Marzo 2012 - Petroleum 266 by Revista Petroleum

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Marzo 2012

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La Revista Petrolera de América Latina

In Situ

» Ronda Colombia 2012

Responsabilidad Social

» La Sostenibilidad de Desarrollos Hidrocarburíferos

Te c n o l o g í a y C o m e r c i o

» Diagnóstico y Optimización de Producción de Yacimientos en Tiempo Real 1 Marzo 2012 / N 266 Petroleum o

HiWAY Servicio de fractura hidráulica por canaleS de flujo

El camino hacia una mayor producción y una mayor eficiencia

HiWAY incrementó en un 43% la producción de petróleo y disminuyó en un 58% el consumo de agua La técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY* crea canales infinitos para que fluyan los hidrocarburos, en pozos de etapas simples o múltiples, verticales u horizontales. En Eagle Ford, ayudó a que un operador aumentara su producción de petróleo en un 43% y la de gas en un 61%, a la vez que obtuvo un ahorro de más de 5 millones de galones de agua y 1.6 millones de libras de apuntalante por pozo. aprenda más en www.slb.com/hiWaY

Experiencia Global | Tecnología Innovadora | impacto Medible

Marzo 2012 / No 266 / Petroleum

Contenido Marzo 2012 Año 27, Nº 266

La Revista Petrolera de América Latina

Orlando Cabrales Segovia, Director General ANH; Mauricio Cárdenas, Ministro de Minas y Energía; y Javier Betancourt, Asesor Jurídico ANH, durante el lanzamiento de la Ronda Colombia 2012

Portada:

El compromiso social y ambiental sigue ganando terreno como un concepto prioritario que marca el funcionamiento de las empresas del sector petrolero, donde se asume como una forma de gestión integrada de los negocios y relaciones con públicos de interés (Foto cortesía Petrobras)

social y ambiental, pilar del 22 Responsabilidad 26 crecimiento del sector petrolero

IN SITU

6 Lanzamiento de la Ronda Colombia 2012

El 22 de Febrero la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, inició oficialmente un nuevo proceso licitatorio de áreas para la búsqueda de crudo y gas en territorio colombiano

REPORTE

14 Pemex: Restituir reservas a mayor profundidad Para asegurar la producción de petróleo por encima de los 3 millones de barriles, México requiere desarrollar nuevas provincias petroleras como las aguas profundas que compensen sus yacimientos en franca declinación

PREVIEW

16 LACPEC 2012

La conferencia de Ingeniería de Petróleos para Latinoamérica y el Caribe de la Society of Petroleum Engineers se realizará por primera vez en Ciudad de México, del 16 al 18 de Abril, con un programa centrado en el máximo aprovechamiento de yacimientos petrolíferos y la influencia de Latinoamérica en el mercado energético mundial

SECCIONES

2 CORNISA

Notificación en línea de un problema en la BES

RESPONSABILIDAD SOCIAL

www.petroleumag.com TECNOLOGÍA y COMERCIO

18 La sostenibilidad de 26 Sistema Automatizado de Diagnóstico y Optimización desarrollos hidrocarburíferos: de Producción de Caso Proyecto Desarrollo Yacimientos en Tiempo Real de Crudos Pesados en la Julián Cudmore, Zenith Oilfield Technology; Cuenca Oriental de los Llanos Jaime Alberto Durán, Adrialpetro Petroleum Services Colombia (Trabajo presentado en el Orientales - Área Oriental MEALF Congress 2011) La industria hidrocaburífera debe armonizar sus intereses con los de la zona donde opera para así construir un entorno que simultáneamente permita la extracción del recurso y el desarrollo de la región. Por Germán Botero A.

22 Las estrategias de RSE de petroleras estatales en Latinoamérica La responsabilidad social es una herramienta que marca la diferencia entre empresas de un mismo segmento y en un mismo nivel. Presentamos una síntesis de las estrategias de algunas de las principales operadoras petroleras en la región

E&P

8 Ecopetrol obtuvo en 2011 los mejores resultados de su historia 10 ExxonMobil otorga licencias tecnológicas a Baker Hughes y Weatherford 12 Repsol YPF eleva previsión de reservas en Argentina 13 Nuevo descubrimiento de Pacific Rubiales en el Magdalena

ÚLTIMA PÁGINA

32 Aspirina para el cáncer Por Álvaro Ríos Roca

4 CUADRANTE

30 GENTE

31 CALENDARIO Marzo 2012 / No 266 Petroleum

La Revista Petrolera de América Latina EdicióN Jorge Zajia, Editor

Orimulsión

“La Orimulsión es un combustible nuevo, una emulsión muy estable de bitumen natural en agua”. Aníbal R. Martínez, ANIH 2009

jzajia@petroleum.com.ve

Zulay Socorro, Directora

zsocorro@petroleum.com.ve

Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve

Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor

“B

aivalbuena@petroleum.com.ve

María Zajia, Redactora

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Paola Guevara, Diseñadora Gráfica pguevara@petroleum.com.ve

COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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Circulación Freddy Valbuena

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Producción Víctor M. Vílchez, Director de Arte

SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve

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

OFICINAS

CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve Caracas Esteban R. Zajia Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Juan González Moreno, Gerente General Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Oficina 1204. Bogotá Tel: (57 1) 742 8002 Ext. 122. Cel: (57 317) 5743610 jgonzalez@petroleum.com.ve USA Ricardo Soto 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleum.com.ve ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

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

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Cornisa

itumen natural –continúa su exposición el ínclito geólogo petro- Jorge Zajia, Editor lero venezolano- es la porción de hidrocarburos que existe en fase semisólida o sólida a la temperatura del yacimiento y a presión atmosférica”. O sea que es una pasta negra, con una viscosidad superior a los 10.000 mili Pascal por segundo y una gravedad API menor de 8.3, un asfalto inutilizable, que no sirve para nada excepto para “fabricar” Orimulsión, un carburante maravilloso por lo abundante y barato, que está destinado a suplir las carencias energéticas de las naciones más pobres del mundo. La Orimulsión es entonces un combustible fósil no convencional, altamente energético, no explosivo, que resulta de la mezcla de 70% de bitumen natural y 30% de agua, con surfactantes especialmente desarrollado para este propósito, cuyo resultado es una emulsión estable de bitumen en agua, lo cual significa que es la suspensión de partículas infinitesimalmente pequeñas de bitumen en agua. En el mundo actual enrumbado ferozmente al desarrollo de las más variadas fuentes de energía, cuyo propósito último es que estas sean económicas y en la cantidad suficiente para garantizar el desarrollo sostenible del planeta, este novedoso energético puede jugar un rol muy importante, sobretodo en la sustitución del carbón para producir electricidad, pues tiene un valor calorífico igual a este, con las ventajas adicionales que después del gas natural es el combustible más limpio, con muy bajas emisiones de CO2, azufre y cenizas, es un combustible líquido que puede ser transportado con facilidad, se quema directamente sin necesidad de refinación con una eficiencia de combustión del orden del 99,99% y del cual existen unas grandes reservas de unos 100 millardos de toneladas métricas en la Faja del Orinoco, que se suman a los crudos pesados y extrapesados, cuyas gravedades, oscilan de los 8.5 a los 12 grados API. Si todo esto es tan positivo, cómo es que Venezuela, propietaria de la marca y de la patente, decidió de la noche a la mañana suspender su producción y cancelar todos los contratos que tenía firmados y en ejecución y otros en vías de desarrollo. Un análisis económico llevado a cabo por el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela concluyó en diciembre de 2003 que las reservas existentes en el área asignada a BITOR, filial de Pdvsa, para la explotación de la Orimulsión eran de crudos extrapesados y en consecuencia, las reclasificó de esa manera y se eliminó toda referencia a los bitúmenes de la literatura petrolera oficial de Venezuela; estableciendo que el mejoramiento de los crudos extrapesados e incluso las mezclas de los crudos extra-pesados con crudos más livianos, resultan en una mayor valorización del recurso natural que la transformación del mismo en Orimulsión. Lo que algunos estudiosos de la materia señalan es que con esa decisión, Venezuela eliminó un producto, muy valioso, de su oferta global de hidrocarburos, porque las reservas presentes en el campo Faja Petrolífera son tan cuantiosas que se pueden considerar infinitas, en cuanto a que todavía existirán en abundancia cuando ya el petróleo sea un energético obsoleto. Por lo que además de las ventas de crudos pesados, crudos sintéticos mejorados y crudos mejorados con petróleos más livianos, se podría sumar las de Orimulsión, las cuales venían ganando una posición importante en los mercados mundiales, entre quienes se contaban Canadá, Italia, China, Japón, Lituania, Guatemala, Corea del Sur, Brasil e Irlanda del Norte. Casualmente, la Orimulsión no había podido penetrar en el mercado de Estados Unidos, por la oposición decidida de su grandísima industria carbonera que la derrotó en los tribunales del gigante del norte, en base a los más fútiles argumentos. Se nos ocurre asomar la idea, que la Orimulsión podría ser una solución de largo aliento y más barata para las partes, y así suplir las carencias energéticas del bloque de naciones de centro América y El Caribe y de paso liberar hidrocarburos más valiosos para los mercados que realmente los puedan pagar. Marzo 2012 / No 266 Petroleum

Cuadrante

l Ministro de Petróleo y Minería Rafael Ramírez, dijo que para 2015 las ventas de crudo venezolano a China se equipararán con los despachos que hace el país hacia Estados Unidos. Actualmente se exportan 460.000 bpd de petróleo a la nación asiática y se prevé llegar al millón de barriles diarios en 2015. Ramírez afirmó que Pdvsa trabaja en una de tres refinerías que se construirán en territorio chino. En cuanto al proyecto de la refinería Abreu de Lima en Brasil, dijo que la extensión del plazo acordado (hasta el 31 de Marzo) para entregar las garantías le permitirían a Pdvsa acceder al crédito que financiará el 40% del centro de refino en conjunto con Petrobras.

MC Technologies Inc. firmó un acuerdo para adquirir a Control Systems International, Inc. (CSI), empresa líder en sistemas de automatización y control, con sede en Lenexa, Kansas, y con operaciones en Irvine, California, y Londres, Inglaterra. “La incorporación de CSI mejora las tecnologías de control y automatización de FMC y apoya nuestra estrategia a largo plazo para expandir nuestros sistemas de producción y procesamiento submarinos”, dijo Robert Potter, Vicepresidente Ejecutivo Energy Systems, FMC. Los términos de la negociación no fueron revelados y están sujetos a diversas condiciones de cierre. Una de las principales soluciones de CSI es el sistema de manejo de información y automatización de terminales FUEL-FACS+®, que brinda adquisición de datos y control supervisorio completo.

olombia prevé alcanzar en Marzo su meta de un millón de barriles diarios para mantenerse en ese nivel durante el año. De acuerdo a cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, la producción de crudo creció 16,3% en 2011 al promediar 913.000 bpd frente a los 785.000 bpd de 2010. El acelerado ritmo de crecimiento en producción que ha experimentado este país en los últimos años se vio afectado por las protesta de trabajadores y contratistas -especialmente en la zona de los Llanos Orientales- que impidieron el cumplimiento de la meta gubernamental en 2011.

