abril 2013 - petroleum 279

1Abril 2013 / Petroleum 279

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» TecnologíaAnálisis Escenario

OTC Spotlight on New Technology 2013

CERAWeek 2013Foro Internacional de Hidrocarburos 2013

Escenarios Volumétricos de Oferta y Oportunidades de Gas Natural

L a R e v i s t a P e t r o l e r a d e A m é r i c a L a t i n a

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Revista Oficial

2 Abril 2013 / Petroleum 279


Abril 2013 Año 28, Nº 279

Contenido


Portada:El nuevo sistema FASTrak™ de toma de

registros y pruebas de análisis durante la perforación, desarrollado por Baker Hughes, es

una de las 15 tecnologías distinguidas con la edición 2013 del Spotlight on New Technology

de la OTC. (Foto: cortesía Baker Hughes)

www.petroleumag.com32

18 Con renovado éxito transcurrió la mayor conferencia mundial para ejecutivos de la energía

CUADRANTECORNISASECCIONES 65 GENTEWAREHOUSERESPONSABILIDAD SOCIAL CALENDARIO494746 51

Por Alvaro Ríos Roca

Por Diego J. González Cruz

Por Sergio Cristancho, Ingeniero de Petróleos

Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum

Investigación, Desarrollo e Innovación

Foro para usuarios de Geographix

IN SITU

2.200 profesionales y líderes de la energía asistieron del 4 al 8 de Marzo a la 31 Conferencia Ejecutiva de IHS CERA en Houston, enfocada en los cambios que se avecinan en el panorama competitivo de recursos convencionales y no convencionales

El 20 de Febrero se realizó en Bogotá el foro organizado por Colegio de Estudios Superiores de Administración -CESA, en convenio con Alberta School of Bussiness

ESCENARIO

ANÁLISIS

REPORTE

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

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Ecopetrol presentó plan de inversiones 2013 en Campetrol

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OTC Spotlight on New Technology 2013

Descubrir nuevas reservas de petróleo, un reto de ingeniería

Teoría sobre la cuantificación del cotejo en modelos de simulación numérica de yacimientos

Congreso Mexicano del Petróleo

Aparecen reservas en Perú

Caminos distintos en la conducción del negocio petrolero

IHS CERAWeek 2013


Foro Internacional de Hidrocarburos 2013

El Instituto de Gerencia y Estrategia del Estado Zulia reconoció los aportes del profesional y empresario zuliano al desarrollo de la región

El resumen de las 15 tecnologías que serán distinguidas este año por la Offshore Technology Conference por su impacto en la industria de E&P

Por Daniel Quijada Carvajal, Pdvsa E&P, Estudios Integrados Oriente

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TECNOLOGÍA

ÚLTIMA PÁGINA

PREVIEW

GEOPOLÍTICA PETROLERA

Roger Nava fue distinguido con la “Orden IGEZ”

Torneo de Golf por 30 años TDA Supply & Services

12

En el marco de su programa de Encuentros, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros invitó el 4 de Marzo a la presentación del plan de inversiones de la petrolera estatal

El 27 de Febrero tuvo lugar la presentación organizada por LMRK y su aliado en Colombia, AIP, para dar a conocer las nuevas capacidades del software de interpretación geofísica GeoGraphix®

En las facilidades del Club Guaymaral de Bogotá tuvo lugar el 1 de Marzo la actividad aniversario de la empresa líder en el suministro de productos y servicios para el sector petrolero colombiano

Repensando el futuro de la energía 28

5 al 8 de Junio, Lakán Center, Cancún


Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2013Reservados todos los derechos. All rights reserved

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EdiCióNJorge Zajia, Editor [email protected] Socorro, Directora [email protected] Perozo, Directora [email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor [email protected]ía Zajia, [email protected]

ProduCCióNPaola Guevara, Diseñadora Gráfica [email protected]

COORDINACIÓN GENERALMireille [email protected]

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena [email protected]

CIRCuLACIÓN Freddy Valbuena [email protected]

SuSCriPCioNES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 [email protected]

ASESORES EDITORIALESEdmundo ramírez / TecnologíaAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. González / Gas Natural

OFICINASCENTRALCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local OficinaMaracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261) 783 0389E-mail: [email protected]

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


La gasolina arruina a

Jorge Zajia, Editor

Cornisa

El precio de la gasolina es la causa de la depresión económica de Venezuela y de continuar la tendencia actual habría que decretar su quiebra. Es tan absurdo el

costo del carburante, que si éste se le regalara al dueño de la estación de servicio o bomba de gasolina, el valor de su venta bruta no alcanza a cubrir los costos normales de un negocio de esta naturaleza. Por allí comienza la cadena de bajos sueldos, subem-pleo y desempleo, cuya resultante global es el empobrecimiento colectivo que coadyu-va al colapso fulminante de lo que se nombra como una economía sana y decente.

Los poderes públicos de Venezuela deberían sacar las cuentas -como dicen, echar números- y tratar de establecer qué es más inflacionario (en un país que tiene el índice más alto de América y uno de las más altos del globo terráqueo) si devaluar el signo monetario, irónicamente llamado “Bolívar Fuerte”, o aumentar el precio de los com-bustibles a niveles razonables; y así el señor de la “bomba” verá florecer su negocio, podrá contratar más personas con un salario mejor y brindar un servicio de calidad.

A mí me gusta poner el ejemplo del transporte público para ilustrar de forma sim-ple los efectos de aumentar el precio del litro de gasolina a niveles justos. Un chofer de Veritas (populoso sector de Maracaibo) al final del día se va para su casa con 495 bolívares fuertes (BsF), porque recibió 500 y gastó BsF5 en gasolina. Si a este señor se le aumenta diez veces el precio del combustible gastará BsF50, pero como se le permitió aumentar 50% el precio del pasaje, se irá a su casa a descansar tranquilo con BsF700 en el bolsillo, de los BsF750 que obtuvo ese día. Se supone que el pasajero promedio que gasta 10 bolívares diarios y que ahora debe gastar 15, se beneficiará del ajuste de sueldos y salarios que debe acompañar una medida de esta naturaleza. Y así sucesivamente en todos los estratos y sectores del aparato productivo nacional, lo que asestaría un golpe mortal a la pobreza que tiene postrada a la nación latinoamericana.

El precio de la gasolina en Venezuela se ha mantenido congelado por décadas, pues ningún gobierno ha querido asumir su aumento, porque eso es incendiario, pues el venezolano tiene arraigada la idea de que debe disfrutar por siempre de un gasolina prácticamente regalada, como una condición que no se negocia por nada del mundo.

Lo cierto es que un ajuste importante de precio de venta de la gasolina, de entrada le ahorraría al Estado venezolano el subsidio que hoy está calculado en la bicoca de unos 20 millardos de dólares al año, acabaría con los carteles del contrabando de extracción, disminuiría drásticamente el consumo interno, se minimizaría las importaciones de ga-solinas y sus componentes que hoy son unos 200 bpd a unos 135 US$/Bbl. La resultante sería una importante masa de dinero contante y sonante que sería la chispa que encen-dería la ansiada y deseada expansión real de la economía.

Cuando en su soledad uno medita sobre este tema, sueña despierto con un país diferente, donde la modernidad y la calidad de vida se comparen al menos con la de nuestros vecinos de Suramérica. Un país de trabajo y progreso, donde la riqueza colec-tiva sea augurio de un futuro lleno de esperanzas; por ello no dejamos de maravillar-nos de las oportunidades reales de progreso que tiene este país, basado precisamente en esa formidable herramienta que es el petróleo y ahora convertido en combustible.

La tarea de aumentar el precio de la gasolina no tiene que ser necesariamente trau-mática. Requiere sí de inteligencia, creatividad, honestidad y una verdadera vocación de servicio público; además de un compromiso nacional, sobretodo de la empresa pri-vada para ajustar el precio de sus productos y servicios a lo que realmente impacta el nuevo precio de los combustibles, y hasta sacrificar ganancias o alejarse de la tentación de querer aprovechar la situación para multiplicarlas deslealmente; lo cual creemos que no va a pasar porque sería ir contra la historia que conduce a la humanidad hacia un mundo más justo y con menos, mucho menos, diferencias socio económicas.


Cuadrante

E l Gobierno de Estados Unidos presentará al Congreso un acuerdo de hidrocarburos con México para su aprobación, informó la Subsecretaria de Estado para América Latina, Roberta Jacobson, quien destacó que el acuerdo permitirá que ambos países

trabajen juntos en asuntos de energía. El acuerdo bilateral relativo a los “Yacimientos Transfronterizos de Hidrocarburos en el Golfo de México” fue firmado en Febrero del año pasado pero debe ser ratificado por el Senado. De acuerdo con el Departamento de Estado, el instrumento “ofrece un marco legal a posibles actividades comerciales en los límites marítimos (entre ambos países), y fija guías claras para el desarrollo transfronterizo”.

Halliburton abrió en Singapur un nuevo centro de tecnología y manufactura de completación, localizado en Jurong Industrial Park, con más de 46.000 m2 de espacio de fabricación y facilidades administrativas, incluyendo laboratorios de tec-

nología e instalaciones de pruebas. Una segunda fase de desarrollo ya está en marcha con la construcción de talleres, simuladores de pozos profundos, instalaciones high-pressure/high-temperature pruebas y un pozo horizontal profundo que permitirá probar todos los aspectos de ingeniería y sistemas. Dave Lesar, Presidente y CEO de la compañía, dijo que la inversión en estas facilidades de fabricación evidencia el compromiso de Halliburton en fortalecer su posición en los mercados internacionales, “donde vemos grandes oportunidades en aguas profundas, activos maduros y el desarrollo de recursos no convencionales”, dijo.

Pemex obtuvo en Enero un promedio de producción de 2.562.000 bpd de crudo de sus campos terrestres y marinos, 1.6% más del volumen reportado para el mismo mes en 2012. De acuerdo con estadísticas de la empresa, 54% de la producción fue crudo

pesado; 33% crudo ligero y 13% crudo superligero. Del volumen total 74% (1.897.000 bpd) provino de las regiones marinas del Golfo de México; 20% (512.000 bpd) de la región sur y el 6% restante (154.000 bpd) de la región norte. Pemex exportó a sus clientes en América, Europa y el Lejano Oriente, un promedio diario de 1.289.000 barriles, lo que generó ingresos por US$4.032 millones en flujo de efectivo.

Ecopetrol probó la presencia de petróleo en el pozo exploratorio Pastinaca 1, ubicado en el municipio de Puerto López, departamento del Meta. La perforación del pozo culminó el pasado 17 de Enero, a una profundidad total de 7.870 pies. Las

pruebas iniciales arrojaron una producción promedio de 202 bpd de crudo de 11,7°API, y un corte de agua de 80%. La producción acumulada supera a la fecha los 1.448 barriles de petróleo. Este hallazgo confirma el potencial de los Llanos Orientales, especial-mente en el departamento del Meta, en donde se han concentrado los más recientes descubrimientos de Ecopetrol en bloques como CPO-9 y Caño Sur, con los pozos exploratorios Akacias, Embrujo, Trasgo, Mito y Fauno, entre otros.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé invertir en los próximos tres años US$8.406 millones juntamente con las empresas con las que tiene contratos de explotación. El presidente de la estatal, Carlos Villegas, explicó que estas inversiones

se realizan en las diferentes fases de la cadena de los hidrocarburos como resultado de la nacionalización del sector iniciada en 2006. Entre los proyectos previstos mencionó la realización de pruebas sísmicas en los campos de Huacaya y Margarita Sur -operados por Repsol-, Río Salado e Iñaguazu. También el estudio geológico en San Alberto para la búsqueda de hidrocarburos líquidos, el aumento de la capacidad de proceso Fase II de Margarita-Huacaya y la ampliación de varios gasoductos del país.

Petrojunín inició la producción de crudo extra pesado en el área asignada del bloque Junín 5 de la Faja Petrolífera del Ori-noco (FPO), nueve meses antes del plan de desarrollo aprobado para la fase uno de producción temprana, informó la empresa mixta

en la que participan Pdvsa (60%) y Eni (40%). El plan contempla aumentar la producción a 15.000 bpd para finales de año y a 75.000 bpd a principios de 2015, con la perforación de unos 180 pozos. La fase 2 llevará la producción a 240.000 bpd al cierre de 2018. El crudo de Junín 5 será transportado a la refinería de PetroBicentenario en Jose para su procesamiento y conversión en productos derivados del petróleo (diesel, nafta y GLP) destinados a la exportación.

Para el Vicepresidente Ejecutivo Global de Innovación e Investigación y Desarrollo de Shell, Gerald Schotman, el gas natural es un combustible “AAA”, haciendo una analogía con los ratings que colocan las clasificadoras de riesgo, porque es abundante

(available), de bajo costo y fácil acceso (affordable) y aceptable por la opinión pública (acceptable), por ser menos contaminante que el pe-tróleo y el carbón. “Tenemos en el mundo reservas de gas natural que podrían suplir la demanda actual en 250 años”, destacó Schotman.

E l Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) trabaja en un ambicioso portafolio multianual de proyectos de investigación, financiado con recursos internos y del Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos (Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología-

Secretaría de Energía-Hidrocarburos), cuyo monto asciende actualmente a 5.486 millones de pesos. El Director General del IMP, Vinicio Suro Pérez, destacó que el portafolio debe contener más y mejores proyectos de investigación básica orientada, conviviendo con más y mejores proyectos de asimilación tecnológica, que junto con una estrategia de comercialización más efectiva, será la ruta para revitalizar el futuro tecnológico del IMP.

Perú anunció la creación de la Ventanilla Única para agilizar los trámites en el sector Hidrocarburos en la etapa explo-ratoria, la cual funcionará a través de Petroperú. El Ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, dijo que el sector petrolero requiere

permisos multisectoriales y mediante este mecanismo se podrán realizar trámites del Ministerio del Ambiente (Minam), Autoridad Nacional del Agua (ANA), Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (Sernap), y del Ministerio de Energía y Minas (MEM), entre otros. “La idea es que además del plazo en el otorgamiento de permisos, se pueda reducir el número de trámites exigidos para obtener el permiso de exploración, para ser competitivos.


In Situ

Roger Nava fue distinguido con la “Orden IGEZ”

El Directorio Ejecutivo del Instituto de Gerencia y Estrategia del Estado Zulia reconoció la trayectoria del

profesional de la ingeniería y empresario zuliano, quien se ha destacado por sus virtudes ciudadanas y personales,

su probada sensibilidad social y su visión orientada a impulsar los cambios trascendentales que el desarrollo

de la región requiere

En el acto celebrado el 26 de Febrero estuvieron presentes

los miembros del Consejo Di-rectivo del IGEZ, presidido por José Finol Galué, igualmente colegas, amigos y familiares de Roger Nava, quienes quisieron acompañarle en este especial reconocimiento a sus más de cinco décadas de trayectoria profesional y empresarial.

