Febrero 2013 - Petroleum 277 by Revista Petroleum

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Febrero 2013

La Revista Petrolera de América Latina

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Escenario

» Shell Technology Center Houston “Innovation Summit”

Tecnología

» Fracturamiento hidráulico y sus aplicaciones Febrero 2013 | N 277 | Petroleum 1 o

Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

Contenido Febrero 2013 Año 28, Nº 277

La Revista Petrolera de América Latina

En el relanzamientro del Centro de Tecnología de Shell Houston: Nick Bell, Selda Gunsel,

George, Ed Daniels, VP Ejecutivo de Soluciones Globales; Matthias Bichsel, Director de 20 Safa Proyectos y Tecnología; Keith Probyn, Jimmy Hunter y Robert Miller

Portada:

Sapinhoá, uno de los mayores campos de petróleo de Brasil, localizado en el presal del bloque BM-S-9, inició la producción del primer pozo Guará-1 conectado a la plataforma Cidadede Sao Paulo. (Foto Cortesía Repsol)

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12 Oportunidades y retos en Latinoamérica

IN SITU

ESCENARIO

PREVIEW

8 Shell comparte “Mejores prácticas para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales”

20 SHELL Innovation Summit

35 IHS CERAWeek 2013

Expertos de Shell en el manejo de yacimientos no convencionales, compartieron sus conocimientos en un taller realizado el 16 de Enero en Bogotá

E&P

12 Outlook petrolero latinoamericano 2013

La industria de petróleo y gas en la región se abre a un año de oportunidades y retos

Colombia: Ecopetrol el desafío de la producción limpia

Pacific Rubiales con mayores expectativas en 2013

México: ¿Asumirá el reto de la apertura del sector de hidrocarburos?

Prioridad para Brasil: incrementar producción

Argentina: tras mayor inversión

Bolivia: Buenas perspectivas para el sector de hidrocarburos

Venezuela: balance y metas del negocio petrolero

SECCIONES

Bombas Q10 de Halliburton

Expertos del sector de hidrocarburos se reunieron del 9 al 10 de Enero en Houston para profundizar en el valor de la innovación, la tecnología y la creación colaborativa, en el marco de la cumbre auspiciada por el Shell Technology Center

ANÁLISIS

26 Escenarios de producción de petróleo para Venezuela Por Diego J. González Cruz

REPORTE

28 BP Energy Outlook 2030 El más reciente informe sobre las perspectivas energéticas de la petrolera británica de cara al 2030

TECNOLOGÍA

32 Fracturamiento hidráulico y sus aplicaciones Un fracturamiento selectivo, con buena planeación optimiza la recuperación de reservas y controla la producción en los yacimientos de petróleo y gas

4 CORNISA 6 CUADRANTE

Del 4 al 8 de Marzo la Conferencia Ejecutiva sobre Energía brindará respuestas estratégicas y de inversión sobre el futuro del sector a nivel mundial

36 Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas no Convencional, Sudamérica 2013 Examen de los riesgos vs. las recompensas en las ocho perspectivas no convencionales sudamericanas más importantes. 27 y 28 de Febrero, Buenos Aires, Argentina

37 Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition 2013 La décima tercera conferencia especializada organizada por la Intervention & Coiled Tubing Association (ICoTA) se realizará el 26 y 27 de Marzo en The Woodlands, Texas

ÚLTIMA PÁGINA 42 Nostalgia y confusión por el presal Por Alvaro Ríos Roca

38 WAREHOUSE 39 GENTE 41 CALENDARIO Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

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ASESORES EDITORIALES Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

La Explotación Petrolera Sustentable O

Cornisa

Jorge Zajia, Editor

btener una licencia ambiental para la explotación de los hidrocarburos es uno de los principales asuntos que debe enfrentar la industria petrolera de nuestros días, que contabiliza en millones de dólares las pérdidas económicas por el retraso en la obtención de los permisos para iniciar las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas. A pesar de que el petróleo en sí no es un contaminante peligroso, las actividades inherentes a su explotación sí lo son y de allí se deriva el celo de quienes tienen en sus manos la preservación y conservación del medio ambiente. En toda la América Latina, desde Venezuela hasta la Argentina, pasando por Colombia, Ecuador, Perú, Brasil, Chile, Uruguay y Paraguay, la lentitud del proceso -en unos países más que en otros- para obtener los permisos o licencias ambientales es la principal barrera para hacer factible la rentabilidad del negocio. Es bueno apuntar, que quizás sea la propia industria de los hidrocarburos la que por cuenta propia ha desarrollado más que cualquier otra los conceptos, métodos y procedimientos para realizar una operación ambientalmente responsable y sustentable, por lo que la solución del asunto de la lentitud en el otorgamiento de dichas licencias radica principalmente en la falta de suficiente personal en las agencias y ministerios que regulan esta materia para llevar a cabo el procedimiento de forma oportuna. La primera explicación a esta escasez de personal es que la actividad de exploración y producción se ha disparado dramáticamente, a un ritmo notablemente superior al experimentado por los entes regulatorios, los cuales muy a pesar de las presiones ejercidas por las compañías petroleras, no han reaccionado con suficiente fuerza para atender adecuadamente, con prontitud y calidad, la demanda creciente de estas licencias. Si bien las petroleras con mayor tradición en el negocio han hecho de la conservación del medio ambiente parte esencial de su filosofía operacional, no es menos importante que los gobiernos no bajen la guardia en el control de las actividades, pero se debe llegar a un acuerdo entre las partes para el procesamiento de todo el papeleo se cumpla con mayor eficiencia y velocidad. Otro tema muy ligado a la explotación petrolera sustentable, es el de los pueblos y comunidades “pisatarias” del preciado oro negro contenido en el subsuelo de sus territorios ancestrales, que reclaman y exigen, con razón, una participación justa en su inmensa riqueza. La industria petrolera mundial es en esencia una actividad minera y como tal conserva la filosofía de extracción, similar a la de los “buscadores de oro”, donde el tradicional “pico” es el moderno taladro de perforación, el burrito es un flamante jet y el gambusino es hoy un refinado ejecutivo; pero en el fondo el negocio sigue teniendo la misma filosofía: extraer la mayor cantidad de mineral, en el menor tiempo posible, hasta agotarlo, dejando tras de sí la ilusión efímera de lo que pudo haber sido un sueño de riqueza compartida. A diferencia de las licencias ambientales, que es un asunto prácticamente de logística y capacidad operativa de los entes regulatorios, lo que se ha dado en llamar responsabilidad social empresarial es un punto de estricto orden político y económico, de una complejidad suprema, de la misma magnitud de los intereses que están en juego. Por supuesto que este aspecto de la explotación petrolera responsable es un tema cuyo análisis somero sobrepasa la capacidad de este corto espacio editorial, sin embargo quisimos tocarlo, pues al lado de la lentitud de la permisología ambiental que incide en el retraso de los proyectos, está el reclamo de las comunidades, muchas veces de forma anárquica y ejerciendo “vías de hecho”, con no pocos casos de enfrentamientos violentos, situación que a nuestro juicio requiere de un estudio profundo que coadyuve a una acción diferente a la de los tradicionales donativos de hospitales, escuelas o carreteras, que si bien resuelven necesidades, no dejan de ser dádivas, en lugar de acciones que a la postre se traduzca en verdadero desarrollo para las comunidades. Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

Cuadrante

a Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador (SHE), contrató a IHS, la fuente líder mundial de información y análisis, para facilitar la serie de presentaciones itinerantes de la Ronda Sureste de Ecuador, en la cual se ofrecerán 13 bloques petroleros en la región sureste, cerca de la frontera con el Perú. El Road Show arrancó en Enero en Bogotá y dos presentaciones estaban previstas en Febrero, una en Houston y otra en París. El 20 de Marzo continuarán en Singapur y el 25 de Marzo en Beijing. “Esperamos reunir a delegados de los ministerios con los miembros de la industria y representantes de las empresas petroleras para discutir los bloques en oferta”, dijo Tim Soba, Consultor de IHS.

chlumberger, reportó ganancias mayores a las esperadas por quinto trimestre consecutivo, gracias a que la intensa actividad en Latinoamérica, Oriente Medio y Asia que compensó una desaceleración en los mercados tradicionales. Los ingresos totales de la firma en 2012 ascendieron a US$42.150 millones frente a US$36.960 en 2011. “Los mercados internacionales crecieron a partir de una fuerte exploración y actividades de desarrollo, tanto en plataformas marinas como en mercados continentales clave”, dijo el Presidente Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard. Los ingresos en Latinoamérica aumentaron 13% y en Oriente Medio y Asia 21%, en comparación con una caída del 3% en su tradicional mercado norteamericano.

alliburton, reportó resultados que superaron los estimados de analistas, gracias a sólidos márgenes de ganancias internacionales que ayudaron a contrarrestar un descenso del 58% en Norteamérica. El total de ingresos en 2012 fue de US$28.503 millones, 15% más respecto a 2011, mientras que su resultado operativo disminuyó 12,2%, debido a menores precios de los servicios de fracturamiento hidráulico en Norteamérica. “Desde la perspectiva de los ingresos establecimos nuevos récords en todas nuestras regiones y divisiones”, señaló Dave Lesar, Presidente y CEO de la firma, quien destacó igualmente la relevancia de América Latina en los resultados operacionales, especialmente por la actividad de servicios de fluidos de perforación y las ventas de software en México y Colombia, liderando el crecimiento de la región.

hevron reportó ganancias para el cuarto trimestre de 2012 “notablemente superiores” a las del trimestre anterior, gracias a un incremento en la producción de hidrocarburos, con un beneficio de US$1.400 millones. El promedio de producción estadounidense de crudo y gas subió a 676.000 bpd en Octubre y Noviembre, en comparación con el promedio de 637.000 bpd en el tercer trimestre. A nivel mundial la producción de crudo equivalente subió a 2,66 millones de bpd en los dos primeros meses del trimestre, desde un promedio de 2,52 millones en el tercer trimestre. La ganancia de US$1.400 millones se generó por el acuerdo con Royal Dutch Shell, anunciado en Agosto, en el que esta cambió intereses en dos yacimientos costa afuera de Australia por activos de Chevron en el proyecto de GNL del campo de Browse.

E Oil & Gas ganó un contrato con Petrobras por US$ 500 millones para suplir equipos de generación de energía a plataformas en la Cuenca de Santos. Se trata del tercer negocio que la firma concreta con el gigante brasileño, que en palabras del Presidente de la división de petróleo y gas en América Latina, Joao Geraldo Ferreira, evidencia “la consolidación del mercado y el retorno de las inversiones”. El contrato engloba 16 turbogeneradores, ocho trenes turbocompresores y 32 compresores eléctricos. Se atenderán cuatro plataformas FPSO (las P-74, P-75, P-76 y P-77). Los equipos se entregarán entre Abril de 2014 y Marzo de 2015, con un índice de nacionalización que subirá progresivamente. Las primeras turbinas tendrán cerca de 60% de contenido local, alcanzando luego casi 80% en las últimas unidades, informó Ferreira.

l primero de tres taladros chinos que comprará YPFB Corporación, será utilizado en la perforación del primer pozo en el Bloque Lliquimuni ubicado en el norte del departamento de La Paz, Bolivia. El equipo que se estima llegará al país en Mayo de 2013, tiene una potencia de 2.000 HP y capacidad para perforar hasta 5.500 metros de profundidad. Los otros dos taladros, de 1.500 HP y 1.000 HP, respectivamente, serán empleados por las empresas subsidiarias de la estatal petrolera, YPFB Andina y YPFB Chaco, que ejecutan proyectos de exploración y explotación en diferentes bloques del país. Las unidades son fabricadas por la empresa china RG Petro-Machinery Group.

a firma de ingeniería de petróleo y gas McDermott Internacional se adjudicó un contrato llave en mano de US$230 millones con Pemex, para la construcción de la plataforma de producción PB-Litoral-A, que operará en los campos Tsimin-Xux en la región costera de Tabasco. El contrato incluye la ingeniería, suministro de materiales, fabricación, transporte, instalación y comisionamiento de una plataforma de 8.300 toneladas. McDermott también ofrecerá capacitación al personal de Pemex para la operación y mantenimiento de la unidad. “Este proyecto reafirma la posición de nuestra planta fabril en Altamira, México, como actor clave en proyectos de construcción marina tanto nacionales como internacionales”, dijo Steven W. Roll, Vicepresidente y Gerente General de la firma para la región atlántica. El trabajo de ingeniería arrancó de manera inmediata, previéndose la finalización del proyecto en el segundo trimestre de 2015.

etróleos Mexicanos alcanzó el volumen más alto de exportación de petróleo crudo en los últimos 13 meses, al promediar un millón 374.000 barriles diarios. El promedio de ventas a clientes en América, Europa y Lejano Oriente, se ubicó en un millón 263.000 barriles de petróleo en los primeros once meses del año, lo que generó un ingreso acumulado de US$43.327 millones, en flujo de efectivo. Este incremento fue consecuencia de un aumento en el volumen promedio de producción de petróleo crudo en los campos terrestres y marinos, ubicándose en Noviembre en dos millones 577.000 barriles diarios, el mayor en 19 meses. Del total de exportaciones, 80% se destinó a los diversos clientes en el continente americano, 14% al mercado de Europa y el restante 6% al Lejano Oriente.

DA Supply & Service, empresa líder en el suministro de productos y servicios para el sector petrolero colombiano y latinoamericano, incluyendo sistemas de levantamiento artificial de bombas de cavidades progresivas, tubería de revestimiento y producción, mantenimiento electromecánico y de instrumentación, celebra 30 años de trayectoria, marco en el cual está organizando el Gran Torneo de Golf TDA 2013, que se realizará el 1 de Marzo, en las instalaciones del Club Campestre Guaymaral, en Bogotá.