éxico podría ser la cuarta potencia mundial en cuanto a reservas de shale gas, lo cual permitiría cambiar la situación energética del país, afirmó el Secretario de Energía, Jordy Herrera, durante su participación en el Primer Congreso Internacional de Logística, Transporte y Distribución de Hidrocarburos, organizado por Pemex Gas y Petroquímica Básica, en Guadalajara, Jalisco, del 1 al 3 de Febrero. Agregó que México podría dejar de ser importador y convertirse en exportador, atraer inversiones en petroquímica y detonar el desarrollo regional. Se invertirán recursos para iniciar los estudios geológicos y con ello poder identificar el potencial de no convencionales.

as reservas probadas netas de hidrocarburos del grupo Ecopetrol al cierre de 2011 se situaron en 1.857 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un incremento de 8,3 % vs. los 1.714 Mbpe registrados en 2010. En 2011 se adicionaron 364 Mbpe a las reservas probadas y la producción neta fue de 221 Mbpe. Ecopetrol informó que el aumento de reservas probadas proviene de extensiones de área probada y revisiones de estimados previos en algunos campos y adquisiciones. Las principales adiciones las aportaron los campos de Castilla, Cupiagua y Chichimene, operados directamente por Ecopetrol, así como los campos Rubiales y Quifa, en asociación.

etroperú planea participar en proyectos de energía y petroquímica con aportes provenientes del fisco y de entidades financieras, por US$1.400 millones. Del total, US$ 800 millones serían destinados al financiamiento parcial de la construcción del gasoducto sur andino, proyecto operado por el consorcio Kuntur (el costo total se estima en US$ 4.000 millones). Los US$ 600 millones restantes serían para un proyecto petroquímico desarrollado por la brasileña Braskem, que contempla una inversión de US$ 3.000 millones. Tanto el gasoducto surandino como el proyecto petroquímico son considerados de alta prioridad por el Gobierno. Petroperú prosigue su plan de expansión en la refinería Talara, con una inversión del orden de US$ 1.700 millones.

a uruguaya Ancap está lista para iniciar la búsqueda de hidrocarburos en el bloque Pepe Núñez, a 180 km de la ciudad de Salto, próximo al límite con el departamento de Tacuarembó. En la primera etapa del proyecto se prevé realizar dos y tres pozos con un costo aproximado entre U$S300.000 y U$S400.000. Los trabajos de campo se iniciarán en el mes de Mayo. Se trata de un bloque experimental para validar los métodos exploratorios y estudios desarrollados por Ancap, que aguarda por la habilitación final por parte de la Dirección Nacional de Medio Ambiente para iniciar las perforaciones.

a Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil reportó una cifra récord de producción de 768 millones de barriles de petróleo y 24.000 millones de metros cúbicos de gas natural, la mayor registrada en su historia. En los últimos diez años la producción de crudo en Brasil creció 45% y la de gas natural 55%. Para el mes de Diciembre 2011 la producción de crudo y gas fue también récord, con 2.663 millones de barriles de petróleo equivalente por día, superando las producciones de Noviembre 2011 y Diciembre de 2010.

l gobierno de Ecuador ratificó que los contratos de “Prestación de Servicios Integrados con Financiamiento” suscritos con empresas internacionales permitirán iniciar la recuperación de los campos maduros Shushufindi-Aguarico y Libertador-Atacapi. El consorcio Shushufindi (Schlumberger, Tecpetrol y KKR) invertirá US$1.196 millones para aumentar la producción a 60.000 bpd en el primero de estos campos e incrementar sus reservas a 68,7 millones de barriles. En cuanto al campo Libertador-Atacapi el consorcio Pardaliservices (Schlumberger, Tecpetrol, Canacol y Sertecpet), deberá invertir US$355 millones para elevar la producción a 16.000 bpd y aumentar las reservas a 14,2 millones de barriles.

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In Situ Se ofertará un total de 109 bloques

Lanzamiento Ronda Colombia 2012 La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, presentó el 22 de Febrero en Bogotá, la Ronda Colombia 2012 para la licitación de áreas prospectivas de hidrocarburos en el territorio colombiano, con la cual el país espera captar inversiones por el orden de 1.300 millones de dólares en actividad exploratoria

a ANH lanzó oficialmente este proceso licitatorio mediante el cual se ofrecerá a inversionistas, nuevas áreas para la búsqueda de crudo y gas en toda Colombia, con el objeto de incrementar las reservas del país y la producción. En total son 109 bloques, que equivalen a 13,4 MM de hectáreas tanto en tierra como costafuera, que se pondrán a disposición de compañías nacionales y extranjeras. 29 bloques son Tipo 1 para E&P en áreas maduras; 34 son Tipo 2 para E&P con nueva prospectividad y 46 Tipo 3 para la Evaluación Técnica en áreas de exploración de frontera. Orlando Cabrales Segovia, Director General de la ANH, dijo que las condiciones están dadas para que se puedan adjudicar unos 60 bloques al final de 2012, lo que se traduciría en inversiones por el orden de 1.300 millones de dólares en 2013, con el inicio de la actividad exploratoria. La Ronda 2012 no incluyó cuatro bloques que estaban contemplados inicialmente y que estaban ubicados en humedales. “Aunque no presentaban restricciones, preferimos esperar para una

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Mapa de los bloques ofertados en la Ronda Colombia 2012

próxima ronda y sacarlos”, explicó Cabrales, quien recalcó el interés mostrado especialmente por compañías norteamericanas y asiáticas en participar del proceso. Mauricio Cárdenas, Ministro de Minas y Energía, calificó la Ronda Colombia como “un paso fundamental y el más importante del año, que dará sostenibilidad al auge petrolero del país, que hoy

se refleja en una producción de casi un millón de barriles, la cual debemos mantener durante varias décadas y que demanda seguir explorando y adjudicando bloques”. Asimismo señaló que con el ritmo de producción actual, Colombia tiene alrededor de ocho años de reservas y la aspiración es aumentar ese plazo a diez años. Al referirse a la flexibilización de los

La presentación de la Ronda Colombia 2012 la encabezaron Orlando Cabrales Segovia, Director General ANH; Mauricio Cárdenas, Ministro de Minas y Energía; y Javier Betancourt, Jefe Oficina Asesora Jurídica ANH

requisitos para que compañías opten a bloques tipo 2 (en cuencas con nuevo potencial), resaltó que esto responde al deseo de poder atraer un mayor número de ofertantes, especialmente los más pequeños, pero que estén igualmente comprometidos con la operación sostenible del bloque. A diferencia de la Ronda 2010, en esta se eliminó la posibilidad de obtener habilitación como operador restringido y de presentar varias ofertas por encima de la capacidad económicafinanciera. También se descartó la prohibición de adjudicar áreas contiguas a un mismo proponente. Además se fijaron requisitos más exigentes para acreditar capacidad técnica y operacional en áreas Tipo 1. Para optar por áreas costafuera o con posibilidad de yacimientos no convencionales, deberán acreditarse los requisitos de capacidad económica financiera y técnica operacional establecidos para áreas Tipo 3.

Principales modificaciones contractuales Durante la presentación de la Ronda, se dieron a conocer las modificaciones que se introducen para este proceso de licitación, las cuales se concentran en: • Programa de evaluación y comercialidad: Se elimina la obligatoriedad de la presentación del programa de evaluación. La declaratoria de comercialidad siempre deberá ser soportada técnicamente con la delimitación del yacimiento. • Cambio de control: Se introducirá un definición sobre controlante o beneficiario real y quienes se consideran un mismo beneficiario real o controlante. La continuidad del operador o del miembro del proponente plural sobre el cual ha operado un cambio de control se sujetará a información y autorización previa, para la cual se establecerán requisitos mínimos. • Incumplimiento y condiciones resolutorias: Eliminar las condiciones resolutorias expresas previstas en el texto del contrato. Ajustar el desarrollo del Proceso y la Declaratoria de Incumplimiento a las nuevas circunstancias normativas.

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El Road Show La Ronda Colombia será promocionada en Canadá, EE.UU., Reino Unido, China, Corea, Japón y Brasil, buscando dar a conocer a compañías e inversionistas el potencial hidrocarburífero de Colombia y las condiciones contractuales que ofrece la ANH, agencia que tendrá una participación estelar durante el CERAWeek 2012, evento de gran prestigioso en el mundo para ejecutivos de la industria petrolera, y en el cual harán una presentación especial para el público norteamericano.

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E&P

obtuvo en 2011 los mejores resultados de su historia La producción promedio año del grupo alcanzó 724.100 bped, con un crecimiento de 17,6 % frente al promedio de producción de 2010. Los ingresos, la utilidad operacional, el EBITDA2 y la utilidad neta de Ecopetrol en 2011 crecieron 53,5%, 82,2%, 70,4% y 85,1% respectivamente

ara el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, “los resultados operacionales y financieros de 2011 reflejan que la empresa continúa afianzando su compromiso con sus metas”. Uno de los hechos más relevantes del año para el Grupo Empresarial Ecopetrol, fue el histórico aumento en producción la cual llegó a los 724.100 barriles de petróleo equivalente por día (bped), lo que representó un aumento de 17,6% frente a la producción del año anterior. En el cuarto trimestre de 2011 la producción del grupo ascendió a 741.700 bped, 13,9% superior a la del cuarto trimestre de 2010. En 2011, la producción bruta de Ecopetrol representó el 92,5% de la producción del grupo, Hocol el 4,3%, Equión el 2,0%, Savia

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el 1,0% y Ecopetrol America el 0,3%. Las reservas probadas netas de hidrocarburos propiedad del grupo empresarial al cierre del 2011 fueron de 1.857 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representó un aumento de 8,3% frente a los 1.714 Mbpe de 2010. El índice de reposición de reservas fue de 164%, considerado como sobresaliente teniendo en cuenta el vigoroso aumento en la producción. La actividad exploratoria continuó arrojando frutos. En 2011 Ecopetrol perforó en Colombia 40 pozos. Se evidenció presencia de hidrocarburos en 9 pozos exploratorios A3 (Mito-1, Nunda-1, CSE-8 ST1, Rumbero-1, Pinocho-1, Fauno-1, Trasgo-1, Azabache-1 y Opalo-1) y en 5 de los estratigráficos (Jaspe-3, Avila-1, El Valle-1, Akacias ES-2 y CSE-6).

En cuanto a exploración internacional, se perforaron 11 pozos exploratorios A3 y A2, distribuidos así: 7 en la costa peruana por parte de Savia Perú, 2 en la Costa del Golfo de los Estados Unidos y 2 pozos en Brasil. Se evidenció presencia de hidrocarburos en el pozo Logan-1 ubicado en la Costa del Golfo de los Estados Unidos y en cinco de los pozos de la costa afuera peruana operados por Savia. El segmento de transporte de hidrocarburos continúa creciendo para responder al crecimiento de la producción de Ecopetrol y otras compañías que operan en el país. En 2011 este segmento registró un crecimiento de 13% en la capacidad total de transporte de crudos y un 27% en la capacidad total de transporte de productos. El segmento de refinación presenta gran actividad por los proyectos de modernización tanto de la refinería de Cartagena como la de Barrancabermeja, los cuales están orientados a continuar incrementando la producción de combustibles y materias primas petroquímicas de alta calidad y a mejorar los retornos económicos del sector de Refinación y Petroquímica. Ecopetrol obtuvo las ganancias más altas en sus 60 años de historia al registrar utilidades netas por $15,4 billones, con un incremento del 85% respecto a las obtenidas en 2010 de $8,34 billones. Tales resultados fueron impulsados por los mayores volúmenes producidos, transportados y exportados, así como por una reducción de costos y el favorable entorno de precios internacionales de crudo y productos refinados. Las inversiones ascendieron a US$7.213 millones en 2011, superiores en 20% a las de 2010. Las mayores inversiones se concentraron en producción con US$3.626 millones y transporte con US$1.055 millones. Las inversiones aprobadas para 2012 ascienden a US$8.477 millones, de los cuales US$7.452 millones serán invertidos directamente en Ecopetrol S.A. y US$1.025 millones en compañías del Grupo.

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E&P

ExxonMobil otorga licencias tecnológicas a Baker Hughes y Weatherford Tecnologías para el control de arena Maze Flo™ y para la inyección de vapor en arenas bituminosas

xxonMobil Upstream Research Company concedió a Baker Hughes la primera licencia de su método de producción y sistema de inyección de vapor, para mejorar la eficiencia de proyectos in-situ en arenas bituminosas. Aproximadamente el 80% de las arenas bituminosas de Canadá pueden ser producidas utilizando la tecnología in situ, que implica la inyección de vapor para que el bitumen pueda ser extraído mediante la perforación y no usando la minería de superficie. La tecnología patentada por ExxonMobil proporciona una regulación y distribución más eficaz del vapor en largos pozos horizontales para la producción in-situ de estas arenas. Reduce el número de pozos necesarios, disminuye los costos operativos al bajar el consumo de vapor y mejora la recuperación global del campo. Esta innovación puede ser utilizada

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en proyectos de producción de crudos pesados con estimulación cíclica de vapor (CSS), drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) y tratamiento de vapor (SF). La tecnología fue desarrollada por Imperial Oil Limited, una filial de ExxonMobil en Canadá, y es aplicada en el proyecto de arenas bituminosas Imperial Cold Lake. “Hemos demostrado que nuestra tecnología puede mejorar la economía y el desempeño ambiental de los proyectos en arenas bituminosas”, dijo Sara Ortwein, Presidente de ExxonMobil Upstream Research Company con sede en Houston. Es una de las más importantes desarrolladas en las últimas cinco décadas para mejorar la producción de estas arenas”. La tecnología de inyección de vapor tiene dos componentes clave: Una sección de rejilla montada externamente

que permite un excelente contacto entre el pozo y el yacimiento, y uno o más pequeños orificios de flujo por debajo de la sección anterior que crea el nivel deseado de restricción de flujo entre el interior de la tubería y el yacimiento. De esta ma-

nera ofrece control de vapor dentro de la formación a todo lo largo del pozo horizontal. Para aplicaciones SAGD, se puede usar tanto en pozos de inyección como de producción para manejar la distribución de vapor y la producción de crudo en el yacimiento. “Esta tecnología ha demostrado ser fuerte en aplicaciones en las arenas bituminosas de Canadá al aumentar la eficiencia del vapor inyectado y el mejoramiento de la recuperación final, lo que se traduce en una reducción de las emisiones de CO2 por cada barril de petróleo producido”, dijo Eddie Lui, Vicepresidente de Imperial Oil Resources. “Hemos visto reducciones de CO2 de hasta un 10% en comparación con las tradicionales completaciones verticales CSS.” “Esta tecnología de inyección de vapor beneficia las operaciones in-situ de arenas bituminosas por su capacidad de diseñar y controlar la distribución de vapor, y es una adición apropiada para nuestro amplio portafolio de capacidades en Canadá, donde los productores de pe-

tróleo pesado consultan a Baker Hughes para solucionar los desafíos particulares de los proyectos en arenas bituminosas”, comentó Mike Davis, Presidente de Baker Hughes International Canada.

