursos nuevos que permitirán incrementar esos niveles para mantener por espacio de diez años las reservas del país”, dijo el directivo de Ecopetrol. En el foro también intervino el Presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Jhon Cerón, quien aseguró que hay estudios del Geological Survey, de las universidades, de la EPA (Agencia de Protección Ambiental de EEUU), que demuestran que esta técnica no genera contaminación en los acuíferos ni sismicidad.

Por su parte, Orlando Velandia, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) resaltó que para el país es fundamental la industria petrolera. “De cada cuatro pesos que le ingresan al estado colombiano, uno es de la industria petrolera, es decir, que el 25% de los ingresos tributarios provienen de la industria... si no aprovechamos los recursos hidrocarburíferos estaríamos en una situación muy complicada fiscalmente que tendríamos que financiar desafortunadamente con impuestos”, apuntó. En el evento se precisó que la principal petrolera colombiana, Ecopetrol, continuará participando en escenarios académicos para analizar la importancia de la extracción en estos tipos de yacimientos, lo que posibilitaría crudo suficiente para cargar las refinerías, mejoraría el balance entre crudo liviano y pesado de Colombia y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos para el país. SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 11

E&P

Ecopetrol propone piloto controlado para desmitiﬁcar la explotación de no convencionales

E&P

GeoPark anunció hallazgo de petróleo en Colombia La compañía petrolera obtuvo resultados positivos en el pozo Curucucú 1 en la región de Los Llanos

eoPark anunció un nuevo descubrimiento de petróleo en Colombia, en el pozo Curucucú ubicado en el bloque Llanos 34, el cual opera con un 45% de participación. La compañía independiente que se dedica a la exploración y producción de petróleo y gas, perforó y completó el pozo exploratorio Curucucú 1 a una profundidad total de 14.600 pies. Detalló que la prueba realizada con una bomba eléctrica sumergible en la formación Guadalupe arrojó una tasa de producción de apróximadamente 1.700 barriles de petróleo por día. Geopark aseguró que se necesita analizar más en profundidad el historial de la producción para determinar los caudales estabilizados del pozo y que las instalaciones en superficie fueron ubicadas y el pozo ya se encuentra en producción. En un comunicado señaló que el análisis de registros petrofísicos durante la perforación también indicó la presencia de hidrocarburos potencialmente productivos en la formación más superficial de Mirador. Para minimizar los costos de construcción de la superficie y compartir las instalaciones de producción, el pozo de exploración Curucucú 1 se perforó desde la locación del recientemente descubierto

12 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

yacimiento Jacamar. El pozo fue perforado con una extensión horizontal de más de 9.000 pies, lo que representa un récord para el bloque Llanos 34. El yacimiento de petróleo Curucucú se encuentra en una nueva tendencia de falla hacia el este de la falla de Tigana/Jacana, junto al yacimiento de petróleo Jacamar. Es el undécimo campo de petróleo descubierto por GeoPark desde que adquirió el prolífico bloque Llanos 34 en 2012, y uno de los tres nuevos campos de petróleo añadidos en 2017. GeoPark tiene operaciones y plataformas de crecimiento en Colombia, Chile, Brasil, Argentina y Perú.

Una prueba realizada en la formación Guadalupe arrojó una tasa de producción de 1.700 barriles de petróleo por día”

Hallazgo en Argentina Previamente, Geopark junto a Wintershall Energía anunciaron en Agosto el descubrimiento de un nuevo yacimiento de petróleo en el bloque CN-V (en el que GeoPark cuenta con una participación del 50% al igual que Wintershall) en la Cuenca Neuquina, Provincia de Mendoza. El pozo exploratorio Río Grande Oeste 1, operado por GeoPark, fue perforado y completado a una profundidad total de 5.500 pies dirigido a las formaciones del Grupo Neuquén, donde quince potenciales arenas de reservorio fueron identificadas a profundidades que promedian los 1.800 a 5.500 pies, con un potencial espesor neto de 400 pies. La información preliminar de los registros de pozo indicaron hidrocarburos en las zonas superior, media e inferior. Según Geopark, este descubrimiento disminuye el riesgo de futuras perforaciones de otros prospectos de petróleo liviano adyacentes en el bloque CN-V y le provee una base de reservas, producción y flujo de caja en Argentina. Junto a su socio Wintershall siguen evaluando actividades posteriores en el bloque CN-V, incluyendo el plan de desarrollo del yacimiento Río Grande Oeste.

E&P

Total adquiere la unidad de negocios petroleros de Maersk Total se convertirá en la segunda mayor operadora en el Mar del Norte, mientras que Maersk se centrará en el negocio de la logística y el transporte

a francesa Total llegó a un acuerdo para la adquisición del negocio de hidrocarburos de la danesa Moller Maersk por US$7.450 millones de dólares, negociación que ambas empresas esperan concluir en el primer trimestre de 2018. Según los términos del acuerdo, Total entregará a Maersk acciones valoradas en US$4.950 millones para lo que emitirá 97,5 millones de títulos ordinarios, equivalentes al 3,75% de su capital social, además de asumir US$2.500 millones en deuda de Maersk Oil & Gas. Asimismo,

Total ofrecerá a Maersk un asiento en su consejo de administración. “Esta transacción representa una oportunidad excepcional para Total de adquirir una compañía con activos de alta calidad”, declaró Patrick Pouyanne, Presidente y Director General de Total. “La integración de las actividades de Maersk Oil hará de Total el segundo operador en el Mar del Norte, beneficiándose de importantes posiciones en Reino Unido, Noruega y Dinamarca”, añadió el directivo. El conglomerado Maersk había anunciado

en Septiembre la reestructuración de la compañía mediante la división en dos unidades de negocio independientes, separando así su actividad de Transporte y Logística, que incluirá a Maersk Line (el principal operador mundial de transporte marítimo) del negocio de explotaciones petroleras, que pasó a denominarse Maersk Oil. La operación, aprobada por los consejos de administración de las dos compañías, concluirá en el primer trimestre de 2018 si obtiene el visto bueno de los reguladores de competencia.

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 13

Impacto del huracán Harvey a la industria petrolera de EE.UU E&P

IHS Markit, líder mundial en información, análisis y soluciones críticas, informó algunos de los principales impactos de la tormenta tropical Harvey en los sectores de crudo, reﬁnación, mercado de combustibles, LGN y químicos

El agua proveniente de las torrenciales lluvias del huracán Harvey rodeó los tanques de almacenamiento de reﬁnerías de crudo en Texas

n informe emitido por IHS precisa que al 19 de Septiembre en materia de refinación se estimaba que 15 de las 20 refinerías estadounidenses que resultaron afectadas por Harvey estaban en o cerca de tasas de operación normales. Cuatro de las otras cinco se mantenían en proceso de reinicio. A la fecha el precio spot (NYMEX RBOB) volvía básicamente a su nivel previo a Harvey. Sin embargo, la recuperación de precios terminó siendo mucho más lenta de lo sucedido ante cualquier huracán anterior, lo que subraya el hecho de que Harvey fue el evento de mayor perturbación que afectó a la industria de refinación de los Estados Unidos.

Mercados de Combustibles También para la fecha el precio promedio de la gasolina al detal en los Estados

14 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

Unidos se ubicaba en 2.615 dólares / galón tras una caída en días previos. Florida fue uno de los estados que reaccionó más lento ante las corrientes descendientes. La demanda de gasolina se comportó tal y como se esperaba en un ambiente postHarvey y pre-Irma. De acuerdo a la filial del Mercado de IHS OPIS, los datos que rastreaban los volúmenes minoristas de gasolina en más de 10.000 estaciones en todo el país, mostraron la evidente destrucción de la demanda en el suroeste (que incluye Texas) y un pico en el sudeste (incluyendo Florida, Georgia y Carolina del Sur). La demanda de gasolina en el suroeste disminuyó en más de un 21%. La pérdida de la demanda después de Harvey estuvo influida por las carreteras inundadas, oficinas y negocios cerrados, así como estaciones que no estuvieron operando.

Mientras tanto, las evacuaciones previas a Irma provocaron un aumento en la demanda de gasolina de casi 19% en el sudeste del país.