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In Situ

Shell comparte “Mejores prácticas para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales”

Jose Mota, Onshore Well Engineering Manager, Shell Houston; Julio Patiño, Well Delivery Manager, Shell Houston; Arnaldo Rodríguez, Government Relations Advisor Colombia, Shell Colombia; Darci Sinclair, Business Advisor (Onshore Gas), Shell Houston; Krista Johnson, Director, State Government Relations, Shell Houston; Eduardo Rodríguez, Country Chairman Shell Colombia; y David Cole, Regional Discipline Lead, Production and Chemical, Shell Houston

mpartida por expertos de Shell en el manejo de yacimientos no convencionales, la actividad se realizó con el objetivo de compartir con profesionales y ejecutivos de la industria petrolera colombiana, las mejores prácticas adquiridas por la operadora, principalmente en EE.UU., pero también en otras regiones petroleras del mundo. La asistencia estuvo conformada por representantes de empresas operadoras locales, de bienes y servicios, instituciones gremiales y gubernamentales, cuerpos diplomáticos y medios de comunicación vinculados al sector petrolero. Colombia busca asumir una posición competitiva En sus palabras de apertura, Eduardo Rodríguez Tamayo, Presidente de Shell Colombia analizó la posición del país en materia de producción y reservas. A pesar de celebrar el alcance en Diciembre de la meta del millón de barriles diarios, ritmo que de continuar “será excelente para llegar al millón 70 mil barriles este año”,

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explicó que las reservas del país siguen siendo de aproximadamente 2,3 billones de barriles, sin un gran descubrimiento que permita ubicar a Colombia en otro nivel, y con una relación producción/reserva de una duración estimada de siete años. Para introducir al país en el tema de los no convencionales, llamó la atención sobre cifras del mercado norteamericano publicadas por IHS CERA que dan cuenta de unas reservas cercanas a los 98 de billones de barriles de no convencionales de crudos líquidos (unos 235 trillones de pies cúbicos de gas). De igual modo un estimado de producción de esa nación hacia el 2023 de casi 8 millones de barriles, de los cuales 5 millones serán no convencionales, es decir, cinco veces la producción actual de Colombia. “La matriz energética de EE.UU. ha cambiado significativamente y los no convencionales tendrán un papel muy importante”, dijo el representante de Shell, quien puso de ejemplo el caso de Dakota del Norte, donde se pasó de una producción de 60 mil barriles a 600.000 barriles. “Un

Ante el reto que se plantea Colombia de iniciar el desarrollo de sus recursos no convencionales, el 16 de Enero la compañía Shell dedicó un taller a este tema actualmente en boga a nivel mundial, en apoyo a la gestión del conocimiento promovida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH y la Autoridad Nacional de Licencias AmbientalesANLA incremento enorme, todo de la mano de la tecnología, no sólo para incrementar la extracción y sino en armonía con el medio ambiente, porque las comunidades y la tecnología tienen un papel muy determinante”. Colombia está empezando con oportunidades muy interesantes –dijo- pero requiere un marco regulatorio adecuado y transparente para que todos los operadores interesados en extraer este tipo de hidrocarburos lo hagan de manera responsable. “Colombia es un país que tiene reservas para el crecimiento de los no convencionales, y debemos procurar las herramientas, la infraestructura, los mejores servicios y los entes reguladores haciendo el trabajo adecuado para que esto se pueda desarrollar y si lo hacemos correctamente, el país entrará en una posición competitiva”. Talleres como el promovido por Shell permitirá conocer cómo actuar, de manera “que la opinión pública entienda que hay formas de hacerlo correctamente para que sea un éxito y tenga un impacto positivo en el país”, puntualizó Rodríguez.

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In Situ En busca de nuevas reservas Alejandro Martínez, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, intervino para enfatizar el gran reto de Colombia de encontrar nuevas reservas, considerando que sólo el 15% de las probadas de 2004 al 2010 son nuevas reservas, mientras que el resto deriva de la reevaluación en campos existentes. “Hacia el largo plazo, la posibilidad de añadir nuevas reservas están en el mar, en los crudos pesados y en los no convencionales, allí el país tiene un potencial muy interesante”, afirmó Martínez. “Estamos hablando del futuro petrolero de Colombia, y la industria tiene que aprender, las instituciones públicas también, todos tenemos que aprender”. En tal sentido expresó que el taller se presenta como una buena oportunidad para aplicarse, de la mano de una empresa del estándar de Shell, líder mundial en el negocio petrolero. Temática La temática del taller giró en torno a varios tópicos principales: El papel de los yacimientos no convencionales en el contexto energético mundial, la importancia

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Alejandro Martínez, Presidente ACP

de propiciar un desarrollo responsable y sostenible, los grandes retos y cómo mitigarlos, principales tecnologías e importancia para su desarrollo, el proceso regulatorio en Norteamérica como ejemplo en el contexto mundial, finalmente las oportunidades para Colombia de explotar este tipo de yacimientos. La primera presentación estuvo a cargo de Darci Sinclair, Business Advisor (Onshore Gas), Shell Houston; y David Cole, Regional Discipline Lead, Production and Chemical, Shell Houston. Ambos ofrecie-

ron una Perspectiva General respecto al desarrollo de los yacimientos y aclararon las diferencias entre los hidrocarburos en yacimientos no convencionales y no convencionales. Presentaron el esquema típico de evaluación de todo Proyecto de Lutitas Ricas en Hidrocarburos (LRS), en el que la tecnología es considerada “como habilitador clave para la viabilidad comercial” de estos proyectos, junto a otros como una adecuada política fiscal, el manejo de aguas, los recursos humanos calificados, la reducción de la huella operacional y el relacionamiento con las comunidades. También despejaron las preocupaciones ambientales en torno al manejo de agua y el fracturamiento hidráulico. La jornada finalizó con la participación de Krista Johnson, Director, State Government Relations, Shell Houston, quien habló sobre las lecciones de inclusión y cooperación con diferentes grupos de interés por parte de la petrolera, para analizar los procesos regulatorios en materia ambiental, como parte del esfuerzo de propiciar la mayor transparencia en el manejo de sus operaciones.

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E&P

Outlook petrolero latinoamericano 2013 La industria de petróleo y gas en la región se abre a un año de oportunidades para impulsar el crecimiento de reservas y producción, aunado a importantes desafíos en materia tecnológica, e igualmente en lo ambiental, político y social

Colombia: Ecopetrol supera el desafío de la producción limpia El país ingresó a la era de los combustibles limpios a la par de responder al reto de incrementar las tasas de crecimiento en producción

a empresa colombiana de petróleo inició 2013 con buen pie distribuyendo a todas las poblaciones del país, un diesel más limpio con menos azufre (50 partes por millón -ppm), en respuesta a un plan para mejorar la calidad de los combustibles. En ese ambiente de aire más respirable para los colombianos y más allá de los retos inmediatos de licencias ambientales, voladuras y limitaciones en el transporte de crudos, este año la empresa al igual que todas las productoras de crudo del país, encara numerosos retos para mantener las tasas de crecimiento de producción que se vieron interrumpidas el año pasado, pero que experimentaron un alza notable. Si bien en 2012 Ecopetrol produjo en promedio 798 Mbpe/d, de acuerdo a cifras oficiales, la producción total de Colombia alcanzó el 29 de Diciembre el

pico de 1 millón 15 Mbpe/d, gracias a una mayor actividad en campos petroleros como Castilla y Chichimene. Este año se espera continuar con la misma tendencia, para aumentar las reservas y fortalecer la producción, la cual deberá alcanzar en 2013 un promedio de 1 millón 70 mil barriles por día. En tal sentido, los retos de Ecopetrol siguen siendo consistentes y para ello ejecuta un presupuesto que supera los US$6.590 millones, de los cuales 62% (US$974 millones) serán destinados a exploración y producción, modernización de refinerías y aumento de capacidad de transporte. Las nuevas fronteras exploratorias como el offshore y los no convencionales serán determinantes en la meta de añadir nuevas reservas . En un esfuerzo adicional a su

campaña de perforación para este año, de 19 pozos exploratorios, 3 delimitadores y 11 estratigráficos en Colombia, Ecopetrol continúa enfocada en obtener mayor información geológica sobre potenciales áreas con recursos no convencionales en el Magdalena Medio. El offshore también sigue siendo una de las zonas clave para la estrategia exploratoria de Ecopetrol. En el Caribe colombiano posee una amplia participación en más de 12 bloques en asocio con firmas de reconocida trayectoria en la industria petrolera mundial. La más reciente sociedad fue establecida con Anadarko en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur.

Pacific Rubiales con mayores expectativas en 2013 Con metas de crecimiento de producción del 15 al 30% e inversiones por 1,7 billones de dólares en Exploración y Desarrollo, la segunda productora de Colombia espera cubrir un programa exploratorio de alto impacto este año Pacific Rubiales arrancó 2013 con el anuncio de un plan de inversiones significativo, de US$1.7 billones en Exploración y Desarrollo (E&D), lo que pondrá a prueba al alcance de sus metas, posible con el incremento en la perforación de nuevos pozos de desarrollo. La compañía se fijó como meta un crecimiento del 15 al 30% en la producción para este año con planes estructurados sobre un portafolio de exploración de mayor amplitud y una producción focalizada en crudo, “la cual sigue creciendo y generando resultados económicos robustos”, aseguró su CEO Ronald Pantin. El año pasado la empresa experimentó una transición de este portafolio a través de adquisiciones estratégicas con el propósito de asegurar su crecimiento a largo plazo. El objetivo fue agregar valor al negocio por

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medio de acumulación de reservas, desarrollo de producción y adquisiciones. Si bien Colombia continúa siendo el área principal de producción de la compañía y el foco de la mayoría de sus actividades e inversiones para este año, Pacific adelanta un plan de perforación de pozos en Perú, Guatemala, Brasil y Papúa Nueva Guinea. La producción bruta total de la compañía al cierre de 2012 fue de unos 293 Mbpe/d o de aproximadamente 117 Mbpe/d netos después de regalías. Las cifras representaron un incremento del 17% con relación a la producción de 2011, superando la metas de 280 - 285 Mbpe/d producción bruta (112 a 114 Mbpe/d netos después de regalías). “La compañía tiene un comienzo en 2013 mayor al esperado dado que actual-

mente estamos produciendo por encima del Plan, unos 310 Mbpe/d de producción total bruta de campo, o 129 Mbpe/d netos después de regalías, (incluyendo los volúmenes adquiridos de C&C Energia Ltd.) y esperamos poder actualizar el rango en la medida en que avance el año”, dijo Pantin. En el nuevo período los planes apuntan al crecimiento de la producción de los campos de crudo pesado Rubiales y Quifa (incluyendo el nuevo campo comercial Cajúa en el área de Quifa Norte). Asimismo espera la primera producción de crudo del bloque CPE – 6, hacia el segundo semestre, una vez obtenida la licencia ambiental correspondiente. El bloque Z -1 y los bloques de C&C Energía Ltd. podrían contribuir con importantes volúmenes de crudo liviano.

México: ¿Asumirá el reto de la apertura del sector de hidrocarburos?

E&P

Bajo la consigna de “Vamos a mover a México” el Presidente Enrique Peña Nieto arrancó 2013 teniendo como prioridad emprender una etapa de transformación para acelerar el crecimiento económico del país, en la cual la reforma energética constituye una acción decisiva Para sacar adelante las reformas que en años anteriores no se aprobaron por falta de acuerdos entre las fuerzas políticas del país, en especial las reformas hacendaria y energética, Peña Nieto firmó en Diciembre pasado el denominado “Pacto por México” con las principales fuerzas políticas del país, confiando que 2013 conlleve a un nuevo nivel de diálogo y toma de decisiones para lograr una explotación mucho más ágil y dinámica del potencial energético mexicano, a través de la apertura del sector petrolero al capital privado. En criterio del novel mandatario, la industria petrolera mexicana necesita una reforma energética, sin que signifique “renunciar a la propiedad pública de los hidrocarburos, ni a la rectoría y conducción del Estado”. Peña Nieto aboga por una reforma que permita a Petróleos Mexicanos beneficiarse de más asociaciones con

el sector privado. Despojarla de ataduras ideológicas para incrementar de manera significativa los niveles de inversión en exploración y explotación. El hecho de encarar una producción en descenso y un consumo interno de petróleo que crece de manera constante, permite anticipar que México se convertirá en un importador neto de petróleo en el medio y largo plazo, de no contar con la suficiente inversión en exploración y la apertura de nuevos campos petroleros. Una mayor participación del sector privado ayudaría a la petrolera estatal a incrementar la producción de sus yacimientos geológicamente mas complejos. Potenciar los recursos La propuesta del Gobierno se orienta a: dirigir las inversiones de Pemex hacia actividades que generen mayor valor agregado; potenciar los recursos mediante la asociación

con el sector privado; buscar que el desarrollo de proyectos beneficie a la industria nacional, por medio de la integración de cadenas productivas que tengan metas precisas en el contenido nacional. Un aspecto enfatizado respecto a la reforma energética, es que la modernización de la petrolera estatal, no implica su privatización. El Estado mexicano seguirá teniendo la propiedad de los hidrocarburos y Pemex sigue siendo una entidad pública. Para lograrlo se requieren modificaciones en distintos niveles y ámbitos. Tener una estructura más eficiente y en general un sector energético más competitivo, seguro y limpio. Ahora, la pregunta es si los mexicanos pasarán finalmente de la concepción a la acción. Las reformas hacendaria y energética serían presentadas en el segundo semestre, pero el tema sigue siendo altamente polémico en el terreno político.