Control de arena con Maze Flo™ También ExxonMobil Upstream Research Company adjudicó a Weatherford International Ltd. su primera licencia mundial de rejillas para el control de arena en pozos petroleros MazeFlo™. MazeFlo es una tecnología patentada y desarrollada por ExxonMobil para mejorar la confiabilidad de los pozos completados en yacimientos con tendencia arenosa, que utiliza rejillas superfluas y un laberinto de compartimentos para proporcionar una capacidad auto-reparadora al entrar la arena en la sección de producción del pozo. Cada compartimiento posee una rejilla principal, una carcasa externa, deflectores de flujo y una rejilla secundaria. Si la rejilla principal se desgasta, la arena fluirá hacia el compartimento afectado

y se acumula en la pantalla secundaria. Los líquidos continúan fluyendo a los compartimentos adyacentes con rejillas principales no afectadas y pueden ser producidos sin la participación activa de los operadores en superficie. “MazeFlo es una de varias tecnologías de completación para el control de arena a hoyo abierto desarrollada por ExxonMobil en los últimos años para hacer frente a los problemas de confiabilidad en pozos de producción de alto costo”, explicó Sara Ortwein. Las rejillas que utiliza fueron desarrolladas bajo un acuerdo conjunto con Weatherford y serán instaladas y probadas en pozos de producción de ExxonMobil en los próximos dos años. “La tecnología MazeFlo brinda una solución en rejilla de control de alto rendimiento simple en el diseño y que promete una mayor confiabilidad. Estamos complacidos de asociarnos con ExxonMobil en el desarrollo de esta tecnología tan innovadora”, dijo Bill Rouse, Vicepresidente de Tecnologías de Completación de Pozos de Weatherford.

Marzo 2012 / No 266 Petroleum

E&P

Repsol YPF eleva previsión de reservas en Argentina

e acuerdo con la evaluación realizada por la auditora internacional de reservas y recursos de hidrocarburos Ryder Scott, la previsión de reservas y recursos contingentes y prospectivos no convencionales (shale oil/gas) procedentes de la formación Vaca Muerta, en la cuenca neuquina, se incrementó a 22.807 millones de barriles equivalentes de petróleo. La evaluación técnica de las reservas probadas cumple con los criterios formales exigidos por la Comisión Nacional de Valores de Argentina y la U.S. Securities and Exchange Commission, la Comisión Nacional de Valores de Argentina y los lineamientos del Petroleum Resources Management System de la Society of Petroleum Engineers. Se estima que la formación Vaca Muerta se extiende sobre una superficie total de unos 30.000 km2, de la que YPF tiene una participación neta de unos 12.000 km2. Los primeros resultados indicarían que un 77% de su área sería petróleo y el resto se repartiría entre gas húmedo y gas seco. El estudio realizado por Ryder Scott abarca un área total de 8.071 km2, donde Repsol

14 Marzo 2012 / N 266 / Petroleum o

YPF tiene una participación neta de 5.016 km2 dentro de la cuenca neuquina. El trabajo diferencia los volúmenes totales entre recursos prospectivos, recursos contingentes y reservas probadas, probables y posibles. Los estudios han determinado, en un área de 1.100 km2 una estimación de recursos contingentes asociados de 1.115 Mbbl de petróleo y 410 Mbep de gas, es decir, un total de 1.525 Mbep. Para la participación de YPF, estos recursos contingentes serían 883 Mbbl de petróleo y 330 Mbep de gas, un total de 1.213 Mbep. Para poder llegar a estas estimaciones del potencial del área, YPF realizó un esfuerzo técnico liderando la exploración de recursos no convencionales en Argentina, tras revisar todas las tecnologías exitosas en EEUU, adaptándolas a los requerimientos geológicos del país. Para ello contó con la colaboración de empresas líderes en el desarrollo shale en EE.UU. que además, fruto de las expectativas que el shale Vaca Muerta generó, decidieron asociarse con YPF en diversas áreas para su exploración. El equipo técnico de Repsol YPF ha

sido capaz de desarrollar desde 2009 un proyecto que en sus fases de exploración, delineación e inicio del desarrollo de la formación Vaca Muerta ha requerido más de US$300 millones. Al 31 de Diciembre de 2011, se habían producido más de 700.000 barriles de petróleo equivalente provenientes de la formación Vaca Muerta. Los resultados obtenidos alientan a continuar con la actividad de exploración, para definir la extensión y productividad del yacimiento tanto en las áreas de petróleo, como en las de gas y gas húmedo de toda la cuenca. YPF proseguirá con la actividad, contemplándose la perforación y terminación de 20 pozos exploratorios en 2012.

Nuevo descubrimiento de Pacific Rubiales en el Magdalena La empresa anunció el descubrimiento de gas y condensado en el pozo exploratorio Cotorra-1X, perforado en el bloque Guama ubicado en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, en Colombia

a compañía tiene el 100% de derecho de operación, inversión y utilidad sobre el bloque Guama. Cotorra-1X alcanzó una tasa de flujo máxima de 7.5 millones de pies cúbicos estándar por día y 370 barriles de condensado por día, con una gravedad de 56°API. Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales, señaló que “este es un importante descubrimiento para la compañía, y demuestra el potencial del bloque Guama y del Valle Inferior del Magdalena, “donde tenemos una posición estratégica y estamos buscando incrementar nuestras reservas de gas para desarrollar, en el futuro, un mercado para exportar gas natural licuado (GNL)”.

Cotorra-1X fue planeado luego de que el pozo Pedernalito-1X, perforado en 2010, resultara exitoso, siendo este el segundo hallazgo que Pacific Rubiales logra en esta área. El pozo tenía como objetivo la formación Porquero Medio del Mioceno, y fue perforado con una profundidad total de 7.210 pies a mediados de Enero. Durante este mes la compañía también completó la perforación del pozo Apamate-2X en el bloque La Creciente,

100% propiedad de Pacific Rubiales. El pozo no demostró flujo de hidrocarburos comerciales, por lo cual fue taponado y abandonado.

Marzo 2012 / No 266 Petroleum

Reporte

Pemex: Restituir reservas a mayor profundidad Para asegurar una plataforma de producción de petróleo por encima de los 3 millones de barriles, México requiere desarrollar nuevas provincias petroleras como las aguas profundas que compensen sus yacimientos en franca declinación, ya que los proyectos que el país tiene en aguas someras y campos terrestres se cree que no serán suficientes Provincias Petroleras en las Aguas Profundas del Golfo de México

ara Pemex, la cuenca del Golfo de México Profundo representa quizá uno de los objetivos exploratorios más importantes en su esfuerzo por incorporar nuevas reservas de hidrocarburos que a mediano plazo le permita explotar nuevos plays y con ello garantizar el crecimiento sostenido de su producción hacia el futuro. Es muy conocido que desde 2004 con la declinación natural de su principal activo Cantarell, el bombeo de crudo del país entró en franco descenso, lo que le obligó a iniciar una carrera contra reloj para revertir esta tendencia, cuyo éxito determinará su futuro sitial como país exportador de crudo. Si bien esta cuenca tiene actualmente una contribución muy mínima en el total de reservas probadas del país (estimadas en 13.800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente) su potencial petrolero se calcula sobrepase los 26.500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, más del 50% del total de los recursos prospectivos del país, según cifras de la estatal a Enero de 2012. De allí la urgencia de Pemex por evaluar dicho potencial, bajo una estrategia que hoy perfila unas siete provincias petroleras: Cinturón Plegado Perdido, Provincia Salina del Bravo, Cordilleras Mexicanas, Planicie Abisal, Cinturón Plegado de Catemaco, Provincia Salina del Istmo y Escarpe de Campeche. En 2011 y por segundo año consecutivo, Pemex modificó la tendencia de caída observada entre 2007 y 2009, lapso en el que registró una pérdida acumulada de 475.000 bpd, gracias a proyectos como Ku-MaloobZaap, Crudo Ligero Marino e Ixtal-Manik, que compensaron la caída en Cantarell. El país ha logrado mantener su producción en un promedio de 2,55 millones de barriles por día (bpd) de crudo, de los que exporta un promedio de 1,20 millones, pero busca elevarla a los 3,1 millones de bpd hacia 2026, niveles que perdió hace siete años.

Esfuerzo exploratorio México tiene poco tiempo explorando en aguas profundas del Golfo. Aun cuando en tierra y en aguas someras el desempeño de Pemex ha sido exitoso, la contribución de estas regiones se considera insuficiente para ayudar a mantener su nivel de producción por encima de los 3 millones de bpd. El incremento futuro deberá ser cubierto con petróleo proveniente de aguas profun-

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das, ello desde luego, si logra dotarse de la capacidad para acelerar el ritmo al que está incursionando en este tipo de yacimientos. Como parte de la estrategia exploratoria, la estatal ha logrado adquirir más de 90.000 km2 de sísmica 3D. Asimismo ha perforado 18 pozos en aguas profundas, de los cuales 10 han resultado productores (dos de crudo y ocho de gas natural); el resto fueron declarados improductivos. La tasa de éxito se calcula en 44%, pese de tratarse de pozos de alto riesgo. Este esfuerzo le ha permitido incorporar reservas 3P por más de 790 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. A esta actividad, se suma el hallazgo de gas con la perforación del pozo exploratorio Nen-1 y otro de crudo con el pozo Puskón-1. En progreso tiene dos pozos más y planea otros seis para 2012.

Resultados significativos Fue en 2003 cuando Pemex inició la perforación en aguas profundas con el pozo Chuktah-201 en un tirante de 512 metros. Entre 2004 y 2007 perforó un pozo por año y a partir de 2008 intensificó la campaña exploratoria. De las siete provincias mapeadas, los esfuerzos se han concentrados en seis, con resultados alentadores. Sin embargo, la mayor actividad exploratoria se ha concentrado en el Cinturón Plegado de Catemaco y el sur de las Cordilleras Mexicanas, donde descubrió una provincia gasífera con recursos prospectivos en un rango de 5 a 15 millones de millones de pies cúbicos de gas (Tcf), y una reserva 3P de 2,4 millones de millones de pies cúbicos de gas. Dentro de esta área en el campo Lakach, con una reserva 2P de 0,9 Tcf de gas, se terminó el primer pozo delimitador (Lakach-2DL) con resultado exitoso, lo cual permitirá reclasificar reservas y dar certidumbre a su desarrollo. A finales de 2011, el pozo Nen-1, ubicado a 45 km al oriente del campo Lakach, confirmó la presencia de gas natural, que según las estimaciones preliminares de Pemex, le permitirá incorporar reservas 3P del orden de 400.000 millones de pies cúbicos de gas. Nen-1 fue perforado a una profundidad total de 4.350m en un tirante de agua de 1.493m con la plataforma semisumergible Centenario. Con la perforación se obtuvo información litológica, sedimentológica y petrofísica de la columna geológica del área, en una zona perteneciente al mioceno superior

medio e inferior, la cual ya había tenido antecedentes productores de gas en los pozos Noxal, Lalail, Leek, Lakach y Piklis. La evaluación permitió identificar tres yacimientos que en conjunto representan un espesor neto de casi 50m impregnado de hidrocarburo. En Enero de 2012, Pemex anunció un hallazgo de crudo con la perforación del pozo Puskon-1, a 61 km al oriente de la ciudad de Tuxpan, que comprobó la existencia de un sistema petrolero activo, al registrar una serie de manifestaciones de hidrocarburos.Perforado en un tirante de agua de 647m, el objetivo del pozo fue evaluar el potencial en una posible formación del mesozoico, la cual Pemex estima está conformada por rocas carbonatadas y que se extiende en unos 20.000 km2. Puskon-1 estaba programado para alcanzar una profundidad de 8.125m, pero a partir de los 7.200m comprobó la presencia de gases húmedos y a los 7.632m registró presiones y temperaturas superiores a las pronosticadas. En otras provincias, como la Salina del Istmo, particularmente en el área Nox-Hux, Pemex ha descubierto yacimientos de crudo pesado y extrapesado, que representan la continuación hacia aguas profundas del trend productor del complejo Ku Maloob Zaap. También la Provincia Cinturón Plegado Perdido cobra interés exploratorio, pues pese a que en las aguas territoriales mexicanas la estatal no ha comprobado la existencia de yacimientos, es un área muy prospectiva por ser la continuación de los descubrimientos de crudo liviano en los EE.UU. En esta provincia, Pemex planea este año perforar la localización Maximino-1, en los límites de las aguas territoriales de México y el país vecino, en un tirante de agua de 2.933m, lo que hasta el momento será su mayor desafío tecnológico en cuanto a profundidad marina. En Febrero la estatal inició la perforación del pozo Caxa-1 frente a la costa de Tamaulipas, perteneciente a la Provincia Salina del Bravo.