Adalberto Zambrano, Presidente del Directorio Ejecu-tivo del Instituto, dijo que era un honor brindar este homenaje a quien permanentemente “ha estado en pie de lucha, actuando con tenacidad por el desarrollo futuro del Zulia”.

Nava es Ingeniero Civil egresado de La Universidad el Zulia (LUZ) en 1952, Magíster Scientiarum en Hidráulica de la Universidad de Iowa, en 1954, con Pos-grado en Mecánica de Suelos realizado en la Universidad de Harvard en 1956. Fue Director de la Escuela de Ingeniería Civil de LUZ, y en 1970 Visiting Scholar University of California.

Ha sobresalido por su liderazgo geren-cial en distintas empresas e instituciones, entre ellas Consultores Occidentales Sociedad Anónima (COSA), Consultoría Roger Nava, Fundaluz, Promozulia, Corpozulia, Hidrolago, Enelven, el Insti-tuto para el Control y Conservación de la Cuenca del Lago de Maracaibo-ICLAM, la Asociación para la Conservación de la Cuenca del Lago de Maracaibo - ACLAMA, IESA-Zulia e IGEZ. En Promozulia impulsó proyectos funda-mentales para el desarrollo de la región, como los estudios Zulia Competitividad

para el Desarrollo y Zulia Tercer Milenio.Desde 2005 es Presidente de la Em-

presa Rental de Ingeniería (Erinca), creada por LUZ para ofrecer servicios profesionales en el área de la ingeniería. En el campo de la actividad gremial fue fundador y presidente del Capítulo Zulia de la Cámara Petrolera de Venezuela, llegando a asumir la presidencia de este organismo a nivel nacional.

Al agradecer la distinción Roger Nava señaló que toda su vivencia empresarial y en la docencia ha tenido como eje el deseo de mejorar el futuro de mucha gente y el interés por el Lago de Maracaibo y su cuenca. “Si algo debemos tener claro es que no se puede ir a ningún lado si no sabemos primero a dónde queremos ir”, dijo. Agregó que su fórmula para sortear los problemas ha sido siempre tratar de mantener las ilusiones.

“Sigo amando el Lago, el desarrollo, la hidráulica y los proyectos de ingeniería”. Otra clave ha sido el tener buenos amigos y sobre todo, contar con una buena esposa como Esperanza. “Si la tienen, cuídenla y si no búsquenla”.

José Finol Galué, Presidente del IGEZ entregó la placa de recono-cimiento a Roger Nava. A su lado su inseparable esposa Esperanza


In Situ

Jonny Enrique Patiño, Gerente de Operaciones AIP; Juan Mario Aguas, Gerente General AIP; Renato Cerna, Técnico Ejecutivo de Ventas LMKR; Carlos Yáñez, Soporte Técnico Ejecutivo LMKR; y César Bolívar, Vice-presidente de Ventas para América Latina LMKR

Foro para usuarios de Geographix El 27 de Febrero tuvo lugar un ameno encuentro organizado por LMRK y su aliado en Colombia, Asesoría en Ingeniería de Petróleos – AIP, para dar a

conocer las nuevas capacidades y mejores prácticas del avanzado software de interpretación geofísica

Usuarios de compañías operadoras en Colombia atendieron a la invitación

cursada por LMKR, proveedor de tecno-logías de avanzada de geociencias para el sector de E&P, para presentar los puntos claves de la actualización 2013 de su soft-ware GeoGraphix®.

Como anfitriones por LMKR estuvie-ron presentes César Bolívar, Vicepre-sidente de Ventas para América Latina; Renato Cerna, Técnico Ejecutivo de Ventas y Carlos Yáñez, Soporte Técnico Ejecutivo; y por AIP, Juan Mario Aguas, Gerente General y Jonny Enrique Patiño, Gerente de Operaciones.

En el desarrollo de la agenda, César Bolívar tuvo a cargo una introducción en la que proporcionó a los asistentes una completa visión del alcance de LMKR, su plan de ne-gocios, mejora de productos y su alianza con AIP. Con una amplio portafolio de soluciones, incluyendo interpretación, modelado y soft-

ware de análisis, tecnología móvil, servicios de datos y consultoría de gestión, la firma se enfoca en la reducción del riesgo asociado a la exploración y producción en plays de recursos convencionales y no convencionales.

Carlos Yáñez profundizó en los bene-ficios de GeoGraphix® 2013, entre ellos, servidor de base de datos de 64bit: Basado

en SQL, único en su campo ya sea para usuarios individuales en PC hasta grandes instalaciones con más de 100 gigabytes de datos y múltiples usuarios en un proyecto.

Geographix proporciona las herramien-tas para realizar las tareas con facilidad y precisión, dentro de una base de datos integrada y entorno 3D interactivo.


In Situ

Ecopetrol presentó plan de inversiones 2013 en Campetrol

En el marco de su programa de Encuentros,

la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios

Petroleros invitó el 4 de Marzo a la presentación

del plan de inversiones de la petrolera estatal

Javier Gutiérrez, Presidente de Ecope-trol compartió detalles del programa de

inversiones 2013 y las oportunidades para los suplidores de bienes y servicios en el país.

Lina Beatriz Durán, Jefe de la Uni-dad de Relacionamiento de Mercados y Proveedores de Ecopetrol, explicó a los asistentes el procedimiento para ser parte del grupo de contratistas de la operadora, además de presentar resultados en cifras correspondientes a 2012 y las proyectadas para 2013. El plan de Compras estuvo a car-go de Fabio Mauricio Cardona, Jefe de la Unidad de Planeación Estratégica.

Margarita Villate, Directora Ejecutiva Campetrol; Javier G. Gutiérrez, Presidente Ecopetrol; Hermes Aguirre, Presidente Junta Directiva Campetrol; Lina Beatriz Durán, Jefe de Relacionamientos de Mercados y Proveedores Ecopetrol; Fabio Mauricio Cardona, Jefe de Planeación Estratégica Ecopetrol y Gerardo Villela, Vicepresidente de Campetrol

El Presidente de Campetrol, Hermes Aguirre y su Directora Ejecutiva, Marga-rita Villate, presentaron aspectos relevantes de la “Dinámica Regional del Sector de Bie-nes y Servicios”, con énfasis en el análisis de la demanda nacional y regional en términos

de mano de obra, tecnología y otros servi-cios y el impacto del sector en la economía colombiana. Un ciclo de preguntas fue mo-derado por el Vicepresidente de Campetrol, Gerardo Villela, en el que se dio respuesta a las inquietudes de la audiencia.


In Situ

Torneo de Golf 30 años TDASupply & Services

125 competidores participaron en el evento aniversario realizado el 1 de Marzo en las facilidades del Club Guaymaral de Bogotá

Juan Pablo Andrade, Gerente General de TDA Supply & Services, agradeció a

clientes y relacionados su receptividad y en-tusiasmo, al acompañarles en la celebración de tres décadas de exitosa actividad. En el desarrollo del torneo estuvieron representa-das 52 de las más importantes empresas del sector de hidrocarburos de Colombia.

En la primera categoría destacaron: Alfredo Álvarez-Ricardo Mendieta, 2do neto; Leonel Ruiz–Guillermo Ruiz, 1er neto; Daniel Sáenz-Luis Palacio en el 2do gross.; y Jaime Durán–Jairo Gómez, 1er gross.

En la segunda categoría de HD los resultados fueron: Jaime Cuadro-Javier Morros, 2do neto; Over González-Luis Herrera, 1er neto; Pablo Gómez-Juan M.

Cuellar, 2do gross y Camilo Hernández-Rafael Álvarez, 1er gross.

De igual forma, Daniel Sáenz resultó ganador del “Close to the pin hoy 3”; Erick Rote, del “long drive hoyo 7”; Juan Pablo Dávila y

Carlos Porras, primer y segundo ganador de campo práctica, respectivamente.

Tras el acto de premiación, el equipo directivo y empleados de TDA compartieron con los asistentes en una amena recepción.

Juan Pablo Andrade, Gerente General de TDA,

expresó su entusiasmo por compartir con clientes,

empresas relacionadas y amigos la celebración de

treinta años de crecimiento, esfuerzos y aportes a la industria petrolera

colombiana


Pacific Rubiales incrementó sus reservas de petróleo en Colombia

De acuerdo con los resultados de una evaluación independiente, las reservas probadas y probables (2P) de petróleo de la empresa en Colombia se

incrementaron 27% en el último año

E&P

José Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales, refirió que los reportes

de reservas para 2012 son una demostración palpable de la robustez de la cartera de ex-ploración y desarrollo de la compañía, y de su estrategia de negocios, que incluye creci-miento mediante adquisiciones estratégicas y acumulativas.

“El crecimiento de 27% de las reser-vas es un desempeño sólido, impulsado por descubrimientos de exploración y un número de adquisiciones acumulativas que la compañía pudo alcanzar durante el año”, expresó Arata en un comunicado, agregando que Pacific Rubiales continúa aumentando sus reservas junto con la pro-ducción, así como la adición de recursos en áreas nuevas, gracias a lo cual sigue

diversificando su base de reservas más allá del campo Rubiales.

Entre los aspectos relacionados con las reservas netas después de regalías que se mencionan en los reportes independientes, se destaca lo siguiente:

• Adiciones de reservas (“2P”) probadas más probables netas totales de 145 MMbpe, compuestas por 95 MMbpe por adquisicio-nes, 40 MMbpe por actividades de explora-ción y 10 MMbpe por revisiones.

• Las reservas 2P netas totales crecieron en 27% hasta 517 MMbpe. Las reservas probadas (“1P”) representan el 65% de las reservas 2P netas totales.

• Reemplazo de reservas de 407% con adiciones de reservas 2P netas de 4 bpe por bpe producido.

• El Índice de Vida de las Reservas (“RLI”) 2P aumentó hasta 14 en compara-ción con un RLI de 13 al cierre del año 2011.

• Las reservas 1P netas totales crecieron en 6% hasta 337 MMbpe. Aproximadamen-te el 77% de las reservas 2P netas y el 74% de las reservas 1P son de líquidos de petróleo y gas natural, siendo la mayoría de los mismos petróleo pesado.

• Diversificación contínua de la base de reservas, con el campo Rubiales ahora representando menos de 19% de las reservas 2P netas totales, un descenso con respecto a 29% un año atrás.

• Considerables adiciones de reservas por adquisiciones, incluyendo los primeros asentamientos de reservas en los libros y producción en Perú en el bloque Z-1, en aguas poco profundas costa afuera, y re-servas y producción adicionales producto de las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp. (“PetroMagdalena”) y C&C Energia Ltd. (“C&C Energia”), en tierra firme en Colombia.


E&P

“Para transformar a México hay que mo-ver a Pemex, para que Pemex mueva a

México”, afirmó Peña Nieto, quien explicó que la modernización de esa paraestatal estará basada en seis ejes, plenamente con-gruentes con el Pacto por México.

El primer eje es establecer una nueva estructura organizacional que haga más eficiente, transparente y con rendición de cuentas el desempeño de la paraestatal, mientras que el segundo es alentar la ética corporativa y la responsabilidad social.

Transformación de Pemex prioridad para MéxicoEn la celebración del 75 Aniversario de la Expropiación Petrolera, el Presidente Enrique Peña Nieto reafirmó que Pemex no se vende ni se privatiza y delineó una reforma

energética “que beneficie a todos los mexicanos”

El tercer eje es promover el crecimiento verde; el cuarto pretende potenciar a la industria nacional, mientras que el quinto punto es orientar las inversiones hacia las actividades de mayor valor agregado y rentabilidad para el país. Con el sexto eje se pretende fortalecer su capacidad de inversión y el desarrollo tecnológico, como también lo establece el Pacto por México.

El mandatario mexicano puntualizó que se realizarán los cambios necesarios para transformar a Pemex en una empresa de ca-rácter productivo. Además se prevé ampliar la capacidad de ejecución de la industria de E&P de hidrocarburos, para maximizar la renta petrolera del Estado mexicano.

Reiteró que los principios estratégicos

que orientarán la política energética del Gobierno y la inaplazable modernización de Pemex, son eficiencia, seguridad y sustenta-bilidad energética.

Crecen reservas probadasEn otro orden de ideas, Peña Nieto

sostuvo que México tiene reservas probadas por diez años, que ascienden a 13.868 millo-nes de barriles de petróleo. Agregó que las estimaciones preliminares de Pemex ubican el valor de las reservas totales del país (re-servas 3P) en 44.530 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. “Este volumen, que incluye las reservas probadas, probables y posibles, representa hasta 30 años de pro-ducción”, indicó.


Análisis


Oferta de gas natural

El total de recursos de gas natural en Venezuela, según cifras de Pdvsa,

suman 433 billones(1012) de pies cúbicos (tcf), de los cuales 195 tcf son reservas probadas, 36 tcf son reservas probables y 34 tcf son reservas posibles, el resto de los recursos de gas natural por definir suman otros 178 tcf. Es de observar que de los 195 tcf de reservas probadas solo el 19% están desarrolladas, es decir 37 tcf, el resto necesita nuevos pozos, nuevas estaciones, nuevas plantas compresoras, y gasoductos. Acorde con la NY Securities and Exchange Commission las empresas deben presentar planes concretos para desarrollarlas en 5 años. También la normativa en materia de reservas indica que de las reservas probables se pueden contabilizar el 50% a ser producidas y de las posibles 10%. Con respecto a los otros recursos, se puede estimar conservadoramente que se mate-rialicen 20%, es decir, 35,6 tcf, por lo tanto,

Diego J. González Cruz, Senior Associate E&P and Natural Gas Global Business Consultants

se tendrán para los estimados de oferta de gas natural reservas recuperables en Vene-zuela de 251,9 tcf (195+18+3,3+35,6 tcf), cifra relevante a nivel mundial.

DemandaLos consumos de los mercados conven-

cional es de gas de Venezuela, incluyendo los de Pdvsa, se han estimado en 19.449,6 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d) para el mediano/largo plazo (año 2030), es decir se llegaría a consumir 7,1 tcf anuales, que en 17 años sumarian 120,7 tcf, lo que deja oportunidades para industrializar los 131,2 tcf restantes de las reservas antes estimadas, una cifra considerable.