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E&P

Prioridad para Brasil: incrementar producción Las inversiones en el segmento de exploración seguirán creciendo, a la par que estratégicamente debe mejorar la eficiencia en producción y seguir incentivando el fortalecimiento de la industria local de servicios petroleros Pese a ciertos altibajos, la industria petrolera brasileña sigue proyectándose por sus excelentes resultados, previéndose un mejor desempeño para este 2013. Al 31 de Diciembre de 2012, las reservas probadas de petróleo y gas natural (según criterio de la Agencia Nacional de Petróleo –ANP y de SPE y SEC) llegaron a 16.440 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe), de los cuales 96% corresponde a Brasil y 4% en el exterior. De acuerdo al criterio ANP/SPE la relación Reserva/Producción (R/P) en Brasil se situó en 19,3 años, mientras para la SEC se situó en 15 años. En todo caso, con un índice de reposición evidentemente alto (superior al 100%), cabe acotar que ello es resultado del éxito continuado de la actividad exploratoria en el postsal, en diferentes cuencas brasileñas y el incremento de reservas probadas en el presal. Un aspecto resaltante, es que en los últimos diez años, la reserva probada en Brasil creció un 43%, desde 11.008 mil millones de boe hasta 15.729 mil millones de boe, con reposición de reservas por encima del 100%.

En materia de producción, la estatal debió lidiar casi todo el año con una caída. Pese que a partir de Octubre Petrobras comenzó a mostrar una mejoría, la producción en Brasil en Noviembre fue de 1.968 millones de barriles por día en promedio, vs. 2.060 millones de barriles en el mismo mes de 2011. Factores determinantes han sido la disminución de la producción en campos maduros y el cierre de viejas plataformas para su mantenimiento, principalmente en la Cuenca de Campos. Esto hace que la empresa tenga como prioridad este año elevar sus metas de producción. De hecho, a mediados de Enero, se anunció que obtuvo una segunda línea de crédito noruega por US$1.000 millones para compra de equipos y servicios requeridos para mejorar su eficiencia en producción. En el marco de los esfuerzos para aumentar la producción, el 7 de Enero Petrobras reportó que comenzó a bombear crudo co-

mercialmente en el campo Sapinhoa, una de las mayores reservas costa afuera del país, con un estimado de 2.100 millones de barriles de petróleo y gas equivalente recuperable. El pozo inicial tiene el potencial para producir 25.000 bpd, pero se limitará a 15.000 bpd por un período de arranque de tres meses. En próximos meses la compañía planea conectar otros cinco pozos productores y cinco pozos de inyección a la plataforma en el campo, con el objetivo de alcanzar un máximo de producción de 120.000 bpd en el primer semestre de 2014. Los planes incluyen una segunda plataforma en el segundo semestre de 2014.

Argentina: tras mayor inversión El sureño país inició el año con medidas y acciones encaminadas a impulsar las inversiones en el sector de Hidrocarburos. Un reto clave para incrementar la exploración en áreas convencionales y no convencionales El Gobierno argentino inició 2012 con la aprobación de un nuevo esquema de impuestos a las ventas externas de crudo, que aumenta el ingreso de las petroleras a la vez que se constituye en un estímulo a la inversión. Como toda actividad económica, la hidrocarburífera ha estado sujeta a múltiples regulaciones, como controles de precios, cantidades, operaciones de comercio exterior y en general una elevada intervención estatal en toda la cadena productiva.

La producción de petróleo del país viene cayendo desde 1998, y el panorama se complica más por el descenso del nivel de reservas debido a la ausencia de políticas que alienten inversiones para encarar el riesgo exploratorio. Con el nuevo incentivo, en vigencia desde el pasado 8 de Enero, las empresas recibirán US$70 por barril de petróleo exportado, en lugar de los US$42 que percibían. Es decir, ahora el fisco sólo percibirá la diferencia entre el precio internacional y 70 dólares, siempre que el precio internacional supere los 80 dólares por barril. El boom del shale gas Tras la nacionalización de YPF en Mayo de 2012, Argentina logró mantenerse a flote gracias al boom del shale oil y gas que ha transformado el panorama energético. Como se recordará la Administración de Información de Energía de EE.UU. clasificó al país en el tercer lugar en términos de recursos técnicamente recuperables de gas de

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esquisto. Fue además el primero en iniciar la explotación de estos recursos en la región -concretamente en la provincia de Neuquén-, sin embargo, el acceso a la tecnología y a los conocimientos necesarios para extraer estos recursos de una manera efectiva sigue siendo uno de los elementos claves. El futuro del sector petrolero argentino ha sido tema en innumerables foros, en los que invariablemente se concluye en la falta de un marco regulatorio estable, el proceso de desinversión en el sector vs. la necesidad de importar cada vez más. Hasta ahora el balance es negativo lo que lleva a los expertos a pronosticar un incremento en la compra de combustible del exterior en 2013, frente a lo cual se plantea tomar acciones inmediatas. La prioridad de YPF es incrementar la producción entre 2013 y 2017 y reducir el déficit energético. El plan prevé inversiones por US$37.200 millones en el período, de los cuales la mayor parte, 72%, será destinado a explotación y apenas un 4% a exploración.

E&P

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E&P

Bolivia: Buenas perspectivas para el sector de hidrocarburos

Tras cerrar un ejercicio de buenos resultados, con cifras récord en producción, para los bolivianos 2013 se perfila como un año de consolidación de las estrategias para profundizar los proyectos de exploración y aumentar la producción de crudo El problema estructural por el que atraviesa Bolivia es la escasa producción de petróleo, situación que obliga al Estado a importar. Asegurar el descubrimiento de nuevas reservas hidrocarburíferas e incrementar la producción se constituye por tanto en su principal desafío. De acuerdo a información publicada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el sector ejecutó 78% de un total de US$2.050 millones programado en inversiones para 2012, y aun cuando el reto de la exploración sea clave, la inversión en este segmento no es lo suficientemente sustancio-

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sa, en parte porque los riesgos para el Estado son demasiado altos. YPFB programó la perforación de 14 pozos exploratorios en 2012, de los cuales se concluyeron siete pozos: tres con resultados positivos (RGD-83; RGD-84 y RGD-86), tres fueron descartados (TJB-X4, IBB-3, SRR-X1), un pozo en reserva para mayores evaluaciones (AMR-X1001) y siete continúan en ejecución, previéndose su conclusión en 2013. Adicionalmente, se programó la adquisición sísmica 2D/3D en cinco áreas: se concluyó la sísmica 3D de Chimoré y la sísmica 2D de Iñiguazu. Se encuentran en proceso la sísmica 3D en Itaguazurenda y las adquisiciones sísmicas 2D en Tacobo y Tajibo. Se programó adquisición de geología de superficie en diez áreas, de las cuales se concluyó la adquisición en Aguaragüe Sur “B” y se encuentra en ejecución en Tacobo, Tajibo, Iñiguazu, La Vertiente – Taiguatí – Escondido, Chispani, Aguaragüe Norte, Tiacia, Iñau y Chepite.

Como resultados de la gestión 2012, se incrementó la producción bruta de gas natural promedio en 6,04 MMmcd respecto al promedio de 2011. Se registró un pico de producción de 59,15 MMmcd en Diciembre. La producción bruta de líquidos aumentó en promedio 51,84 MBPD con respecto al promedio de 2011.

Profundización de la exploración Los planes de exploración en los que se espera tener éxito son la parte norte de Sábalo en la que se está trabajando en los datos de sísmica, el norte de Huacaya y sur de Margarita, Sanandita, Tomboy (que ya está en perforación exploratoria) y Caihua. También está en estudios San Telmo, en Bermejo, donde se espera encontrar un megacampo, Sunchal y Barredera. De igual forma, dentro de las prioridades para este año está la reestructuración de YPFB a fin de garantizar la eficiencia y transparencia en sus contratos de explotación.

Venezuela: balance y metas del negocio petrolero Con una producción estancada y el fuerte desaceleramiento de inversión privada, es poco probable que puedan gestarse cambios en el desempeño mostrado en los últimos años por la industria bandera de los venezolanos en términos de productividad Para el país con las mayores reservas de crudo las perspectivas no son alentadoras, o al menos no se avisoran cambios respecto al comportamiento de su industria y el cumplimiento de las metas trazadas en el plan Siembra Petrolera. Es de observar la acotación del Ministro de Energía y Petróleo de Venezuela, Rafael Ramírez, tras la consignación de la memoria y cuenta de 2012 ante la Asamblea Nacional, al referir que la industria se mantuvo dentro de “parámetros aceptables”. Mas al profundizar en resultados poca información se aporta respecto a indicadores del negocio o proyectos propiamente petroleros, y sí sobre la puesta en marcha de diferentes proyectos sociales o la Misión Vivienda, o el curso de Petrocaribe y demás mecanismos de integración regional.

Sin desmerecer la responsabilidad en lo social, constituye un gran desafío para Pdvsa retomar su rumbo y comenzar a reflejar un balance entre sus objetivos de negocio y las estrategias nacionales de desarrollo económico y social. Como bien concluyen destacados experto en temas de energía, “el reto es que la industria vuelva a la normalidad”. No obstante, el proyecto de Ley de Presupuesto presentado a la Asamblea, indica que en 2013 ello no será posible. La estatal “tendrá como objetivos: mantener la inversión social y productiva, y orientar los recursos del impuesto a la ganancia súbita a las grandes misiones y proyectos de infraestructura, salud, educación, agricultura y alimentos, entre otros”. Todo lleva a concluir entonces, que 2013 seguirá marcado por un limitado crecimiento en producción. En declaraciones recientes,

el Vicepresidente de EyP de Pdvsa, Eulogio Del Pino, señaló que la producción nacional se mantiene en 3 millones de barriles por día. Fuentes externas - incluyendo reportes internacionales- indican un promedio de 2,3 – 2,4 mmbd. El plan de Pdvsa para los próximos seis años (2013-2019) prevé inversiones por US$ 100 mil millones, para elevar la producción a 6 millones de barriles diarios al final del período. Según este plan, sólo la Faja deberá producir 4 millones de barriles diarios hacia 2019, lo que refuerza la atención en los avances de los proyectos, especialmente en los que se anunció una producción temprana, como el bloque Junín, postergada por demoras en la ejecución del programa de inversiones en infraestructura, que se esperan sean superados en 2013.

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Escenario

SHELL TECHNOLOGY CENTER HOUSTON

Innovation Summit Houston, 8-9 Enero 2013

Shell realizó una Cumbre de Innovación de dos días en el recientemente ampliado y renovado Shell Technology Center Houston, un evento que reunió a los líderes de tecnología y negocios de la compañía, junto a un calificado grupo de expertos de diversos sectores, para explorar cómo la colaboración, especialmente entre socios inusuales, puede generar nuevas e innovadoras ideas sobre complejas cuestiones sociales, como la creciente tensión entre los alimentos, el agua y la energía

atthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de Royal Dutch Shell, quien estuvo muy activo durante el evento enfatizó que la empresa invierte más de mil millones de dólares al año en investigación y desarrollo de nuevas tecnologías. Esta inversión en innovación y el compromiso constante con la colaboración, son esenciales para generar nuevas ideas y desarrollar soluciones a los desafíos de hoy y de mañana. “Ellos son la clave para generar la energía que necesita, de una manera más sostenible, el rápido crecimiento de la población mundial y asegurar mejores niveles de vida para millones de personas, ahora y en el futuro”, afirmó. La Innovation Summit también fue el escenario propicio para la reinauguración del Shell Technology Center Houston,

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Líderes de Shell celebraron la modernización del Centro de Tecnología Houston: Nick Bell; Selda Gunsel, VP Global Tecnología Comercial; Safa George, VP de Tecnología de Catálisis; Ed Daniels, VP Ejecutivo de Soluciones Globales de Abastecimiento; Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología; Keith Probyn; Jimmy Hunter y Robert Miller

tras un amplio proceso de remodelación y expansión, que lo convierte en el más grande de los tres centros mundiales de tecnología del grupo, junto con el de Amsterdam en los Países Bajos y el de Bangalore en la India. Durante los dos días de la cumbre los oradores y panelistas se centraron en el valor de la innovación, la tecnología y la colaboración; y destacaron las alianzas de trabajo con la NASA, el MD Anderson Center de la University of Texas, la Fundación X PRIZE y otras de orden técnico como la Escudería Ferrari, Penske Racing y Hendricks Motorsports. Marvin Odum, Presidente de Shell Oil Company y Director de Upstream de la filiales de Royal Dutch Shell en las Américas, afirmó: “Nuestro trabajo en colaboración con las organizaciones sociales y técnicas continuará proporcionando los ingredientes para potenciar los avances de la energía, los combustibles y los lubricantes, la exploración del espacio e, incluso, la salud pública”. Otras sesiones tratadas durante el In-

Marvin Odum, Presidente de Shell Oil Company y Director de Upstream de las filiales de Royal Dutch Shell en las Américas

novation Summit versaron sobre el futuro de la energía, incluidas las tecnologías, el gas lutitas, la nanotecnología, el alto rendimiento de la informática y la movilidad debida a los biocombustibles. Gerald Schotman, Director de Tecnología y Vicepresidente Ejecutivo de Investigación Innovación y Desarrollo de Royal Dutch Shell, sostuvo a su vez que “Las tecnologías avanzadas van a seguir

generando nuevas fuentes de Visión de Conjunto energía, aumentarán la eficienShell ha adoptado un enfocia y serán más responsables que innovador para abordar el en el manejo del impacto amreto mundial de la energía y biental. La verdadera innovael medio ambiente al trabajar ción se basa en la creación, la conjuntamente con sus clientes colaboración en la resolución y socios en la aplicación de la de los problemas y en cultivar tecnología y el pensamiento inla próxima generación de ideas novador para ampliar los límites dentro y fuera de nuestra emde lo que es técnicamente posible presa, con soluciones pioneras El destacado profesional de las comunicaciones y relaciones externas, Frank Ses- y alcanzable de forma segura. no, condujo con mucho acierto la cumbre de Shell de avanzada”. Quienes participaron en el Mereció especial mención la experien- ron con sus pares de esas organizaciones evento pudieron apreciar de primera mano cia del equipo GameChanger Shell, que ha para identificar oportunidades de coope- las capacidades tecnológicas y de valor que facilitado una serie de “Speed Matching” en ración y colaboración. Como resultado la esta empresa ha agregado a sus productos, numerosas organizaciones, incluyendo la NASA y Shell pusieron en marcha varios con el fin de contribuir a mejorar las neceNASA y el MD Anderson Center. En estas proyectos y se están desarrollando más sidades la sociedad, siendo el socio favorito sesiones, los científicos de Shell interactua- oportunidades. para los nuevos proyectos.