De 2004 a 2007 la profundidad a la que Pemex perforó fue de menos de 1.000 metros en promedio; entre 2008 y 2009 aumentó a más de 1.200 metros y a 1.954 metros entre 2010 y 2011. Este año buscará perforar el pozo Maximino-1 a casi 3.000 metros, el de mayor alcance de los varios programados para 2012.

zos en aguas profundas, y dependiendo de cómo se comporten probablemente pueda aumentar ese número a siete”, dijo Carlos Morales, Director de Pemex Exploración y Producción. “En los próximos años esperamos perforar ocho pozos por año en aguas profundas”, agregó. Muchos analistas petroleros consideran arriesgado el plan de Pemex de ir a tirantes de agua cada vez más profundas, donde los retos son muy diferentes a los que tradicio-

nalmente ha encarado en tierra. Aseguran que la estatal tendrá que garantizarse la capacidad y experiencia requerida para asumir el gran reto, que otras estatales latinoamericanas sólo han podido encarar aliadas con firmas con gran pericia en el área. En tal sentido, Morales comentó: “Pemex ha venido adquiriendo la experiencia necesaria para este tipo de operaciones. Pueden estar seguros que sabemos cómo estamos haciendo las cosas, apegados a la regulación”.

Planes con pericia De acuerdo a cifras divulgadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, entre 2012 y 2015, Pemex perforará más de 50 pozos en aguas profundas y ultraprofundas del Golfo de México. Sin embargo, la estatal mexicana aseguró que el plan es perforar 38 nuevos pozos al 2016. “Este año esperamos perforar seis poMarzo 2012 / No 266 Petroleum

Preview

“Energía desde la visión del proveedor: América Latina hace la diferencia” SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, LACPEC 2012, se realizará por primera vez en Ciudad de México, del 16 al 18 de Abril, con un programa centrado en el máximo aprovechamiento de los yacimientos petrolíferos y la influencia de Latinoamérica en el mercado energético mundial

a conferencia de Ingeniería de Petróleos para Latinoamérica y el Caribe de la Society of Petroleum Engineers, se enfoca en toda la región de Latinoamérica y el Caribe con sesiones plenarias y técnicas, cursos de educación continua, y una exhibición comercial con los últimos productos y servicios. La edición 2012 abordará temas de relevancia para la región en materia de Perforaciones y completaciones; Mejoramiento/ Optimización en recuperación de petróleo; Salud, seguridad, ambiente, preocupaciones sociales y recursos humanos; Campos maduros y petróleo pesado; Producción e instalaciones y Aspectos ambientales. El Presidente de LACPEC y Director General de Pemex Exploración y Producción (PEP), Carlos Morales Gil, dijo que “el objetivo es enfatizar que la región vive un dinámico desarrollo de campos petrolíferos nuevos y existentes, convencionales y no convencionales, ambientalmente seguros, y a un ritmo que afectará significativamente el mercado global de energéticos”. LACPEC, que cuenta con el respaldo de PEP, reúne más de 200 presentaciones técnicas sobre perforación y completación de pozos, recuperación secundaria y mejorada de crudo, campos maduros, yacimientos de petróleo pesado, producción e instalaciones, salud, seguridad y protección ambiental, responsabilidad social y recursos humanos. El Comité del Programa, lo encabezan Francisco García Hernández, de Pemex Exploración y Producción; Tom Blasingame, de la Universidad Texas A&M; y Néstor Saavedra,

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de Ecopetrol. El programa cuenta además con el patrocinio de las empresas Halliburton, Baker Hughes, Schlumberger, Chevron, Weatherford y SPE Mexico Section.

Programa Técnico La industria Latinoamericana y del Caribe de petróleo y gas está enfrentando retos que van desde pozos de aguas ultra profundas a preocupaciones sociales por la falta de talento humano, una realidad que fundamenta el tema central del programa técnico de LACPEC 2012 “Energía desde la visión del proveedor: América Latina hace la diferencia”. Las sesiones reunirán a ejecutivos de alto nivel de empresas petroleras y compañías de servicio, para discutir temas como: Retos Tecnológicos y las Oportunidades en Latino América, y la Reactivación de Campos Maduros en Latinoamérica–Colaboración e Integración. La conferencia tiene varias sesiones en tecnologías innovadoras de gran interés en la región y la comunidad internacional incluyendo Tecnologías emergentes; Descripción/caracterización de pozos; Análisis de riesgos en los desarrollos de petróleo y gas; y Recursos no-convencionales. En esta oportunidad las sesiones plenarias prometen ser unas de las más estimulantes, teniendo como reto ilustrar el papel creciente de la región en los mercados de petróleo y gas, en tal sentido se profundizarán temas como los desafíos tecnológicos y oportunidades en Latinoamérica y el rejuvenecimiento de campos abandonados.

Young Professionals Summit La cumbre de jóvenes profesionales en LACPEC 2012 se enfocará en el diagnóstico de necesidades en materia de formación de competencias profesionales, el análisis de los actuales planes de carrera, la motivación de los jóvenes profesionales, las iniciativas a nivel mundial, regional y local, discusión de las directrices existentes y las mejores prácticas para los comités de Young Professionals (YP), con el fin de emitir ante SPE Internacional un conjunto de recomendaciones.

Eventos Estudiantiles El PetroBowl estudiantil, a efectuarse el 14 de Abril, presentará equipos de capítulos estudiantiles en una competencia al estilo torneo que examinará el conocimiento en la industria E&P y SPE. Un total de 21 propuestas de ocho países fueron seleccionadas para competir en las categorías de pre-grado, master y PHD. Bajo el lema “Explorando Nuevas Conexiones” el 18 de Abril se realizará la Reunión de Capítulos Estudiantiles, un evento que congrega líderes jóvenes para soportar el intercambio de ideas y promover la integración entre los capítulos de estudiantes de SPE. Se persigue continuar con el incremento del desarrollo personal técnico y profesional de los futuros líderes en la industria. La agenda incluirá una actividad de integración, presentaciones de SPE y jóvenes profesionales líderes, actividades de grupo y una recepción. Mayor información: www.spe.org/events/lacpec/2012/es

La Conferencia y Exposición de la Industria del Petróleo y Gas en Colombia Endorsers:

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13-15 de Marzo 2012 El Centro de Convenciones y Exposiciones, Cartagena, Colombia

Distinguished International Speakers Include: Dr Javier Gutiérrez, President, Ecopetrol

Dr Mauricio Cárdenas Santa María, Minister of Mines & Energy, Ministry of Mines & Energy

Dr Julio César Vera Díaz, Director of Hydrocarbons, Ministry of Mines & Energy

Dr Orlando Cabrales, President, ANH

Dr Germán Vargas Lleras, Minister of Interior, Ministry of Interior

Jack Scott, COO, Petrominerales

Dr Alejandro Martinez, President, ACP

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Dr Juan Fernando Londoño, Vice Minister of Equal Rights & Participation, Ministry of Interior Justice

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Responsabilidad Social

La Sostenibilidad de Desarrollos Hidrocarburíferos: Caso Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados en la Cuenca Oriental de los Llanos Orientales - Área Oriental El proyecto “Desarrollo de crudos pesados en la cuenca oriental de los LLanos Orientales - Área Oriental” (DCP) consiste en 7500 km de sísmica 2D y 48 pozos estratigráficos, distribuidos en ocho (8) bloques que en total tienen una área de 127.058 km2, equivalente al 11.2% del territorio colombiano. Los bloques fueron asignados en la Ronda de Crudos Pesados 2008 a seis Operadores, con quienes la ANH firmó contratos TEA (Technical Evaluation Agreements) Germán Botero A., Consultor, Ingeniero Civil y Ph.D en Economía

l proyecto DCP está ubicado en una región de Colombia que ha contado con una presencia limitada del Estado (ver Figuras 1A y 1B). Esta es una zona en la que, aparte de una alta producción de cultivos ilícitos y muy recientes inversiones en agroindustria, predomina una economía de subsistencia. La región, sin embargo, cuenta con una importantísima pero frágil diversidad biológica y está habitada por comunidades étnicas muy diversas. Entre sus habitantes se encuentran comunidades indígenas propias tales como los Amorúa, Cubeo, Curripaco, Piopoco, Piaroa, Puinave, Saliba, Sikuani, Cuivas y Achagua que conviven con campesinos, terratenientes tradicionales y recientemente con los inversionistas mencionados. En esta región tan única no se había llevado a cabo ninguna exploración de hidrocarburos previa a la del DCP y de ahí el gran reto que surge con el proyecto. La ANH consciente de la importancia de convertir el proyecto en una oportunidad de desarrollo adecuado para una zona tan compleja decidió crear un programa piloto alrededor del DCP, cuyo objetivo era establecer direccionamientos que permitieran a la industria hidrocaburífera armonizar sus intereses con los de la región para construir un entorno que simultáneamente permita la extracción del recurso y el desarrollo sostenible de la zona. El desarrollo sostenible se refiere a garantizar un mejoramiento continuo del bienestar. Los estudiosos del tema1 identifican tres dimensiones fundamentales en la sostenibilidad que son la ecológica, la económica y la social.

Figura 1A. Ubicación del proyecto

La sostenibilidad depende de que exista armonía entre estos tres aspectos, y por lo tanto las políticas que afecten a una dimensión se deben tomar teniendo en cuenta las otras dos dimensiones. Esto es, para lograr la sostenibilidad es determinante que cuando se establezcan políticas sociales se tenga en cuenta las dimensiones ecológica y económica que la afectan y de la misma manera en lo que se refiere a políticas ecológicas y económicas. La relevancia de esto se debe a que cuando en las políticas sociales, ecológicas o económicas se incorporan las demás dimensiones, se llega a una zona de “sostenibilidad” en la que simultáneamente se está garantizando la viabilidad económica, la conservación del medio

ambiente y el progreso social (ver fig 2). En otras palabras, cada una de las dimensiones son condiciones necesarias pero sólo su conjunto es condición suficiente. La rentabilidad económica es un concepto sencillo y consiste en que un sistema, desde una empresa hasta un país, debe generar recursos suficientes para cubrir sus costos. Sin embargo, rentabilidad económica no implica sostenibilidad. Muchas opciones rentables no conllevan sostenibilidad porque ignoran las dimensiones sociales y ecológicas. Las dimensiones ecológicas de un sistema rentable son fundamentales para la sostenibilidad. De ahí, que las actividades rentables deben además garantizar que el uso que hacen del medio ambiente no comprometa el goce del mismo para las generaciones futuras. Sin embargo aunque este concepto es claro, tiene enormes dificultades prácticas y políticas. Dentro de las dificultades prácticas se encuentran los vacíos de conocimiento, por ejemplo sobre cómo evaluar la capacidad de los ecosistemas de proveer a perpetuidad recursos que usa la humanidad. Estos vacíos de conocimiento se van llenando, pero las dificultades políticas, tanto a nivel global como local, son difíciles de resolver. Un ejemplo obvio es la emisión de gases invernadero de los países ricos, que aunque comprometen la supervivencia de la fauna y la flora es un tema tan difícil políticamente que se ha visto claramente la incapacidad que existe para regularlo. La conservación ambiental y la viabilidad económica son conceptos técnicos. La satisfacción de las preferencias sociales, por el

Ver, por ejemplo, Adams, W.M. (2006). “The Future of Sustainability: Re-thinking Environment and Development in the Twenty-first Century.” Report of the IUCN Renowned Thinkers Meeting, 29–31 January 2006. Retrieved on: 2009-02-16.