IndustrializaciónAdemás de cualquier proyecto de

gas metano liquido (LNG), se presentan oportunidades para acometer proyectos de producción de dimetil éter (DME) que es un excelente aditivo para el diesel que se

consume tanto en Europa, como en el trans-porte pesado de todo el mundo; así proyectos para conver-tir gas natu-ral a líquidos combustibles (GTL), inclui-da gasolinas y jet fuel (combustible de aviación);y proyectos de metanol a gaso-lina (MTG)i ii.

Para los proyectos de GTL, en plantas tipo como la que desarrolla la empresa Siluria Technologies de California, se necesita asegurar reservas de solo 5 tcf para una planta de 500 Mpc/d (si el gas natural contiene hidrocarburos pesados mejor para la economía del proyecto -que es el caso de nuestro gas natural asociado a la producción de petróleo). Hay otras ex-

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celentes mini plantas (http://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/2012-annual-conf/fleisch.pdf) que también procesan volú-menes pequeños de gas natural en forma económicaiii, porque plantas tipo Pearl, que construyó Shell en Qatar requieren cargas diarias de millardos de pies cúbicos de gas, y cuestan millardos de dólaresiv , y solo las grandes empresas de punta (las majors) podrían acometerlos (por supuesto no se puede descartar que estén interesadas en venir a Venezuela).

InversionesInvertir en el petróleo y el gas natural

es la verdadera siembra petrolera, porque significa sembrar en el petróleo (Rodrí-guez, El petróleo como instrumento de progreso, IESA, 2012). Ya que no se trata de explotarlo y venderlo como crudo solamente, sino aprovechar al máximo la producción y comercialización de sus derivados. Hablando de inversiones de manera ilustrativa daremos algunas cifras.

Datos de 2008v, una planta de GTL que procesa 650 Mpc/d de gas natural costaba unos 28.000 US$ por cada barril diario de GTL a producir, es decir que para producir 65.000 b/d se requirieron 1.800 millones de US$. Esta producción comprende 44.000 b/d de diesel casi puro, 17.000 b/d de nafta y 4.000 b/d de GLP. Los costos de producción eran de unos 6 US$/barril (145 millones de US$/año). Estos costos excluyen depreciación y el costo del gas natural . Más recientemente (2012) se presentaron inversiones y costos para una planta prototipo en Louisiana (Golfo de México) para procesar 200 Mpc/d de gas natural y producir 20.000 b/d de diesel de mínimo contenido de azufre. Los costos de capital de esa planta estarían entre 60.000 y 85.000 US$/barril, y los costos de operación estarían entre 12 y 18 US$/barrilvi.

Hoy se han desarrollado plantas de GTL muy pequeñas, que procesan desde 5 Mpc/d de gas natural para producir 500 b/d de gasolina, con inversión de 40 mi-llones de US$ y costos de operación anual de 200 MUS$vii, es decir, cifras manejables para pequeños productores y procesadores venezolanos o extranjeros que quieran invertir en Venezuela, y estén en libertad de comercializarlos en Venezuela, en sus

propias estaciones de servicio y convenien-cia si es su decisión, a precios cercanos a los internacionales o exportarlos al país que deseen, sin trabas ni restricciones.

En el caso de los proyectos de metanol a gasolina (MTG)viii ix ExxonMobil está a la cabeza de esta tecnología. Ya en China se están iniciando proyectosx de este tipo. En Louisiana Golfo de México (Lake Charles) la empresa G2X Energy, Inc y EMRE pla-nean invertir 1.300 millones de US$ para construir una planta que rendirá 90% de gasolina (no hay datos de consumo de gas natural) y producirá 991 empleos.

Al final cada productor o procesador hará sus economías para acometer los respectivos proyectos, cuya licencia o permiso solicitará ante el Ente regulador a crearse, o entrar a través de las rondas que este invite.

Resumiendo, es necesaria una aper-tura para desarrollar e industrializar los recursos de gas natural de Venezuela, y la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG) lo permite. Paralelo a esta apertura normativa, deben producir-se cambios legales en materia cambiaria, expatriación de capitales, ley del trabajo, entre otros aspectos, única forma de atraer a los inversionistas nacionales e internacionales, las tecnologías y los recursos humanos necesarios para mo-netizar esas reservas, sin estos cambios será difícil desarrollar e industrializar los recursos de gas natural.

Referenciashttp://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechnolo-gies/files/conference_2011.1204.MTG_World_CTL.pdfhttp://www.exxonmobil.com/Apps/RefiningTechno-logies/files/sellsheet_09_mtg_brochure.pdfhttp://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/2012-annual-conf/fleisch.pdfivhttp://www.shell.com/global/aboutshell/our-strategy/major-projects2/pearl/overview.htmlvhttp://www.egyptoil-gas.com/read_article_issues.php?AID=143 (consultado el 29 02 2013) vihttp://www.musestancil.com/wp-content/uploads/2012/06/Gas-To-Liquids-Plants-Offer-Great-ROI-May-2012.pdfviihttp://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/2012-annual-conf/fleisch.pdfviiihttp://www.exxonmobil.com/apps/refiningte-chnologies/files/conference_2011.1204.MTG_World_CTL.pdfixhttp://housemajority.org/coms/hres/27/Presenta-tion_NPRA_20110327.pdfxhttp://gyn.de/blog/xinjiang-s-first-methanol-gasoline-project-in-aksu-kaijian/


Conscientes que el mundo de la energía está entrando en una período de profunda transformación donde las nuevas tecnologías e innovaciones desde

hace mucho tiempo vienen desafiando las expectativas de cambio en el balance de la energía, más de 2.200 participantes de unos 50 países del orbe asistieron a la 31 Conferencia Ejecutiva de IHS Cambridge Energy Research Associates, que por

tradición se realiza todos los años en Houston, esta vez enfocada en las fuentes de este proceso de transformación y su impacto en el ámbito energético, tal como lo

reflejó el tema central “Conductores de cambio: Geopolítica, mercados y el nuevo mapa de la energía”

La mayor conferencia del mundo para los ejecutivos de la energía transcurrió

a lo largo de una intensa semana de aná-lisis, debate y consideraciones cruciales por parte de los líderes de la industria energética con el propósito de comprender el panorama actual de la industria en un intento por visualizar lo que depara en el futuro a mediano plazo.

Con una temática extensa pero cen-trada en las principales fuentes de energía - petróleo, gas, carbón, nuclear y renova-bles-, la reunión permitió a la audiencia escuchar las principales voces ejecutivas al mando de los negocios de la energía, acer-ca de sus visiones y percepciones ante el

reto de adaptarse a los tiempos de cambio que experimenta la industria. El escenario también sirvió de marco para considerar los argumentos que sirven de base al más reciente informe de IHS “Visión de la Energía 2013 – Transiciones en Energía: Pasado y Futuro”.

Este informe examina cuales han sido las principales transiciones en los últimos 250 años y los factores que podrían condu-cir a nuevos cambios en el mix energético en las próximas décadas.

Considera que la profunda preocupa-ción que existe por el cambio climático desde el comienzo de este siglo, y el creci-miento de la demanda energética liderada

por los países en desarrollo (incluyendo 1,3 millones de personas que todavía no tienen acceso a fuentes modernas de ener-gía) han estimulado el debate sobre una nueva transición energética. En respuesta a este desafío, los responsables de tomar políticas al respecto han estado mirando hacia fuentes bajas en carbono y renova-bles de energía, sin obviar que todas las transiciones energéticas anteriores se han dado por la naturaleza intensiva en capital del sector energético y los largos períodos de gestación.

Sin embargo, Daniel Yergin, Vice-presidente de IHS dijo que “aunque el consumo global crecerá y la participación

March 4 - 8 - The Hilton Americas - Houston

Un ameno encuentro entre Daniel Yergin, Vicepresdiente IHS; Jorge Zajia, Editor de Petroleum, y Pete Stark, Senior Research Director and Advisor IHS


Escenariode las fuentes bajas en carbono y sin car-bono también se incrementará significati-vamente, el mix energético en 2030 no será muy diferente de lo que es hoy”. El autor de best seller The Quest comentó que “más allá de 2030, el impacto de la innovación, la investigación y el desarrollo, así como de los precios y las políticas gubernamen-tales, tendrán efectos cada vez mayores en cuanto a la alteración de ese mix”.

De acuerdo al estudio, la transición hacia fuentes bajas en carbono y renovables, aun tendría que superar importantes desa-fíos que requieren un cambio fundamental principalmente en la naturaleza de los actuales sistemas de electricidad del mundo.

A lo largo de CERAWeek el tema de los recursos no convencionales fue uno de los más debatidos, toda vez que sigue impulsando cambios en la reconfiguración de los escenarios de producción de energía, sin embargo, el aspecto más cuestionado fue con cuánta rapidez podría avanzar el desarrollo de estos recursos a nivel global.

Yergin sostuvo que la producción de hi-drocarburos de EE.UU. creció un 40% desde 2008, el mayor crecimiento en la producción de cualquier país durante ese período. “Todo esto está dando lugar a una fuerte discusión de cómo las necesidades de energía serán satisfechas en las próximas dos décadas y lo que será el mix de la energía”, dijo.

Las previsiones del mercado energético y las posibles sorpresas en 2013, y más allá, fueron temas abordados por el panel que abrió la conferencia el 4 de Marzo.

Este año EE.UU. espera alcanzar un promedio de producción de 7,3 millones barriles por día. De acuerdo al reporte de la Administración de Información de Energía en 2012 el incremento llevó al ni-vel de 6,4 millones de bpd. En consecuen-cia, las importaciones estadounidenses de crudo están disminuyendo desde su máxi-mo en 2005, “mas no desapareciendo”, dijo James Burkhard, Vicepresidente y Director de Investigación y Escenarios de Mercado de Petróleo de IHS.

La importación estadounidense de petróleo promedió 7,7 millones de bpd en Febrero de 2013, con una disminución de 1,2 millones de bpd respecto Febrero 2012. Para Burkhard el desarrollo de tight oil -o petróleo apretado- fuera de Estados Unidos será mucho más lento de

Perspectivas globales 2013 de IHS Durante el primer día de la conferencia los expertos de IHS compartieron sus percepciones

y puntos de vista sobre los mercados de energía así como las tendencias emergentes y globales de la industria

lo que ha sido en los EE.UU. y Canadá. “Hay recursos reducidos del petróleo en todo el mundo. La cuestión es el ritmo de los que podrían ser desarrollados y producidos”, dijo.

Michael Stoppard, Director Eje-cutivo Global Gas de IHS, afirmó por su parte que 2013 marcará el comienzo de un reequilibrio de los desequilibrios en los precios del gas, los cuales en Estados Unidos se encuentran en niveles “insoste-niblemente bajos”.

Aseguró que la demanda mundial de gas continuará creciendo con fuerza en los próximos 2-3 años, pronosticando que antes de 2015 estarán disponibles volúme-nes de exportación de GNL de los EE.UU. para el mercado mundial.

Refiriéndose a un “rediseño” del mapa mundial de gas, Stoppard dijo que ve tres conductores de suministro: gas no conven-cional, los descubrimientos de gas en aguas profundas y el gas asociado al tight oil.

Xizhou Zhou, Director de Energía de IHS China, se refirió a la tendencia hacia la diversificación que experimenta el país mayor consumidor de energía. China representó el 40% del crecimiento de la de-manda mundial de petróleo el año pasado.

La mitad de las nuevas centrales eléc-tricas de China son las plantas de carbón con un cambio obvio a otros combustibles, principalmente gas y nucleares, dijo. Ac-tualmente el carbón representa el 80% de la generación eléctrica del país asiático, pero se espera que descienda al 50-60% en 2025. “Creemos que la diversificación de carbón ya ha comenzado”, sostuvo Zhou.

Thane Gustafson, Director Senior de IHS Rusia y Mar Caspio, dijo que para Rusia se anticipa un entorno político estable acompañado de un crecimiento económico satisfactorio. “2013 parece un año inusualmente tranquilo”, señaló, agre-gando que quizás el ritmo de desarrollo de tight oil en el país de algunas sorpresas.

Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS

La sesión sobre perspectivas globales del mercado de energía contó con la participación de los expertos de IHS James Burkhard, VP y Director de Investigación de Mercado Petrolero y Escenarios; Michael Stoppard, Director Global de Gas; Lawrence Makovich, VP y Asesor Global de Generación Eléctrica; Atul Arya, VP Senior de Energía; Xizhou Zhou, Director de Energía de China; Thane Gustafson, Director Senior de Energía de Rusia y el Mar Caspio; y John Larson, vicepresidente del Sector Económico y Consultoría Pública


Al-Falih señaló cuatro nuevas realida-des que están impulsando un cambio de paradigma en la industria energética. En primer lugar, que la demanda mundial de energía se está moderando, debido no sólo al estancamiento económico, sino también a los cambios demográficos, el comporta-miento del consumidor y las políticas gu-bernamentales. Segundo, la preocupación por las limitaciones de los recursos se han disipado en gran parte con el boom de los no convencionales. Tercero, un mayor enfoque de la política gubernamental de monitorear el acceso a los recursos clave, y cuarto, la notable la reevaluación de las políticas en medio ambiente y renovable.

El ejecutivo saudí al hablar sobre el tema de la resiliencia comentó que la es-tabilidad del mercado ayudaría a asegurar los suministros de energía ante las pertur-baciones causadas por los shocks geopolíti-cos, económicos o ambientales, por lo que reiteró el compromiso de Arabia Saudita para responder a las interrupciones. “La industria debe prestar atención a las leccio-nes del pasado, fortaleciendo sus defensas

Cambio de paradigma en la industria de la energía El martes, 5 de marzo, Scott Key, Presidente y Director de Operaciones, y Daniel Yergin,

Vicepresidente de IHS dieron apertura a la conferencia, con una cálida bienvenida a los más de 2.500 delegados reunidos. El orador principal fue Khalid Al-Falih, Presidente y CEO de Saudi

Aramco, quien elogió la salud general de la industria energética mundial, especialmente la del sector de energía de EE.UU., cuyo crecimiento en hidrocarburos no convencionales dijo que

sigue macando el paso para el resto del mundo

La revolución no convencional impulsa cambios en las estrategias empresariales

físicas y virtuales y la inversión para el ma-nejo adecuado de los riesgos (…) debe ser consciente de los posibles impactos sociales y abrazar la sostenibilidad ambiental y los procedimientos de seguridad”.