Agenda Primer Día:

Innovación a través de la colaboración

En el primer día del Innovation Summit del STCH se llamó la atención sobre la necesidad vital de los esfuerzos de colaboración para alcanzar los logros a través de la innovación y la tecnología, en beneficio de la sociedad; destacándose que la filosofía que Shell adoptó desde hace tiempo es tener un enfoque abierto y de colaboración para la innovación y el desarrollo de nuevas tecnologías “La gran ruta hacia la innovación y la tecnología” Safa George, Vicepresidente de Tecnología de Catálisis, Shell Moderador: Frank Sesno, Director Ejecutivo de Face the Facts USA Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología, Royal Dutch Shell Ed Daniels, Vicepresidente ejecutivo de Soluciones Globales de Abastecimiento, Shell Safa George, quien tuvo a cargo la parte introductoria, presentó al Moderador del evento, el reconocido hombre de la prensa escrita y audiovisual Frank Sesno, toda una personalidad del medio y de las relaciones públicas, quien en honor a la verdad condujo con mucho acierto y tino los dos días del Summit y con su habilidad innata coadyuvó a obtener máximo provecho a los conferencista y asistentes. De entrada anunció que Shell estaría “twitteando” en vivo las incidencias del evento y animó a los participantes a hacer lo mismo y seguidamente presentó al primer conferencista del día. Matthias Bichsel abrió el evento preparando el terreno para la cumbre

Safa George, VP de Tecnología de Catálisis, Shell

Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de Royal Dutch Shell

de innovación, repasando ligeramente en los temas a tratar y realizó la introducción oficial del STCH. También disertó sobre la historia de la innovación y la tecnología de Shell en el contexto energético global. Ed Daniels, presentó un breve resumen del proyecto de modernización del STCH, el cual fue sometido a una expansión y renovación total durante el 2012 y que en si mismo es una prueba fehaciente de lo que es un proyecto sustentable donde se redujeron el consumo de energía en $2.0 millones al año y en 30% las emisiones de CO2, consolidando la estructura como un ejemplo de lo que es la reducción del impacto ambiental. El Shell Technology Center Houston está conformado por un complejo de 44 edificios y más 1.2 millones de pies cuadrados de laboratorios y oficinas, que ofrecen un estimulante ambiente de trabajo a unos 2.000 investigadores, asistentes de laboratorios, tecnólogos, ingenieros, consultores y personal administrativos. Con motivo de la reinauguración del lugar se develó una placa conmemorativa. Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

Escenario Energy Circle: aumento de la resiliencia de agua a través de la innovación

Frank Sesno, Director Ejecutivo de Face the Facts, atento a los planteamientos de Gerald Schotman, ViP Ejecutivo de Innovación, Investigación y Desarrollo de Shell y Peter H. Diamandis, Presidente de X PRIZE Foundation,sobre el rol de la innovación en la solución de algunos de los mayores desafíos de la sociedad

Ed Daniels, Vicepresidente Ejecutivo de Global Technology Solutions Downstream, Shell Dan Bena, Director de Desarrollo Sostenible, PepsiCo Charles Iceland, Asociado Senior, World Resources Institute En el Círculo de Energía se llevó a cabo un análisis profundo del “Stress Nexus”, mirando al consumo de agua, el aumento de su demanda y la brecha en

El papel de la innovación en la solución de algunos de los más grandes retos de la sociedad Gerald Schotman, Vicepresidente Ejecutivo de Innovación, Investigación y Desarrollo y Jefe de Tecnología, Royal Dutch Shell Dr. Peter H. Diamandis, Presidente y Director Ejecutivo, X PRIZE Foundation El Moderador de la cumbre, Frank Sesno, dirigió una discusión con Gerald Schotman y Peter Diamandis para explorar el papel de la innovación en el tratamiento de algunos de los mayores desafíos de la sociedad. En la discusión también se hizo hincapié en las ventajas y la necesidad de adoptar un enfoque de colaboración para la innovación, y cómo el papel de las ONG, el gobierno y el sector privado están impulsando el avance de la innovación.

Innovación y el “Stress Nexus” Marvin Odum, Presidente, Shell Oil Company/ Director de Upstream Americas, Royal Dutch Shell Frank Sesno dirigirió la discusión con Marvin Odum, donde discutieron los desafíos del futuro de la energía-Stress

Charles Iceland, Asociado Senior de World Resources Institute y Ed Daniels, compartieron su visión acerca del ciclo agua/energía

Nexus- donde pusieron de relieve el papel que jugarán la innovación, la tecnología y la integración de la cadena de suministro de gas natural en el alivio de la tensión que resulta de la interdependencia entre los alimentos, el agua y la energía. Además, Odum discutió algunas de los trabajos que Shell ha hecho hasta la fecha con los socios para comprender mejor la relación existente entre los alimentos, el agua y la energía. Luego de esta sesión los participantes del Innovation Summit se trasladaron a la zona de exposición, donde compartieron con el piloto estrella del team de carreras de carros de la categoría Penske Racing, Joey Lagano.

Desafíos personales en Innovación

El piloto estrella del team de carreras de carros de la categoría Penske Racing, Joey Lagano, junto a nuestro Editor Jorge Zajia

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Paul Weider, Senior Principal Engineer, Process Research & Development, Oil & Bio Fuel, Shell Lorna Ortiz Soto, Shell GameChanger Matt Hudson, Científico de Aviación y primer Shell XTERN Durante el almuerzo cada uno de los tres oradores tuvo una intervención de 3 a 5 minutos donde expresaron de forma libre y espontánea sus ideas acerca de la innovación.

el suministro futuro. Cada orador habló por 7 minutos presentando su punto de vista sobre este particular reto que enfrenta la humanidad. Durante esta sesión, los asistentes participaron en el debate activamente con comentarios, que enriquecieron la discusión.

Houston: un centro de innovación Russ Conser, Shell GameChanger Dr. Giulio Draetta, Director, Institute for Applied Cancer Science, The University of Texas MD Anderson Center John Saiz, Center Chief Technologist, Johnson Space Center, NASA Kirk Coburn, Co-Fundador y Director General SURGE Accelerator En la mesa redonda final de la jornada se destacaron algunas de las tecnologías desarrolladas a través de las colaboraciones y asociaciones de Shell en Houston. El panel demostró porqué es necesaria una colaboración enfocada a la innovación y mostró algunos de los programas de la “GameChanger” de Shell que reúne a los innovadores de diversas industrias a través de algunas asociaciones que pudieran parecer inverosímiles.

Una mirada hacia adelante Las palabras de clausura del primer día fueron pronunciadas por Ed Daniels, Vicepresidente Ejecutivo, Global Solutions Downstream de Shell, quien ofreció un resumen de los aspectos más relevantes tratados por los conferencistas, además de presentar un avance de los principales puntos que serían abordados en el siguiente día.

John Saiz, Center Chief Technologist, Johnson Space Center, NASA; Russ Conser, Shell GameChanger; Giulio Draetta, Director, Institute for Applied Cancer Science, The University of Texas MD Anderson Center y Kirk Coburn, Co-Fundador y Director General SURGE Accelerator , conformaron el panel final del primer dia , centrado en el valor de la colaboración

Segundo Día: Poder

de la Tecnología

La segunda parte del programa de la cumbre ofreció una completa visión de las tecnologías que permiten a Shell cumplir con su propuesta de valor para ser la empresa de energía más competitiva e innovadora en el mundo Creación de valor a través de la innovación - Alimentando un mundo en constante cambio Moderador: Frank Sesno, Chief Executive, Face the Facts USA Gerald Schotman, Vicepresidente Ejecutivo de Innovación, Investigación y Desarrollo/Jefe de Tecnología, Royal Dutch Shell Gerald Schotman reforzó en su presentación las observaciones de Matthias Bichsel sobre la tecnología y la inno

vación como núcleo para satisfacer las necesidades mundiales de energía. Con argumentos sólidos profundizó en el compromiso de Shell en cuanto a este tópico.

Cómo la tecnología está dando forma al futuro energético Los Biocombustibles Joe Powell, Jefe Científico, Ingeniería Química, Shell Gas Natural para el Transporte Scott Hartman, Tecnólogo Aplicaciones LNG, Shell

Lubricante Descubrimiento Hub Allison Falender, Directora de Tecnología, Shell Frank Sesno inició una discusión con el panel de expertos sobre el futuro de la energía y los avances tecnológicos de Shell en torno a los biocombustibles, el gas natural para el transporte y los lubricantes. Los expertos Shell destacaron las tecnologías específicas y explicaron cómo se está dando forma al futuro energético y cómo están ayudando a cumplir con el reto energético.

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Escenario Presentaciones de científicos principales Sergio Kapusta, Científico Jefe, Materiales, Corrosión y Física, Shell Juan Karanikas, Científico Jefe de Ingeniería de Yacimientos, tecnología convencional, Shell Carl Mesters, Jefe Científico catálisis, y Química, Petróleo Conversión Ciencia, Shell Joe Powell, Jefe Científico, Ingeniería Química, Proceso de Desarrollo de la Ciencia, Shell Scott Reeves, director de innovación Advisor, Innovación y COE, Shell Frank Sesno, presentó a los científicos jefes de Shell, con una breve reseña de cada uno y sus respectivas áreas de conocimiento y competencia. Tras recibir el aplauso de la audiencia, estos expertos compartieron detalles de sus proyectos, propiciando una dinámica de interacción con el público, que permitió conocerlos más ampliamente.

El moderador Frank Sesno y los expertos de Shell Joe Powell, Jefe Científico, Ingeniería Química; Allison Falender, Directora de Tecnología y Scott Hartman, Tecnólogo de Aplicaciones LNG, integraron el panel sobre avances tecnológicos en biocombustibles, gas natural y llubricantes

Perdido: La Experiencia Humana detrás de los Avances Tecnológicos Robert Patterson, Vicepresidente, Proyectos de Aguas Profundas Américas, Shell La historia detrás del singular desarrollo del proyecto de petróleo y gas Perdido, en aguas profundas del Golfo de México, fueron contados por Robert Patterson, un invitado selecto, quien ilustró cómo la innovación ha permitido hacer frente a importantes desafíos asociados a la misma complejidad del campo y las dificultades para llevar los hidrocarburos a la superficie.

Otro grupo destacado de Shell: Scott Meyers, GM Innovation/COE; Selda Gunsel, VP Tecnología Comercial Global Downstrean; Sergio Kapusta, Científico Jefe Materiales, Corrosión y Física y Jonathan Crane, VP de Tecnología de Pozos

Sus comentarios fueron respaldados con las imágenes de un documental, que narra el alcance de este emprendimiento ejemplo de la aplicación de tecnologías sofisticadas en terrenos escabrosos en el fondo marino, acompañados de ambientes ácidos, peligrosos y de altas presiones solo accesibles a vehículos operados a control remoto.

Una Mirada más atenta a las Tecnologías de Shell

Presentes en uno de los estands que configuraron la muestra de Tecnologías de Shell, Pamela Chavez Rosen, Manager, Comunicaciones, Shell Oil Co.; Nicki Welding; Edward D. Daniels, Vicepresidente Ejecutivo, Global Solutions Downstream, Shell Research Ltd.; y David Haines

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Tecnología de Pozos Jonathan Crane, VP de Tecnología de Pozos, Shell Computación de Alto Rendimiento (TaCIT) Scott Meyers, GM Innovation/ COE, Shell La Nanotecnología Sergio Kapusta, Científico Jefe, Materiales, Corrosión y Física, Shell Movilidad Selda Gunsel, Vicepresidente de Tecnología Comercial Global Downstream, Shell

Robert Patterson, VP Offshore Americas, Shell

Por más de un siglo Shell ha sido pionera en tecnología, impulsando los avances necesarios para responder a los desafíos que el desarrollo de la operación petrolera presenta. Los asistentes tuvieron la oportunidad de conocer de cerca las innovaciones que han marcado pauta en cada área de especialidad, de la voz de los expertos que conformaron este panel, quienes profundizaron en las soluciones de apoyo al negocio, como las nuevas tecnologías y técnicas de perforación que han extendido la longitud a la que pueden llegar los pozos, o tecnologías emergentes que ayudarán a configurar el futuro energético.

Escenario

Relanzamiento del Shell Technology Center Houston

Gracias a los trabajos de modernización y expansión de infraestructura se convirtió en el más grande de los centros de tecnología del grupo a nivel global, con 92.903 metros cuadrados de espacio destinado a actividades de investigación, desarrollo e innovación

unto a los centros técnicos en Bangalore, India y Amsterdam, Países Bajos, el de Houston es una parte clave de la red global de centros I&D+i, integrada a los negocios globales de Shell, clientes y socios. También los centros en Reino Unido, Canadá, Alemania, Noruega, China, Omán, Qatar y Singapur se enfocan en la creación de nuevos productos y apoyo al marketing, además de proveer asistencia técnica específica a las operaciones regionales. El Shell Technology Center en Houston es el más grande, con más de un millón de pies cuadrados de laboratorios y oficinas, en las que laboran más de 2.000 científicos e ingenieros, incluyendo seis de los 11 jefes científicos de Shell, reconocidos internacionalmente en diversas disciplinas. El equipo de Houston colabora con colegas de todo el mundo mediante sistemas 3D de realidad virtual, para trabajar simultáneamente en los mejores planes de desarrollo de yacimientos petrolíferos alrededor del mundo.