Crudo Un informe de la EIA (segunda semana de Septiembre) estimó que la producción de petróleo crudo de los EEUU había rebotado a casi 9.4 MMb/d, por encima de 8.8 MMb/d, indicando una recuperación rápida del upstream luego del huracán Harvey. Con base en los datos de los operadores estadounidenses en el área terrestre -que son responsables de la mayor parte del crecimiento de la producción total de crudo de los EE.UU.- IHS Markit señaló que espera que la producción de los EE.UU. continúe elevándose hasta finales del año.

interrupciones en las refinerías de los Estados Unidos. IHS Markit esperaba que la escalada del Brent-WTI se normalizara de nuevo a su nivel previo a la tormenta mientras la actividad de refinación volvía a la normalidad y aumentaban los volúmenes de exportación de crudos. La reapertura del oleoducto Zydeco, que puede entregar hasta 325.000 b/d de crudo desde Texas a Louisiana, era otro factor que debía ayudar a aliviar el cuello de botella de crudo de Texas. “En comparación con tormentas anteriores, la fuerte conexión global de la industria energética de EE. UU. hizo que Harvey e Irma tuvieran un mayor impacto en los mercados fuera del país”, afirmó Kurt Barrow, Director Ejecutivo de Mercados de Petróleo, Midstream y Downstream de IHS Markit, quien agregó que la abundancia de energía creada por el gas de esquisto y el tight oil ha hecho que los Estados Unidos ahora sean un importante exportador de productos

refinados, crudos y NGL y cada vez más GNL y petroquímicos. “Como resultado, los importadores de energéticos de EE. UU. también se vieron afectados por estos huracanes como nunca antes”.

Impacto en la economía del país “Estimamos que el daño causado por el huracán Harvey totalizará entre US$60 y 100 mil millones, convirtiéndose en la segunda tormenta más destructiva registrada después de Katrina. Irma, con US$30 mil, ocupará el sexto lugar”, comentó Patrick Newport, Director Ejecutivo de Economía, IHS Markit. “Calculamos que el impacto en el crecimiento del PIB en el tercer trimestre de estas dos tormentas será de aproximadamente 1.2%: -0.5% de Harvey y -0.7% de Irma”, agregó. Los huracanes Harvey e Irma interrumpieron la actividad económica en el tercer trimestre, pero la recuperación y la reconstrucción deberán impulsar el crecimiento en los trimestres siguientes.

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 15

E&P

“No es sorprendente que los datos de la EIA también muestren que los inventarios de petróleo crudo de Estados Unidos aumentaron en más de 10 millones de barriles en las últimas dos semanas, casi en su totalidad en la costa de los Estados Unidos y Cushing, Oklahoma. Otra acumulación de crudo es probable en el informe de esta semana, ya que podría reflejar una oleada de crudo importado en puertos de la Costa del Golfo que se reabrieron a medida que los cargamentos se retrasaron por la fuerte tormenta”, dijo la fuente de IHS. Una escalada del Brent-WTI se mantenía por encima de US$5 por barril, en comparación con aproximadamente US$3 antes de Harvey, lo que reflejaba el desequilibrio crudo relativo entre el Golfo de los Estados Unidos y el mercado internacional. Al mismo tiempo, se produjo una mayor tensión en el mercado Brent, reflejando una mayor actividad de refinerías europeas en respuesta a los márgenes más fuertes causados por las

Statoil y YPF acuerdan exploración conjunta en Vaca Muerta E&P

La petrolera noruega y la principal compañía energética argentina suscribieron un acuerdo para explorar conjuntamente hidrocarburos en el bloque Bajo del Toro en la cuenca de Neuquén, Argentina

l acuerdo preliminar entre las compañías fue firmado por el Vicepresidente Ejecutivo de Exploración de Statoil, Tim Dodson, y el Vicepresidente de Desarrollo de Negocios y Desarrollo de YPF, Sergio Giorgi. Statoil tendrá permiso para explorar en Bajo del Toro como socio con una participación de 50%, junto a YPF como operador con el 50% restante. A título oneroso, Statoil reconocerá a YPF el costo incurrido en el pasado en este bloque y financiará el 100% del costo de ciertas actividades futuras en el bloque. Bajo del Toro representa la entrada de Statoil en Argentina. “Este es un proyecto de exploración de petróleo liviano en un play de recursos no convencionales de clase mundial, la formación Vaca Muerta. La oportunidad se ajusta de manera excelente con la estrategia de Statoil, y está en línea con nuestra estrategia de exploración para entregar recursos rentables y de alta calidad”, dijo Tim Dodson. “Estamos muy contentos de ampliar nuestra cooperación con YPF, el jugador líder en la cuenca del Neuquén, y esperamos trabajar en estrecha colaboración con ellos para desbloquear el potencial en el

Sergio Giorgi, Vicepresidente de Desarrollo de Negocios y Desarrollo de YPF junto a Tim Dodson, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración de Statoil

bloque Bajo del Toro”, agregó el ejecutivo de la petrolera noruega. Sobre el acuerdo, Miguel Ángel Gutiérrez, Presidente de YPF, señaló que “la incorporación de un nuevo jugador internacional

Localización del bloque Bajo del Toro

16 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

como Statoil al país muestra confianza en Vaca Muerta como un prometedor play de lutitas y en YPF como operador líder. Nos complace ampliar la cooperación entre ambas empresas”. La licencia de exploración de Bajo del Toro cubre un área de 157 km 2 (38.800 acres), ubicada en la Cuenca Neuquina, en el centro-oeste de Argentina. La formación Vaca Muerta es el objetivo principal de la cuenca. En los próximos meses, las partes concluirán los acuerdos finales que deberán ser aprobados por las autoridades provinciales de Neuquén. En 2016, Statoil firmó un acuerdo de estudio técnico con YPF para mapear las oportunidades de exploración en una amplia área del talud continental de la costa de Argentina.

E&P

AIE incluye a Colombia en mesa técnica de recobro mejorado El grupo técnico de recobro reúne a las potencias mundiales en la aplicación de esta tecnología de producción de petróleo

ntre los pilares de crecimiento de Ecopetrol está el recobro mejorado de crudo y en parte por este hecho fue incluida en el grupo de compañías petroleras, centros de investigación y entidades gubernamentales de 15 países de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés). Este grupo técnico de recobro reúne a las potencias mundiales en la aplicación de esta tecnología de producción de petróleo. Y ahora Colombia no es la excepción ya que a través de Ecopetrol y con el acompañamiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), fue incorporada durante la reunión anual de recobro mejorado de la IEA, que se cumplió en la Riviera Maya, en México. El recobro consiste en la aplicación de tecnologías avanzadas que permiten recuperar el crudo que no logra llegar a la superficie a través de sus propios medios o técnicas de levantamiento artificial. Junto a Ecopetrol tienen asiento en este grupo empresas operadoras, centros de investigación y entidades gubernamentales de Austria, Australia, Canadá, China, Corea

del Sur, Dinamarca, Estados Unidos, Francia, Japón, México, Noruega, Reino Unido, Rusia y Venezuela. Rafael Guzmán, Vicepresidente Técnico de Ecopetrol, y quien asistió al evento en representación de la empresa, dijo que la inclusión en este grupo técnico le permitirá al país avanzar en la tecnología de recobro mejorado y participar en la creación de políticas de recobro a nivel mundial.

Colombia podrá influenciar las políticas de la AIE en temas de recobro”

“Colombia, como parte del comité ejecutivo conformado por 15 países, podrá influenciar las políticas de la Agencia en estos temas de recobro. La AIE, a su vez, puede influenciar las políticas a nivel mundial. Además, tendremos la posibilidad de dar direccionamiento a los desarrollos tecnológicos que haremos tanto en Colombia como en los otros países miembros”, explicó Guzmán. Asimismo, destacó que la incorporación a esta mesa técnica le brinda la oportunidad a Ecopetrol de seguir avanzando en la aplicación de tecnologías de recobro, mediante el aprendizaje de experiencias de otros países. “En estos temas de tecnología tan complejos, la mejor forma de aprender es a través de la colaboración, y precisamente esta Agencia lo que brinda es un espacio abierto de colaboración entre todos los países miembros”, indicó Guzmán. Además del recobro mejorado los otros cuatro pilares de crecimiento de Ecopetrol, son la exploración, los yacimientos no convencionales y la compra de reservas. SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 17

Ejecutivos de Petrobras discutirán las rondas de licitación del Pre-Sal en OTC Brasil Descubre los beneﬁcios de los cambios de regulación en Brasil

edro Parente, Presidente de Petrobras; Solange da Silva Guedes, Directora Ejecutiva de E&P de Petrobras; y Christino Áureo, Secretario de Estado para el Desarrollo Civil y Económico de Brasil, presentarán las oportunidades lucrativas en offshore en el país durante la sesión de apertura de OTC Brasil 2017, del 24 al 26 de octubre en Río de Janeiro. “OTC Brasil 2017 es símbolo del cambio que está por ocurrir en el estado con la adhesión del Régimen de Recobro de Impuestos,” explica Áureo. Con el tema, “Transformando el Hoy para Potenciar las Soluciones del Mañana,” OTC Brasil incluye más de 180 manuscritos técnicos agrupados en 26 sesiones técnicas, y 16 paneles en temas de tecnologías aplicadas en campo, reservorios de Pre-Sal, y retos en perforación, completaciones y procesamiento submarino. Los manuscritos presentados serán incluidos en la biblioteca de múltiples sociedades, OnePetro. “Este año OTC Brasil llega marcado con el optimismo de las compañías que se podrán beneficiar de los cambios positivos en el ambiente regulatorio brasilero” dijo João Carlos de Luca, Director General de OTC Brasil. Además del programa técnico, la conferencia ofrece tres almuerzos magistrales con líderes del sector E&P y especialistas en las rondas de licitaciones de Pre-Sal en Brasil, el desarrollo en el proyecto Libra, acceso al mercado, términos fiscales, y recursos que ofrecen los más altos retornos en la inversión.