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Figura 1B. Detalle de ubicación del proyecto Llanuras y selvas, con presencia de indígenas, campesinos, terratenientes tradicionales e inversionistas, Resguardos indígenas, Parques naturales

contrario, depende de las culturas. Distintas culturas pueden haber construido distintos patrones de comportamiento y de preferencias, por lo cual en una sociedad multicultural lo que es atractivo para un grupo cultural no es necesariamente de interés para otro. Lo que mejora el bienestar de una familia campesina en Tocancipá3, no necesariamente mejora el bienestar de una familia Sikuani en Selva Matavén4, Vichada, debido a que sus diferencias culturales hacen que valoren en forma distinta una misma opción5.

Manejo social El adecuado manejo social, que también hemos llamado “satisfacción de preferencias sociales” se focaliza en el desarrollo de programas y procesos que promueven la interacción social y el enriquecimiento de la cultura; enfatiza la protección del vulnerable y respeta la diversidad social; está relacionado con la forma como afectamos a otros seres humanos, incluyendo los efectos que los negocios tienen en empleados, proveedores, inversionistas, clientes y, muy importante, en la comunidad local y la global, e incluye también el cubrimiento de necesidades básicas tales como seguridad, libertad, dignidad y afecto. Para finalizar esta definición de sostenibilidad, es necesario volver a resaltar que cada uno de los tres pilares necesita a los otros dos para

Figura 2. Esquema de desarrollo sostenible 2

su adecuado desempeño. La viabilidad económica genera recursos para el manejo social y la protección del medio ambiente; en el largo plazo un medio ambiente deteriorado no permite ni la actividad económica ni un manejo social adecuado; y habitantes de un entorno que consideran que sus preferencias son inalcanzables deterioran el medio ambiente y vuelven inviable cualquier actividad económica. Direccionar las actividades del programa piloto DCP hacia la sostenibilidad de la región requirió por tanto definir una meta grande y ambiciosa cual fue Orinoquia próspera, respetuosa de su diversidad cultural y del medio ambiente. En esta definición se buscaba resaltar las tres dimensiones de la sostenibilidad sin hacer referencia a la coyuntura de la actividad hidrocarburífera, ya que la sostenibilidad no puede estar atada a una actividad económica determinada. Además, se especificó la razón de ser del programa piloto, apoyar el desarro-

llo sostenible de la Orinoquia - definido por sus habitantes - apalancándose en los recursos hidrocarburíferos de la región, y por último, se aclaró que a la finalización de los contratos la meta era tener un Proyecto DCP sin conflictos sociales o étnicos, y tener Operadores optimistas ante el eventual inicio de la exploración. Basados en esas tres definiciones, se identificaron actores relevantes en adición a los habitantes, los Operadores y la ANH, y se procedió a diseñar, implementar y corregir, conjuntamente, un plan de acción. El Plan de Acción trabajó las tres dimensiones pero se concentró en temas sociales comunes a ANH y a los Operadores, aunque también tuvo intervenciones a nivel de coordinación en actividades específicas de cada Operador relacionadas con cualquiera de las dimensiones ya señaladas. En primera instancia se procedió a informar ampliamente el proyecto a todos los interesados y a actualizarlos rutinariamente sobre sus avances. Por ejemplo, reuniones con resguardos indígenas se realizaron desde más de un año antes de iniciar Consultas Previas e incluyeron resguardos no intervenidos por el proyecto. Estas tareas fueron coordinadas entre Operadores y la ANH en sesiones permanentes de Comités efectuadas cada dos semanas durante tres años y conformaron un equipo que colaboró en el éxito de sus pares, aportó ideas, invitó a terceros para explicar opciones de desarrollo para la región, y cuando fue necesario, criticó constructivamente. Así se construyó un real compromiso de los participantes con la región y con el proyecto. Se capacitó a las Juntas de Acción Comunal y a las autoridades municipales, explicando que un proyecto TEA da tiempo para que la comunidad se prepare para el eventual manejo de una bonanza. Hubo cursos de capacitación a docentes de los internados de la región en temas afines con el proyecto, pasantes universitarios que realizaron sus prácticas universitarias durante tres semestres en estos internados, seminarios cortos - como un curso comparativo de astronomía occidental con astronomía Sikuani dictado por el Planetario Distrital con el apoyo logístico de un operador, y la producción de una serie radial, El Mirray, Historias que evocan sucesos de una región que también mira hacia el futuro. Todas estas acciones y muchas otras fortalecieron lazos de confianza entre los habitantes de las regiones, los Operadores y la ANH.

2 http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Desarrollo_sostenible.svg, 3Municipio de Cundinamarca, departamento de Colombia. 4Resguardo Unido Selva Matavén, departamento del Vichada, Colombia, ubicado al sur del rio Vichada. Ver Figura 1B, 5Para los economistas, la función de bienestar difiere entre culturas.

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Responsabilidad Social En la dimensión social es de resaltar el trabajo contratado con el Centro de Estudios Socioculturales - CESO - de la Universidad de los Andes para acompañar los procesos de Consulta Previa. Las conclusiones de este trabajo son múltiples pero vale la pena resaltar “... que la mayoría de los “impactos sociales” identificados en las Consultas Previas se refieren a la forma en que las actividades de la sísmica afectan los predios en los que se realiza. Se conciben como eventos puntuales y se confunden con servidumbres prediales. Aunque la identificación y compensación de estas servidumbres (que necesariamente deben hacerse desde la perspectiva específica de los grupos afectados) es de gran importancia, se está dejando por fuera la discusión de los procesos sociales que se producen con la presencia del personal de las empresas en la región, sus actividades y su demanda; de la posibilidad (por remota que sea) de que se hallen yacimientos petroleros, de las expectativas de empleo, etc.”. En las dimensiones ambientales y económicas, la ANH promovió la participación de ONGs ambientalistas en las labores de los Operadores y planteó, con expertos, alternativas de proyectos rentables en la región. Estos planteamientos siempre se

hicieron con carácter informativo, siendo cada Operador quien tomada la decisión de qué promover acorde con las características de su bloque, sus políticas y sus posibilidades, decisiones que usualmente fueron informadas en los Comités de trabajo. Por último, es de resaltar el trabajo individual de cada Operador. Por ejemplo, los Planes de Manejo Ambiental integraron saberes tradicionales con saberes occidentales; en las Consultas Previas (el área del DCP incluye 54 resguardos indígenas de los cuales en 22 de ellos hay programadas actividades de adquisición sísmica y perforación de pozos estratigráficos, por lo cual son sujetos de Consulta Previa) participaron activamente los contratistas y hubo un cuidadoso seguimiento durante la ejecución del proyecto al cumplimiento de los compromisos adquiridos; un Operador implementó un programa de educación apoyado en casi 1000 computadores de la fundación One Lap Top per Child que se entregaron a un igual número de niños; hubo brigadas de salud; etc. Por lo anterior, el DCP definió un estilo de trabajo extrapolable a los proyectos extractivos del país. Fue un ejemplo de colaboración armónica entre empresas, Estado, Comunida-

des y ONGs buscando un único Norte, que logró colocar a la industria hidrocarburífera en la capacidad de trabajar en equipo, proactivamente y no como reacción a problemas, realizando actividades ordenadas productivas para todos. Se compartieron transparentemente y en forma eficaz mejores prácticas y lecciones aprendidas. Se logró llevar a las distintas autoridades nacionales, departamentales y municipales una imagen clara, concreta y positiva de los proyectos. El trabajo de socialización ante las comunidades fue fundamental y se intervino en forma decisiva ante las distintas autoridades para tratar de solventar los múltiples problemas que se presentaron. En general, en forma muy positiva se elevó la imagen de la industria ante país y en particular frente a las comunidades de las regiones. Como ya se indicó, cada uno de los pilares de la sostenibilidad son condiciones necesarias para la sostenibilidad de una región y sólo su conjunto es condición suficiente para lograrla. Para el caso que nos ocupa, es necesario resaltar que “región” no es una zona delimitada por un contrato sino una área donde confluyen temas sociales, ambientales y económicos. Por eso las empresas deben concentrar sus acciones en las prioridades de las regiones y no en lo que cada empresa - con la mejor de las intensiones - considera importante. En palabras de una gran conocedora de las comunidades indígenas y campesinas de Colombia: “Sigo soñando con que es posible un desarrollo empresarial con un compromiso efectivo con el desarrollo social, en este momento recorro la (...) en su sector rural, no te imaginas tanta miseria en medio de la prosperidad minera. No ha sido falta de inversión, ha sido falta de acierto en la inversión social”. Los Operadores deben exigir al Estado apoyar la construcción por parte de los locales de una visión regional para poder definir sus programas consecuentemente. La sostenibilidad no tiene fronteras. Lo social, lo económico y lo ambiental de una área se entrecruza con lo social, lo económico y lo ambiental de sus áreas vecinas, por lo cual, en la medida en que haya propósitos alineados, el efecto sobre el bienestar de la comunidad será mayor. El autor. Germán Botero A. es Consultor, Ingeniero Civil y Ph.D en Economía. Desde Octubre 2008 hasta Noviembre 2011 fue Director en la ANH del proyecto DCP. El autor agradece la colaboración de Armando Zamora, Ernesto Borda, Luis Marulanda, Victor Cock, Ana María Saavedra, Ana María Duque, Napo León Gómez, Waldyr Rodríguez, Mayrene Forero, María Lucia Quiroz, Margarita Serje, Erna von der Walde, Fernando Trujillo y Giacomo Mariscoti, y aclara que las opiniones aquí expresadas son su responsabilidad exclusiva y no comprometen a ninguna de estas personas ni a las entidades en donde trabajan.

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Respondabilidad Social

Las estrategias de RSE de petroleras estatales en Latinoamérica - Parte I Ya nadie duda que la práctica del desarrollo sostenible, tanto en responsabilidad social como en gestión ambiental, es una herramienta que marca la diferencia entre empresas de un mismo segmento y en un mismo nivel. A continuación una mirada a las estrategias e iniciativas de RSE de las principales operadoras en la región

l compromiso social y ambiental sigue ganando terreno como un concepto prioritario que marca el funcionamiento de las empresas, tendencia que revela la preocupación por el diseño de políticas que a la par de dar identidad promocionen su gestión. Para el sector petrolero esta materia constituye un verdadero desafío, para muchos tal vez el más apremiante de los que enfrenta en la actualidad y de cara al futuro, expuesto –más que ningún otro- al rigor de la mirada mundial, que reconoce la importancia de su actividad, pero igualmente clama por un desarrollo sustentable, más empresas involucradas o comprometidas con el control del impacto de sus actividades en las localidades donde operan, lo que va más allá de meros paliativos, maquillajes o espejismos, para constituirse en oportunidades históricas de cambio, a favor del equilibrio

entre crecimiento económico, bienestar social y el aprovechamiento de los recursos naturales y el medio ambiente. La responsabilidad social está en la esencia misma de los cambios y procesos cultu-

rales de los pueblos y cada vez más las empresas la adoptan en sus planes estratégicos, pues son conscientes que los únicos negocios perdurables serán aquellos que tomen en cuenta el entorno y bienestar social.

Petrobras y su modelo de gestión integrada, ética y transparente El Plan de Negocios 2011 – 2015 de Petrobras establece que “la responsabilidad social y ambiental permanece como uno de los pilares de su crecimiento, manteniendo los desafíos de ser un referente internacional en este ámbito al igual que en la gestión de negocios”. Seis nuevos indicadores fueron incluidos como metas, como el índice de Emisión de Carbono (IEC) y los de eficiencia energética No sólo en América Latina, sino a nivel global, la estatal petrolera brasileña ostenta el liderazgo en Responsabilidad Social Empresarial, al punto que ha adoptado este concepto como parte de su filosofía de negocios, que se traduce en una forma de gestión integrada, ética y transparente de sus actividades y de sus relaciones con sus públicos de interés. A lo largo de los años, Petrobras desarrolló políticas, códigos y procedimientos que reflejan su compromiso con temas

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como la sostenibilidad, la ética en los negocios y la valoración de sus traajadores, entre otros. Uno de esos instrumentos es la Política de Responsabilidad Social, que, en línea con los principios del Pacto Global de las Naciones Unidas (ONU), presenta ocho directrices centradas en la actuación corporativa, la gestión integrada, el desarrollo sostenible, los derechos humanos, la diversidad, el principio de trabajo, la inversión social sostenible y el compromiso de la fuerza de trabajo.