Destacó la intención de Arabia Saudita de mantener una capacidad de producción de 12,5 millones de barriles por día a través de la inversión en el desarrollo y expansión de sus campos activos, de inversiones cre-cientes en materia de gas convencional y no

convencional para consumo interno, en tec-nología de energía solar y la exploración en aguas profundas en el Mar Rojo. También citó un reciente ataque cibernético en Saudi Aramco como ejemplo de cómo las com-pañías deben estar vigilantes en la defensa contra ataques cada vez más sofisticados y organizados. Dijo que el ataque no produjo ninguna interrupción en los suministros de petróleo, y que esto sólo era posible a través de una planificación exhaustiva.

El discurso principal del segundo día de IHS CERAWeek estuvo a cargo de Ryan Lance, Presidente y CEO de ConocoPhillips, quien se refirió a lo que denominó un “nuevo mundo

valiente” en la industria de los hidrocarburos, gracias a los recursos no convencionales

Ryan Lance aseguró que el entorno actual de la industria es diferente al de hace apenas una década, cuando la seguridad del suministro era un gran problema, el excedente de capacidad de producción mundial estaba en declive, además de la rá-pida expansión de las economías asiáticas. Comentó que hoy mientras la demanda global de energía sigue desplazándose de los países OCDE a los no OCDE, las oportunidades globales de suministro se encuentran cada vez más en la OCDE, en

particular en los Estados Unidos, Canadá y Australia. Los factores que han facilitado la revolución no convencional en América del Norte incluyen una enorme flota de ta-ladros, mano de obra calificada y sistemas legales y regulatorios bien establecidos. De hecho, “América del Norte podría con-vertirse en un exportador neto de energía dentro de una década”, dijo Lance.

De igual modo, dijo que esa revolución no convencional ha provocado cambios fun-damentales en las estrategias empresariales.

Escenario

Khalid al-Falih, CEO de Saudi Aramco, dijo que el crecimiento de la demanda mundial de petróleo se ha moderado, en gran parte debido a las presiones ambientales y los cambios de estilo de vida, así como las políticas energéticas

Ryan Lance, Presidente y CEO de ConocoPhillips


“Hoy día las empresas petroleras nacionales están tratando de participar en las oportu-nidades no convencionales en poder de las empresas petroleras internacionales”. Al mismo tiempo, las petroleras internacionales están reorientando el crecimiento orgánico en lugar de fusiones y adquisiciones.

Al comparar los ciclos de vida de las inversiones en el desarrollo de conven-cionales y no convencionales, explicó, por ejemplo, que el shale requiere “una

mayor inversión en curso, pero permite una recuperación rápida”, mientras que los “megaproyectos” convencionales re-quieren inversiones iniciales muy grande, con recuperaciones que pueden tardar una década o más. También notó la diferencia La experiencia operativa más adecuada para los dos tipos de desarrollos es también diferente; los desarrollos no convencionales requieren de un rápido despliegue de las plataformas y equipos de completación,

y la atención se centra en mejorar la eficiencia y control de costos. La planifi-cación y ejecución de estos proyectos no convencionales en comparación con, por ejemplo, los proyectos convencionales de aguas profundas, son muy diferentes.

“Queda mucho por descubrir sobre los no convencionales, incluso los factores de recu-peración final y el óptimo espaciamiento del pozo. La industria está en el “primer inning de ese juego”, y hay “muchas entradas para ir”.

Steve Williams habló sobre la cons-trucción de un puente hacia un futuro po-sitivo de energía para América del Norte a través de un diálogo significativo centrado en soluciones, la fuerte asociación entre Canadá y los Estados Unidos, y la inno-vación y la colaboración para compartir tecnología ambiental y buenas prácticas.

Plenaria Global de Petróleo El panorama del petróleo y gas en Canadá y Colombia

Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS, presidió la sesión plenaria mundial de petróleo la cual convocó a Steve Williams, Presidente y CEO de Suncor Energy, con sede en Canadá, y a Orlando Cabrales Segovia, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH para

citar las experiencias y retos de la industria en ambos países

Señaló que las arenas petrolíferas contribu-yen sólo con una décima parte del 1% de las emisiones globales de carbono, menos que las ciudades más grandes.

Dijo que la fuerte asociación en energía y de beneficio mutuo entre los Estados Unidos y Canadá, que representa US$ 87 mil millones en el comercio, crea puestos

de trabajo en ambos países y proporciona una fuente confiable y segura de abasteci-miento de petróleo para los Estados Uni-dos, podría servir como modelo en otras partes del mundo. Mencionó la misión de la Canadian Oil Sands Innovation Alliance (Cosia) conformada por 14 empresas en Canadá, y enfocada en la reducción de los

Escenario


Escenario

2012 y 2030 y dijo que cree firmemente que el país puede llegar al escenario máxi-mo de 38 millones de barriles de petróleo y 16 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas. La mayor parte de los recursos de petróleo sería poco convencional, del offshore y crudo pesado, mientras que una porción significativa del gas sería de plays no con-vencionales. Para lograr estos objetivos mencionó tres desafíos. Primero, la seguri-dad, pues “si el país ha hecho grandes pro-gresos en los últimos 10 años, debe seguir

Al iniciar su conferencia Li Fanrong mencionó la reciente adquisición de Nexen por parte de CNOOC por US$15 mil millones, la cual describió como un hito fundamental en la búsqueda de convertirse en un líder mundial de energía.

Reflexionó acerca del impacto de la creciente demanda de energía en el balan-ce mundial de oferta/demanda. China ha

China: el mayor importador mundial de petróleoLi Fanrong, Presidente y CEO de China National Offshore Oil Corporation habló abiertamente sobre los pasos que China debe tomar para garantizar el abastecimiento futuro de energía

que sigue en aumento

más que duplicado su demanda de energía y se ha convertido en el mayor importador mundial de petróleo, mientras que India, Brasil y otras economías emergentes tam-bién han incrementado sus requerimientos. Dijo que China tendrá que invertir más en transporte público, así como en recursos de energía alternativa como la solar y la eólica, asimismo en I + D y la tecnología

para mejorar la recuperación de petróleo.Fanrong habló además de la necesidad

de estrechar la colaboración, tanto en tér-minos de desarrollo de tecnología como de riesgo financiero, que permita a la indus-tria explorar nuevas fronteras en recursos no convencionales y de aguas profundas para satisfacer la demanda incremental de petróleo y gas a nivel global.

Bob Dudley afirmó que el desarrollo de gas de esquisto ha tenido un efecto transformador sobre la economía de EE.UU. en términos de empleo, la diver-sificación de la industria de la energía en todos los estados, y el resto del comercio en el país.

“Muchas otras regiones tienen poten-cial para un desarrollo similar, incluyendo a Rusia, pero requerirán inversiones en

Superando los desafíos y sumando oportunidadesLa conferencia de apertura del tercer día fue dirigida por Bob Dudley, Director Ejecutivo de BP, quien se refirió al desarrollo de la energía a nivel global, la importancia de Estados Unidos y Rusia

y el rol de BP en su compromiso por la seguridad de las operaciones

energía en una escala épica”. Dudley se mostró confiado en que Argelia pueda desarrollar sus recursos de gas de esquisto próximamente y pronosticó que el progre-so en Europa será lento, mientras que Chi-na va a encontrar los medios para explotar sus recursos de esquisto en el largo plazo.

Concluyó su discurso diciendo que “la historia ha favorecido a los optimistas” y que la industria de petróleo y gas no es un

negocio para los pusilánimes o desalenta-dos con facilidad. Dijo que hechos como la crisis de la plataforma Deepwater Horizon han permitido a BP emerger como una compañía más segura y más fuerte.

“Estamos cumpliendo nuestros com-promisos, hemos establecido nuevos estándares, seguimos trabajando muy sistemáticamente en materia de seguridad y nuestro historial sigue mejorando”.

siendo diligente”. Consideró que recientes ataques contra la infraestructura petrolera estaban destinados a mantener presión so-bre el gobierno durante las negociaciones con los rebeldes. Segundo, incrementar la proporción de reservas a producción haciendo mayor exploración. Y tercero, la planificación de los desarrollos futuros de modo que la falta de infraestructura no crea un cuello de botella. Recalcó que Colombia está “abierta para los negocios” y es un lugar atractivo hacer inversiones.

impactos ambientales de las operaciones en estas arenas petrolíferas. “Cosia permitirá a las empresas compartir tecnologías y mejores prácticas con el objetivo de lograr avances para reducir el consumo de agua y las emi-siones de gases de efecto invernadero”.

Cabrales Segovia compartió los logros de Colombia en los últimos ocho años, los planes del país para incrementar las reservas y los desafíos que mantiene.

En 2005 la producción del país fue 639.000 barriles de petróleo equivalente por día, y en 2012 alcanzó el hito de 1 millón de barriles por día, mientras que para este año se proyecta una producción de 1,2 millones. La actividad de exploración también aumen-tó durante ese período: 35 pozos explorato-rios fueron perforados en 2005 y 131 pozos en 2012, mientras que la inversión extranjera directa aumentó aproximadamente seis veces más en ese periodo.

Cabrales describió varios escenarios para encontrar más petróleo y gas entre

Durante el desarrollo de la Plenaria Global de Petróleo, Daniel Yergin; Orlando Cabrales, Presidente de la ANH y Steve Williams, Presidente y CEO de Suncor Energy


Global Gas PlenaryOportunidades y retos en los mercados de gas

Durante esta plenaria el debate se centró en los mercados de gas en varias regiones, incluyendo el “vendaval de esquisto” en Norteamérica, la crisis de suministro de gas natural

licuado (GNL) en Asia, la expansión de la capacidad de exportaciones de GNL en Australia, y el mercado “tibio” en Europa. Michael Stoppard, Director Ejecutivo Global Gas de IHS

Joseph C. Geagea, Presidente de Gas y Midstream de Chevron señaló que el rápido desarrollo de esquistos en América del Norte no es probable que sea replicado en otras regiones del mundo, porque se necesitan otras fuerzas propulsoras como regulaciones propicias, condiciones geoló-gicas y un mercado propicio.

Philippe Sauquet, Presidente de To-tal Gas & Power, llegó a la conclusión de que Asia seguirá desempeñando un papel

vital en las importaciones de GNL, siendo Japón el principal comprador, China y la India también serán responsables de una gran proporción de la demanda, y surgirán nuevos importadores, como Tailandia, Singapur y Vietnam.

Peter Coleman, CEO y Director General de Woodside Energy, habló sobrelas exportaciones de GNL de Australia, e hizo una revisión de las iniciativas que su compañía ha adoptado. Explicó que la

capacidad de planificar a largo plazo, junto con buenas estrategias de contratación, constituye la clave para manejar riesgos en mega-proyectos como los de GNL.

Rainer Seele, Chairman de Winters-hall Holding GMBH, analizó el estancado mercado de gas en Europa, cuyas razones atribuyó a la falta de regulaciones para incentivar a los productores de gas, la den-sidad de población y la falta de propiedad de la tierra que permita la exploración.

Participaron en la Plenaria Global del Gas Joseph Geagea, Presidente Chevron Gas; Philippe Sauquet, Presidente Gas & Power, Total; Michael Stoppard, Director Ejecutivo Global Gas de IHS; Peter Coleman, CEO de Woodside Energy; y Rainer Seele, Chairman de Winterhall Holding GMBH


Tecnología automotriz y la eficiencia de combustibleDaniel Akerson, Presidente y CEO de General Motors (GM) tuvo a cargo la conferencia principal

del tercer día, en la que citó al ensayista y dramaturgo de Texas Larry L. King: “Por unos pocos momentos preciosos ... estoy de vuelta en el viejo Texas, bajo un cielo alto , donde todo es posible,

y de nuevo el viento sopla libre”

Con la frase anterior Daniel Akerson quiso recordar los primeros días de abun-dante energía en los Estados Unidos, que permitieron al país progresar enormemente, en contraste con el periodo posterior de de-pendencia de las importaciones energéticas extranjeras, que subrayaron la vulnerabili-dad del país a las fluctuaciones de precios de las materias primas.

Akerson estimó que unos 500.000 ve-hículos eléctricos serán conducidos en las carreteras estadounidenses en 2017, des-plazando enormes cantidades de petróleo importado. Entre 2005 y 2010, GM redujo la intensidad de energía por cada vehículo fabricado en un 28%.

Concluyó que los ingresos extraor-dinarios ingresos federales y estatales de

petróleo y gas no convencional “nos está permitiendo de nuevo un gran sueño”. El gas también es una oportunidad enorme de ahorro para las flotas de vehículos co-merciales y operadores de camiones, pero

la construcción de la infraestructura de abastecimiento de combustible necesaria, será de vital importancia para prever que el gas natural se convierta en un producto de nicho en el transporte.

Repensando el futuro de la energíaDurante la noche del cuarto día de IHS CERAWeek 2013, Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS,

entrevistó al famoso Presidente de Microsoft Corporation, Bill Gates, quien preside la Fundación Bill & Melinda Gates Foundation, defendió el uso de la energía nuclear como fuente de energía

limpia y eficiente para el futuro

Bill Gates hizo notar el contraste entre la innovación en el mundo del soft-ware y la informática personal, donde el advenimiento de las nuevas tecnologías y su revisión es un proceso de mes a mes, y la innovación en el mundo de la energía, que toma muchos años. Enfatizó la necesidad de un presupuesto intensivo para la in-vestigación y desarrollo (I+D) en energía,

con enfoque en la energía solar, eólica, y en captura y almacenamiento de carbono de los combustibles fósiles.

Se mostró escéptico sobre las perspec-tivas de largo plazo de almacenamiento de electricidad, señalando que la gente de-bería dejar “la esperanza de un milagro”. Señaló que hay sectores claves, en particu-lar la educación, donde la investigación y

desarrollo es casi inexistente. Precisamente la Fundación Bill & Melinda Gates ha invertido en estudiar cómo hacer buenos maestros y utilizar este conocimiento para capacitarlos en ser más eficaces.

El genio en la computación describió su carrera en Microsoft y la transición de CEO a Presidente antes de discutir el futuro de la tecnología informática y del Internet. Dijo que la computación en nube se convertirá en predominante sólo cuando sea tan segura y estable como una compu-tadora personal. Las mayores innovaciones en los próximos 20 años tendrán que ver con la capacidad de poner pantallas en cualquier lado y la penetración de robots en la sociedad en general.

Daniel Yergin y Bill Gates concluyeron la sesión con un debate sobre la seguridad cibernética, tema que Gates no considera como un asunto estructural, ya que Win-dows 8 y otros sistemas actuales solucionan muchos de estos problemas. La conciencia pública del problema si es importante.