18 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

La agenda de actividades del pasado OTC Brasil 2016, incluyó ponencias y discursos relevantes, así como premiaciones por contribuciones a la industria

Otras actividades incluyen el Programa para Jóvenes Profesionales y los Premios a la Excelencia, que reconocerán a Paulo Couto, TechnipFMC, y a Shell por el sistema BC10 Life of Field Seismic Monitoring System por sus logros individuales y corporativos respectivamente. Los galardones serán entregados por Pedro Parente. Por primera vez, OTC Brasil presentará una exhibición internacional compartida con Rio Pipeline, que ofrecerá tecnologías de última generación, productos y soluciones

de Petrobras, Baker Hughes a GE company; Chevron; Total; Shell; y otras empresas líderes de talla mundial. OTC Brasil se lleva a cabo de manera bianual en Río de Janeiro desde el 2011. La conferencia es organizada por Offshore Technology Conference (OTC) y el Instituto Brasilero de Petróleo, Gas, y Biocombustibles (IBP por sus siglas en inglés) y apoyada por 15 organizaciones científicas y de ingeniería quienes cooperan para desarrollar un programa técnico de excelencia. Visite go.otcbrasil.org/petroleum para más información. Contacto de Prensa: Andrea Valencia, Email: avalencia@otcnet.org.

Escenario

SEG International Exposition and 87th Annual Meeting

Este año la convención anual de la Society of Exploration Geophysicists logró efectuarse en Houston a pesar de las secuelas de Harvey, y conectar a geocientíﬁcos de más de 70 países de todo el mundo con el propósito de discutir los hilos comunes de la geofísica en una amplia gama de disciplinas, a través de un programa técnico denso, una exposición tecnológica comercial y diversas actividades como premiaciones, cursos post-convención y otras dirigidas a los profesionales jóvenes de esta Sociedad

EG tiene el título de ser la primera gran conferencia en realizarse en Houston después del huracán Harvey y las devastadoras inundaciones. La azotada ciudad estuvo en los corazones de los miembros de esta sociedad geocientífica, la cual brindó su apoyo para la recuperación de la misma, mientras atendió los intereses y necesidades de sus miembros, asistentes, patrocinadores, expositores y presentadores. Y así ocurrió; la ciudad estuvo abierta nuevamente para los negocios, en el George R. Brown Convention Center, del 24 al 29 de Septiembre.

Instalación

Craig Beasley, General Chair, Houston 2017 Steering Commiittee; Stephen Greenlee, President ExxonMobil Exploration Company & VP ExxonMobile Corporation y Bill Abriel, SEG President 2016-2017

La Sesión de Apertura estuvo a cargo de Craig Beasley, Presidente General de Houston y de Bill Abriel, Presidente de SEG, quien presentó el tradicional discurso sobre el estado de la Sociedad. Posterior-

mente se escucharon las palabras de Stephen Greenlee, Presidente de ExxonMobil Exploration Company y Vicepresidente de ExxonMobil Corporation.

Craig Beasley dio aplausos a la sociedad, así como a la ciudad de Houston por este logro. Las preocupaciones por las inundaciones y los evacuados en el Centro SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 19

Escenario

de Convenciones George R. Brown ya se habían aliviado en las semanas anteriores la conferencia. El Presidente saliente Bill Abriel, quien entregó el martillo a Nancy House, dio una charla sobre el programa de este año que registró a unas 5.900 personas en la conferencia. “No sabemos a dónde nos dirigimos”, dijo. “Los mercados más bajos podrían durar mucho tiempo”. Recordó que la sociedad debe continuar dedicándose a lo que mejor hace, lo que incluye, por ejemplo, el mantener un enfoque en la excelencia técnica, en hallar maneras de seguir con sus contribuciones sociales, aumentar su presencia en el mercado; y convertirse en una fuente de confianza para el público cuando se trata de la geofísica. Dado el hecho de que se espera que la población mundial llegue a los 9 mil millones para 2050 y que muchos de los recursos de hidrocarburos tendrán que ser reemplazados para entonces, Abriel señaló que la geofísica está ayudando al planeta a encontrar la oportunidad de perforar menos pozos, así como ayudar a descubrir los recursos hídricos y también rastrear la actividad volcánica. “La sociedad también ha cumplido algunas de sus promesas más inmediatas. Después de varios años de intentar convertirse en una sociedad verdaderamente internacional, SEG puede ahora jactarse de que sólo el 22% de sus miembros están ubicados en los Estados Unidos y que tiene al menos 377 capítulos de estudiantes en 67 países” dijo muy complacido. Abriel comentó que otro enfoque para SEG es la atención de los jóvenes profesionales, no sólo de los estudiantes. Advirtió que muchos jóvenes profesionales no están actualmente empleados debido a la recesión, y la sociedad está analizando cómo enfrentar esa situación. “No es ciencia de cohetes, después de haber trabajado en la NASA, puedo decir eso”, dijo. “Es realmente un poco más difícil”. Explicó que el problema obvio es que la gente no puede conseguir trabajos sin experiencia, y ellos no pueden conseguir la experiencia sin trabajos. Su sugerencia es ofrecer simuladores, al igual que un piloto podría entrenar en un simulador de vuelo. “En un simulador de

20 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

vuelo, nadie se lastima”, dijo. ¿Por qué no podemos hacer eso con nuestra industria? También dijo ver oportunidades de crecimiento para la geofísica en general, en parte gracias a los programas SEG como SEAM, que ha simulado desafíos en imágenes como el subsal, no convencionales y fallas de cabalgamiento entre otros, y publicaciones como GEOPHYSICS que tiene 1.264 revisores, 114 editores y recibe 701 sumisiones por año. P or su parte, el representante de ExxonMobil, Stephen Greenlee, dijo que se necesitará una industria geofísica saludable para que las empresas de exploración y producción encuentren no sólo hidrocarburos no convencionales, sino también en aguas profundas y convencionales. Apuntó que la geofísica no sólo desempeña un papel importante en la exploración de recursos, sino que permite a las empresas comercializarlos de una manera rentable. No se trata de sísmica barata, sino de sísmica de calidad para apoyar las decisiones empresariales que conducen a una cartera de bajo costo, agregó Greenlee. “Las empresas que toman las mejores decisiones y llenan sus portafolios con los recursos que tienen los mejores resultados son los ganadores”, dijo Greenlee. Aquellos con carteras de alto costo serán los perdedores. La forma en que ExxonMobil calcula de qué lado se encuentra del libro mayor, dijo, es a través de la selección de los proyectos y la ejecución de calidad, que se reducen a la valoración de datos geofísicos y geológicos, concluyó.

Al igual que otros operadores, ExxonMobil ha inclinado más de sus gastos de capital hacia plays no convencionales en Norteamérica. Pero, los plays en aguas profundas y convencionales todavía representan el 60% de la inversión de la compañía en el futuro, dijo Greenlee. Si bien la empresa ha trabajado para reducir los costos del umbral de rentabilidad para los no convencionales, también ha hecho lo mismo para sus proyectos en aguas profundas y convencionales.

Sesiones Técnicas Con más de 1.600 resúmenes recibidos para su revisión, el Programa Técnico de este año incluyó 158 sesiones diversas y comenzó el lunes 24 después de la sesión de apertura y del discurso presidencial de la SEG. Contó con nueve Sesiones Especiales y una Sesión Global. Las sesiones orales, las sesiones de presentación electrónica y las sesiones de carteles se llevaron a cabo consecutivamente hasta el jueves al mediodía. Inmediatamente después, los talleres posconvención se realizaron en el área de sesiones técnicas el jueves por la tarde y todo el día el viernes.