Como resultado de la remodelación, aproximadamente 60% del Shell Technology Center Houston es nuevo o renovado. Gracias a las mejoras se logró una reducción de 30% en las emisiones de CO2 y una reducción significativa de los clorofluorocarbonos (CFC) de sus operaciones. Además de recibir la certificación LEED (Leadership in Energy and Environmental Design) el centro redujo el consumo de energía en aproximadamente US$ 2,0 millones anuales. Colaboración dentro y fuera de la industria Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de Royal Dutch Shell, sostiene que la inversión en innovación y un compromiso constante con la colaboración son esenciales para generar nuevas ideas y desarrollar soluciones a los retos actuales y del futuro de la energía, “Ellos son la clave para suplir energía a una población mundial en rápido crecimiento

y asegurar mejores niveles de vida para millones de personas, ahora y en el futuro”. “La verdadera innovación se basa en la co-creación, colaboración en la resolución de problemas y cultivar la próxima generación de ideas dentro y fuera de nuestra empresa”, sostiene Gerald Schotman, Director de Tecnología y Vicepresidente Ejecutivo de Innovación, Investigación y Desarrollo de Shell. “Las soluciones de avanzada siguen generando nuevas fuentes de energía, además de aumentar la eficiencia y la dirección responsable en el manejo de los impactos ambientales”.

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Análisis

Escenarios de producción de petróleo para Venezuela Diego J. González Cruz, Senior Associate E&P and Natural Gas GBC Global Business Consultants

a producción de petróleo de Venezuela proviene de la producción propia de la estatal Pdvsa, también llamada “producción por gestión directa” y la de las “empresas mixtas”. La producción de las mixtas a su vez se divide entre “empresas mixtas no Faja”, ubicadas en la áreas tradicionales del Oriente, Occidente y Sur del país, y “empresas mixtas Faja”, localizadas precisamente en la Faja Petrolífera del Orinoco.

Para estimar la producción real de Pdvsa (gestión directa) se parte de la producción de las empresas mixtas que presentan los informes de Pdvsa, por suponer que esas cifras son verdaderas, ya que con las mismas los socios aportan a las inversiones y gastos de las mixtas, y Pdvsa les cancela el respectivo porcentaje de participación de los privados en las empresas mixtas. A la producción que presenta la OPEP

en su Informe Mensual para Venezuela a Diciembre 2012 como proveniente de fuentes secundarias (la que envía Pdvsa dice ser 439 mil barriles diarios-mb/d mayor) se le deduce lo de las empresas mixtas (se trabajó con las cifras al 31 de Diciembre de 2011 porque Pdvsa no ha presentado las de 2012) y se tendrá la producción propia de la estatal a Diciembre 2012 (detalles en las Tablas No. 1 y 2). Veamos dos escenarios de producción a 3 y 10 años:

Escenario No. 1, producción a 3 y 10 años con la Faja a 2.000 mb/d Un primer escenario supone que la estatal se mantendrá en un nivel de producción propia de 1.400 mb/d como hasta ahora, la Faja alcanzará de nuevo su máximo nivel de producción pasado en 3 años y crecerá a 2.000 mb/d para 2023, suponiendo que habrá capacidad de refinación mundial para esos crudos. Así las mixtas no Faja crecerán a 663 mb/d para finales de 2015 y hasta 1.600 mb/d para 2023, desarrollando las inmensas reservas probadas no desarrolladas existentes, y reactivando pozos (la mayoría serán reemplazados) y áreas inactivas, con nuevos pozos que usaran las mejores tecnologías, sin embargo con un desarrollo más modesto que en el escenario No. 2. Todo para totalizar a nivel país 2.700 mb/d para 2015 y hasta 5.000 mb/d en 2023. Detalles en la Tabla No 1.

Tabla No. 1 - Escenario No. 1 Producción de Petróleo de Venezuela próximos 3 y 10 años

Escenario No. 2, producción a 3 y 10 años con la Faja en 1.000 mb/d Este segundo escenario limita la producción máxima de la Faja en un millón de barriles diarios, en función de los estimados que presentan diferentes pronosticadores internacionales, por las dificultades que tendrá ese crudo para entrar en los sistemas

de refinación internacional, que tienden a manejar cada vez más crudos livianos tradicionales, y por las limitaciones que hay en el país para que participen empresas de punta (con capitales, know-how y tecnología). En este escenario Pdvsa se mantiene en un

Tabla No. 2 - Escenario No. 2 Producción de Petróleo de Venezuela próximos 3 y 10 años

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nivel de producción de 1400 mb/d y el crecimiento ocurre mayormente en la actividad de las empresas mixtas en áreas tradicionales, desarrollando las inmensas reservas probadas no desarrolladas existentes, y reactivando pozos (la mayoría serán reemplazados) y áreas inactivas, con nuevos pozos que aplicarán las mejores tecnologías. En este escenario es una premisa que el Ente Regulador a crearse (independiente del Ministerio y de Pdvsa) otorgará cientos de nuevas licencias a empresas pequeñas, medianas y grandes nacionales e internacionales, para trabajar en los campos maduros de las áreas tradicionales. En este escenario la participación en la producción pasa de 39,1% en el sector privado en 2012 a 72,0% en los próximos 10 años, es decir, apertura total. Detalles en la Tabla No 2.

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Reporte

BP Energy Outlook 2030

La edición de este año del informe sobre Perspectivas Energéticas de BP, presentada el 16 de Enero en Londres, prevé un continuo crecimiento de la demanda mundial de energía hasta 2030 a pesar de las mejoras en eficiencia energética

a demanda mundial de energía continuará creciendo durante los próximos veinte años, aunque a un ritmo anual más lento, impulsada por el crecimiento económico y demográfico de los países no miembros de la OCDE, subraya el documento sobre tendencias del panorama energético mundial. En cifras, es probable que la demanda mundial de energía aumente un 39% en 2030 o a una media de un 1,6% al año, en casi todos los países; se espera que el consumo en los países no OCDE aumente solo un 4% durante este período. Según las previsiones del informe de BP, la energía mundial continuará liderada por los combustibles fósiles, que se estima representarán 81% de la demanda energética global en 2030, bajando alrededor de un 6% respecto al nivel actual. Durante este período también debería verse una mayor sustitución de fuentes de energía primaria (fuel-switching), con mayor presencia de gas y energías renovables a expensas del carbón y petróleo.

Este cambio gradual debería mostrar que las energías renovables, incluyendo los biocombustibles, siguen siendo las fuentes de energía con más rápido crecimiento a nivel mundial, aumentando de forma anual en más de un 8%, mucho más rápido incluso que el gas natural, combustible fósil con el crecimiento más rápido de aproximadamente un 2% anual durante el período comprendido hasta 2030. El Consejero Delegado del Grupo, Bob Dudley subrayó que el informe “muestra que hay cosas que no podemos cambiar, como es el caso de las causas subyacentes de la demanda energética, y cosas que sí podemos cambiar, como la forma de satisfacer la demanda”. También indicó que el mensaje principal es que se necesita tener un sector energético abierto y competitivo, que fomente la innovación y que maximice la eficiencia, con el fin de poder disfrutar de una energía que sea suficiente, segura y sostenible en el futuro”. Por su parte el economista jefe de BP,

Las economías emergentes dominan el crecimiento de producción de energía

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Christof Rühl, afirmó que el impacto de la globalización y la competencia continuarán teniendo un notable efecto en la intensidad energética mundial, una medida de uso de energía por unidad de producción económica a nivel nacional.

Aspectos relevantes • El hemisferio occidental será prácticamente autosuficiente en términos energéticos en 2030, en un contexto de disminución gradual en la demanda de petróleo, debido al crecimiento de los suministros no convencionales, incluyendo el gas y el petróleo no convencionales de Estados Unidos, las arenas bituminosas de Canadá y las reservas en aguas profundas de Brasil. Esto significa que el crecimiento en el resto del mundo, principalmente de Asia, dependerá cada vez más de Oriente Medio para satisfacer sus necesidades crecientes de petróleo. • El petróleo, principal combustible del mundo hoy, seguirá perdiendo cuota de mercado durante este período aunque la demanda de hidrocarburos líquidos alcanzará los 103 millones de barriles al día en 2030, es decir, un 18% por encima de los niveles de 2010. Esto significa que el mundo todavía necesitará de combustibles líquidos – petróleo, biocombustibles y otros – para satisfacer su demanda extra que se prevé alcance los 16 millones de barriles al día en 2030 y reemplazar la decreciente producción de fuentes ya existentes. • Se prevé que el carbón continúe aumentando su cuota de mercado en la década actual, y que su crecimiento empiece a decaer entre 2020-30; en paralelo, el crecimiento del gas permanecerá estable y es probable que los combustibles no fósiles puedan contribuir casi a la mitad del crecimiento a partir de 2020.

Reporte • Se espera que el sector de la generación de electricidad sea consumidor de energía de más rápido crecimiento en el período comprendido hasta 2030, representando más de la mitad del crecimiento total en consumo de energía primaria. Y es en el sector de la generación eléctrica donde se esperan la mayor sustitución en los combustibles utilizados (fuel mix). La energía nuclear, hidroeléctrica y las renovables deberían contabilizar más de la mitad del crecimiento en generación eléctrica. El informe de este año examina de forma más detallada estos aspectos de la historia de la energía mundial: las vías para el desarrollo económico y la demanda de energía en China e India; los factores que afectan a las perspectivas de exportación de energía de Oriente Medio; así como los elementos impulsores del consumo de energía en el transporte por carretera. En China, se prevé una ralentización significativa en el consumo de energía a partir de 2020, a medida que su economía madure. Aunque la población de la India está en camino de superar a la de China, es poco probable que su trayectoria de crecimiento energético sea capaz de seguir a la de China. Su consumo energético será más del doble en 2030, y estará basado fundamentalmente en el carbón, pero aun así su consumo de unas 1.300 millones de toneladas equivalentes al petróleo, supondrá poco más de un cuarto del consumo total de China. Seguirá existiendo una gran dependencia de las exportaciones de petróleo de los países de la OPEP de Medio Oriente para satisfacer la demanda global. El análisis de BP sugiere que los países de Oriente Medio serán capaces de generar la nueva producción necesaria para satisfacer la demanda mundial, a pesar de que se espera que el uso de energía per cápita de la región sea más de tres veces mayor que la del resto de los países no pertenecientes a la OCDE. BP espera ver un progreso constante de los esfuerzos realizados para sustituir el petróleo por gas y mejorar la eficiencia del uso de la energía en la región. Arabia Saudí, Iraq y la producción regional de líquidos asociados a la producción de gas dominará el crecimiento

La mezcla de combustibles para la generación de energía se diversifica

de la oferta al tiempo que la cuota regional de la oferta global de petróleo asciende a un 34% en 2030. Es probable que el sector transporte sea el sector de crecimiento más lento en el

consumo de energía mundial; las importantes mejoras en la eficiencia de combustible, incluyendo la hibridación de vehículos, compensarán en parte el constante y fuerte crecimiento de las ventas de vehículos en los

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Reporte mercados emergentes. Los vehículos híbridos (incluidos los coches eléctricos) ofrecen flexibilidad al consumidor y parecen capaces de satisfacer las metas de ahorro de combustible previstas para el año 2030; es probable que el petróleo represente el 87% del consumo de energía del sector de transporte, en comparación al 95% actual, con los biocombustibles copando la mayor parte de la brecha, representarán el 7% del uso de energía del sector de transporte. Las emisiones globales de CO2 es probable que aumenten en aproximadamente un 28% en 2030 – un crecimiento más lento que la tasa actual de crecimiento de demanda de energía debido al rápido aumento de las energías renovables y el gas natural. Si se introdujeran políticas más agresivas que las previstas actualmente, las emisiones globales de CO2 podrían comenzar a descender de cara a 2030. Para el año 2030 los actuales importadores de energía tendrán que importar un 40% más del volumen actual, pero este dato varía según la región. En América del Norte, los esfuerzos para reducir la dependencia de suministros extranjeros deberían mostrar notables resultados en las próximas décadas. Reforzado por el crecimiento de la oferta de biocombustibles, así como por el gas y petróleo no convencionales, el déficit de energía de América del Norte se convertirá en un pequeño superávit de cara a 2030. Como contraste, el déficit energético de

Europa se mantendrá en los niveles actuales en lo que a petróleo y carbón se refiere, pero aumentará en aproximadamente dos tercios para el gas natural, suministrado por LNG y por gasoducto de la antigua Unión Soviética.

El déficit energético de China respecto a la totalidad de los combustibles se multiplicará más de cinco y en India, principalmente en petróleo y carbón, se ampliará más del doble en el período comprendido hasta 2030.