Escenario

El CEO de General Motors, Dan Akerson, abogó en Ceraweek porque la energía sea más accesible para los ciudadanos esta-dounidenses y una política energética a favor de la ampliación del uso del gas na-tural, la reducción de la dependencia del petróleo extranjero y de las emisiones de gases de efecto invernadero

Bill Gates sostiene que la expansión de la energía nuclear es la forma más econó-mica y segura para resolver el problema del cambio climático, mejor opción incluso que la eólica o la solar


Escenario

Conferencistas de Estados Unidos, Canadá y Colombia profundizaron sobre los principales desafíos del sector en el marco de este evento

organizado por el Colegio de Estudios Superiores de Administración -CESA, de Colombia, con el acompañamiento de la Escuela de Negocios de la

Universidad Alberta de Canadá

En una industria creciente pero

bajo presión por los costos que genera,

la tecnología se constituye en un factor dominante y el personal

en el recurso más valioso del sector, en el cual la educación tiene un papel fundamental

que desempeñar

A fin de lograr que Colombia se man-tenga en el mapa petrolero mundial,

es indispensable una mayor inversión en exploración que permita incrementar las reservas y así sostener la producción por encima del millón de barriles diarios.

Con este y otros importantes señala-mientos concluyó el Foro Internacional de Hidrocarburos 2013, efectuado el 20 de Febrero en el Club El Nogal de Bo-gotá, cuya agenda se centró en los retos macro y micro económicos que plantean el crecimiento del sector de hidrocarburos en Colombia. Bajo el lema “Perspectivas y valor de las empresas del sector” el pro-grama contó con la presencia de ministros, analistas, académicos, líderes y actores del sector energético y financiero del país.

Durante la apertura el Rector del CESA, José Manuel Restrepo, dijo que el sector educativo privado debe estar cada

En la mesa de instalación del Foro: Karín Kure, Rep. Estudiantil CESA; Camilo Calderón y Marco Fidel Rocha, del Consejo Directivo CESA; Orlando Cabrales, Presi-dente ANH; José Manuel Restrepo, Rector CESA; Joseph Doucet, Decano Alberta School of Bussiness; y Henry Bradford, Vicerector CESA

al fortalecimiento de la formación de las próximas generaciones que aportarán al crecimiento de los países, por lo cual celebramos estar en compañía de Canadá que tiene mucho que enseñarnos”, dijo.

Puntualizó asimismo la importancia de saber valorar a las empresas del sector de hidrocarburos, siendo esa una de las razones primordiales que propició la organización del foro, además de lograr reunir al talento de la industria, del sector financiero.

Oportunidades de Inversión en el Sector Minero-Energético

La primera sesión del foro tuvo como oradores al Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Cabrales Segovia y al Decano de Alberta School of Business, Joseph Doucet.

Orlando Cabrales aprovechó el esce-nario para compartir una vez más los resul-

vez más comprometido con el desarrollo de la industria petrolera colombiana. “Las alianzas inter institucionales contribuyen


Escenariotados en materia de producción, contratos firmados, actividad sísmica, perforación de pozos, reservas e inversión extranjera directa en Colombia. Destacó que con una meta para 2013 de 1.297.000 barriles de petróleo equivalente por día, el desafío de Colombia y de la Agencia es “sostener la producción actual y su crecimiento”.

La primera parte de su presentación se centró en la actualidad del sector de hidro-carburos colombiano y el esfuerzo hecho en la última década para casi duplicar la producción, subrayando el hecho de haber logrado sostener el nivel de producción am-pliamente por encima del millón de barriles.

Desde la creación de la ANH ha habido una muy buena asignación de áreas. 2012 cerró con 54 contratos, 2013 es un año de transición, previéndose sólo 25 contratos. “El plan de desarrollo son 205 contratos durante el cuatrienio, de modo que en la Ronda 2014 para la cual nos estamos preparando, si tenemos una meta de 50 contratos. En 2012 adelanta-remos más bien un proceso de asignación de áreas para el gas metano asociado al carbón. Tiene pleno sentido aprovechar ese gas, incluso desde el punto de vista ambiental y económico, si bien hay allí unos retos importantes, especialmente el de la coexistencia con el propietario del título minero, y en eso estamos trabajan-do”, dijo Cabrales.

Otro aspecto importante es que en las áreas donde no hay mucha informa-ción geológica, la Agencia debe hacer un esfuerzo mucho más agresivo para adquirirlo, de tal manera que esas áreas estén mejor justificadas técnicamente para ofrecerlas a los inversionistas. En ese sentido, el pasado año la ANH perforó directamente más de 20 pozos estratigrá-ficos, adquirió 1.500 km de sísmica 2D y este año se contemplan otros 8.000 km de sísmica 2D. Para Cabrales la exploración es la semilla que permite hacer sostenible la actividad de producción en el mediano y largo plazo. “Hemos venido incremen-tando la sísmica y a futuro tenemos metas más ambiciosas.

En materia de pozos exploratorios, 2012 terminó con un récord histórico de 131 pozos y la meta este año es de 135 pozos. El porcentaje de éxito exploratorio hoy día es de 33% y se espera subirlo a un

riencia de Alberta, una región cuyo sector energético representa el 27.6% del PIB. El total de reservas de Alberta es de 170.2 billo-nes de barriles, de los cuales 168.7 billones de barriles son reservas de bitumen y 1.5 billones de barriles de crudo convencional.

Para Doucet “el medio ambiente se ha convertido en una problemática mundial frente a la cual no sólo no hay escapatoria, sino que además es crítica para el proceso de aceptación de las empresas petroleras en su relación con las comunidades”. El Decano de Alberta School of Business también compartió algunas conclusiones resaltantes del estudio “The 9 habits of highly effective resource economies, les-sons for Canada”, una investigación sobre la dotación de recursos naturales del país y las lecciones aprendidas de otras nacio-nes respecto a la administración de sus recursos y la creación de valor, con énfasis en el manejo responsable de los ingresos,

50%. En cuanto a la inversión extranjera directa en el sector, dijo que los US$6.400 millones reportados en 2012 representaron el 40% del total del IDE, esperándose que este año se mantenga en el mismo orden. “Obviamente debemos aprovechar esta riqueza como país para tener más educa-ción, mas tecnología y que otros sectores de la economía crezcan”.

Joseph Doucet por su parte, tras seña-lar que para Canadá era muy grato compar-tir las lecciones aprendidas con Colombia, dijo que “pretendemos seguir acompañando el crecimiento de la industria de este país, con inversiones, apoyo tecnológico y la for-mación de talento humano”.

El experto en temas de política ener-gética centró su charla “Retos dinámicos – oportunidades ocultas” en el impacto dominante de la tecnología y las buenas reglas de información, política, mercados y creación de valor, con enfásis en la expe-

infraestructura, investigación colaborati-va, impuesto al carbono, diversificación del comercio y la inversión, empresas competitivas a nivel mundial, las ayudas relacionadas con los recursos, el desarrollo y el plan energético canadiense.

Otra intervención destacada fue la de Randall Morck, Director del Instituto Canadiense de Gobierno Corporativo, cuya presentación “Recursos naturales y la riqueza de las naciones” partió del ejemplo de Japón para mostrar cómo a pesar de tener escasos recursos naturales un país puede alcanzar el desarrollo, gracias a la adopción de reformas públicas, fiscales, monetarias y regulatorias. “Japón es rico y no tiene petróleo. Nigeria es pobre y tiene mucho petróleo”, dijo.

Orlando Cabrales

Joseph Doucet

Randall Morck


Escenario

Invertir más en exploración

Valoración de empresas y mercado de capitalesLa valoración de empresas es una

herramienta fundamental para la toma de decisiones ante posibles alianzas y es-trategias de crecimiento.

Otros temas analizados en profundi-dad en el marco del foro del CESA fueron la “Valoración de las empresas del sector de hidrocarburos en el ámbito global”, en el panel integrado por Vikas Mehrotra, Director del Departamento de Finanzas de Alberta School of Business; Rolf Schmitz, Director Latin America Energy Finance de Scotiabank Houston; Christian OŃeill, Analista Bloomberg New York y Mark Mc Rae, Vicepresidente de Sequeira Partners Inc.; y el “Acceso al mercado de capitales para las empresas del sector en Colombia”, con la intervención de Santiago Ángel, Vicepresidente de Minería, Hidrocarbu-ros y Energía (ANDI); Roberto Borrás Polanía, Presidente del Autorregulador del Mercado de Valores de Colombia-AMV; Rafi Khouri, Analista de Gas y Petróleo de Raymond James Ltd; José Francisco Arata, Presidente de Pacific Rubiales Energy; y Ricardo Ávila, Director del Diario Porta-folio en calidad de moderador.

Santiago Ángel se refirió a las eco-nomías claves a observar en los próximos cinco años en Colombia, centrándose en la evolución del PIB minero energético, la evolución de las exportaciones, de la inversión extranjera directa (IED) y el nuevo sistema de regalías. De cara al futuro Colombia debe analizar la diversificación de la canasta energética mundial y temas como el liderazgo y su incidencia en el crecimiento de hidrocarburos líquidos (al 2017) el crudo y el tight oil.

Chris OŃeill, Analista Senior de Energía de Bloomberg Industries, dijo que los cambios demográficos en combi-nación con los impuestos y el aumento de las medidas de austeridad de las regiones desarrolladas tenderá a limitar la demanda durante la próxima década.

Rafi Khouri, Analista en Servicios Financieros, mencionó que la producción de petróleo no convencional en Estados Unidos tendrá un crecimiento importante, de manera que la oferta superará la de-manda y eso se traducirá en precios más bajos del crudo frente a los de hoy. En los

Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Hacienda Colombia

Participaron en el panel sobre Valoración de Empresas del Sector de Hidrocarburos Rolf Schmitz, Director LA Energy Scotiabank Houston; Vikas Mehrotra, Director Departamento de Finanzas Alberta School of Business; Mark Mc Rae, VP Sequeira Partners Inc. y Christian OŃeill, Analista Bloomberg

últimos años, la percepción de los inver-sionistas internacionales ha cambiado, en parte gracias al auge de la producción no convencional. Reiteró que se necesitan se-guridad y regímenes fiscales justos, lo cual ha sido una ventaja en Colombia.

José Francisco Arata focalizó su presentación en la relación histórica de Pacific Rubiales con los mercados de capital, puntualizando la experiencia de la compañía en Colombia y lo que hoy representa para el sector de hidrocarbu-ros del país. Su conclusión fue que “tener una historia de negocios coherente, junto con el mejor capital humano y dentro de un entorno de seguridad jurídica y una estrategia de sostenibilidad, permite que el mercado de capitales pueda tomar los riesgos necesarios en la expectativa de retornos atractiva”.

Las palabras de cierre del foro estuvieron a cargo del Ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas, quien desta-có que “no hay variable más importante para la finanzas del país que el precio del petróleo y la producción petrolífera.

Cárdenas sostuvo que los ingresos del sector de los hidrocarburos son indispen-sables para avanzar en la carrera hacia el desarrollo y que de no contar con ellos tomaría mucho más tiempo avanzar en el cierre de las brechas sociales. “Colombia no podría estar hablando de las concesio-nes de carreteras de cuarta generación, ni del aumento de cobertura del Régimen Subsidiado de salud o de la educación gratuita”, enfatizó.

Explicó que es necesaria más inversión para lograr una mayor exploración y de esta manera seguir incrementando las re-servas para poder sostener la producción por encima del millón de barriles diarios. “Para lograr más exploración tenemos que invertir más recursos. Estamos haciendo un gran esfuerzo en Colombia en materia de inversión, tanto las empresas privadas como el Gobierno a través de Ecopetrol”, dijo.

Puntualizó asimismo que durante el presente año se ejecutarán nueve billones de pesos por cuenta de regalías en pro-yectos de vías, infraestructura, vivienda e inversiones en los sectores sociales, los cuales no se alcanzó a ejecutar en 2012 debido que se encontraban en fase de diseño y de aprobación por parte de los Órganos Colegiados de Administración y Decisión (Ocad).


Tecnología y Comercio

OTC Spotlight on New Technology 2013Las tecnologías más innovadoras de exploración y producción offshore

En el marco de la Offshore Technology Conference -OTC, que se celebrará del 6 al 9 de Mayo en Houston, se llevará a cabo la décimo primera entrega de reconocimientos a las más novedosas tecnologías

que impactan la industria global de E&P costafuera

El innovador sistema Onboard DC Grid distribuye energía eléctrica por todo el buque con un único circuito de CC, en lugar de múltiples conexiones, permitiendo reducir significativamente el consumo de combustible y operar con la mayor eficiencia y mínimas emisiones. El sistema de propulsión eléctrica se adapta a una amplia categoría de buques, incluidas unidades de apoyo a plataformas, re-molcadores, transbordadores, yates y buques comerciales, equipados con sistemas de baja tensión y sistemas de energía de hasta 20 MW. Una de sus principales ventajas es que los motores de los barcos ya no tienen que funcionar a una velocidad fija y se puede ajustar para optimizar el consumo de combustible. El Onboard DC Grid reduce el impacto ambiental de los equipos eléctricos utilizados. En momentos en que el ahorro de combustible es uno de los requisitos de las compañías navieras, contar con un sistema integrado eléctrico, de automatización y asesoramiento, ayudar a reducir sustancialmente el consumo de carburantes, hasta en un 20%, lo que representa una ventaja competitiva.

www.abb.com

Las tecnologías premiadas

Con el Spotlight on New Technology la organización OTC reconoce cada año los esfuerzos y aportes de las

compañías que con sus nuevos productos y servicios revolu-cionan la explotación de hidrocarburos offshore. Este año el comité evaluador seleccionó tecnologías desarrolladas por las firmas ABB, Baker Hughes, Bayou Wasco Insulation, Dow Oil & Gas, PIH, Trelleborg Offshore, FMC Technologies, GE Oil & Gas, Reelwell, SBM Offshore, ShawCor Ltd., Statoil, Superior Energy Services , Wärtsilä Corporation, Welltec y WeST Drilling Products.

Helge Hove Haldorsen, Presidente del Comité Spotlight, dijo al anunciar a los ganadores de esta edición que gracias al impulso que las compañías dan a la investigación y el desarrollo tecnológico, la actividad de E&P en alta mar seguirá “cumplien-do un rol clave en el suministro de energía al mundo de manera sostenible”.

Steve Balint, Presidente de OTC 2013, destacó por su parte que las tecnologías premiadas muestran el ingenio y visión de futuro que permite a la industria avanzar hacia nuevos niveles de seguridad, productividad y eficiencia.