La Política de Seguridad, Medio Ambiente y Salud contempla temas como la educación, la capacitación y el compromiso de la fuerza de trabajo, la identificación, el control y el monitoreo de riesgos, los impactos y los beneficios de proyectos, los emprendimientos y productos a lo largo de su ciclo de vida en el ámbito económico, ambiental y social, y la ecoeficiencia de operaciones y productos, entre otros. Quince directrices dan soporte a esta política y contienen diversos

requisitos, entre los que se encuentran la evaluación y la gestión de riesgos, la relación con la comunidad, el análisis de accidentes e incidentes, la contingencia y la gestión de productos. La Política de Recursos Humanos engloba asuntos como la captación; el desarrollo; la capacitación y retención de personas; la promoción de prácticas y procesos de gestión orientados a la satisfacción laboral, y el proceso de negociación para la construcción de soluciones con la representación sindical de los empleados. Algunas otras políticas que orientan las actividades del Sistema Petrobras son: Atenuación Corporativa, Desarrollo de Nuevos Negocios, Disciplina de Capital, Comunicación, Gestión Tributaria y los Principios de Seguridad Empresarial. RSE pilar del crecimiento Las nuevas metas corporativas de RSE de Petrobras para el período fueron definidas con la finalidad de minimizar el impacto potencial de las actividades en el medio ambiente, promover la seguridad de las personas y de los procesos y preservar la salud de la fuerza de trabajo, alcanzando niveles de excelencia en la indus-

tria del petróleo y gas, contribuyendo a la sostenibilidad del negocio. Seis nuevos indicadores se incluyeron como metas, en especial el índice de Emisión de Carbono (IEC), e índices de eficiencia energética. En el área de recursos humanos las políticas se orientan a captar y retener talentos, su capacitación y desarrollo, así como al plan de carrera de los empleados y gestión del conocimiento, previendo un crecimiento efectivo del grupo Petrobras de los 80.492 empleados actuales hasta 103.030 en 2015.

Se destaca la creación de Gerencias Ejecutivas en las áreas de negocio que se dedicarán a la implantación/gestión de proyectos, con el objetivo de buscar una mayor eficiencia en la implantación y simplificación de los proyectos, la mejora en los proceso, y el seguimiento de los recursos críticos. Petrobras evalúa el desarrollo de la cadena de proveedores nacionales y la entrada de empresas extranjeras en el mercado interno, no sólo por las externalidades positivas generadas por la cercanía geográfica y el desarrollo de asociaciones tecnológicas, sino también por los beneficios generados por la diversificación de la base de proveedores de bienes y servicios. Para impulsar ese desarrollo, la empresa busca consolidar las demandas y realizar contrataciones de largo plazo con requisitos de contenido local crecientes; implementar acciones para aumentar la participación de los subproveedores nacionales; apoyar el desarrollo de empresas nacionales innovadoras; agregar nuevos proveedores (actualmente fuera de la cadena); apoyar iniciativas de capacitación de personal y ampliar el apoyo al Programa Progredir (Progresar).

Ecopetrol: transitar en la senda de la sostenibilidad La primera empresa petrolera de Colombia enmarca su Responsabilidad Social en una política de relacionamiento con sus grupos de interés, buscando generar confianza recíproca y el logro de los objetivos empresariales en materia económica, social y ambiental, que garanticen el desarrollo sostenible de su entorno En 2011 Ecopetrol invirtió COL$214 millardos en proyectos de inversión social, 34% más que en 2010. Por cada COL$1 invirtido directamente la empresa gestionó el aporte de COL$6,14 por parte de otras entidades. Como parte del fortalecimiento de los procesos ciudadanos de seguimiento y control social a la inversión de regalías, la empresa asesoró la elaboración de los planes de trabajo de los comités de seguimiento a la inversión de regalías (CSIR) de Córdoba, Sucre, Huila, Magdalena Medio y Meta. Estos resultados reflejan el manejo de una política que para la empresa constituye un punto clave en el logro de sus objetivos empresariales, y cuya base fundamental radica en generar confianza y

reputación en sus grupos de interés. El modelo de RSE de Ecopetrol, se concibe como un modelo de desarrollo continuo y sujeto a ajustes permanentemente, orientados sobre valores como la sostenibilidad, respeto, cumplimiento y compromiso. El Grupo Empresarial Ecopetrol tiene presencia nacional tanto en tierra como en mar. Cuenta con campos de extracción de hidrocarburos en el centro, sur, oriente y norte de Colombia; dos refinerías ubicadas en Cartagena y en Barrancabermeja; puertos para exportación e importación de combustibles y crudos en ambas costas, y una red de transporte de 9.160 Km de oleoductos y poliductos a lo largo de toda la geo-

grafía nacional, que intercomunican los sistemas de producción con los grandes centros de consumo y los terminales marítimos. Adicionalmente, tiene presencia internacional en el Golfo de México de Estados Unidos, Brasil y Perú. En estos países cuenta con bloques exploratorios Marzo 2012 / No 266 Petroleum

Respondabilidad Social en los que trabaja en asocio con otras operadoras internacionales. Su marco estratégico es sometido a una continua revisión, bajo la óptica de los nuevos retos empresariales, con un enfoque de desarrollo sostenible y una clara orientación hacia el mercado, dando como resultado metas de valor asociadas a indicadores de rentabilidad. Para el 2020 la empresa adquirió el compromiso de obtener resultados en las dimensiones económica, social y ambiental, que permitan satisfacer las expectativas de los accionistas y los demás grupos de interés. El plan estratégico a 2020 le permite a Ecopetrol continuar su proceso de fortalecimiento e integración de los negocios en los que participa, con rentabilidad, sostenibilidad y responsabilidad. Dentro de la estrategia de RSE, la empresa establece además como premisa participar en el desarrollo sostenible del país, en un marco de corresponsabilidad y respeto de los derechos humanos. Las inversiones en este ámbito específico se concentran en proyectos de operación responsable y proyectos de desarrollo territorial. Los primeros se refieren a proyectos destinados a garantizar la gestión apropiada de los impactos de las actividades empresariales; mientras los segundos tienen el propósito de impactar positivamente el desarrollo de los territorios donde la empresa hace presencia. Esta inversión incluye el presupuesto ejecutado en las zonas aledañas a la operación permanente de la empresa, en las zonas aledañas a la ejecución de nuevos proyectos, el programa de reconversión socio laboral que se desarrolla en las zonas de frontera y los recursos que se ejecutan como parte de la asociación con aliados. Los proyectos desarrollados son formulados a través de procesos de concertación con las comunidades y teniendo en cuenta las características propias de cada región. Gestión de impactos en las comunidades Ecopetrol desarrolla sus actividades bajo un criterio de prevención y manejo de todos los impactos que genera. Para ello, la empresa asegura el cumplimiento de las obligaciones legales sociales com-

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prometidas con la autoridad ambiental, además de gestionar otros impactos no previstos ocurridos en el desarrollo de las actividades. Programa de gestión del riesgo Un aspecto relevante es asegurar la prevención y atención adecuada de los potenciales riesgos para la comunidad, derivados de la presencia de las operaciones empresariales en los territorios. A tal efecto, Ecopetrol desarrolla el Programa de Gestión del Riesgo en gran parte del país y en alianza con las entidades territoriales, la autoridad ambiental y las propias comunidades. La empresa más responsable de Colombia Finalizando 2011 fueron presentados los resultados del monitor empresarial de reputación corporativa (MERCO – Colombia), donde por cuarto año consecutivo, Ecopetrol ocupó el primer lugar en reputación corporativa y fue escogida por primera vez como la empresa más responsable del país. La alta calificación, según MERCO, se logró por variables como la calidad de la oferta comercial, los resultados económicos, la reputación interna, la dimensión internacional y la innovación. Se destaca, así mismo, la incidencia que tiene el valor de la marca en la percepción de los diferentes grupos encuestados. En materia de Salud, Seguridad y Medio Ambiente, la empresa obtuvo un

excelente desempeño en 2011. El índice de frecuencia de accidentalidad con pérdida de tiempo fue el mejor en toda la historia de la compañía y se ubicó en 1,02 accidentes por millón de horas hombre, lo que representa una mejoría frente los 1,56 accidentes por millón de horas hombre del año anterior. En el último trimestre el resultado fue de 0,94 accidentes por millón de horas hombre laboradas. En el año se reportaron 147 accidentes, lo que representa una reducción del 34% frente al 2010. En el año 2011 se presentaron también 41 incidentes ambientales por causa operacional, el mismo resultado del año anterior. Los proyectos denominados Sistema de Gestión de Emisiones Atmosféricas y Sistema de Gestión de Aguas y Residuos continuaron su desarrollo acorde al modelo de maduración de proyectos, apalancando el cumplimiento de la estrategia ambiental en sus componentes Calidad de Aire y Ecoficiencia. Por otro lado, como parte de la estrategia ambiental en su componente de biodiversidad, con el apoyo del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y una inversión de más de COL$7.000 millones, se realizó la “Segunda Convocatoria Nacional de Biodiversidad” la cual cerró con un total de 12 iniciativas seleccionadas, 8 presentadas por fundaciones y 4 de instituciones educativas que buscan la preservación, restauración, manejo y uso sostenible de la diversidad biológica presente en los humedales colombianos.

Pemex: entornos sociales armónicos

Las acciones de Petróleos Mexicanos en materia de responsabilidad social tienen por objeto apoyar la operación de la industria y coadyuvar a mejorar las condiciones de vida de la población de los estados y municipios petroleros Petróleos Mexicanos define la responsabilidad corporativa como un compromiso que va más allá de las acciones sociales o ambientales desarrolladas en las zonas en donde opera, para ser incorporado como un tema en las decisiones de inversión operativas, así como en la mejora continua de sus procesos. El Plan de Negocios es la herramienta que define el rumbo de la empresa, con una visión enfocada a lograr la sustentabilidad operativa y financiera a largo plazo. Teniendo como marco dicho plan y tomando como base los elementos fundamentales para el desarrollo sustentable, el Informe de RSE que la empresa publica desde hace más de una década centra su contenido en los componentes de responsabilidad corporativa que permitirán alcanzar la operación segura, confiable, rentable y sustentable de la organización. Sustentabilidad operativa y financiera de largo plazo El Plan de Negocios de Pemex establece una proyección a cinco años con metas a 2024, conforme a la Estrategia Nacional de Energía, y define el rumbo que debe seguir la paraestatal para lograr su sustentabilidad operativa y financiera de largo plazo. Los retos principales cubren diferentes aspectos, como la eficiencia operativa, administrativa y financiera; el compromiso de establecer las necesidades energéticas del país; la urgencia de mantener e incluso incrementar los niveles actuales de producción de hidrocarburos; la importancia de reponer las reservas a fin de asegurar la operación de la empresa, y la responsabilidad de sostener una operación sustentable de largo plazo. Por más de siete décadas Pemex ha garantizado el suministro de energéticos primarios de México y ha contribuido con el desarrollo y los cambios sustanciales del país. Para asegurar que siga siendo parte principal del desarrollo de la nación, se definieron estrategias mediante las cuales la empresa busca transformarse y ser reconocida por ser segura, eficiente, rentable, moderna, transparente y sustenta-

ble. Para atender estos retos, se definieron cuatro líneas de acción, con estrategias específicas de Crecimiento, Eficiencia, Responsabilidad Corporativa y Modernización de la Gestión. En materia de seguridad, la empresa ha reafirmado su compromiso de mantener una operación segura como condición necesaria e indispensable para alcanzar la confiabilidad de las instalaciones, la rentabilidad del negocio, la sustentabilidad de actividades y la protección de las comunidades y ecosistemas en donde opera. Este esfuerzo se ha logrado mediante la consolidación del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA) de Pemex. Gestión ambiental La estrategia de protección ambiental es el soporte de la estrategia de negocios de la empresa y los proyectos en cartera para mejorar el desempeño, cumplir

con las normas ambientales y capturar mejoras operativas ascienden a cerca de US$11 millones en el período 2007-2012. La empresa enfrenta diferentes retos para obtener el mayor valor posible de los hidrocarburos y sus derivados, y de esa manera contribuir al desarrollo sustentable del país. Enfrentarlos supone desafíos en materia ambiental, tales como mantener la plataforma de producción y reponer el nivel de reservas, lo cual requiere operar en cuencas petroleras que se caracterizan por estar en regiones ambientalmente sensibles (ATG, aguas profundas) y, en el caso del ATG, en una zona de una gran complejidad. En este contexto, Pemex diseñó una estrategia de protección ambiental que persigue fortalecer el desempeño, mejorar la planeación de proyectos, mejorar la reputación y las relaciones con las partes interesadas.