Big Data Diner Satyam Priyadarshy, Jefe de Datos en Halliburton, compartió con los participantes su presentación “Demystifying E&P Big Data: Desafíos, Oportunidades y Path Forward”, en la cual presentó el Big Data no sólo en términos de su valor para las empresas individuales, sino en su potencial para transformar la industria.

Satyam Priyadarshy, Jefe de Datos en Halliburton

Priyadarshy cree que la transformación es esencial para lograr ese objetivo. Tiene que haber un cambio cultural hacia la inversión en programas que investigan el valor de Big Data para ayudar a resolver problemas estrechamente definidos.

Aprovechando las tecnologías de Big Data, es posible crear modelos que ayuden a reducir el tiempo de una simulación”

“La presunción de que la creación de valor es fácil porque lo hemos estado haciendo durante años es defectuosa”, dijo, porque mientras la industria ha logrado resultados, los avances han estado en almacenes. Han sido incrementales pero no transformacionales. El verdadero valor, dijo, vendrá de mirar los datos de manera holística. “Big Data constituye la base de la transformación digital”, dijo. “Estamos en ese viaje ahora”.

Celebrando el 10 mo Aniversario de SEAM El programa de Modelado Avanzado SEG Advanced Modeling program (SEAM) es una asociación entre la industria y la SEG fundada en 2007 y diseñada para avanzar en la ciencia y tecnología geofísica a través de la construcción de modelos bajo la superficie y la generación de conjuntos de datos sintéticos. En esta oportunidad se celebraron 10 años de innovación y previsión de SEAM. Hasta ahora, el proyecto se ha centrado en desafíos que incluyen imágenes del

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 21

Escenario

Según Priyadarshy, la industria del petróleo y el gas se está quedando detrás de otras que han encontrado formas de aprovechar el Big Data. “El modelo económico -como operamos e invertimos en nuestro negociodebe tener un nuevo paradigma”, dijo. Apalancado con éxito, Big Data permite a las empresas analizar los datos de los puntos con respecto a donde se está desperdiciando el tiempo y se han malgastado los esfuerzos. Puso de ejemplo la simulación que cuando es realizada de manera tradicional, es costosa y consume tiempo. Pero aprovechando las tecnologías de Big Data, Priyaarsarshy y su equipo han creado modelos que pueden ayudar a reducir el tiempo requerido para una simulación de varios meses a varias horas. “Tenemos experiencia en ayudar a las empresas a crear valor a partir de la búsqueda de datos de E&P no estructurada”, explicó, señalando que la interconectividad de los datos está generando grandes conocimientos. “Hay mucho valor escondido allí”, dijo. Entonces, ¿cómo va la industria a aprovechar ese valor oculto?

Escenario

subsalt, predicción de presión de perforación previa y comprensión de la producción de la presión de poro. Es un modelo cooperativo. No es un consorcio. En cada uno de los proyectos actuales de SEAM, entre 10 y 30 empresas se han unido para identificar problemas bien planteados y para formular modelos claros para las soluciones de los problemas utilizando la data disponible.

Honores y Premios Un geofísico que ostenta una lista innovadora de contribuciones científicas recibió el más alto honor de SEG. El Dr. Samuel Gray fue nombrado el ganador de este año de la estimada Medalla Maurice Ewing recibió el premio durante la reunión anual de SEG. Gray fue galardonado por sus contribuciones significativas en las áreas de imágenes en profundidad, estimación de velocidad y modelado sísmico. Gray, quien tiene un Ph.D. en matemáticas, también fue aplaudido por su capacidad de transmitir las complicadas fórmulas matemáticas detrás de la imagen sísmica. Creada en 1978, la Medalla Maurice Ewing es otorgada a una persona merecedora de un reconocimiento especial por sus contribuciones importantes al avance de la geofísica de la exploración. Otros geofísicos destacados también fueron siendo reconocidos. Manika Prasad, profesora asociada de la Escuela de

Carlos Moreno, Efraín Méndez, Doralis López, José “Pepe” Regueiro, Alejandro Jovanovic, Raul Stolarza, John Patrick Castagna y Carlos Cabarcas

En el piso de la exhibición nos topamos con los expertos Alistar L. Brown, Jonny Pinto, Robert Benson y José “Pepe” Regueiro

Los profesionales de Petroseismic Services: Mario Rodríguez, Ismael Montero, Alexander Betancur y Jorge Alexander Gil

Dr. Samuel Gray

22 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

Minas de Colorado, recibió la Medalla de Oro Virgil Kauffman, que se otorga a aquellos que han hecho una contribución excepcional al avance de la exploración geofísica. Ella ganó el premio a través de su extenso trabajo en física de rocas en la escuela.

Próxima cita Será del 14 al 19 de Octubre del año entrante cuando los miembros de la SEG de todo el mundo se reunan nuevamente para celebrar la siguiente convención anual. La cita fue anunciada sin demora en el Anaheim Convention Center, de Anaheim, California.

Análisis

Las reservas de petróleo de Venezuela disminuyen Venezuela calcula que cuenta con más de 300.000 millones de barriles de reservas probadas. El informe Energy Economist: Edición Latinoamérica de Platts, reporta que un estudio independiente considera que la aﬁrmación del país petrolero parece cada vez menos sostenible, a dos años de la mayor caída de los precios del crudo de la última generación

a industria del petróleo lleva años cuestionando la afirmación de que Venezuela posee las mayores reservas del mundo en la extensa Faja Petrolífera del Orinoco. El país sudamericano calcula que cuenta con más de 300.000 millones de barriles de reservas probadas, una cifra que muchos consideran enormemente exagerada puesto que gran parte de sus reservas de bitumen son difíciles de acceder y por tanto muy costosas a la hora de producir. De acuerdo con un estudio independiente, dos años después de la mayor caída de los precios del petróleo de la última generación, la afirmación de Venezuela parece cada vez menos sostenible. No obstante, la actual crisis económica y política del país está provocando un retroceso de las reservas de petróleo recuperables. La consultoría noruega Rystad Energy calculó en Julio que las reservas totales de petróleo recuperable de Venezuela suman 75.000 millones de barriles, menos de un cuarto de la cifra oficial de 302.300 millones de barriles de reservas probadas. La diferencia es incluso mayor si se utiliza el método de Rystad para clasificar reservas recuperables de petróleo. A diferencia del informe de revisión anual de BP, que presenta unas categorías de reservas a partir de la información proporcionada por fuentes oficiales no transparentes, Rystad afirma adoptar un enfoque más riguroso a partir de los estándares de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo. Según este método de cálculo, las reservas probadas de Venezuela suman realmente 8.000 toneladas de barriles diarios, una cifra que representa tan solo una fracción del to-

24 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

tal oficial y que se sitúa además por debajo de la registrada en el país vecino, Brasil. Incluso con los cálculos más generosos de reservas probadas y probables, como el de reservas 2P que muchas petroleras consideran adecuado para estimar niveles de petróleo recuperable, Rystad sostiene que Venezuela no dispone de más de 17.000 millones de barriles. Parte de la diferencia se debe a la variación en los cálculos de viabilidad comercial del petróleo extrapesado del país, una referencia clave para las reservas probadas. El aumento de las reservas “probadas” de Venezuela se hizo posible en el pasado con la mejora de la tecnología para yacimientos y el ascenso de los precios. Las cifras empezaron a crecer durante el man-

La caída del precio del petróleo registrada desde 2014 y la crisis económica que estalló en Venezuela han repercutido de manera significativa sobre los cálculos de reservas del país”

dato del anterior presidente Hugo Chávez, que en 2011 declaró que las reservas probadas de Venezuela habían eclipsado a las de Arabia Saudí para convertirse en las más grandes del mundo. Un estudio realizado por el servicio geológico de Estados Unidos en 2009 dio credibilidad a la subida al calcular que la Faja Petrolífera del Orinoco podría contener hasta 650.000 millones de barriles de petróleo recuperable. No obstante, los cálculos del estudio se realizaron a partir de las estimaciones nacionales del petróleo presente en el Orinoco sin tener en cuenta si la producción del crudo viscoso resultaba rentable. Las dificultades asociadas a la explotación del crudo pesado de Venezuela, que hay que mezclar con diluyentes como la nafta o tratar antes de ser refinado, disminuyeron en 2011 cuando los precios de venta del petróleo se situaron por encima de los 100 US$/barril. A modo de ejemplo, Rystad afirmó en 2015 que más de la mitad del petróleo venezolano no podría explotarse a nivel comercial con el Brent por debajo de los 60 US$/barril, en comparación con el porcentaje de alrededor del 10% en caso del petróleo de Arabia Saudí. Teniendo en cuenta que los precios rondan los niveles de 45 US$/barril de hace un año, la recuperación económica del crudo explica las recientes revisiones de reservas de Rystad. El grupo de Oslo también estudia la rentabilidad de la producción, las operaciones de perforación y los procesos de aprobación a la hora de estimar las reservas de diferentes yacimientos. A raíz de esto, la caída del precio del petróleo registrada desde 2014 y