En América del Norte, los esfuerzos para reducir la dependencia de suministros extranjeros deberían mostrar notables resultados en las próximas décadas. Reforzado por el crecimiento de la oferta de biocombustibles, así como por el gas y petróleo no convencionales, el déficit de energía de América del Norte se convertirá en un pequeño superávit de cara a 2030

Estados Unidos será autosuficiente en energía

Pronósticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), prevén que Estados Unidos destronará en 2017 a Arabia Saudí como primer productor mundial de crudo

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El criterio de los expertos que participaron en la elaboración del reporte, es que Estados Unidos cubrirá la casi totalidad de sus necesidades energéticas en 2030, mientras que las más golosas economías emergentes, encabezadas por China e India, aumentarán su dependencia de las importaciones. “Para el 2030, el incremento de su producción y la moderación de su demanda permitirán a Estados Unidos asegurar por si mismos el 99% de sus necesidades energéticas, contra sólo 70% en 2005”, subrayaron los economistas de la petrolera británica, en su prospectiva anual. Coinciden con los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que prevé que Estados Unidos destronará en 2017 a Arabia Saudí como primer productor mundial de crudo gracias al auge de los hidrocarburos no convencionales como el gas o el petróleo de esquisto. “El aumento de la producción mundial de petróleo hasta 2020 se deberá totalmente a una producción creciente de petróleos no convencionales”. La revolución del esquisto se llevará a cabo esencialmente en América del Norte (a falta de inversiones suficientes en otras regiones) e incitará a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que actualmente producen el 35% del oro negro mundial, a reducir netamente su producción “en la próxima década”. En paralelo con su sólido crecimiento económico, países como China e India serán cada vez más dependientes de sus importaciones energéticas”, y deberán recurrir todavía más al carbón, advierte el informe. Y aunque no sea una novedad…en 20 años, el mundo seguirá estando dominado por las energías fósiles: el carbón, el gas y el petróleo, si bien en criterio de los autores el petróleo será el combustible de crecimiento más lento debido a los altos precios y una eliminación gradual de los subsidios en las economías emergentes.

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Tecnología

Fracturamiento hidráulico y sus aplicaciones

Entre las tecnologías de estimulación de pozos de petróleo y gas más importantes está el fracturamiento hidráulico, el cual permite maximizar la producción mediante la creación de un trayecto de flujo desde la formación hacia el pozo. Un fracturamiento selectivo, con buena planeación optimiza la recuperación de reservas y controla la producción en los yacimientos de petroleo y gas

a idea de crear hidráulicamente fisuras para mejorar la producción fue asomada en la década de 1920 por R.F. Farris, de Stanolind Oil & Gas Corp., en el marco de un estudio sobre presiones durante la compresión de cemento, petróleo y agua en formaciones. En 1947, la compañía (ahora Amoco) realizó la primera fractura hidráulica experimental, en el pozo de gas Klepper No. 1 del campo Hugoton, al sudoeste de Kansas en EE.UU. Si bien los resultados no fueron los deseados, la técnica se mostró prometedora, y al año siguiente la compañía presentó un documento sobre el proceso “Hydrafrac”. Halliburton Oil Well Co. obtuvo una licencia del proceso y en 1949 realizó los primeros tratamientos de fracturamiento comercial, aumentando la producción de dos pozos de forma sobresaliente. El resto es historia. En 1953 Farris patenta el mé-

todo de estimulación para incrementar la productividad de los pozos y a medida que se fue acumulando experiencia de campo, la tecnología de aplicaciones de fracturamiento hidráulico (FH) fue avanzando en lo relativo al diseño y fabricación de equipos y materiales, especialmente en la selección, preparación y usos de fluidos y sólidos. Las compañías operadoras llegaron a emplear el método de forma extensiva para prolongar la productividad de los pozos, llegando a ser de uso rutinario. En solo dos años (1955) se popularizó de tal forma que los tratamientos alcanzaron los 3.000 pozos por mes. Hacia finales de los 60s más de medio millón de trabajos se habían realizado. En los 80s su aplicación se incrementó como resultado del conocimiento científico de los modelos de comportamiento de la fractura en la formación productora, y ya arrancando los 90s era

Imagen del primer fracturamiento hidráulico (publicada en Documento Técnico 2, Dic. 2011, Comisión Nacional de Hidrocarburos, México)

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utilizado en cerca de un 40% de los pozos, en trabajos de recuperación primaria y secundaria. El proceso se ha utilizado en más de 1 millón pozos de producción y hoy los operadores pueden fracturar hasta un máximo de 35.000 pozos por año. Expansión continua Con base a estudios recientes, se estima que entre 60 y 80% de los pozos perforados en los Estados Unidos en los próximos diez años requerirá fracturamiento hidráulico para permanecer operativo1. Pero no sólo permite prolongar vida de pozos en campos maduros, sino también la recuperación de hidrocarburos en formaciones en las cuales los geólogos creían era impensable producir, como las formaciones de esquisto. El fracturamiento hidráulico ha tenido un enorme impacto en la historia de la energía de Estados Unidos, especialmente en los últimos años. La capacidad de producir más petróleo y gas natural en pozos antiguos y desarrollar nueva producción en los denominados “shales” ha hecho que el proceso sea aún más valioso para la producción de energía doméstica. A criterio de los especialistas, sin fracturamiento hidráulico 80% de la producción en esquistos de gas sería prácticamente imposible. La introducción de modernas técnicas – como el “Frac & pack”- y la disminución de costos, permitió considerar el tratamiento hidráulico como un tipo de terminación para pozos petroleros. En la actualidad técnicas como tratamientos sucesivos, o métodos combinados de estimulación y control de arenas son realizados usando como base el fracturamiento de las formaciones utilizando la fuerza hidráulica. 1 Cifras actualizadas publicadas por FracFocus (National hydraulic fracturing chemical registry, USA).

Inicialmente los primeros tratamientos se mantuvieron dentro de límites muy conservadores. Inyección de volúmenes de 200 a 400 galones de fluido con media libra de arena por galón. Con velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era considerado como un tratamiento promedio, y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande. En el presente los tratamientos difieren mucho a los de hace 25 años, se bombean 200.000 a 500.000 galones de fluido y de 500.000 a 1.000.000 de libras de arena, equivalentes a 98 - 99,5 % del tratamiento, además de los aditivos químicos utilizados. La formulación exacta varía en función del pozo. Como parte del mejoramiento del proceso y los materiales empleados, los apuntalantes evolucionaron notablemente. De igual forma, se han logrado avances significativos con fluidos con propiedades químicas y mecánicas especiales que mejoran los resultados del fracturamiento, optimizando el costo-beneficio. Ver gráfico de Evolución del Fluido de Fracturamiento.

Evolución del fluido de tratamiento (Fuente: Oilfield Review, Otoño 2011: 23, n.3. Schlumberger)

Los equipos utilizados también han evolucionado como respuesta a desarrollos tecnológicos fundamentales en el diseño de los mismos, incluyendo unidades de bombeo, mezcladoras, unidades de control y medición de parámetros de la operación, de control de calidad del fracturamiento (análisis de Vista idealizada en un corte transversal de la propagación de una fractura (Fuente: Oilfield Review, Otoño 2011: 23, n.3. Schlumberger) agua, sustentantes, etc.), dosificación de productos químicos de las propiedades críticas del yacimiento, y apuntalantes, bombeo de alta presión, condiciones mecánicas del pozo, selección almacenamiento de fluidos y transporte de del modelo de factura, selección de tipo y apuntalantes, entre otras. cantidad de fluidos y agentes sustentantes y, en su caso del ácido, planeación y ejeUn diseño para cada caso cución de la operación de fracturamiento. Básicamente el FH consiste en el En el proceso se cumplen tres fases: 1. bombeo de fluidos a tasas y presiones Fase previa a la operación, enfocada en suficientes para romper la roca, formando la revisión de los antecedentes del pozo, del una fractura con dos alas de igual longitud diseño propuesto, de la localización y de las a ambos lados de la perforación. Durante instalaciones superficiales del pozo, y de la el fracturamiento se bombean fluidos y programación de la operación. También apuntalantes. Estos últimos son partículas es importante asegurar en esta fase la revique mantienen abiertas las fracturas y sión de normas de seguridad y protección preservan los trayectos recien creados para ambiental. 2. Fase de operación, en facilitar la producción de hidrocarburos, la que es determinante la supervisión de y se clasifican respecto a tamaños de gra- numerosos aspectos, comenzando por el nos, circularidad, resistenccia, densidad y cumplimiento del programa detallado de calidad, permitiendo incrementar la con- operación, monitoreando continuamente ductividad de la formación y, por ende, el los parámetros de la operación en tiempo flujo de fluidos hacia el pozo. real para tomar las decisiones previstas en Cada zona de petróleo y gas es diferente caso de desviación de las variables. Este y requiere un diseño de fracturamiento monitoreo consiste en el registro continuo adaptado a las condiciones particulares de del gasto, presión, presión neta, concenla formación. Por lo tanto, si bien el proceso tración de sustentante, PH, temperatura es esencialmente el mismo, la secuencia del fluido, viscosidad y dosificación de puede variar dependiendo de las condiciones aditivos. La presión deberá registrarse en locales. Es importante tener en cuenta que todo momento y se continuará su registro no todos los aditivos se utilizan en cada pozo al cierre e la operación y después de este, fracturado hidráulicamente; exactamente de acuerdo con el programa establecido. la “mezcla” y las proporciones de aditivos 3. Fase posterior a la operación. Finavarian basado en el sitio específico de pro- lizado el fracturamiento, se debe desfogar fundidad, espesor y otras características de el pozo, revisar el registro histórico de los la formación objetivo. parámetros de la operación, cuantificar El éxito de una estimulación por frac- los fluidos, materiales y aditivos utilizados, turamiento hidráulico está determinado supervisar que la localización quede libre por distintos factores, incluyendo selección de contaminación o existan condiciones apropiada del candidato, determinación inseguras. Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

Tecnología El futuro del fracturamiento Fracturamiento hidráulico basado en canales de flujo Como resultado de años de investigación y desarrollo, hace un par de años Schlumberger introdujo al mercado su técnica de fracturamiento hidráulico basada en canales de flujo HiWAY, cuya implementación ha permitido mejorar significativamente la viabilidad económica de pozos. HiWAY elimina la interacción entre el flujo en la fractura y la conductividad del apuntalante, alcanzando conductividad de fractura infinita, lo que se traduce en una mayor área de contacto efectiva, mejor recuperación de fluido y polímero, menor daño en la cara de la fractura, lo que a su vez significa una mejora en la producción y una mayor recuperación de hidrocarburos. De acuerdo con información difundida hacia finales de 2012, el sistema estaba siendo utilizado por la compañía en aproximadamente un tercio de sus trabajos de fracturas, previendo que rápidamente pueda pasar a un 50% o 70%. En la totalidad de los casos, la técnica permitió incrementar la producción de hidrocarburos, con un ahorro de 40% del volumen de apuntalante y una menor utilización de agua de hasta un 60%. Para Schlumberger el uso de HiWAY permite no sólo aumentar en una quinta parte la cantidad de gas extraída de esquistos, sino también reducir significativamente los costos. En la lutita de Eagle Ford, por ejemplo, la técnica permitió incrementar la producción acumulada de petróleo en 43% y la producción acumulada de gas en 61%, a la par que redujo el consumo de agua y apuntalante por pozo en 58% y 35%, respectivamente. Muchas otras experiencias son ya referenciales de la efectividad de

HiWAY crea redes de fractura complejas. En lugar de fluir a través del empaque de apuntalante, los hidrocarburos fluyen alrededor de pilares de apuntalante

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Halliburton desarrolló una solución técnica para convertir el equipo de bombeo usado en una fracturación típica a un sistema de combustible dual que incluye gas natural, lo que sería más eficiente y más limpio que usar únicamente diesel

esta técnica, con más de 5.000 trabajos realizados en más de diez países. Nueva tecnología de Halliburton ofrece beneficios ambientales y de costos Apache y Caterpillar anunciaron recientemente el desarrollo de una innovadora tecnología de combustible dual para alimentar de forma segura y eficiente los equipos de bombeo utilizados en tratamientos de fracturamiento con una mezcla de gas natural y diesel. Hasta ahora este representa uno de los proyectos de combustión dual a gran escala de la industria de petróleo y gas. Apache y la Alianza de Gas Natural de América (ANGA), han alentado a la industria para aumentar el uso del gas natural como combustible en motores. En respuesta, Halliburton desarrolló una solución técnica para convertir el equipo de bombeo usado en una fracturación típica a un sistema de combustible dual que incluye gas natural, lo que sería más eficiente y más limpio que usar únicamente diesel. Junto a Caterpillar Halliburton convirtió sus innovadoras bombas Q-10 para uso dual mediante una tecnología que aloja de forma eficiente y segura gas natural licuado o comprimido de alta calidad. Mediante estrecha colaboración, para atender una amplia gama de criterios ambientales y de eficiencia, Caterpillar adaptó su tecnología patentada en motores DGB (Dynamic Gas Blending) a las bombas de Halliburton. La idea es que a corto plazo estos motores DGB puedan ser fácilmente adaptados para la combustión eficiente en los campos y acondicionados en el sitio, de manera de ahorrar costos adicionales de transporte de combustibles a los operadores. Halliburton está evolucionando la for-

ma de suplir los servicios requeridos para maximizar el retorno de las inversiones en los shale plays, mediante un nuevo enfoque en los trabajos de fracturamiento centrado en mejorar la calidad del servicio, maximizar la productividad, reducir al mínimo el tiempo de inactividad, reducir las emisiones y la exposición de HSE. El diseño de la nueva bomba Q-10 además de proporcionar una mayor potencia y fiabilidad que cualquier otra bomba en la industria, garantiza un impacto medioambiental reducido. Otra innovación de Halliburton es el SandCastle™ PS-2500 Vertical Storage System - Sistema de almacenamiento Vertical- que ayuda a resolver el problema de restricciones de espacio en la mayoría de las locaciones de pozos. Baker Hughes: mejora de eficiencia con uso de bombas bifuel También Baker Hughes, anunció recientemente la conversión de su flota de unidades de fracturamiento hidráulico Rhino™ con el uso bombas bifuel, como una forma de mejorar la eficiencia operativa, reducir costos e impactos en materia de seguridad y ambiente. Las nuevas bombas utilizan una mezcla de gas natural y gasóleo, reduciendo el uso de diesel hasta en un 65% sin pérdida de la potencia hidráulica. La flota convertida reúne todos los estándares de emisiones de la EPA. Tras los exitosos resultados obtenidos con sus unidades en Canadá, la firma tomó la decisión de convertir la Estados Unidos. La alternativa bifuel permite operar el doble de tiempo que motores que funcionan únicamente con diesel. “Hemos visto excelentes resultados con esta iniciativa”, afirmó Mike Davis, Presidente Baker Hughes, USA Land Presure Pumping, quien destacó que los beneficios ambientales son significativos.