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Tecnología y Comercio

Sistema Automatizado de Diagnóstico y Optimización de Producción de Yacimientos en Tiempo Real 7

Julián Cudmore, Zenith Oilfield Technology - Jaime Alberto Durán, Adrialpetro Petroleum Services Colombia (Trabajo presentado en el MEALF Congress 2011)

Resumen El tiempo necesario para optimizar un pozo producido artificialmente puede medirse en días, semanas inclusive meses, hasta que la optimización haya sido completada. Por otro lado, un pozo de petróleo está continuamente cambiando de modo que, cuando las acciones de optimización han concluido, si las condiciones de pozo cambian, se requiere un nuevo proceso de optimización para minimizar la tasa de declinación de la producción. Adicionalmente no hay forma de poder predecir como es la interferencia entre los pozos de un mismo yacimiento, inclusive ni siquiera de los pozos que se encuentran en una misma locación. Típicamente, el proceso para optimizar un pozo producido con Bombeo Electro Sumergible BES es como sigue: - Pruebas del pozo - Registros de producción (donde estén disponibles) - Amalgamar los datos de las pruebas de pozo con los datos del sensor de fondo y los parámetros del controlador de superficie. - Analizar los datos para determinar las condiciones de operación existentes. - Analizar el punto de operación en la curva de la BES. - Realizar estudios de sensibilidad con software especiales para encontrar la frecuencia y la presión en boca de pozo óptimas. - Notificar a los operadores en campo para realizar las acciones recomendadas. - Realizar nuevas pruebas de pozo a fin de verificar los nuevos datos de producción. - Realizar nuevos análisis de los datos recolectados a fin de asegurar que tanto la BES como el pozo están funcionando de manera óptima y segura con los nuevos ajustes. - Analizar y evaluar si estos cambios afectaron la producción de los pozos adyacentes, y así sucesivamente. Este proceso puede acortarse significativamente mediante el uso del Z-SIGHT, sistema de vigilancia inteligente que ejecutan pruebas de pozo y diagnósticos auto-

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matizados en tiempo real, suministrando soluciones y recomendaciones de optimización en vivo a los operadores e ingenieros de producción, responsables de la producción del pozo, en cualquier lugar en el que se encuentren en ese momento. El sistema de vigilancia está ubicado en la locación de cada pozo de modo que los datos pueden ser procesados y analizados en tiempo real a medida que los cambios ocurren en los pozos. Los datos de los pozos en vivo y los ajustes de la frecuencia y presión en boca de pozo óptima son provistos en ambas formas, remota y localmente a los operadores en cada pozo. El sistema permite que la frecuencia recomendada pueda ser ajustada bien sea en forma remota o desde el panel del VSD suministrando un control total de la BES a todo el personal autorizado para ello, aun si ellos no se encuentran en el sitio. Este trabajo repasa tres casos de estudio: La producción de un pozo con BES se incremento en 66 BPPD siguiendo la recomendación en tiempo real del sistema automatizado de optimización ajustando la frecuencia de operación del VSD en forma remota hasta alcanzar la tasa óptima de producción de la BES. 1. La factibilidad de, prácticamente, duplicar la producción mediante un re-diseño de la bomba en un pozo donde el diagnóstico de la capacidad de producción de este resultó ser mayor a la capacidad de la bomba instalada. Un diagnóstico automatizado encontró una BES con una baja de rendimiento de un 30% que conllevó a una pérdida de producción de 230 BPPD.

do en producción diferida. El proceso típico para optimizar efectivamente un pozo con BES puede ser detallado según el siguiente listado: 1.Probar el pozo para establecer las condiciones de producción actuales. • Tasa de Crudo, Gas y Agua 2.Realizar registros de producción del pozo a fin de medir las condiciones de “inflow” del pozo • Presión de fondo fluyente • Amalgamar los datos de las pruebas de pozo con los registros de producción, los datos del sensor de fondo y los parámetros del controlador de la BES a fin de verificar: • Índice de Productividad IP del pozo • Verificar el rendimiento de “inflow” y “outflow” • Determinar el punto de operación en la curva de la BES y los requerimientos de potencia. 3. Realizar estudios de sensibilidad en software especiales para determinar la frecuencia y producción óptimas dentro del “draw down” del pozo y la capacidad de la BES. 4 .Notificar a los operadores de campo sobre las acciones a tomar. 5. Realizar nuevas pruebas de pozo para verificar los nuevos datos de producción. 6. Analizar los nuevos datos de producción para asegurar que tanto el pozo como la BES están funcionando de manera óptima y segura con los nuevos ajustes realizados. 7. Continuar con este proceso en la medida en que las condiciones del pozo y el yacimiento van cambiando.

Introducción

Un sistema automatizado de vigilancia y optimización instalado en tres pozos fue probado para reducir el tiempo en el ciclo de incremento de producción. Este trabajo revisa los tres casos de estudio donde el sistema ha devuelto una rápida respuesta para incrementar la producción y también

La optimización de un pozo con BES es una operación perpetua en la medida en que las condiciones del reservorio (yacimiento) y el pozo van cambiando. El proceso de optimización involucra muchos pasos que demandan tiempo y recursos resultan-

Automatización del Proceso de Optimización

a resaltado automáticamente los problemas operacionales de la BES. •En cada uno de los tres pozos se instaló un panel de superficie Z-SIGHT con su correspondiente sensor de presión de fondo dual para permitir un análisis automático de los principales datos del sistema de bombeo. •Presión de succión y descarga de la bomba • Flujo y cabeza de la bomba en operación • Tasa de enfriamiento del motor • Gas en la succión • Eficiencia y desgaste • Densidad del fluido a través de la bomba • Tasa de flujo en la succión y descarga de la bomba • Pérdidas por fricción en la tubería • Nivel de fluido sobre la succión de la bomba • Temperatura del motor • Vibración El modelo en tiempo real en el panel calculó los datos de la prueba de pozo y los datos de “inflow” en tiempo real • Tasa de fluido total • Corte de agua • RGP • Presión de fondo fluyente • “Draw Down” del pozo a partir de la presión del reservorio • Valor del índice de productividad IP • Punto de operación en la curva de IPR Una prueba de pozo o medidores multifásicos no son requeridos para optimizar un pozo con éste sistema. El panel de superficie fue interconectado con el VSD para automatizar el proceso de vigilancia y optimización permitiendo un control a distancia del VSD. Todos los datos operacionales de ambos, el pozo y la BES estaban disponibles en el sitio del pozo y también fueron transmitidos a la sala de control y las oficinas del personal con acceso remoto al servidor del Z-SIGHT. (Figura 1) Pruebas de Pozo en Tiempo Real 24 horas al día, todos los días...!! Los parámetros de prueba de pozo descriptos anteriormente, calculados en tiempo real, fueron validados con una unidad de prueba de pozos en el caso de estudio 1, 2 y 3 para corroborar la precisión del sistema. Los datos de prueba de pozos en tiempo real reducen la frecuencia con que una unidad de prueba de pozos es requerida en el sitio. • Un modelo de pozo corriendo en tiempo real en el sitio es calibrado con los datos en vivo del sensor de fondo, la presión en boca de pozo y las lecturas del VSD.

Figura 1 – Arquitectura del sistema

• Datos validados de PVT, IPR y de la completación son incorporados al modelo de pozo. • El modelo de pozo utiliza el gradiente de presión medido entre la presión en boca de pozo y la descarga de la bomba para verificar la densidad del fluido y, por lo tanto, el corte de agua y la PWF • El modelo de pozo sensibiliza en las curvas de “inlflow” y “outflow” para verificar las tasas de fluido en boca de pozo y en fondo basado en los cambios de presión en el hueco del pozo y a través de la bomba. • La curva de la bomba y la cabeza medida son utilizadas para hacer un chequeo cruzado de las tasas calculadas.

Funcionalidad de Optimización y Diagnóstico Los paneles de superficie Z-SIGHT son instalados en cada pozo para permitir estudios de sensibilidad de optimización en tiempo real con datos del pozo en vivo. Las oportunidades de corrección de la frecuen-

cia de operación y de mejoras en la producción son mostradas en el VSD y, también, enviadas en forma remota al personal involucrado en la operación. La decisión final del ajuste de frecuencia permaneció en manos del personal de operaciones por lo que las sugerencias de optimización no fueron implementadas automáticamente en el sitio sino que fueron realizadas manualmente, bien sea en el sitio o mediante un comando a distancia. El diagnóstico de la BES fue realizado automáticamente por el panel de superficie en el sitio y los resultados fueron enviados vía comunicación remota. El sistema analizó los cambios de optimización en tiempo real contra los datos del pozo en vivo y los límites de la BES para evitar daños al pozo o al equipo de bombeo. Toda la funcionalidad de alarmas y disparos permaneció en el sitio del pozo para permitir total protección al sistema de bombeo aun cuando se producen pérdidas de comunicación.

55Hz Tasa total de fluido según prueba de pozo

935 stb/day

Tasa total de fluido según ZSight

971 stb/day

Corte de agua según prueba de pozo

22.0%

Corte de agua según ZSight

19.5%

(+3.8% diferencia con prueba de pozo)

(-2.5% diferencia con prueba de pozo)

57Hz Tasa total de fluido según prueba de pozo 998 stb/day Tasa total de fluido según ZSight

1031 stb/day (+3.3% diferencia con prueba de pozo)

Corte de agua según prueba de pozo

22.0%

Corte de agua según ZSight

19.0%

(-2.5% diferencia con prueba de pozo)

Gráfico 1

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Tecnología y Comercio El rediseño del sistema de bombeo fue realizado por los ingenieros de levantamiento artificial una vez que este fue recomendado por el sistema automatizado. El dimensionamiento se realizó a partir de los datos de prueba de pozo en tiempo real aportados por el sistema.

Caso de Estudio 1 El sistema en tiempo real resaltó que la producción del pozo podía ser optimizada mediante el incremento de la frecuencia de operación del VSD. La frecuencia óptima recomendada de 61.9Hz fue calculada automáticamente para quedar dentro de los límites de ambos, la ventana de rendimiento de la bomba y la capacidad de “draw down” del pozo según lo especificado por los ingenieros de reservorio de la compañía operadora. La nueva frecuencia fue recomendada para alcanzar una tasa adicional de 123 BFPD del pozo. La frecuencia en el VSD fue ajustada manualmente de 55Hz a 56Hz y, luego, en forma remota de 56Hz a 58Hz. Los ajustes se realizaron en pasos de 1hz cada uno para verificar las recomendaciones del sistema. Para el primer incremento de frecuencia remoto, personal de la compañía fue apostado en el sitio para verificar que el cambio de frecuencia remoto se implementara de manera segura. La precisión de los cálculos de producción de fluido y corte de agua en tiempo real del Z-SIGHT fueron verificados por una prueba de pozo independiente con resultados que se muestran en la tabla a continuación (Gráfico 1). La producción del pozo se incrementó en 66 BPPD siguiendo las recomendaciones de optimización del sistema automatizado. La frecuencia de operación del VSD fue ajustada en forma remota para alcanzar la tasa de producción óptima para la BES instalada reduciendo de este modo el ciclo de tiempo para la implementación. El tiempo total para completar la optimización fue de seis días donde una parte de estos se dedicó a la validación del flujo con las pruebas de pozo y también por análisis manuales de los datos del Z-SIGHT, en forma independiente, para verificar los cálculos realizados en tiempo real. Los incrementos remotos de frecuencia desde los 56Hz hasta los 58H se realizaron en

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Figura 2 – Caso de estudio 1: resultados de la optimización

Figura 3 – Caso de Estudio 2: Límites del pozo y de la BES

Figura 4 – Caso de Estudio 2: Optimización Potencial y Limitaciones de la BES

un solo día, una vez que la confianza del sistema fue establecida tal como puede observarse en la (Figura 2).