la crisis económica que estalló en Venezuela han repercutido de manera significativa sobre los cálculos de reservas del país. El lento desarrollo de la actividad en la Faja del Orinoco y la caída de la producción también están pasando factura a las reservas. Según Rystad, las reservas recuperables de Venezuela en el área de mayor anchura han retrocedido 23.000 barriles frente a los 95.000 millones de barriles de mediados de 2016. Las reservas 2P suman ahora 5.000 millones de barriles menos que un año antes. “Las reservas de Venezuela se han revisado a la baja principalmente por las previsiones de descenso de los precios del petróleo”, explicó el analista de Rystad, Aditya Ravi. “La baja del precio del petróleo ha afectado a Venezuela especialmente y la producción en el país se ha contraído a un ritmo mucho mayor del esperado inicialmente”. Mientras que las reservas oficiales de Venezuela se han incrementado respecto al año 2000 apoyadas por optimismo generado por la firmeza de los precios, la producción tendió en la dirección opuesta tras la llegada de Chávez al poder en 1998. S&P Global Platts calcula que el país produjo 1,94 millones de barriles diarios en Mayo y 2,7 millones a comienzos de 2015. Al no realizarse nuevos descubrimientos, la producción de los crudos ligeros y medianos necesarios para diluir el petróleo extrapesado del Orinoco se desplomó, lo que obligó a Caracas a comenzar a importar aceite ligero para su mezcla en el año

2015. Las petroleras extranjeras también se han resistido a comprometer los miles de millones de dólares necesarios para producir crudo más fácil de exportar desde la región. Asimismo, muchos yacimientos maduros han sufrido descensos interanuales

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 25

Análisis

mayores de lo habitual. Ravi destaca el yacimiento de Jobo de PDVSA, ubicado en la zona noreste de la faja de petróleo pesado y considerado un precursor para los nuevos proyectos de petróleo pesado del Orinoco. El proyecto de inyección de vapor iniciado a finales de los años 70 está produciendo ahora unos 8.000 barriles diarios a pesar de que PDVSA asegura que sus reservas alcanzan los 1.300 millones de barriles, un nivel que el analista considera “muy poco realista”. Creíble o no, la afi rmación de que Venezuela posee las mayores reservas de petróleo del mundo podría ser irrelevante al fin y al cabo. El interés de las petroleras internacionales en la explotación de crudos pesados muy costosos parece estar ya disminuyendo puesto que las iniciativas globales contra el cambio climático están redirigiendo las inversiones a combustibles que generan menos emisiones de carbono como el gas. Este hecho en sí mismo podría hacer que gran parte del petróleo pesado de Venezuela no llegue nunca a salir a la luz.

Tecnología

Modelo petrofísico de la permeabilidad para el Campo Travi Vicmar Carolina Orozco Araujo 1, José Gregorio Teixeira 3, Pedro Franceschini 2,4, Arlis Machado 3 Departamento de Geofísica, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Universidad de Concepción, Concepción, Chile Departamento de Física, Facultad de Ciencias, Universidad del Zulia, Maracaibo, Edo. Zulia, Venezuela 3 Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo (INTEVEP), PDVSA Exploración y Producción, Los Teques, Edo. Miranda, Venezuela 4 Centro de Modelado Científico (CMC), Ciuda d Universitaria, Facultad de Ciencias, Universidad del Zulia, Maracaibo, Edo. Zulia, Venezuela 1 2

Resumen

Introducción

El área de estudio de esta investigación fue el Campo Travi, el cual se localiza en la Cuenca Oriental de Venezuela al norte del estado Monagas, el objetivo consistió en realizar un modelo petrofísico de la permeabilidad para la Formación geológica Naricual Superior (NarSup) de dicho campo, debido a que el modelo realizado por la ecuación de Timur no proporcionó los resultados esperados. De este modo, en este estudio fue aplicado el método de Electrofacies, con el propósito de obtener mejores resultados para modelar la permeabilidad de los pozos del Campo Travi. El método de electrofacies calculó curvas de permeabilidad que mostraron mayor correlación con la permeabilidad de las muestras de núcleos extraídas de los pozos TRV-3X y TRV-2X. Se propone el modelo_5E realizado por electrofacies para el cálculo de la permeabilidad para el Campo Travi como un modelo de permeabilidad baja y para el cual se recomienda contar con el perfil DTST (registro de onda stoneley).

La caracterización general de un campo petrolífero es muy importante en la ingeniería del petróleo. La principal preocupación en cada campo en el mundo es la distribución espacial de las propiedades petrofísicas como porosidad, permeabilidad, saturación de agua, etcétera. Para la industria del petróleo, lo más importante es conocer el potencial de las rocas de una formación para producir hidrocarburos, por lo que la evaluación cuantitativa de las características petrofísicas es necesaria, especialmente de la permeabilidad, debido a que calcula la tasa de flujo de los hidrocarburos. Hoy en día, existen muchos métodos para determinar la permeabilidad como Wyllie, M. R. J. y Rose, W. D. (1950), Timur, A. (1968), Coates, George R. and Dumanoir, J. L. (1973) y Al-Bazzaz, W.H., Al-Mehanna y Gupta, A., (2007).

Palabras Clave: Electrofacies, Permeabilidad, Campo Travi.

Figura 1. Curva de permeabilidad PERM_45PRED, modelo_5E, pozo TRV-3X, calculada mediante electrofacies

26 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

Figura 2. Gráﬁco de dispersión PERM_45PRED versus permeabilidad del núcleo, modelo_5E, pozo TRV-3X, mediante electrofacies

Figura 3. (A) Propagación de la curva de permeabilidad PERM_45PRED, modelo_5E, pozo TRV-2X, mediante electrofacies

El Campo Travi fue donde el estudio se desarrolló, está localizado al norte del estado Monagas en Venezuela, en la sub-cuenca de Maturín y tienen 25.540 Km2 de área, trabajamos con los pozos TRV-2X and TRV-3X (González, A. et al., 2007; Rosario, O., 2011; Rosario, O. y Hernández, J., 2011 y Hernández, J., 2011). El objetivo fue determinar un modelo petrofísico de la permeabilidad para la Formación Naricual Superior (NarSup) del Campo Travi mediante electrofacies.

El método de electrofacies calcula una curva de facies en la formación de interés, y una curva de permeabilidad, así, la permeabilidad calculada se relaciona con las facies y con el volumen de arcilla. Las facies fueron llamadas Arena Limpia, Arena 2, Arena Sucia y Lutita. El modelo fue llamado modelo_5E, y puede observarse en la Figura 1, la curva de permeabilidad fue realizada con los registros NPHI, PHIE, GR y DTST, se debe notar que la curva de permeabilidad calculada muestra permeabilidad alta en zonas con Arena Limpia y Arena 2, además estas zonas también muestran volumen de arcilla bajo y porosidad efectiva alta. La curva de permeabilidad calculada muestra permeabilidad baja en zonas con Arena Sucia y Lutita, lo que coincide con zonas de volumen de arcilla alto y porosidad efectiva baja o inexistente, además, en zonas sin valores de permeabilidad de muestras de núcleos, donde la porosidad efectiva es alta, la curva de permeabilidad calculada muestra permeabilidad alta y esta coincide con la Arena Limpia y la Arena 2. La Figura 2 muestra una correlación lineal excelente para la curva de permeabilidad generada por el modelo_5E versus los valores de permeabilidad de los núcleos, con un coeficiente de correlación de 1.0. Lo que indica que el modelo_5E es un buen modelo petrofísico de la permeabilidad para el pozo TRV-3X. Por lo que, fue propagado hacia el pozo TRV-2X y podemos ver los resultados en las Figuras 3 y 4.

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 27

Tecnología

Método de electrofacies

buena relación lineal, y un coeficiente de correlación de 0.67, el cual es el mejor resultado obtenido por electrofacies.

Tecnología

Conclusiones

Figure 4. (B) Continuación de la ﬁgura (A), modelo_5E, pozo TRV-2X, mediante electrofacies

Las electrofacies muestran muy buena relación lineal y coeficiente de correlación de 1.0 para el pozo TRV-3X y de 0.67 para el pozo TRV-2X. Ambos pozos muestran que en zonas donde el volumen de arcilla es bajo se observan facies de Arena Limpia y Arena 2, y la permeabilidad calculada muestra valores altos, mientras que en zonas de volumen de arcilla alto se observan facies de Arena Sucia y Lutita, en las cuales la curva de permeabilidad calculada exhibe valores bajos. La curva de permeabilidad calculada para el pozo TRV-2X es un buen modelo para calcular la permeabilidad, especialmente permeabilidades bajas. Finalmente, concluimos que el modelo_5E da una mejor correlación con valores de permeabilidad bajos provenientes de núcleos, y muestra una mejor capacidad para representar la permeabilidad en la formación de interés para pozos con o sin núcleos.