Onboard DC-Grid

FASTrak™ LWD Fluid Analysis Sampling and

Testing ServiceComo una respues-ta a la creciente ne-cesidad de adquirir muestras de fluidos en ambientes de pozos altamente desviados o de alcance extendido, con ahorros en tiem-po y costos, Baker Hughes desarrolló este nuevo sistema de toma de registros durante la perforación y pruebas de análisis de las propiedades del fluido del yacimiento, FASTrak™, en el que replica la mayoría de las características de su popular herramienta de Caracterización de Yacimientos (RCI), permitiendo no solo realizar un número ilimitado de pruebas de presión y análisis de fluidos, sino también capturar y recuperar hasta 16 muestras de fluido en condiciones de baja presión-volumen-temperatura (PVT).

Las ventajas de la toma de muestras durante la perforación incluyen la obtención de muestras de mayor calidad con menos contaminación, y reducir los tiempos de salida de la bomba debido a la menor invasión del fluido de perforación en el yacimiento recién perforado, todo lo cual se traduce en mejores muestras a un costo total reducido. www.bakerhughes.com


DOW NEPTUNE™ Advanced Subsea Flow Assurance Insulation System

Este avanzado sistema de ais-lamiento y aseguramiento de flujo submarino ofrece un rendimiento mejorado sobre cualquier otro sistema existente en el mercado, capaz de soportar las condiciones cada vez más severas asociadas a la producción de petróleo submarino. Diseñado para líneas de tubería y aplicaciones en arquitectura submarina, desde el pozo hasta el

punto de entrega, NEPTUNE™ combina excelentes propiedades térmicas con el rendimiento más alto de temperatura, de -40°C (-40°F) hasta 160°C (320°F) durante la instalación y uso, a profun-didades de hasta 4.000 metros.

La innovadora tecnología se basa en una química completamente nueva desarrollada por Dow para esta aplicación: NEPTUNE™ FBE Anti-Corrosion Coating, y NEPTUNE™ Flow Assurance Insulation Coating, un material termoestable híbrido, igualmente patentado. Esta composición de doble capa ofrece una clara ventaja al eliminar la necesidad de múltiples capas adhesivas, contribuyendo a un perfil de revestimiento más delgado lo que simplifica el proceso de aplicación y reduce el potencial de error. www.dow.com

Condition and Performance Monitoring (CPM)

High-speed, Helico-axial Multiphase Subsea Boosting System

RamTel™ Plus and ROV Subsea Display Panel

Disponer de conocimiento actualizado y calificado para la inte-gridad del patrimonio submarino es de suma importancia para tomar decisiones correctas en el momento adecuado, a fin de maximizar la rentabilidad del desarrollo de los yacimientos.

FMC Technologies, líder mundial de soluciones tecnológicas para la industria energética, desarrolló este sistema de vigilancia diseñado para maximizar el tiempo de producción y la disponibili-dad de los activos. Permite un mantenimiento proactivo de sistemas de producción submarina y de procesamiento asociado, en un ambiente experto colaborativo 24/7 para el diagnóstico y solución de problemas. El CPM combina el monitoreo continuo de senso-res e instrumentación submarina con una base de datos histórica

Con un enfoque pionero en la próxima generación de tecnologías para aumentar la producción y maximizar la recuperación de petróleo y gas, FMC Technologies y Sulzer Pumps desarrollaron un nuevo y potente sistema de bombeo submarino, optimizado para entornos submarinos.

El sistema combina la bomba hidráulica de Sulzer Pumps probada en campo con la tecnología Permanent Magnet de FMC Technologies, que además de mayor velocidad, eficiencia y potencia requiere de menos mantenimiento, proporcionando al consumidor final una mayor flexibilidad operativa para procesamientos subma-rinos. La bomba de tipo helico-axial es impulsado por un motor de 3,2 MW y es capaz de soportar presiones de hasta 5.000 psi. www.fmctechnologies.com

para identificar fa-llas y desviaciones de las condiciones normales de funcio-namiento.fmctechnologies.com

Cuando se cierra un pozo utilizando pre-ventores de reventones (BOP), conocer exacta-mente donde están co-locados el cizallamiento y elementos de sellado es importante. GE Oil & Gas dio un paso ade-lante en el desarrollo de

tecnologías para ayudar a los perforadores costafuera a aumentar el rendimiento de los equipos, la seguridad y fiabilidad, optimizar la eficiencia operacional mediante la mejora del ciclo de vida de mantenimiento y reducir el tiempo de inactividad.

El sistema patentado RamTel™ Plus proporciona a los opera-dores un método directo para determinar la posición de ariete, y los Display ROV de GE permiten leer los datos de la pila del sensor, incluyendo la temperatura del pozo y los indicadores de posición de carnero submarinos.

Los productos son el resultado de una investigación renovada y centrada en el desa-rrollo y la aceleración de proyectos para mejorar la capaci-dad de cizallamien-to, el seguimiento de balanza de pagos, y capacidad de manejo de gas.www.ge-energy.com


Remotely Welded Retrofit Subsea Hot

Tap Tee

Complete Automated Technology System (CATS)

Tecnología y Comercio

GE Oil & Gas desarrolló la tecnología de próxima generación para corte y sellado de pozos tubulares. La patente en trámite Blind Shear Ram está diseñada para su uso en la memoria RAM de preventores de reventones de GE utilizados en perforación costa afuera.

Desempeñará una función esencial en la industria para esquilar juntas de tubería de perforación de unas 6-5/8 pulgadas de la herramienta mientras

Deepwater BOP Blind Shear Ram

se logra un sellado del pozo con capacidad de hasta 15.000 psi de presión diferencial.

www.ge-energy.com

Reelwell Drilling Method Riserless (RDM-R)

Mobile Robotic Cutback System

Drilling Riser Trip Saver™

El diseño único del sistema RDM-Riserless ascendente permite las operaciones de perforación en aguas ultra profundas de unidades de perforación tercera y cuarta generación, debido a la reducción del peso por la eliminación del tubo ascendente, disminuyendo drásticamente los volúmenes de líquido.

Pionera en soluciones para aguas profundas, SBM Offshore desarrolló un sistema de transporte rail-moun-

ted, que vuelve a colocar la tubería de perforación suspendida con un sistema drilling riser tensioner y preventor de reventones en el sitio.

Los recortes son transportados a la superficie en el inte-rior del DDS (dual drill string), es decir, este actúa como tubo de subida. El siste-ma permite un gran ahorro de costos en operaciones en aguas ultraprofundas, a la par de mejorar la se-

guridad en operaciones de Managed Pressure Drilling (MPD) y Under Balanced Drilling (UBD) sin equipo a presión en superficie. www.reelwell.com

El innovador aparato y método apli-cable para perforación de múltiples pozos submarinos consecutivamente, ahorra tiempo, dinero y reduce el riesgo, evitando la eliminación del tubo de perforación ascendente. www.sbmoffshore.com

El sistema Mobile Robotic Cutback Sys-tem es una tecnología innovadora desarro-llada y utilizada por Bredero Shaw, el líder global en soluciones de revestimiento de tuberías, que sustituye los procesos manuales que forman el recorte incluyendo cepillado, lijado y raspado. La nueva tecnología es más segura y requiere menos mano de obra. Produce perfiles consistentes de alta calidad.

Con una vocación orientada hacia el crecimiento, ShawCor Ltd. es una compañía global de servicios centrada en el desarrollo de tecnología, productos y servicios para el mercado de tubos en todo el mundo.

Tecnologías innovadoras han sido desarrolladas con el fin de cumplir los requerimientos de la producción de crudo y gas en am-bientes hostiles propios de aguas profundas, algunas de ellas por Statoil como la novel tecnología de reparación y soldadura Hot Tap Tee controlada a distancia para tuberías en aguas profundas, cuyo diseño y principios ha sido probada con excelentes resultados.

Para este tipo de operación se emplea un robot de soldadura de una pieza en T en el ducto, por el cual fluye el gas. Una máquina de perforación controlada también a distancia realiza agujeros en la tubería de producción, sin efecto sobre la presión y la producción.www.statoil.com

Un servicio de completación en tierra y costa afuera que utiliza la robótica a distancia para controlar diversos componentes de la ope-ración. A diferencia de la completación convencional que requieren numerosos pasos para los procesos de perforación, CATS automatiza muchos de estos procesos, reduciendo el número de pasos requeridos y el número de personas en el lugar en un 70%.

Diseñado para mejorar los procesos y la seguridad, CATS reduce el tiempo de realización y exposición, aumentando al mismo tiempo la producción y ganancias.www.superiorenergy.com

www.shawcor.com


Wärtsilä GasReformer

Well Cutter®

Este nuevo producto patentado permite reducir los costos de extracción de petróleo y gas mientras se beneficia el medio ambiente. Wärtsilä GasReformer convierte los VOCs o gases asociados, que antes se consideraban como un residuo, en una fuente valiosa de energía, facilitando la generación de energía auto sostenible para el fun-cionamiento en alta mar.

Además de un importante ahorro de costos, su mayor ventaja es la sostenibilidad ambiental, convirtiéndose en un ejemplo más del desarrollo de productos altamente eficientes y de las capacidades de integración que permiten obtener soluciones. www.wartsila.com

El innovador cortador Well Cutter® es una nueva herramienta que ofrece un enfoque más seguro, rápido, fiable y rentable para cortar tubería de perforación y revestimiento, sin necesidad de utilizar explosivos. La herramienta utiliza un cabezal giratorio para cortar el tubo de forma incremental, evitando la creación de virutas. El sistema incorpora un mecanismo “fail-safe” que evita que la herramienta se atasque.

Una nueva generación de tecnología de perforación, denominada Continuous Motion Rig (CMR) tiene el po-tencial de reducir el tiempo de perforación en un 50% y los costos totales de perforación en un 40-50%, además de ofrecer un avance sustancial en términos de eliminación de riesgos de seguridad personal.

El principio fundamental del CMR consiste en el funcionamiento continuo de la tubería de perforación y la carcasa articulada, lo que permite la perforación ininterrumpida mientras se mantiene la circulación. La tecnología facilita la perforación bajo balance y MPD, convirtiéndose en la primera plataforma de perforación completamente automatizada.www.westgroup.no

Continuous Motion Rig (CMR)

Un beneficio del corta-dor es que elimina el uso de explosivos que suponen un riesgo operacional, especial-mente cuando las operacio-nes se llevan a cabo simultá-neamente. El traslado de los explosivos también pueden

generar necesidades logísticas y operativas con importantes retrasos, lo que hace al Well Cutter® una alternativa atractiva para las operaciones de recuperación de tubería. La herramienta es totalmente combinable con el Well Tractor y otros servicios Welltec.

www.welltec.com


Tecnología

Teoría sobre la cuantificación del cotejo en modelos de simulación numérica

de yacimientosEste trabajo tuvo como propósito desarrollar una teoría que fuera

capaz de organizar, esquematizar y darle lógica al análisis del cotejo en

modelos de simulación

Por Daniel Quijada Carvajal

Un concepto de 20% ó 30% de cotejo comúnmente es escuchado en el mundo de la simulación, y usualmente trae confrontaciones entre los que están de acuerdo y aquellos que difieren. En la cien-cia, situaciones como estas no son permitidas. Para evitarlo, se crean un conjunto de reglas que permiten una única comprensión de los “conceptos”. Así, un concepto como 50% de cotejo, para que aporte conocimiento requiere todo un proceso de interpretación.

Este trabajo tuvo como propósito desarrollar una teoría, que fuera capaz de organizar, esquematizar y darle lógica al análisis del cotejo en modelos de simulación. Para ello se recurrió a

las matemáticas como lenguaje, de manera de eliminar la subjetividad y que “todos” interpre-ten lo mismo cuando se especifique el cotejo de un pozo, de un área o del mismo modelo de simulación. La teoría, al

igual que la mayoría de las teorías fundamentales de la ciencia, establece premisas y condiciones necesarias para su aplicabilidad.

Para la cuantificación del cotejo se definieron tres conceptos para medir (1) la dispersión de los datos alrededor de la curva ajustada (R2) que mide el error no sistemático o no explicado.

Otro es (2) la separación entre ambas curvas, Sesgo (S), que es el error sistemático cometido por el modelo:

Por último está (3) la tendencia a separarse, correlación del error (CE), indica la capacidad del modelo para reproducir la tendencia de los datos reales o lo que es lo mismo, mide como varía el error del modelo:

Con las tres variables (S, CE, R2), se definió otro concepto Error Total de la variable (Err2

Mod), el cual es el error total cometido por el modelo sin tomar en cuenta el error introducido por las desviaciones no explicadas.

A partir de esta variable y con una transformación arcotangencial se obtuvo un índice, definido en el intervalo [0;1], que sería interpretado como: Cotejo Total del modelo (CTMod)

En un modelo de simulación, existe un número importante de va-riables (RGP, presión de yacimiento, etc.) y con el fin de definir un único indicador de cotejo que represente a todas estas variables se definieron reglas que permitieron conglomerar todos los resultados en un único in-dicador. Estas reglas se basan en el promedio cuadrático de los índices de cotejos.

Por último esta teoría permitió el desarrollo de una medida asocia-da con el pronóstico, que permite definir que tan confiable (riesgo) es una predicción en el modelo de simulación, la cual fue definida como uno menos la probabilidad de predecir:

7

2222ModMod SmSErr

[ ]90

tan12Mod

ModErrACT α

−=, con α=2

2

2

2

)()(

1

HistHist

i

Ajusta

i

Hist

i

YYYY

R

Mod

i

Hist

i YYEYS )(

ModmSCE = ∑

∑ −= 2mod

modmod

)()(

i

iHistii

yyyy

m


Donde la probabilidad de predecir se define como la intersección de las distribu-ciones de probabilidad de los datos reales, calculados por el modelo y ajustados al corregir el Sesgo y la Correlación del Error.

332211 ,,,)( XYAXYAXYAprdecirp AjustModhist

La técnica, al igual que una herramienta mecánica, puede ser empleada de múltiples maneras, según el usuario de la misma. Sin embargo, entre las aplicaciones que esta puede tener se en-cuentra, el ranqueo de los modelos de simulación para la gerencia de esfuerzo, análisis cartográficos del cotejo de simulación para definir áreas con características atípicas, permite el ranqueo de localizaciones (pozos nuevos) considerando un indicador de confianza, puede definir rangos de incertidumbre de las varia-bles modeladas a partir de los datos reales, puede ser utilizada para ajustar el modelo y conocer que aspecto, ya sea tendencia o condición inicial, es la que causa el mayor desvío del modelo.