Caso de Estudio 2 Los ingenieros de reservorio de la compañía especificaron un límite para la presión de fondo fluyente del pozo de 995 psi. Esta fue programada en el modelo del panel Z-SIGHT.(Figura 3). El sistema automatizado de optimización, inmediatamente resaltó que la capacidad de producción del pozo excedía la

capacidad de la bomba instalada. La capacidad de flujo de la BES instalada en el pozo estaba limitada a 1369 stb/day en el rango superior de la bomba. El potencial de producción del pozo fue, para este caso, 2337 stb/day a partir de los 211 psi adicionales de “draw down” disponible. El re-diseño de la BES realizado mostró que la producción se podría incrementar en 1271 stb/day mediante la instalación de una bomba electro sumergible capaz de manejar este incremento de producción. En el re-diseño se seleccionó una bom-

Figura 5 – Caso de Estudio 2: Re-diseño de la BES

ba para 3300 bpd con 166 etapas, la cual podría manejar la producción adicional esperada mientras que la producción de crudo neto podría alcanzar los 1029 BPPD. La Figura 5 muestra el re-diseño de la bomba electro sumergible. (Figura 5). El sistema automatizado detectó la factibilidad de una potencial optimización a apenas unos minutos después de haber sido puesto en marcha en el pozo.

Caso de Estudio 3 El sistema automatizado de vigilancia, resaltó automáticamente un problema en el rendimiento de la bomba electro sumergible y disparó la alarma correspondiente. El sistema diagnosticó que la BES presentaba una deficiencia de aproximadamente 30%. El inconveniente de la eficiencia de la BES fue detectado tan pronto como el sistema fue puesto en marcha en el pozo. (Figura 6). La bomba de 68 etapas debía producir 1.645 pies de cabeza pero las mediciones de fondo mostraron que la bomba solamente producía 1.159 pies, equivalentes a un 30% por debajo de lo esperado. El análisis de las curvas realizado en el sitio y en forma remota confirmó que el punto de operación de la bomba se encontraba debajo de la curva de operación de la bomba. (Figura 7). El análisis de los datos confirmó que solucionando el problema de rendimiento de la BES, el “draw down” del pozo podría incrementarse en 60 psi y la producción podría incrementarse en 230 BPPD. La tasa incremental determinada estuvo limitada por la capacidad de la bomba instalada en su rango superior, quedando potencial adicional mediante un re-diseño de la bomba electro sumergible

Figura 6 – Caso de Estudio 3: Notificación en línea de un problema en la BES

Figura 7 – Caso de Estudio 3: Curva de Rendimiento de la BES

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Gente

Petrobras

aria das Graças Silva Foster asumió desde el 13 de Febrero como Presidenta de Petrobras en sustitución José Sergio Gabrielli de Azevedo, quien deja de formar parte del Consejo de Administración de la compañía que eligió a Silva Foster como nueva Consejera. Foster trabaja desde hace 31 años en Petrobras. Desde 2007 se desempeñaba como Directora del Área de Gas y Energía y Presidenta de Petrobras Gás S.A. - Gaspetro. Es graduada en Ingeniería Química en la Universidad Federal Fluminense, con Master en Ingeniería Química, postgrado en Ingeniería Nuclear de la Universidad Federal de Río de Janeiro y MBA en Economía de la Fundación Getúlio Vargas. Además de diversos cargos ejecutivos, Silva Foster fue Presidenta de Petrobras Maria das Graças Silva Foster Química S.A. - Petroquisa y Presidenta y Directora Financiera de Petrobras Distribuidora S.A. Es Presidenta de los Consejos de Administración de Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG, Transportara Associada de Gás S.A. - TAG y miembro de los Consejos de Petrobras Transporte S.A. - Transpetro, Petrobras Biocombustível S.A. y de Braskem S.A. También ejerció como Secretaria de Petróleo, Gas Natural y Combustibles Renovables del Ministerio de Minas y Energía entre Enero de 2003 y Septiembre de 2005. Petrobras agradeció a José Sergio Gabrielli de Azevedo por los relevantes servicios prestados, su liderazgo, competencia técnica, así como por su profesionalismo y dedicación durante su destacado ejercicio como Presidente y Consejero de la compañía.

Cambios en Dirección Ejecutiva de Petrobras José Miranda Formigli Filho, quien se desempeñaba como Gerente Ejecutivo de E&P-Presal, fue designado como Director de Exploración y Producción, en sustitución de Guilherme de Oliveira Estrella. Formigli es Ingeniero civil , con postgrado en Análisis Matricial de Estructuras y MBA en Gestión Empresarial. Con 29 años de experiencia en Petrobras, ha ocupado diversas posiciones de gerencia relacionadas con el área de E&P. En 2008 fue nombrado Gerente Ejecutivo del área creada para hacer la planificación y desarrollo de los descubrimientos del presal, teniendo bajo su responsabilidad la gestión de todo el programa de desarrollo de la producción de esas áreas. De igual forma José Alcides Santoro Martins, quien ocupaba la Gerencia Ejecutiva de Operaciones y Participaciones en Energía, pasó a la Dirección de Gas y Energía. El es Ingeniero Civil, con postgrado en Geotecnia y en Planificación de Sistemas Energéticos. Con 32 años de experiencia en la compañía, ha asumido diversos cargos de gerencia, además de ser miembro del Consejo de Administración de diversas subsidiarias de la Petrobras. También fue Director de Tecnologías del Centro de Tecnologías de Gas y Energía Renovables (CTGAS-ER) y Director de Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Empresa de Investigación Energética (EPE).

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Calendario 2012 MARZO 13 – 16 - Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition - Cartagena, Colombia www.cwccolombia.com/ 20 – 21 - IADC/SPE Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Exhibition - Milán, Italia - www.iadc.org/conferences 20 - 21 - Hydraulic Fracturing Water Management Canada 2012 - Calgary, Canadá - www.hydraulic-fracturing-water-management.com 21 – 22 - CCS: Converting CO2 From Waste Into Profit - Río de Janeiro, Brasil –www.spe.org/events/12ari2 21 - 22 - Emerging Shale Plays USA 2012 - Calgary, Canadá www.emerging-shale-plays-usa.com 21 – 22 - Integrated Intelligent Completions Río de Janeiro, Brasil www.spe.org/events/12ario 26 – 28 - Deepwater Development 2012 - París, Francia - www.mcedd.com/ 27 – 28 - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2012 27 - 28 - Reserve Estimations For Tight Oil & Shale Gas Canada 2012 Calgary, Canadá - www.reserve-estimations-canada.com

ABRIL 09 – 13 - XXXIII Convención Panamericana de Ingenierías - UPADI 2012 La Habana, Cuba - http://www.upadicuba.com 16 – 18 - SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2012 - Ciudad de México, México - www.spe.org

17 – 18 - IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition Río de Janeiro, Brasil - www.iadc.org/event/iadc-international-deepwaterdrilling-conference-exhibition 22 – 25 - AAPG Annual Convention & Exhibition - Long Beach, CA, USA www.aapg.org/longbeach2012 30 - May 03 - OTC 2012 - Houston, USA - www.otcnet.org/

JUNIO 04 - 08 - 58th International Instrumentation Symposium - San Diego, CA, USA www.wgc2012.com 04 - 08 - 25th World Gas Conference & Exhibition - Kuala Lumpur, Malasia www.wgc2012.com 05 – 07 - SPE Americas Unconventional Resources Conference Pittsburgh, USA - www.spe.org/events/urc/2012 11 - 13 - Energy Conference Developing Resources for Sustainability Puerto de España, Trinidad & Tobago - www.spettconf.org 12 - 14 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - PECOM 2012 Villahermosa, México - www.citeworx.com/pecom 12 - 14 - Global Petroleum Show & Conference 2012 - Calgary, Canadá www.globalpetroleumshow.com 13 – 14 - IADC World Drilling 2012 Conference & Exhibition - Barcelona, España 16 - 20 - 53rd Annual Symposium SPWLA 2012 Cartagena - Cartagena, Colombia

Marzo 2012 / No 266 Petroleum

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Aspirina para el cáncer

Seguiremos manifestando que las energías alternativas que se impulsaron con tanta vigorosidad son aspirina para el cáncer para las necesidades energéticas del planeta. Estas energías son muy necesarias en lugares como las zonas rurales, donde las redes son costosas 7 Álvaro Ríos Roca*

a crisis fiscal en Europa va calando cada vez más profundo. Por supuesto hay que tomar medidas principalmente a través de recortes en el gasto público. Lo anterior tiene fuerte connotación social, en un continente donde aun se vive bastante bien, con jubilaciones tempranas, vacaciones de 30 a 60 días al año, salud estatal de buen nivel, etc. La Ley de la Gravedad en la ciencia nos enseña que todo lo que sube baja (incluyendo la política por supuesto). En economía, a nuestro modesto entender, la ley fundamental para países, empresas y personas nos revela que “no se debe gastar más de lo que ingresa”. La gran mayoría de los países de la región -no todos por supuesto- aprendieron muy bien la lección de décadas pasadas, sean estos gobiernos neoliberales o denominados

ANUNCIANTES

MARZO 2012 / No 266 / Petroleum

Baker Hughes……………………….….C.P.I. Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition.......17 Fugro-Jason……………………………….10 G y J Ferreterías..........……....................7 Halliburton…………………………C.P. ICG……………………………………...8 IHS............…………………………...5 Inova..................................................2 IST de Colombia ...………………………13 LHR Americas……………................21 Merla…………………..….............25 Oil Lift Technologies de Canadá……...15 Panthers Machinery………………...…..9 R amde.............................................11 S chlumberger...............................P.I. SEA…………………………………...…31 Sugaca…………………………………....20 Tradequip…………………………………30 Winsted....................................12

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socialistas. Varios países desarrollados que profesaban y enseñaban esta importante ley económica, se olvidaron de aplicarla en casa. Entrando en materia energética, se conoce que en algunos países, España principalmente, los gobiernos están analizando muy seriamente el suspender las fuertes ayudas a las energías renovables alternativas. Ayuda es sinónimo de subsidios o de favorecer a un energético sobre otro, pese a su costo. Esta decisión repercutirá en la pérdida de miles de fuentes de trabajo en Europa. No olvidemos que España, uno de los países donde la crisis es más fuerte y es líder en energías alternativas, eólica en particular. Desde hace un par de décadas un sin número de países Europeos, con la UE a la cabeza, se embarcaron con mucha fuerza para fomentar el desarrollo comercial de energías alternativas como la eólica y solar. Dado que los costos no cuadraban para entrar competitivamente frente a otros energéticos (léase gas natural, por ejemplo) se dieron incentivos como el “Feed in Tariffs” que priorizaban el despacho de estas energías más costosas, o entrega de dineros fiscales a sus empresas. Se destinaron fuertes dineros de las arcas públicas para llevar estas tecnologías a otras partes del mundo y por supuesto a nuestra región. En Latinoamérica, las barreras de entrada para estas costosas e intermitentes energías eran aún mucho mayores que en Europa, debido a abundancia y menor costo de combustibles y energéticos alternativos como el petróleo, el gas natural y la hidroelectricidad. Por años se trató de conseguir legislación especial que permitiera el despacho prioritario

de las energías alternativas más costosas. Los logros y penetración en Latinoamérica han sido por ende muy limitados. En una entrega en Enero de 2011 comentábamos que el mundo fue, es y seguirá siendo pragmático en relación a disponer y utilizar fuentes abundantes y competitivas de energía y que los combustibles fósiles continuarían dominado la matriz energética mundial hacia el 2030 con un 87%, muy a pesar de todos los incentivos y subsidios que se entregaban a las energías alternativas. Destacar que estas energías alternativas tienen aún característica de intermitentes y de todas formas se necesitan respaldos térmicos o hídricos para seguridad de abastecimiento. Para los agoreros que indicaban que las reservas mundiales de petróleo y gas se agotarían en breve, la tecnología de estimulación y perforación horizontal está permitiendo que ingentes cantidades de recursos hidrocarburos en rocas arcillosas - shales (en particular gas natural) se estén ya produciendo económicamente desde varios años, principalmente en USA. Esto nos lleva al muy trillado refrán que indica que la edad de piedra no se acabó porque las piedras se acabaron, o que giramos del carbón al petróleo porque el carbón se agotó o que ahora pasaremos del petróleo al más abundante y menos contaminante gas natural porque el petróleo se está acabando. Seguiremos manifestando que las energías alternativas que se impulsaron con tanta vigorosidad son aspirina para el cáncer para las necesidades energéticas del planeta. Estas energías son muy necesarias en lugares muy especiales como zonas rurales por ejemplo, donde las redes son costosas. El planeta ya gira al abundante y limpio gas natural. Es allí donde los esfuerzos tecnológicos, económicos y fiscales deben ir. Menores costos de producción y menor impacto al medio ambiente en la explotación de yacimientos convencionales y no convencionales, más generación eléctrica con gas y menos con carbón, más tecnología para ampliar las redes de transporte y distribución y equipos eficientes en los usos finales. Ese es el derrotero en las próximas décadas. Actual Socio Director de Gas Energy y DI International*

Marzo 2012 / No 266 Petroleum

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