Bibliografía

Figura 5. Gráﬁco de dispersión de PERM_45PRED versus la permeabilidad de los núcleos, modelo_5E, pozo TRV-2X, mediante electrofacies

Las Figuras 3 y 4 muestran la curva de permeabilidad calculada por el modelo_5E, la cual no es capaz de modelar exactamente la permeabilidad de los núcleos, sin embargo, se debe notar que la curva de permeabilidad calculada exhibe permeabilidad alta en zonas que coinciden con volumen de arcilla bajo, porosidad efectiva alta, registro de DTST bajo y la curva de facies exhibe Arena Limpia. Mientras que, en zonas con permeabilidad baja se puede encontrar que el volumen de arcilla es alto, la porosidad efectiva es baja o inexistente, el registro DTST aumenta, y la curva de facies exhibe Arena Sucia o Lutita. El gráfico de dispersión de la Figura 5 refleja la curva de permeabilidad calculada versus la permeabilidad de los núcleos, por el modelo_5E para el pozo TRV-2X, donde se puede observar una

28 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

• Al-Bazzaz, W.H.; Al-Mehanna, Y.W. y Gupta, A., 2007. Permeability modeling using neural-network approach for complex Mauddud-Burgan carbonate reservoir. SPE 105337, 1-15. • Balan, B.; Mohaghegh, S. y Ameri, S., 1995. State of the art in permeability determination from well log data: Part 2 – verifiable, accurate permeability predictions, the touch-stone of all models. SPE. 30979, 1-5. • Coates, G. R. y Dumanoir, J. L., 1973. A new approach to improved log-derived permeability. SPWLA. 1973-R. • González, A et al., 2007. Final Report on Travi area blocks TRV2X, TRV-3X and TRV-4X. PDVSA. Venezuela. • Hernández, J., 2011. Analysis of natural fractures, Travi Field. Integration of core and image logs. PDVSA. Venezuela. • Rosario, O. y Hernández, J., 2011. Estimation of POES and reserves associated with the deposits belonging to Travi Field. PDVSA. Venezuela. • Rosario, O., 2011. Analysis of correlation core-profile – PLT borehole TRV-3, Naricual Upper Formation, Travi Field. PDVSA. Venezuela. • Timur, A., 1968. An investigation of permeability, porosity, & residual water saturation relationships for sandstone reservoirs. Chevron Research Company, 8-17. • Wyllie, M. R. J. y Rose, W. D., 1950. Some theoretical considerations related to the quantitative evaluation of the physical characteristics of reservoir rock from electrical log data. Trans., AIME, 189, 105-118.

Reseña del Autor Vicmar Carolina Orozco Araujo es Licenciada en Física de la Universidad del Zulia, en Venezuela, realizó proyecto de trabajo de grado en el Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo (INTEVEP), PDVSA Exploración y Producción, Los Teques, Edo. Miranda, Venezuela, se encuentra finalizando la maestría en Ciencias de la Tierra en la Universidad Simón Bolívar de la ciudad de Caracas, Venezuela, e iniciando Doctorado en Ciencias Físicas en la Universidad de Concepción de Chile. Email: vicmarcarol@gmail.com

La operación de disparo (cañoneo o punzado)— la perforación de agujeros con explosivos a través de la tubería de revestimiento de acero, el cemento y la roca de formación— sucede en un instante; no obstante, la viabilidad y la rentabilidad a largo plazo de la mayoría de los activos de petróleo y gas dependen de esa operación Tony Smithson, Editor Senior, Oilfield Review 24, No. 1, Schlumberger

as pistolas (cañones) de disparos transportan cargas explosivas huecas (premoldeadas) hasta el fondo del pozo, donde son detonadas para formar túneles que actúan como conductos a través de los cuales fluyen los fluidos de yacimiento desde la formación hacia el interior del pozo y desde el pozo hasta la superficie. En la década de 1920, las compañías de E&P implementaron la práctica de cementar la tubería metálica en el pozo. El cemento sustentaba la tubería de revestimiento y aislaba los intervalos productivos de otras zonas. Aunque efectiva, esta práctica generó un dilema para los operadores: cómo acceder a los hidrocarburos presentes en la parte externa de la tubería. En un principio, se utilizaron pistolas de balas para punzar mecánicamente la tubería y el cemento, pero su penetración y efectividad resultaron limitadas. La tecnología de cargas huecas, basada en los armamentos militares antitanques, fue introducida en el campo petrolero en el año 1948 y revolucionó las prácticas de terminación de pozos.

Detonación de cargas huecas. Una carga hueca (extremo superior izquierdo) consiste de un iniciador de la detonación pequeño, una funda de revestimiento externa, el material explosivo y un revestimiento cónico. El cordón detonante conecta las cargas huecas individuales (extremo superior derecho) y, cuando éstas se hacen detonar, comienza una reacción en cadena en la que el revestimiento enfoca la energía de los explosivos en un chorro (centro, a la izquierda). Esto genera una onda de presión enorme y de alta velocidad. La punta del chorro se propaga a una velocidad de 7 000 m/s [22 965 pies/s] y ejerce una presión de 103 GPa [15 × 106 psi], lo cual genera túneles de disparos que penetran la tubería de revestimiento, el cemento y la formación (extremo inferior derecho)

Una carga hueca posee un casco externo que aloja un iniciador de la detonación y el material explosivo. Éstos son mantenidos en su lugar mediante un revestimiento cónico (izquierda). El dispositivo de encendido actúa como enlace entre el cordón detonante y los explosivos de la carga hueca. El revestimiento no sólo mantiene los explosivos en su lugar, sino que además su forma cónica genera un chorro de energía de alta presión que penetra la tubería de revestimiento, el cemento y la formación. Las operaciones de disparos implican la utilización de explosivos de alto orden, que deben ser manipulados con sumo cuidado. La mayoría de los explosivos utilizados para los disparos se denominan explosivos secundarios, lo que significa que otra fuente debe iniciar su detonación. Generalmente, un casquillo detonador o detonador de mecha comienza la reacción en cadena; el detonador puede ser iniciado eléctrica o mecánicamente. Los casquillos detonadores convencionales son iniciados eléctricamente cuando una corriente pasa a través de un filamento. Esta corriente enciende una mecha que hace detonar una carga explosiva primaria compuesta de plomo y nitrógeno (página siguiente). Los casquillos detonadores iniciados mecánicamente se conocen también como detonadores de percusión. El casquillo detonador se conecta al cordón detonante, lo que genera la onda de choque que hace detonar las cargas huecas en la pistola de disparo. Todo esto culmina en la formación de túneles de disparos. Los detonadores eléctricos demostraron ser muy confiables, pero se han desarrollado numerosas prácticas de seguridad para evitar la detonación no intencional de los casquillos. Entre dichas prácticas se encuentra la puesta a tierra de los sistemas eléctricos y la desconexión del suministro eléctrico durante el armado de las pistolas. Hoy, las transmisiones radiales plantean uno de los mayores peligros para los casquillos detonadores convencionales porque pueden inducir corriente en los cables del detonador. Cuando se ejecutan operaciones de disparos con casquillos detonadores convencionales, el personal de la localización del pozo debe apagar los radiotransmisores, incluidos los teléfonos celulares. Dado que las localizaciones de pozos actuales dependen de las comunicaciones radiales continuas, el cierre de todas las transmisiones es problemático. Para sortear este inconveniente que genera el uso de detonadores convencionales, los ingenieros diseñaron un detonador que no contiene ningún explosivo primario y cuyo umbral de potencia para iniciar la detonación es de 3 megavatios; SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 29