Demostración:En primer lugar considere la descripción de variables se-

ñaladas en el siguiente esquema que es utilizado para hallar la solución del problema.

La meta es dividir la variación de “Y” en diferentes partes que indiquen, en primer lugar la parte que especifica la porción explicada por el ajuste (YMod), en segundo lugar las porciones ocurridas por desviación del modelo (Sesgo “S” y Correlación del Error “CE”) y finalmente la porción inexplicada por el modelo

Nos interesa determinar el valor de “Y ajus-tada” dado que es ese el valor que es posible explicar considerando las correcciones por S y CE y que puede ser también definida

también es:

o:

donde e , es el error del modelo de simulación que se encuentra sesgado y correlacionado de tal forma que es posible corregirlo. Dado que el Error correlacionado es un parámetro que puede

iiModii ESSCESYY +++=

Variación del modelo

Variación por Sesgo y C.E.

Variación del Total

Variación no explicada .....(1)

n

CTCT

Variable

i

i

grupo

Nivel

iable

grupo

Nivel

1

2

1

1

va r

)(

)(1 predecirpRiesgo

mismo. Para ver esto, considere la siguiente identidad, la cual se cumple para todas las observaciones.

a partir del esquema por las siguientes igualdades:

ii

Ajustada

i CESYY ++= mod

..... (2)

ESSYY i

Ajustado

i −=......(3)

∧

+= i

Mod

i

Ajustado

i YY ε....(4)


Tecnología

La “Teoría sobre la cuantificación del cotejo en modelos de simulación numérica de yacimientos” introduce a la ciencia de los hidrocarburos una nueva herramienta de análisis que permite una mejor comprensión de los re-sultados de simulación de yacimientos, que son determinantes en la toma de decisiones de mediano y largo plazo para la industria petrolera. Además de llevar a la ingeniería de simulación numérica de yacimientos un escalón mas arriba al eliminar la subjetivi-dad del cotejo y convertirlo en un proceso lógico claramente interpretable. El autor

Daniel Quijada Carvajal, es ingeniero de petróleo

egresado de la Universidad de Oriente (Venezuela)

en 2003. Su carrera profesional la ha desarrollado

en PDVSA E&P, donde ha desempeñado funciones

como Ingeniero de Yacimiento, vinculado a la pla-

nificación, programación, realización y seguimiento

en la ejecución del plan de explotación, y como

Ingeniero de Simulación, integrado a la creación

de modelos predictivos de yacimientos.

así la función ajustada finalmente quedaría como:

y para que sea el mejor ajuste, que puede producir el modelo de simulación, es necesario garantizar la incorrelabilidad del error y el insesgado del estimador y esto se logra hallando los parámetros “m” y “b” por el criterio de Minimizar la suma de las desviaciones al cuadrado

)( bmYYY ModModajustada ++= ...(6)

bmY Mod

ii +=∧

ε.....(5)

( )∑ −2Ajustada

ii YYMinimizar.....(7)

∑ +−− 2))(( bmYYYMinimizar Modi

Modii ....(8)

∑ +− 2))(( bmYMinimizar Modiiε ...(9)

Sustituyendo:

Reagrupando:

Resolviendo la optimización por:

[ ]0

))(( 2

=∂

+−∂ ∑m

bmY Modiiε

[ ]0

))(( 2

=∂

+−∂ ∑b

bmY Modiiε

... (11)

resultando en :

∑∑ −

=2mod

modmod

)()(

i

i

Hist

ii

yyyy

m...(12)

Mod

i Ymb −= ε ...(13)

y utilizando las ecuaciones (2), (3) y (6) se puede demostrar que:

[ ])( Mod

i

Mod

ii YEYmCLE −=.... (14)

Con lo cual se tiene definido por completo la función que mejor ajusta a los datos reales para el modelo de simulación. Ahora para hallar el error total cometido por el modelo partimos de la Ec 1. y sustituimos (14)

[ ] ESSiYEYmSYY Mod

iModi

Modi

Histi +−++= )( ...(15)

reagrupamos, elevamos al cuadrado ambos miembros y aplicamos el operador valor esperado,

[ ]{ }[ ]222 )()()( ESSiYEYmESEYYE Mod

iModi

Modi

Histi +−+=− .....(16)

predecirse, entonces requiere de una función para tal fin y queda definida por la mejor tendencia:

2_2222 )()( CorrNo

xyMod

T

xy SSmSS ++=.....(17)

2_22 )()( CorrNoxy

TxyMod SSErr −=

.... (18)

2222ModMod SmSErr += ... (19)

obteniendo finalmente la variación total del modelo:

a partir de la cual se define el error del modelo como:

resultado:


resultado:


Reporte

El pozo es uno de los componentes prin-cipales del sistema de exploración y

alrededor de él se han desarrollado avances tecnológicos, como por ejemplo los equipos de perforación hidráulicos y las herramientas para perforar pozos horizontales, entre otros.

Para asegurar que con la perforación y el completamiento del pozo exploratorio se encuentren nuevas reservas y que sea posible comunicar el yacimiento con la superficie ( reducir el daño de la formación - SKIN), se debe definir muy bien el diseño para poder contratar los servicios requeridos, asegurando la calidad y la durabilidad del pozo, ya que de no lograrse el acceso a los hidrocarburos en el subsuelo y facilitar que estos fluyan a la superficie, el resultado será un pozo no produc-tor de hidrocarburos y no se tendrían ingresos económicos.

A lo largo de los años las empresas opera-doras han adquirido conocimientos y compe-tencias que reducen el riesgo de la perforación de pozos, maximizando el éxito. Por eso se han desarrollado metodologías que permiten opti-

Descubrir nuevas reservas de petróleo, un reto de ingeniería

El éxito de la perforación de un pozo exploratorio, depende directamente de una óptima planificación inicial del programa de perforación. La metodología

PER, que involucra la planeación, ejecución y retroalimentación, tiene un campo de potencial aplicación en Colombia para todos los pozos exploratorios, tal como lo han hecho Brasil y México con excelentes resultados en términos de

descubrimientos

Por Sergio Cristancho, Ingeniero de Petróleosmizar tanto técnica como económicamente la ejecución del pozo, como la metodología PER que involucra la planeación y ejecución de la perforación del pozo para asegurar, desde el inicio, la correcta ubicación del pozo y la pro-ducción de hidrocarburos en superficie.

La ejecución del plan comienza con la decisión de perforar y termina cuando el pozo está completado. Ejecutar con exactitud el programa contribuye a una reducción de costos y de problemas potenciales. Si anticipamos lo inesperado podemos asegurar el éxito en la perforación. Luego es necesario evaluar las lecciones aprendidas tanto operativas como de HSE (Retroalimentar – Planeado vs Real), teniendo siempre en cuenta los aspectos guber-namentales y las normas internacionales API.

Sería importante para Colombia estandari-zar cada una de las fases de perforación (Planear, Ejecutar y Retroalimentar) y generar un medio que permita a la industria conocer los resultados exploratorios, entre mayor información tenga-mos para planear estaremos minimizando el grado de incertidumbre durante la perforación,

recordemos que el año pasado tuvimos 58 pozos exploratorios declarados secos (Fuente ANH).

La metodología PER que tuvo sus inicios en Brasil, se está aplicando actualmente en México, y ya hemos visto los buenos resultados en exploración de estos dos países.

1. Planeación Localización (visita de campo), Geología, Análisis de los pozos de correlación, Geo-mecánica, Sentamiento de casing, Diseño de casing, Plan direccional, Programa de Lodos y cortes, BHA, Brocas, Parámetros de per-foración, Registros eléctricos, Cementación, Cabezal de pozo, BOP, Completamiento, Pruebas, Mud Logging, Selección del equipo de perforación, AFE.

2. EjecuciónPrograma de Perforación y pruebas para un pozo exploratorio, PRESPUD, Movilización/Arme/Desmovilización de equipos.

3. Retroalimentación (Post morten)(Planeado vs real): Topes, Tiempos, Curva de avance, NPT, Estado mecánico, Costos, Brocas, BHA, Revestimiento, Lecciones aprendidas (operacionales y HSE).

El autor es Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad de América, Colombia en 1990, con especialización en Gerencia de Proyectos de la Universidad Piloto de Colombia, 1996; Ingeniería de Gas, Universidad Industrial de Santander, 2000; y Gerencia Estratégica de Mercados de la Universidad Autónoma de Bucaramanga, 2002. Tiene amplia experiencia en Perforación y Completamiento de pozos exploratorios y de desarrollo, Workover, Gas Natural y Sistemas. Durante el desarrollo de su car-rera profesional ha prestado servicios en empresas e instituciones como Ecopetrol, Marling Drilling, Halliburton, Network Oil, Empresa Colombiana de Gas, Ecogas (hoy TGI), Gas Atacama, Gran Thornton, Unidad de Planeación Minero Energética, Bureau Veritas, Vetra y actualmente Turkish Petroleum. Por mas de siete años ha ejercido también como docente en Ingeniería de Petróleos.

Diagrama de flujo metodologia per(planear – ejecutar – retroalimentar)

7


Geopolítica Petrolera

Edmundo E. Ramírez López, Asesor Petroleum7

Con contadas excepciones, en la mayoría de los países de América Latina la nostalgia y confusión ideológica ha llevado a la asociación de empresas petroleras estatales con compañías y países afines políticamente, sin la tecnología, capital y conocimiento del

negocio petrolero

Caminos distintos en la conducción del negocio petrolero

El Consumo energético mundial actual es del orden de 230 millones de barriles

equivalentes (MMBED), de los cuales el 64% es petróleo y gas natural, con tendencia a producir y consumir más gas natural por ser su combustión menos dañina al medio am-

También tiene conciencia buena parte del mundo, que la explotación de esos com-bustibles debe hacerse con el menor daño posible al medio ambiente, con fuerte inver-sión social en los lugares de producción y un consumo cada vez más racional y eficiente, en otras palabras, una operación responsable y sustentable, con absoluta responsabilidad social, a la par del desarrollo de equipos, políticas y siembra de conciencia social, que contribuyan al ahorro energético.

Se requiere la asociación de los ca-pitales y tecnologías estatales y privados, sin ataduras ideológicas, para tener éxito en el negocio de los hidrocarburos, del que tanto necesita la humanidad para la satisfacción de sus anhelos de una mejor calidad de vida. Sin embargo y en forma lamentable, el mundo está dividido en la forma de encarar los retos planteados en materia de hidrocarburos. EEUU, que se ha convertido en el productor de hidrocarburos de más rápido crecimiento en el mundo, Canadá y Australia, han aumentado su producción de petróleo y gas en una estrecha colaboración de las principales empresas operadoras con las compañías de servicio, subsidios al ahorro energético, estímulos fiscales y financieros para la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías para la explotación y produc-ción de hidrocarburos no convencionales y el desarrollo de energías alternativas.

La producción de gas de lutitas ha colocado en el mercado un combustible considerablemente más barato y menos contaminante para la generación de potencia, con un drástico incremento en su uso para los transportes terrestre y marino. China, posee las mayores reservas potenciales de gas de lutitas, a nivel mundial, razón por la cual, empre-sas nacionales chinas están invirtiendo

en empresas de Estados Unidos, que están explotando este hidrocarburo no convencional, para conocer y dominar las tecnologías requeridas. Además, está enviando, alrededor de 130.000 perso-nas, entre estudiantes y profesionales, a prepararse en las mejores universidades, compañías operadoras y de servicio pe-troleros del mundo, excelente iniciativa que también han seguido India con 100.000 y Brasil con 75.000.

Contrariamente, en la mayoría de países de América Latina, con excepción de Brasil y Colombia, la nostalgia y con-fusión ideológica, como apropiadamente la califica Álvaro Ríos Roca, ha llevado a la asociación de las empresas estatales con empresas y países afines políticamente, sin la tecnología, capital y conocimiento del negocio petrolero, además de ser la empresa estatal, la operadora en esas aso-ciaciones, como accionista mayoritario, otorgándole responsabilidades y obliga-ciones imposibles de cumplir.

Tenemos también en nuestra región, países que todavía están deshojando la margarita, con respecto a la apertura del sector petrolero al capital privado, inclu-so manteniendo el control y la rectoría de las actividades en manos del estado, por falta de acuerdos de las fuerzas po-líticas, que impiden lograr explotaciones más ágiles y dinámicas del potencial energético de esos países e incrementar la producción en sus yacimientos geoló-gicamente más complejos.

Este camino equivocado en la con-ducción del negocio energético, nos ha convertido en países más pobres de lo que éramos, con mayores deficiencias en los servicios públicos fundamentales, como la electricidad y el agua potable y sin políticas ni incentivos para el ahorro.

fuerte incremento en la demanda de ener-gía que experimentarán los países asiáticos, en especial China e India, los dos países más poblados del planeta Tierra.

Ese colosal incremento de la deman-da energética de esos países, elevaría el consumo mundial en el orden de los 320 MMBED hacia el 2040, aumento que será mayormente en electricidad por considerar-se el más importante de los servicios públi-cos cuando se trata de promover bienestar, riqueza y prosperidad para la población. De allí la febril actividad mundial en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo y gas, cada vez más costosas y operacional-mente más difíciles, las cuales requerirán la preparación acelerada de ingenieros, geólo-gos y geofísicos, entre otras especialidades petroleras, para cubrir las necesidades de recursos humanos experimentados, además de cuantiosas inversiones económicas.

biente y su uso en petroquími-ca y la siderúr-gica. Se prevé que ese orden de magnitud en la satisfacción del consumo se mantenga al menos por los próximos 27 años, y que s e rán e s to s combustibles fósiles los que satisfagan el


Responsabilidad Social

En alianza con la Asociación para el Desarrollo de la Educación Integral

y Comunitaria (Aseinc) y Superación Personal a través de la Tecnología (Supe-ratec), la empresa Chevron impulsó este nuevo proyecto que beneficia a más de 1.500 alumnos y 70 docentes de la entidad educativa.

Raymond Keel, Gerente de Chevron Venezuela estuvo presente en la apertura de estas salas, acto en el cual destacó que para la empresa es un compromiso apo-yar estas iniciativas “que responden a la inclusión y al bienestar social y económico de las comunidades”.

Chevron invierte en el desarrollo de las capacidades humanas, a través del uso de Tecnologías de Información y

Como parte de su compromiso social, la empresa de energía y petróleo inauguró recientemente en la escuela Fe y Alegría de las Mayas, en Caracas, tres nuevas aulas

para la enseñanza de matemática, lecto-escritura y computación

Chevron respalda proyectos educativos en Venezuela

Raymond Keel, Gerente de Chevron Venezuela du-rante la inauguración de las nuevas facilidades en la escuela Fe y Alegría de las Mayas

Comunicación (TIC), como herramienta de aprendizaje y formación ciudadana en programas de educación, tales como Aula 20 y Superatec, los cuales se ejecutan en distintas localidades del país.