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Bill Gates, Chairman, Microsoft Corporation, como uno de los conferencistas magistrales del principal evento de IHS compartirá sus reflexiones acerca de la energía del futuro. También participará Walter Isaacson, autor de los best-sellers “Steve Jobs” y “Einstein” para analizar la Anatomía de un Genio

omo reunión exclusiva de los ejecutivos mundiales de la industria de la energía, CERAWeek es considerada la “crema y nata” de las conferencias en el sector que se realizan en Houston, donde se escuchan las voces de los líderes principales de las más grandes empresas del mundo, vinculadas a la energía y en cuyas manos están las decisiones del curso de esta industria. Organizada por la firma de información e investigación global IHS, CERAWeek está bajo la dirección del autor ganador del Premio Pulitzer Daniel Yergin. Cada año, este escenario se constituye en una fuente regular de noticias y de discusión de los acontecimientos más importantes y los desafíos que enfrenta la industria, incluidos las limitaciones regulatorias y las perturbaciones geopolíticas. El tema de enfoque de este año es “Drivers of Change: Geopolitics, Economics and the Energy Future” que busca reflejar la profunda transformación que está experimentando el sector energético, bajo el impulso de las nuevas tecnologías, los cambios en la demanda mundial, los dilemas regulatorios y las nuevas realidades y estructura de costos de la oferta. Todo lo anterior en un contexto de creciente incertidumbre económica, sobre todo en Europa y la Asia emergente, y también de tensiones geopolíticas en el Medio Oriente, Asia, África y América Latina, lo que genera nuevos riesgos y retos para las empresas invierten con el propósito de satisfacer las necesidades futuras de energía.

Actividades resaltantes Algunos de los eventos más destacados que contempla la semana de CERAWeek serán: • La Recepción y Cena de bienvenida, así como la presentación del IHS Economic Outlook, el lunes 4 de Marzo estarán abiertas a todos los participantes. En el banquete, los delegados serán invitados a reunirse con expertos de IHS y el resto de los conferencistas para propiciar la discusión informal y relajada, en mesas que tendrán a un experto designado según el tema que los delegados elijan. Participarán por parte

de IHS Nariman Behravesh, Chief Economist; Nigel Gault, Chief US Economist; Diego Iscaro, Senior Economist, Europe; y Alistair Thornton, Senior China Economist. • El martes 5 de Marzo muy temprano los delegados podrán escoger entre siete Energy Insight Breakfasts previstos en la agenda, antes de sentarse formalmente a escuchar la conferencia de bienvenida a cargo de Daniel Yergin y el discurso de apertura por parte de Khalid Al-Falih, Presidente y CEO de Saudi Aramco. En la mañana se efectuará la Plenaria Global sobre Petróleo y acto seguido siete Sesiones sobre Estrategia. En la tarde, se comtempla un Diálogo Ministerial que convocará a Diezani AlisonMadueke, Honorable Minister of Petroleum Resources, Nigeria; Ambassador Carlos Pascual, Special Envoy and Coordinator for International Energy Affairs; y Youcef Yousfi, Minister of Energy and Mines, Algeria. Al final de la tarde ocho IHS Energy Views/Expert Briefings proveerán una visión profunda sobre los riesgos y oportunidades en diferentes áreas temáticas. • El miércoles 6 de Marzo se realizarán otros siete Energy Insight Breakfasts, en la antesala a la conferencia magistral de Bob Dudley, Group Chief Executive, BP. En la Plenaria Global sobre Gas, compartirán sus puntos de vista Joseph C. Geagea, Presidente, Chevron Gas and Midstream; Philippe Sauquet, Presidente, Gas & Power, Total; y Rainer Seele, Chief Executive Officer, Wintershall Holding GmbH. En el Diálogo Ministerial de la tarde, intervendrán Esperança Bias, Minister of Minerals and Mining, Mozambique; y Leonid Bokhanovskiy, Secretary General, Gas Exporting Countries Forum. La agenda incluye una conferencia plenaria sobre Energía y Competitividad Global, que reunirá a Jack Gerard, Presidente y CEO, American Petroleum Institute; Hirobumi Kawano, Presidente, Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC); Patrick Kron, Chairman y CEO, Alstom; Chris Weston,

Presidente y CEO, Direct Energy. • El jueves 7 de Marzo continuará el programa con seis Energy Insight Breakfasts a escoger por los delegados. Se efectuará la Plenaria de CEOs sobre Energía con la participación de Anthony Earley, Chairman, CEO y Presidente, PG&E Corporation; James E. Rogers, Chairman, Presidente y CEO, Duke Energy; John Russell, Presidente y CEO, CMS Energy Corporation and Consumers Energy Company. La mañana culminará con seis interesantes sesiones sobre Estrategia. La Plenaria de la tarde abordará de manera especial las Lecciones del huracán Sandy, Katrina y Fukushima, bajo las voces de Sergej Mahnovski, Director of Energy Policy, New York City Office of the Mayor; y Hisanori Nei, Executive Director, Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC). La cena contará con la participación magistral de Bill Gates, Chairman, Microsoft Corporation, y Co-Chair, Bill & Melinda Gates Foundation, quien cautivará a la audiencia con el discurso “Reflexionando sobre la Energía del Futuro”. • El viernes 8, último día de CERAWeek, arrancará con el Desayuno y Discurso de apertura “La Convergencia: El futuro del crecimiento económico en un mundo Multispeed”, a cargo de Michael Spence, Premio Nobel de Economía. Para hablar sobre la “Anatomía de un Genio” estará presente Walter Isaacson, autor de los best-sellers “Steve Jobs” y “Einstein” y Presidente y CEO de The Aspen Institute. También se llevarán a cabo dos Plenarias, una sobre la Revolución de la Automatización - La Robótica y el Nuevo Mundo M2M, y otra sobre el Cambio Climático y la Energía en Transición. El cierre de la agenda estará en manos del General Michael Hayden, Exdirector de la Agencia Central de Inteligencia, y de la Agencia de Seguridad Nacional, con una conferencia sobre el tema “Amenazas Ciber: La lucha contra la batalla del futuro”. Para consultar detalles del programa de este evento exclusivo visite: ceraweek. com/2013 Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

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El congreso reunirá, por primera vez, a ejecutivos de empresas de petróleo nacionales, empresas E&P sudamericanas y agencias reguladoras gubernamentales para determinar el potencial de producción e inversión de un portafolio de las mejores perspectivas no convencionales de América del Sur Febrero 27 - 28, 2013, Buenos Aires, Argentina

l panorama energético norteamericano ha sido transformado con el auge de la explotación de recursos no convencionales, principalmente del shale gas, gracias al despliegue de tecnologías claves que brindan acceso a esos recursos. Este evento organizado por American Business Conferences, buscará responder si efectivamente la región de Sudamérica podría capitalizar sus recursos no convencionales, de igual modo que lo ha venido haciendo Estados Unidos, y en tal escenario cuáles serían entonces los desafíos geológicos, regulatorios y de recuperación de la inversión que tiene que superar para alcanzar la producción

comercial de proyectos de este tipo. Muchas de las respuestas serán brindadas del 27 al 28 de Febrero en el Hilton Buenos Aires, Argentina, cuando se den cita empresas operadores y entes reguladores de ocho diferentes países de la región, para compartir sus perspectivas y evaluar la posibilidad de emprender una exitosa carrera por promover el desarrollo de este recursos. Conferencistas de Colombia, Brasil, Argentina, Perú, Chile, Ecuador, Paraguay y Uruguay profundizarán en los hallazgos geológicos, los desafíos regulatorios y medioambientales, los planes de desarrollo de equipos e infraestructuras que permitan

un sólido entendimiento en cuanto a la posibilidad de que estos países alberguen los requisitos esenciales para la viabilidad comercial a largo plazo. Se apuntan en la lista de principales oradores: • Edward Tovar, Director de Reservas No Convencionales, Ecopetrol Colombia • Guimar Vaca Coca, Director Ejecutivo, Americas Petrogas • Orlando Enrique Cabrales, Presidente, ANH - National Hydrocarbons Agency Colombia • Héctor De Santa Ana, Vicepresidente de Exploración y Producción, ANCAP Uruguay • Diego Carvajal, Vicepresidente nueva aventura, Canacol Energy Ltd Colombia • Phil De Gruyter, Vicepresidente Exploración, Sintana Energy Ltd. Colombia • Marcelo Castillo, Superintendencia de Promoção de Licitações - SPL, ANP Agência Nacional do Petróleo y Gás • Luz Helena Sarmiento, Directora General, ANLA- Autoridad Nacional de Licencias Ambientales • José Antonio Ruiz, Director de Hidrocarburos y Biocombustibles, Ministerio de Energía de Chile • Lisandro Rojas, Gerente de Exploración, Enap Sipetrol Chile • Andrés Donoso, Secretaría de hidrocarburos, Ministerio de Hidrocarburos, Ecuador • Mauricio González, Presidente – Américas, Clontarf Energy PLC • Ari Thaler, Presidente, Dahava Oil Paraguay • Edward Tovar, Gerente - Reservorios No Convencionales, Ecopetrol • Ángel Taday, New Ventures y geólogo de exploración, Andes Petroleum Ecuador Limited • Janinne Delgado, Gerente Legal, Perupetrol • Carlos Guerrero, Gerente Exploración, Gran Tierra Energy Colombia • Fernando Sánchez-Ferrer, Líder América Latina Nuevos Proyectos, Shell • Christopher Schenk, PB Provincia Equipo de Evaluación, United States Geological Survey • Greg Schlachter, Director Ingeniero de Reservas, Sintana Energy Ltd. Colombia Mayor información, visite: www.emergingshale-basins-south-america.com

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El 26 y 27 de Marzo en The Woodlands, Texas, se realizará la décima tercera conferencia organizada por la Intervention & Coiled Tubing Association y la Society of Petroleum Engineers

sta conferencia y exhibición anual que ofrece IcoTA conjuntamente con SPE ofrecerá nuevamente una amplia gama de presentaciones que cubren soluciones innovadoras, prácticas y mejoras de rendimiento en el área de intervención de pozos, a través de un programa técnico como ninguno anterior. Ingenieros de perforación y diseño de pozos, Ingenieros de completación y producción, profesionales en I&D, Gerentes de Operaciones, Ejecutivos y Consultores atenderán el evento con el interés de aprender acerca de las tecnologías actuales y futuras en el área, además de conocer los nuevos productos y aplicaciones de las principales compañías de exploración, objetivo garantizado por un Comité en el que están representadas empresas como Boots &

Coots, BP, Encana Oil & Gas, Halliburton, Schlumberger, Saudi Aramco, Statoil, Baker Hughes, Shell, ExxonMobil, Welltec, Hunt Oil, Hess, ConocoPhillips, entre otras. El Programa Técnico abarcará temas como: • Electric, Slick, and Braided Wireline Applications • Well Control, Well Integrity, and Challenging Situations • Fracturing and Stimulation • Coiled Tubing Applications • Offshore and Subsea Well Intervention Operations • Latest Developments in Equipment, Tools, and Materials • Improving Operational Efficiency • Latest Developments in Intervention Solutions

Para analizar el tema de los hidrocarburos no convencionales, el martes 26 de Marzo, G. Allen Brooks, Consultor en Finanzas y Negocios de Parks Paton Hoepfl & Brown, dirigirá el Keynote Luncheon bajo el título “From Waste to Silver Bullet: How the Shale Revolution Has Changed Energy Markets”. También se prevén tres cursos de entrenamiento: Cased Well Log Interventions for Production Management, Coiled Tubing and Its Applications, y Tractor Technologies for Well Interventions. A la fecha, más de 70 firmas han reservado su participación en la Exhibición que tendrá lugar en The Woodlands Waterway Marriott Hotel & Convention Center. Para mayor información sobre cómo participar en el evento: www.spe.org/ events/ctwi/2013

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Warehouse

TD Williamson amplía sus capacidades de Inspección

Nuevo Centro Global de Integridad de Ductos en Salt Lake

D Williamson (TDW), un proveedor mundial de equipos y servicios para los operadores de sistemas de tuberías a presión, inauguró su nuevo Centro Global de Integridad de Ductos en Salt Lake City, Utah. Ubicado en Salt Lake International Center, el centro de 144.000 pies cuadrados duplica la huella de TDW en esta localidad. Además de servir como un centro mundial para la inspección en línea, la nueva facilidad muestra los productos de barrido (pigging) de TWD, incluyendo lanzadores y receptores; y sus servicios de tuberías para la limpieza y evaluación no destructiva. También favorece un crecimiento futuro, incluyendo la adición de un centro de datos, una facilidad de entrenamiento para empleados y clientes y equipos de prueba de tuberías mediante herramientas de inspección en línea. “Estas instalaciones de clase mundial expresan la innovación que se ha conver-

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tido en sinónimo de TDW”, dijo Bruce Binkley, Presidente y CEO de la firma. “Al combinar nuestras operaciones de manufactura e ingeniería de inspección en línea, centro de servicios y funciones para el análisis de datos en un solo lugar, estamos preparados para aprovechar todo el potencial de nuestras tecnologías y personal”. “Nuestro objetivo era crear un Centro Global de Integridad de Ductos que no sólo albergara nuestras capacidades de inspección en línea, sino que también aproveche la amplitud total de las tecnologías de TDW”, comentó Eric Rogers, Vicepresidente de integridad de Ductos Global. El centro ofrece una amplia gama de tecnologías de inspección en línea, como KALIPER ®360, diseñada específicamente en tuberías de nueva construcción para proporcionar información de geometría de referencia; así como herramientas de alta resolución de deformación (DEF) para

localizar y determinar la orientación de las reducciones o expansiones de diámetro. También las herramientas de fuga de flujo magnético (MFL) para la detección y medición de pérdida de metal interna y externa en líneas de líquidos y herramientas GMFL que hacen lo mismo pero en gasoductos.