Tecnología

Detonación para inducir el ﬂujo de ﬂuidos

Tecnología Detonador eléctrico. Existen muchas variedades de detonadores; algunos son iniciados eléctricamente, otros son activados mediante presión o choque mecánico y no requieren energía eléctrica. Los ingenieros activan los detonadores eléctricos, tal como el que se muestra en la figura, mediante la aplicación de corriente a los cables del detonador. Esto calienta un cable de filamento, hace que se encienda una pelotilla e inicia una reacción en cadena a medida que la carga explosiva primaria y el RDX en las secciones del fulminante y del reforzador activan el cordón detonante. El explosivo primario es un compuesto de plomo y nitrógeno; el RDX es un tipo de explosivo secundario. Los resistores de seguridad fijados en los cables del detonador cumplen dos funciones: inhiben el flujo de corriente inducida en el cable y proporcionan un valor conocido de la resistencia, que puede verificarse con un medidor de seguridad para confirmar que existe continuidad a través del filamento en la pelotilla de ignición

un casquillo detonador convencional posee un umbral de potencia de aproximadamente 1 vatio. Cuando los operadores utilizan este nuevo detonador, las transmisiones radiales pueden continuar sin riesgos durante el armado de las pistolas porque la tensión de dispersión o la corriente inducida no pueden iniciar la detonación. Las pistolas de disparos se encuentran disponibles en una diversidad de tamaños y configuraciones. Las dos categorías principales de sistemas de pistolas son las pistolas bajadas a través de la tubería de producción y las pistolas de transportadores huecos o para tubería de revestimiento (derecha). Las pistolas de transportadores huecos son más grandes que las bajadas a través de la tubería de producción y permiten cargas más grandes, más opciones de fases y una mayor densidad de disparos. La fase es el ángulo formado entre las cargas individuales, expresado en grados; y la densidad de los disparos, es el número de agujeros por unidad de longitud. El hardware de terminación de pozos existente y las propiedades del yacimiento generalmente dictaminan el tipo de sistema de pistolas utilizado. No obstante, los operadores pueden diseñar un tipo determinado de terminación de pozos para admitir un sistema de disparos que se adecue a un yacimiento específico. En los pozos que contienen tubería de producción, los operadores utilizan pistolas de pequeño diámetro operadas a través de la tubería de producción. Estos sistemas están compuestos por sistemas de pistolas desechables que dejan detritos en el pozo después de la detonación o sistemas de pistolas recuperables con una ristra de montaje que puede ser recuperada después de la detonación. Las pistolas bajadas a través de la tubería de producción pueden ser utilizadas en condiciones de bajo balance, en las que la presión hidrostática del pozo es menor que la presión de formación. Después de la detonación, los fluidos de formación fluyen hacia el interior del pozo, barriendo los detritos de los túneles de disparos recién formados. El pozo puede ser sometido a pruebas de flujo o puesto en producción de inmediato. Con las pistolas bajadas a

30 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

través de la tubería de producción, los operadores pueden agregar disparos a los intervalos productivos, o abrir zonas nuevas sin la erogación que implica remover la tubería de producción. Si las pistolas han de ser recuperadas después de los disparos, el pozo se dispara generalmente en una condición de sobre balance, en la que la presión del pozo es mayor que la presión de formación. Si el pozo es disparado en condiciones de bajo balance con pistolas para tubería de revestimiento, el operador debe ahogar (matar) el pozo para recuperar las pistolas. Las pistolas de disparos se bajan en el pozo utilizando una diversidad de métodos. Las pistolas bajadas con la tubería de producción (TCP) se fijan en la tubería y se bajan en el pozo utilizando un equipo de perforación o de terminación de pozos. Las pistolas TCP ofrecen ventajas tales como la posibilidad de dejar la tubería de producción en su lugar después de ejecutar la operación de disparos en condiciones de bajo balance, además del mejoramiento del desempeño y de la flexibilidad proporcionada por la utilización de pistolas de transportadores huecos. Dado que los pozos pueden ser disparados en condiciones de bajo balance, el flujo hacia la superficie puede ser iniciado de inmediato. Con este método, los intervalos largos y las zonas ampliamente separadas

Pistola para tubería de revestimiento y pistola bajada a través de la tubería de producción. Las pistolas de disparos se encuentran disponibles en una diversidad de tamaños y conﬁguraciones. Las pistolas para tubería de revestimiento (extremo superior) alojan cargas huecas grandes y ofrecen opciones flexibles en términos de fases (orientación) y densidad de disparos. Las pistolas bajadas a través de la tubería de producción (extremo inferior) están diseñadas para atravesar restricciones estrechas a la vez que se maximiza el tamaño de las cargas huecas. Para la pistola recuperable bajada a través de la tubería de producción mostrada, después de la detonación de la pistola sólo queda una ristra metálica en la que se ﬁjan las cargas huecas

pueden ser disparados simultáneamente; otras técnicas requieren múltiples viajes de entrada al pozo. Una desventaja de las pistolas TCP es que se requiere un equipo de perforación o de terminación de pozos para bajar las pistolas en el pozo y luego extraerlas. Si las pistolas han de ser recuperadas, se debe ahogar el pozo. Los sistemas de disparos operados con cable poseen diversas ventajas. Por ejemplo, los operadores poseen flexibilidad para la selección del sistema de pistolas y las operaciones pueden ser ejecutadas con o sin un equipo de perforación/terminación en la localización del pozo. Dado que el cable metálico proporciona comunicación entre la pistola de fondo de pozo y la superficie, los sistemas de disparos con cable brindan una correlación de profundidad precisa. Los sistemas de disparos a través de la tubería de producción casi

Pistola de alta de densidad de disparos para tubería de revestimiento, después de ejecutar los disparos

Si bien los operadores consideran muchos factores a la hora de diseñar un programa de disparos, por lo general es el yacimiento quien determina qué sistema se utilizará. Por ejemplo, las formaciones con tendencia a la producción de arena exhiben un mejor desempeño con una alta densidad de disparos y agujeros grandes (izquierda). Los operadores a menudo efectúan las operaciones de disparos con pistolas TCP de gran diámetro que producen muchos agujeros por pie lineal. La profundidad de penetración para estos tipos de formaciones no afecta el desempeño del pozo. No obstante, las formaciones dañadas durante las operaciones de perforación y terminación de pozos muestran un mejor desempeño con penetraciones profundas que se extienden más allá de la zona dañada. Sin embargo, la penetración más profunda trae aparejada la desventaja del menor diámetro de los agujeros de los disparos. La ejecución de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance en pozos con daño de formación también puede mejorar el desempeño de los pozos. La operación de disparo puede ejecutarse en un instante, pero su importancia para los ingenieros y científicos se refleja en la viabilidad de un pozo en el largo plazo. Ambos grupos continúan desarrollando técnicas de disparos basadas en el mejoramiento de los diseños de los equipos y de los sistemas de despliegue. Además, los ingenieros están utilizando procesos avanzados de modelado y pruebas de los sistemas de disparos existentes para mejorar los resultados. El objetivo final es posibilitar el flujo de petróleo y gas desde la formación hasta la superficie de manera segura y garantizada.

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 31

Tecnología

siempre dependen de un cable para su operación. Las limitaciones de los sistemas de disparos con cable son la longitud y el peso de las pistolas y la geometría del pozo. Las operaciones de disparos con línea de acero, que están adquiriendo cada vez más popularidad, constituyen una alternativa eficiente y económicamente efectiva con respecto a las operaciones de disparos convencionales efectuadas con herramientas operadas con cable y las pistolas TCP. No obstante, las unidades operadas con línea de acero no proporcionan la energía desde la superficie para activar los casquillos detonadores y las operaciones de disparos con línea de acero no brindan el mismo nivel de precisión en cuanto a la correlación de profundidad que los sistemas de disparos operados con cable.

Nueva Junta Directiva Nacional de la SVIP Gente

La nueva directiva de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo tendrá en sus manos el compromiso de conducir las actividades institucionales y gremiales para el periodo 2017 – 2019

a SVIP realizó el pasado 13 de Septiembre el acto de proclamación y juramentación de su nueva Junta Directiva Nacional, en el Auditorio del Colegio de Ingenieros de Venezuela (CIV), en Caracas. El evento se celebró luego de realizarse el proceso eleccionario correspondiente, bajo la conducción de la Junta Electoral Principal de la SVIP, presidida por el Ing. Pedro Pacheco, y en cumplimiento con lo establecido en los estatutos de esta sociedad de profesionales. Durante el acto fue ratificada una vez más la continuidad y permanencia de esta institución, cuya labor institucional y gremial es vital dentro del acontecer nacional e internacional en el sector petrolero, al fomentar el desarrollo de actividades profesionales en materia de hidrocarburos. La conducción protocolar estuvo a cargo de la Ing. Gloria Viloria de Piña, con una programación que comprendió la apertura del acto por el Presidente saliente, Lindolfo León; la proclamación de la nueva Junta Directiva, por el Presidente de la Junta Electoral Principal, Pedro Pacheco; la juramentación de la nueva Junta Directiva efectuada por el Presidente del CIV, Enzo Betancourt y el cierre del acto, por el Presidente entrante de la SVIP, Emilio Guerra Sambrano. Lindolfo León, Presidente saliente de la SVIP, destacó ante todos los presentes, la ac-