Gente

Pemex

esde el 3 de Diciembre Emilio Lozoya Austin es el Director General de Petróleos Mexicanos, en sustitución de Juan José Suárez Coppel. Licenciado en Economía y Derecho por el ITAM y la UNAM, respectivamente, y tiene una maestría en Desarrollo Económico por la Universidad de Harvard, Lozoya es autor de distintas publicaciones sobre política monetaria, productividad y competitividad, eficiencia en políticas públicas, así como educación y sistemas electorales. De Enero a Noviembre de 2012, trabajó en el equipo de campaña y de transición de Gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto como encargado de los asuntos internacionales. De 2009 a 2012, fundó y encabezó varios fondos de inversión, especializados en inversiones de capital privado a nivel global en diversas industrias, incluyendo reestructuraciones y transacciones internacionales. Emilio Lozoya Austin De igual manera, de 2006 a 2010, fue el Director en Jefe para América Latina en el Foro Económico Mundial, donde fue responsable de investigaciones e iniciativas del organismo, así como enlace con los principales líderes políticos y empresariales de la región. El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó también los nombramientos de tres nuevos Directores Corporativos: Mario Alberto Beauregard Álvarez, de Finanzas; Víctor Díaz Solís, de Administración, y José Luis Luna Cárdenas, de Tecnologías de la Información, así como el de Rodolfo Campos Villegas como Subdirector de Tesorería.

Petroperú

éctor Reyes Cruz fue nombrado Presidente de Directorio de Petroperú en reemplazo de Humberto Campodónico Sánchez. Posee una amplia trayectoria académica y profesional en el sector, y ha ocupado cargos gerenciales en la mayoría de las áreas de la petrolera estatal, a lo largo de 38 años. Recientemente se desempeñaba como Gerente Adjunto de la Gerencia General de Petroperú. En Ingeniero Químico de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos y egresado del programa de Formación Gerencial de la Universidad del Pacífico. Asimismo, participó del Programa de Gestión en Hidrocarburos de ESAN y del Programa de Dirección General del PAD – Universidad de Piura. Se ha desempeñado como Gerente del Departamento de Distribución de la Gerencia Comercial, Gerente de la Refinería Selva en Héctor Reyes Cruz Iquitos, de Oleoducto en Piura, de Refinería Conchán en Lima, de Planeamiento y Control Operativo, y de Refinación y Ductos. También fueron nombrado como miembros del Directorio de la empresa, Jorge Luis Parodi Quesada, Luis Baba Nakao y Víctor Lay Biancardi.

Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

Gente

Baker Hughes

avid Gallagher fue nombrado Vicepresidente de Mejoramiento de Producción de Baker Hughes Incorporated. El dirigirá la estrategia de estimulación mediante el bombeo a presión a nivel global. Gallagher tiene más de 30 años de experiencia en operaciones, ingeniería, mercadeo, ventas y desarrollo de productos. Antes de incorporarse a Baker Hughes, fue Vicepresidente de Mercadeo y Ventas de Carbo Ceramics. Comenzó su carrera en la industria de petróleo y gas como ingeniero de fracturamiento en Schlumberger donde ocupó roles técnicos y gerenciales durante 26 años, tanto en Estados Unidos como en otras regiones petroleras del mundo. Gallagher tiene una licenciatura en Ingeniería de la Universidad de Nuevo México.

Massimo Fontolan

IMCA

assimo Fontolan asumió por dos años la posición de Presidente de International Marine Contractors Association (IMCA), asociación que representa los intereses de cerca de 900 compañías marinas con actividades en alta mar y de ingeniería bajo el agua en más de 60 países. Actualmente es Vice Presidente Comercial para el Atlántico Norte y el Ártico de Saipem Ltd. Además de convertirse en Presidente de IMCA, también se convierte en Presidente de Overall Management Committee (OMC) de la asociación, después de haber servido como Vicepresidente de IMCA en los dos últimos años. Fontolan es Ingeniero Civil con un título en hidromecánica. Inició su carrera con Tecnomare S.p.A. en 1983 en Venecia, donde laboró en tecnologías marinas hasta 1999. En 2000 se incorporó a Sonsub, que forma parte del Grupo Saipem, trabajando como Director General en Aberdeen, Stavanger y Venecia. Asumió su cargo actual en Saipem Ltd en 2010.

OTC

tephen Graham, CAE, fue designado Director Ejecutivo de la Offshore Technology Conference (OTC), durante la reunión de la Junta Directiva realizada en Enero. El su nuevo rol, Graham apoyará a toda la Junta de la OTC estará coordinando el manejo de todos los eventos de la OTC en Houston, Brasil y Asia. El se desempañó como Director Gerente de OTC durante 10 años. “Agradezco esta nueva oportunidad y espero con interés trabajar con la Junta para ampliar nuestro compromiso con la industria offshore mundial”, dijo Stephen Graham. OTC es el principal evento de intercambio de conocimientos técnicos y de innovación dentro de la industria offshore mundial. “El ámbito de la OTC y su alcance han prosperado bajo la dirección de Stephen. Esta nueva función reconoce su dedicación y mayores logros”, comentó Steve Balint, Chairman de la Junta.

David Gallagher

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Stephen Graham

Calendario 2013 FEBRERO 25 – 28 - 3rd Global Sand Management & Control Praxis Interactive Technology Workshop 2013 - Cartagena, Colombia - praxis-global.com 26 – 27 - AADE National Technical Conference & Exhibition - Oklahoma City, USA - www.aade.org/2013-national-technical-conference-exhibition 27– 28 - Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Sudamérica 2013 - Buenos Aires, Argentina - www.emerging-shale-basinssouth-america.com

MARZO 04 – 08 - CERAWeek 2013 - Houston, USA – www.ceraweek.com/2013 05 – 07 - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition - Amsterdam, Holanda www.spe.org/events/dc/2013 05 – 07 - SPE Digital Energy Conference & Exhibition- The Woodlands, USA www.spe.org/events/dec 05 – 07 - Subsea Tieback Forum & Exhibition – San Antonio, USA – www.subseatiebackforum.com 05 – 07 - Rio Gas Forum 2013 - Río de Janeiro, Brasil - www.cwcriogas.com 06 – 07 - 3rd FPSO Vessel Conference - Londres, Reino Unido www.wplgroup.com/aci/conferences 14 – Latin American Investment Forum - Londres, Inglaterra www.emaoflondon.com/index.php/latam-forum-2013-latin-americaninvestment-forum-2013

17 – 21 - NACE - Corrosion 2013 Conference & Expo - Orlando, USA events.nace.org/conferences/c2013 17 – 21 - SAGEEP 2013 - Denver, USA - www.eegs.org 18 – 20 - SPE Americas E&P Health, Safety, Security and Environmental Conference -Galveston, USA - www.spe.org/events/hsse/2013 20 – 21 - Deep Gas and Condensate Exploitation - Best Practices and Technology Applications - Santa Cruz de la Sierra, Bolivia www.spe.org/events/13ascz 20 – 22 - 11th Offshore Mediterranean Conference & Exhibition - MOC 2013 Ravenna, Italia - www.omc.it/2013 23 – 26 - SPE Production and Operations Symposium - Oklahoma, USA www.spe-pos.org 26 – 27 - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2013

ABRIL 08 - 10 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry - The Woodlands, USA - http://www.spe.org/events/ocs/2013/ 08 - 11 - Latin American Geosciences Student Conference - IGSC Medellín, Colombia - http://www.lagsc.org/ 09 - 11 - Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2013 - Cartagena, Colombia - http://www.cwccolombia.com/

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Última Página

Nostalgia y confusión por el presal

Se obliga a Petrobras a ser el operador, con una participación mínima de 30% en todos los proyectos del presal, quitándole ese rol competitivo que la había hecho tan exitosa, y otorgándole obligaciones que tal vez se vea imposibilitada de asumir o cumplir. El precio de las acciones de Petrobras se encuentra al mismo nivel de Octubre de 2006, pese a la inmensa riqueza y el potencial existente en el presal

n una entrega publicada en Junio de 2012, comparábamos lo que venía aconteciendo en Asia, Australia y EE.UU. en materia de hidrocarburos, y de gas natural en particular, con la realidad Latinoamericana. Concluíamos que nos caracterizábamos por ser tremendamente nostálgicos al momento de actuar y desarrollar nuestra región. A manera de ejemplo, ilustrábamos que en Australia existen dos proyectos exportando GNL (Gas Natural Licuado), seis plantas en plena construcción (uno de ellos FLNG) y tres proyectos en estudio, todo mirando los mercados de Asia. En América Latina, cuando Bolivia descubrió reservas de gas y pudo exportar GNL, se derrocó un presidente electo democráticamente por sólo intentarlo. En Perú, por el proyecto de exportación de GNL se ha desatado una ira incontenible contra el mismo y una gran mayoría se rasgan las vestiduras. Brasil, lastimosamente tampoco escapa a esta triste realidad. Hagamos un poco de memoria e historia. Todo parecía indicar que Brasil había salido de la nostalgia latinoamericana (por

ANUNCIANTES

FEBRERO 2013 / No 277/ Petroleum

Acipet........................................................................ 25 ANH..............................................................................5 Antek...........................................................................7 Cepcolsa...................................................................11 ClampOn....................................................................27 CWC Group.................................................................38 Fugro Jason...............................................................8 Halliburton...............................................................C.P LHR Americas............................................................13 Magnetrol.........................................................16y17 Naturgas......................................................................29 NOV..............................................................................9 Pacific Rubiales.........................................................2 Panthers Machinery...............................................15 PCM..............................................................................21 Schlumberger..........................................................P.I Serinpet..................................................................C.P.I Sugaca........................................................................34 Sociedad de Ingenieros del Perú.....................37 SPE................................................................................36 Tradequip.................................................................39 VAM Drilling.............................................................23 Welltec........................................................................14 Winsted.....................................................................35

Febrero 2013 | No 277 | Petroleum

Álvaro Ríos Roca*

lo menos en el sector hidrocarburos) cuando en 1998 inicia una reforma estructural. Ese año se crea la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) y se da un giro al accionar de Petrobras, convirtiéndola en una verdadera empresa petrolera, líder, la cual debía competir, cotizar en bolsa (para levantar recursos) y actuar sin prebendas ni privilegios del Estado. La ANP, desde su creación en 1998 hasta el 2008, con mucho éxito, había sacado 10 licitaciones internacionales para adjudicación de áreas de exploración y explotación. En la primera, con mucho acierto, se adjudicó a Petrobras una serie de áreas para que tuviese una sólida base de partida. De allí en adelante, debía competir, asociarse y sobre todo compartir riesgo, particularmente en exploración costa afuera, que es muy compleja técnicamente y extremadamente costosa. Reforma en mano, la estatal empezó un camino vertiginoso para incrementar notablemente sus reservas y producción de petróleo y gas natural. No lo hizo sola, el sector privado internacional contribuyó con capital, tecnología y recursos humanos para levantar la producción de petróleo y gas en Brasil. Petrobras se internacionalizó, se fortaleció tecnológicamente (costa afuera) y se convirtió en una de las empresas más fuertes y grandes del mundo (acciones muy cotizadas y en alza en las bolsas). Llegó el 2006 y se descubrió el presal, una inmensa riqueza de hidrocarburos ubicada costa afuera, bastante distante de la costa, muy profunda, con muchos retos tecnológicos y elevadísimos requerimientos de inversión. Aquí nuevamente empieza la nostalgia y lo que denominamos cariñosamente como una especie de “borrachera de presal”. El Presidente Lula llegó a decir que Dios era brasilero cuando le presentó al mundo lo descubierto. Compartimos esa alegría que no es sólo para Brasil sino para nuestra región. Empero, tanta riqueza, pone nerviosos a muchos, y en especial al sector político de la región, que casi inmediatamente se torna

extremadamente nacionalista y nostálgico. Inmediatamente se suspenden las rondas petroleras por los descubrimientos en el presal con el objetivo de establecer las nuevas condiciones hacia adelante. Hasta la fecha no se han reactivado las mismas y la nueva exploración está detenida. Se obliga a la empresa brasileña a ser el operador, con una participación mínima de 30% en todos los proyectos presal, quitándole ese rol competitivo que la había hecho tan exitosa, y otorgándole obligaciones que tal vez se vea imposibilitada de asumir y/o cumplir, dependiendo de las condiciones de mercado. Petrobras recibe un nuevo golpe en 2010, cuando se decide elevar la participación de las acciones del Estado en la compañía, diluyendo a los demás accionistas. El Gobierno está forzando la compañía a mantener subsidios en los combustibles líquidos y existen elevados requerimientos de materiales y servicios locales (local content), que el Gobierno exige para impulsar a la industria local. Petrobras ni otras empresas han podido cumplir esos requerimientos y se suman a las erogaciones e ineficiencias de la estatal, que es el principal actor. ¿Cuáles los resultados de estas políticas y medidas? Se ha detenido nueva inversión en exploración. El precio de las acciones de Petrobras se encuentra al mismo nivel de Octubre de 2006, pese a la inmensa riqueza y el potencial existente en el presal. Petrobras se ha visto obligada a desinvertir y vender activos en varias partes del planeta para afrontar los “privilegios” otorgados. La producción está detenida y las importaciones de derivados aumentan en el país carioca. Lastimosamente no dispone de todos los recursos tecnológicos, humanos y financieros que se le han impuesto. Esta suerte de borrachera o mareo de presal nos confirma que seguimos siendo tremendamente nostálgicos en la región. *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

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