Emilio Guerra, Presidente de la SVIP; Enzo Betancourt, Pte. Colegio de Ingenieros de Venezuela; Lindolfo León, 1er Vicepresidente de la SVIP; y Pedro Castillo, 3er Vocal

La nueva Junta Directiva SVIP quedó conformada de la siguiente manera: - Presidente - Ing. Emilio Guerra Sambrano - 1er Vicepresidente - Ing. Lindolfo León Rodríguez - 2do Vicepresidente - Ing. Fernando Antonio Sánchez - Secretario - Ing. Gloria Viloria de Piña - Tesorero - Ing. Rafael Enrique Pérez Álvarez - 1er Vocal - Ing. Eduardo Castro Rodríguez - 2do Vocal - Ing. Luis Ramón Ferrer Villalobos - 3er Vocal - Ing. Pedro Ramón Castillo - 4to Vocal - Ing. Martha Leticia González López

Miembros de la SVIP e instituciones hermanas durante el acto de proclamación y juramentación de las nuevas autoridades

32 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

tuación del equipo directivo, las actividades y logros de la institución. Comentó que aun en medio de las dificultades por las que atraviesa Venezuela, la SVIP se mantuvo activa y pendiente siempre del acontecer petrolero nacional e internacional y conservó siempre sus lazos y vínculos institucionales y entre los agremiados y relacionados. Por su parte, el Presidente entrante, Enzo Betancourt, en su elocuente discurso se refirió al pronunciado deterioro que ha sufrido la industria nacional de los hidrocarburos. “Nos proponemos aportar nuestro conocimiento y experiencia en la recuperación de nuestra industria de los hidrocarburos cuando regrese nuestra ansiada democracia. Y en esto no estamos solos. Tenemos el apoyo institucional de nuestro Colegio, del cual siempre hemos recibido un soporte sostenido. Celebro la presencia en este acto de nuestros amigos de las organizaciones hermanas: la Academia de la Ingeniería y el Hábitat, COENER, Gente del Petróleo, Grupo Orinoco, Unapetrol y Capítulo Estudiantil SVIP de la UCV. Con estas organizaciones hermanas siempre hemos hecho equipo en diversas tareas en beneficio de nuestro querido país y en estos momentos ya estamos trabajando juntos haciendo equipo de nuevo para construir”.

09 - 11 Octubre

07 - 08 Noviembre

13 - 14 Noviembre

05 - 08 Febrero

XVIII Ecuador Oil & Power

SPE Annual Technical Conference and Exhibition

South America Assembly

NAPE Summit

Quito, Ecuador www.hjbecdachferias.com

San Antonio, Texas, USA www.spe.org

International Renewable Energy Conference

Buenos Aires, Argentina www.cvent.com

Miami, Florida - USA www.alametraining.com

Houston, Texas www.napeexpo.com

Media Partner

19 - 21 Septiembre Deepwater Oil & Gas Trade Show

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

7 01 - 02 Noviembre Women’s Global Leadership Conference in Energy Houston, Texas, USA - www.wglconference.com

20 - 21 Septiembre Congreso ACP

06 - 09 Noviembre Process Control and Safety Symposium and Exhibition

24 - 27 Septiembre SEG International Exhibition and 87th Annual Meeting

06 - 09 Noviembre International Instrumentation Symposium

24 - 26 Octubre OTC Brasil

08 - 10 Noviembre IADC Annual General Meeting

24 - 26 Octubre LAGCOE

11 - 14 Noviembre 37º Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica

Lafayette, LA, USA - www.lagcoe.com

Río de Janeiro, Brasil - www.apla.com.ar

01 Noviembre Petrochem

15 - 17 Noviembre - Pipeline Integrity Management Seminar (PIMS) Latin America

Bogotá, Colombia - www.congresoacp.com/

Houston, Texas, USA - www.seg.org/Annual-Meeting-2017

Rio de Janeiro, Brasil - www.info.specommunications.org

Edmonton, Canadá - www.dmgenergyevents.co.uk

Houston, Texas, USA - www.isa.org/pcs2017

Houston, Texas, USA - www.isa.org/iis2017

Austin, Texas, USA - www.iadc.org

Lima, Perú - www.pimslatinamerica.nace.org

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

SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333 33

Calendario

20 - 22 Septiembre

Ùltima Página

Corrupción e Ineptitud en el Sector Energético Ecuatoriano La corrupción debemos combatirla y rechazarla. Repasemos algunos hechos acontecidos en años pasados en el sector energético del Ecuador Álvaro Ríos Roca*

a corrupción es una de las más execrables lacras que azota a la humanidad. Hace que la riqueza se concentre en pocos y la pobreza en muchos. Genera susceptibilidad, malestar y desvirtúa valores fundamentales como el esfuerzo, el estudio, la innovación y el trabajo arduo y honesto. Fomenta descrédito para inversión honesta a largo plazo y promueve inversión especulativa, nada virtuosa y de corto plazo. Por lo tanto debemos combatirla y rechazarla. Si a la existencia de corrupción, le sumamos que las obras y proyectos que encara o contrata el Estado por parte de Ministerios, Empresas Públicas, Instituciones, etc., se ejecutan con deficiencia, sin calidad y que no resultan productivos por falta de estudios, planificación o falta de mercados y son resultados de la improvisación, el impacto para los ciudadanos resulta tremendamente perverso. A continuación un rápido repaso a algunos hechos acontecidos en años pasados en el sector energético del Ecuador. En el sector eléctrico, se puede analizar la construcción de 8 proyectos hidroeléctricos sin estudios serios técnico ni de mercado y futura demanda. Si bien algunos de los proyectos eran muy necesarios para oferta insatisfecha que existía y para reemplazar costosos derivados de petróleo en generación eléctrica, la secuencia de la implementación resulta bastante difícil de entender. Analicemos por qué. La capacidad instalada de generación el 2009 era de 2,760 MW. Entre 2010 y 2012

34 SEP/OCT 2017 I Petroleum 332/333

se deciden construir con cargo al Estado 8 hidroeléctricas con capacidad combinada de 2,832 MW y una inversión reportada de alrededor de US$4,564 MMUSD. Es decir de la noche a la mañana se decide duplicar la capacidad con generación hidroeléctrica que tiene estacionalidad. Este programa, creemos que se ejecuta muy a la rápida y sin la debida planificación y el resultado actual es de sobreoferta de capacidad hidroeléctrica. Los anunciados mercados de exportación son escasos y esporádicamente en el mercado spot. Finalmente, como es de conocimiento público, de la noche a la mañana se lanza el programa de cocinas y artefactos de cocción a inducción (muy sui generis en el planeta) para hacer uso de esa gran oferta de capacidad existente de generación y reemplazar GLP. La improvisación y falta de estudios y planificación han dado como resultado una serie de problemas técnicos y de excesivas demoras en la construcción de las centrales, hidroeléctricas, haciendo que algunas de ellas no hayan podido aun entrar en operación. Recordemos que gran parte de estos proyectos hidroeléctricos se financiaron con la producción futura de petróleo, embargando al país y aterrizando en la crítica situación económica actual que desnuda el presidente Lenin Moreno. Hay mucho más para analizar sobre proyectos realizados con alta deficiencia. Recientemente se ha iniciado una auditoría internacional por parte del Estado para detectar carencias técnicas y operacio-

nales en la infraestructura de: Las refinerías de Esmeraldas y del Pacífico, la planta de licuefacción de gas natural de Bajo Alto, el poliducto Pascuales - Cuenca y el complejo de GL de Monteverde El Chorrillo. Si a lo descrito le añadimos los variados escándalos de corrupción que se están desnudando en el sector energético Ecuatoriano, donde gerentes, ejecutivos y funcionarios de Petroecuador, Ministros, viceministros autoridades y prebendarios empresarios están presos, prófugos y muchos otros bajo investigación, la ecuación ante el ciudadano de a pie se torna grotesca e inadmisible. Aplaudimos las iniciativas del presidente Moreno por transparentar la real situación económica y destapar la extensa red de corrupción que se había montado en torno a los múltiples proyectos realizados, principalmente del sector energético. Las revelaciones que realice el ex Gerente de Petroecuador que ha decidido retornar al país para aclarar bajo un arreglo con la justicia, y lo que venga de las investigaciones al Vicepresidente de la República, ahora que se ha decidido quitarle su inmunidad, seguramente mostraran lo caricaturesco de lo acontecido. Ineptitud y corrupción al momento de encarar proyectos e inversiones que ejecuta el Estado son detrimentales para el bienestar de los ciudadanos de un país. * Actual Socio Director de Gas Energy Latín América