Aula 20 es un programa de formación de docentes en el uso de las TIC’s como herramientas didácticas para el desarrollo de contenidos de matemática y lecto-escritura. Este proyecto patrocinado por la empresa, en alianza con la asociación civil Fe y Alegría y Aseinc, se desarrolla en 15 escuelas públicas y rurales en Anzoátegui, Zulia, Monagas, Distrito Capital y Vargas, y ha beneficiado a más de 430 docentes y a 10.410 alumnos.

La gestión social Chevron se orienta a programas cuyo beneficio se expande más allá de las comunidades cercanas a sus ope-raciones, en las áreas de educación, salud, infraestructura y ambiente, y un especial enfoque en la niñez.


Warehouse

Expertos de la firma trabajarán con los clientes para realizar todo el azimut de imágenes y caracterización de activos del subsuelo

Paradigm amplía oferta de servicios de EarthStudy 360®

Paradigm™, líder en soluciones de soft-ware para el sector de petróleo y gas,

informó que está ampliando los servicios de su tecnología EarthStudy 360® con el fin de hacer más accesible las soluciones de imáge-nes sísmicas full-azimuth y caracterización a la industria. La firma brindará soporte a sus clientes para generar, analizar e interpretar datos e imágenes del subsuelo con datos continuos del acimut recuperado in situ y en profundidad.

El software de Paradigm ha demostrado su efectividad en la generación de imágenes y análisis de plays, tanto si se trata de un objetivo en aguas profundas, yacimientos de carbonatos fracturados, plays de esquisto o desarrollo de campos. “Las expectativas de nuestros clientes se han excedido en la infor-mación que somos capaces de recuperar”, señaló Duane Dopkin, Vicepresidente Ejecutivo de Tecnología de Paradigm.

EarthStudy 360® provee a expertos en generación de imágenes sísmicas en profundidad y a especialistas intérpretes un conjunto completo de datos que les permite obtener modelos precisos de velocidades del subsuelo, atributos estructurales, propiedades de medios y características de yacimientos. El sistema extrae un valor sin precedentes de todas las adquisiciones de datos sísmicos modernas y de legado, en especial de aquellas con amplio y rico rango de azimut y grandes distancias fuente-receptor, tanto en entornos marinos como terrestres.

El procedimiento evita los problemas asociados con el enfoque tradicional de sectorización de superficie a grabar con el fin de obtener propiedades del subsuelo que varían con el azimut. La riqueza de

la descomposición de datos proporciona información detallada sobre todas las adqui-siciones sísmicas y para todos los activos de exploración y desarrollo.

Un ángulo de azimut completo recogido en Barnett Shale visualizado en 3D

Para más información sobre los produc-tos y servicios de Paradigm,

visite www.pdgm.com


Warehouse

Magnetrol lanza nuevo transmisor de radar de onda Eclipse® Modelo706

La nuevo solución GWR (guided wave radar) ofrece un rendimiento mejorado de control de nivel

Magnetrol International Inc. presentó su radar de onda guiada Eclipse

706, diseñado para proporcionar preci-sión, fiabilidad y seguridad a prácticamen-te todas las industrias de proceso.

Esta solución de control de nivel de última generación, ofrece un rendimiento mejorado para un amplia gama de apli-caciones de nivel y de control de interfaz.

El modelo 706 incorpora circuitos in-novadores GWR logrando una mayor am-plitud de pulso y sensibilidad del receptor, obteniendo como resultado una relación señal-ruido (SNR) casi tres veces mayor frente a otros dispositivos competitivos GWR. Esto garantiza un control preciso y fiable para cada nivel de aplicación o en condiciones de proceso fluctuantes, inclu-

yendo densidad, dieléctrica, viscosidad y gravedad específica.

Permite un diagnóstico en tiempo real de información de la onda y se puede pre configurar antes de ser embalado y en-viado, lo que puede incluso permitir una instalación de tipo conexión y uso inmedia-to. Con sede en Downers Grove, Illinois, EE.UU., Magnetrol es líder mundial en instrumentos de medición de nivel y cau-dal, pionero en la instrumentación de nivel de líquido para aplicaciones industriales en 1932 y continúa proporcionando medición avanzada y soluciones de control a través de un amplio portafolio de tecnologías y productos.

Para mayor información visite www.magnetrol.com


Gente

Cambios en la alta dirección de Energía de Colombia y en la Presidencia de la ANH

Orlando Cabrales tomó posesión el 15 de Marzo como Viceministro de Energía

El Ministerio de Minas y Energía de la República de Colombia anunció la designación de Orlando Cabrales Se-govia como Viceministro de Energía, en sustitución de Tomás González Estrada quien asumió nuevas funciones

en la Presidencia de la República.Orlando Cabrales Segovia asume su nueva posición tras un exitoso ejercicio como Presidente de la Agencia Nacio-

nal de Hidrocarburos (ANH). Es egresado de la Pontificia Universidad Javeriana de Colombia y máster en Filosofía del Boston College. Trabajó durante 16 años en BP, los últimos 6 años como vicepresidente jurídico para América Latina. También fue director jurídico de la misma compañía entre 2001 y 2005. En Ecopetrol S.A. se desempeñó como Asis-tente de Dirección entre 1988 y 1990, y participó en las juntas directivas de empresas como Malterías de Colombia S.A., Aluminio Reynolds S.A., Astilleros Vikingos S.A., Oleoducto Central (Ocensa) y Casa Editorial El Tiempo.

Germán Arce Zapata

and Banking del ISMA Centre de la Universidad de Reading en el Reino Unido. Cuenta con amplia experiencia en el mercado de capitales nacional y extranjero, así como en la

estructuración de transacciones de banca de inversión. En el sector público ha liderado iniciativas clave, tales como la estrategia de recuperación del grado de inversión para Colombia, la estrategia de finan-ciamiento de la emergencia invernal 2010/2011, la ley de Asociaciones Público Privadas y la reforma al Sistema General de Regalías, entre otras.

Ha sido miembro de juntas y consejos directivos, tales como Interconexión Eléctrica S.A., Isagen, Fiduciaria La Previsora, Banco Agrario de Colombia, Financiera de Desarrollo Nacional (antes FEN), XM S.A., la Cámara de Compensación de Divisas, ABNamro Securities, Agencia Nacional de Infraes-tructura (ANI), Agencia Nacional de Minería (ANM) y la Unidad Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres, entre otras organizaciones.

Germán Arce Zapata por su parte, llega a la alta dirección de la ANH luego de ser Viceministro General en el Ministerio de Hacienda y Director de Crédito Público y Tesoro Nacional. Es egresado de la Universidad del Valle, con un Máster en International Securities, Investment

Orlando Cabrales Segovia

y Germán Arce como Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos


Preview

Bajo el lema “Talento para innovar, compromiso de hoy para el México

del mañana”, del 5 al 8 de Junio se realizará en el Lakán Center Can-cún, Rivera Maya, el Congreso Mexicano del Petróleo, auspiciado por el Colegio de Ingenieros de México, la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, Aso-ciación Mexicana de Geofísicos de Exploración, Asociación de Ingenieros Petroleros de México y la Society of Petroleum Engineers Capítulo México.

La organización de la edición 2013 la preside el CIPM, que ha puesto todo su entusiasmo para superar las expec-tativas de los participantes, esperando más de 7.000 profesionales y más de 200 compañías relacionadas con la Industria Petrolera, quienes tendrán la oportunidad de intercambiar experiencias, presentar avances tecnológicos, exponer modelos de procesos para mejorar los éxitos ex-ploratorios, incorporación de reservas, desarrollos de campos, optimización de procesos de producción y de transporte de hidrocarburos entre otros.

El programa académico ha sido dise-ñado para discutir nuevas oportunidades y retos en campos maduros y recursos no convencionales, así como el desarrollo en aguas profundas, además de tecnologías y procesos de recuperación secundaria y mejorada, sin obviar temas igualmen-te vitales para la industria como los de

5 al 8 de Junio, Lakán Center, Cancún

mantenimiento y seguridad y protección ambiental, en un marco de sustentabili-dad que garantice el aprovechamiento de recursos petroleros para las generaciones futuras.

Es un objetivo común de las Aso-ciaciones participantes contribuir a la capacitación y desarrollo de la Industria Petrolera, por lo que la oferta del evento incluye la organización de 10 Cursos Pre-congreso con temas de actualidad y relevancia para la Industria Petrolera Internacional, impartidos por expositores e investigadores de talla internacional, así como 160 Conferencias Técnicas Especia-lizadas y 56 Sesiones e-Póster. Asimismo, 3 Conferencias Plenarias y 3 Almuerzos Conferencias con expositores con fuerte

influencia en la política Energética del país e instituciones y empresas petroleras líderes a nivel mundial.

El programa de sesiones técnicas de alta calidad, dará cabida a la presen-tación de 160 trabajos que cubren las categorías de Geociencias, Ya-cimientos, Sistemas de Producción y Comercialización, Intervención de Pozos, Seguridad Industrial, Higiene y Protección Ambiental,

Administración y Negocios, Recur-sos Humanos y Tecnología de Infor-

mación, Desarrollo y Optimización de Explotación de Campos, Exploración y Explotación de Yacimientos Conven-cionales, y Explotación de Yacimientos cercanos al Punto critico (yacimientos de gas y condensado). Los trabajos fueron seleccionados por un equipo experto en atención a los criterios establecidos por el Comité del Programa Técnico. Adicio-nalmente, 80 de los mejores trabajos que no alcanzaron su inclusión al programa de exposiciones orales, serán invitados a participar en las sesiones e-poster.

El evento se complementa con una magnífica y concurrida Exposición In-dustrial en la que participarán más de 200 compañías de tecnología y servicios, Universidades y Centros de Investigación nacionales e internacionales, en un espacio de 14.000 m2, agregándosele además 2 áreas externas de exhibición para equipo industrial y maquinaria pesada.www.congresomexicanodelpetroleo.com.mx

Congreso Mexicano del PetróleoNuevamente la comunidad petrolera nacional mexicana y mundial dará su

respaldo a este Congreso diseñado para compartir conocimientos, desarrollar capacidades y conocer las tecnologías disponibles en el mercado


Calendario 2013

MAYOABRIL

08 - 10 - SPE International Symposium on Oilfield Chemistry - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ocs/2013/08 - 11 - Latin American Geosciences Student Conference - IGSC - Medellín, Colombia - www.lagsc.org/ 09 - 11 - Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2013 - Cartagena, Colombia - http://www.cwccolombia.com/09 - 11 - Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2013 - Punta del Este, Uruguay - www.conferenciaarpel.org10 - 12 - SPE Unconventional Resources Conference - USA - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/201311 - 13 - PECOM 2013 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - Villahermosa, México - www.pecomexpo.com16 - 19 - 17th International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas - LNG 17 - Houston, USA - lng17.cwcgroupevents.com17 - 18 - IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference & Exhibition - San Antonio, USA - www.iadc.org21 - 23 - Oil & Gas Summit Latin America - Río de Janeiro, Brasil - latam.oilgassummit.com25 - 26 - 6th Annual Sub-Saharan Africa Oil & Gas Conference - Houston, USA - www.energycorporateafrica.com

06 - 09 - OTC 2013 - Houston, USA - www.otcnet.org/2013/

07 - 08 - Optimising Enhanced Oil Recovery 2013 - Doha, Qatar -

www.wplgroup.com/aci/conferences/eu-eor3.asp

15 - 17 - 9° Congreso Internacional de Minería y Petróleo Cartagena, Colombia -

www.cinmipetrol.com/

15 - 16 - 5th Carbon Capture & Storage Summit - Róterdam, Holanda -

www.wplgroup.com/aci/conferences/eu-ecc5.asp

16 - IADC Drilling Onshore Conference & Exhibition - Houston, USA -

www.iadc.org/event/iadc-drilling-onshore-conference-exhibition-3/

19 - 22 - AAPG Annual Convention & Exhibition Pittsburgh, USA -

www.aapg.org/pittsburgh2013/

21 - 22 - SPE Artificial Lift Conference—Americas Cartagena, Colombia -

www.spe.org/events/laal/2013/

21 - 24 - 2013 SEAM Workshop Geoscience Advancements with SEAM Data -

San Antonio, USA - www.gshtx.org/en/cev/993/

22 - 23 - All-Energy 2013, Aberdeen, Reino Unido -

www.all-energy.co.uk/

28 - 30 - Latin American Perforating Symposium Bogotá, Colombia

www.perforators.org


ABRIL 2013 / No 279/ Petroleum ANUNCIANTES

Última Página

*Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

Álvaro Ríos Roca*

Aparecen reservas en PerúLa decisión de otorgar “Mecanismos de Ingresos Garantizados” para el Gasoducto al Sur, ha hecho que los reportes de reservas comiencen a

aparecer

En una entrega de Marzo 2010, asevera-mos lo siguiente: “Nadie puede dudar

que el potencial de gas natural en Perú sea enorme. Lo evidencia la geológica de la Faja Plegada del Subandino en Sura-mérica, que nace en Argentina y continúa en Bolivia y Perú” Los recursos ya fueron explotados en Argentina y lo están siendo ahora en Bolivia y Perú.

En la misma entrega exteriorizábamos: “En el área aledaña a Camisea existe un potencial de gas cercano a los 50 trillones de pies cúbicos (TPC), que sólo con gran-des inversiones, apertura de mercados (in-terno y de exportación) y una estructura de precios adecuada, se traduciría en recur-sos, los recursos en reservas y las reservas en nueva producción”. Y esto es lo que ha ocurrido en Perú. Desde hace varios años, se ha realizado prospección y perforación exploratoria, particularmente en los lotes 88, 56, 57, 58 y 76, donde existen una se-

rie de estructuras muy visibles con el potencial existente. A medida que la actividad y perforación exploratoria avanzaba, se fueron dando descu-brimientos que obviamente no se traducían en lo que tradicionalmente conocemos como reservas.

Todo descubrimiento no puede traducirse en reserva inmediatamen-te. Sólo cuando se puede llegar a los mercados con viabilidad económica (léase precios, condiciones contrac-tuales, impuestos y otros que permi-tan explotar las moléculas y recuperar

cial demanda al otro lado de la frontera.En este orden de cosas, el lote 57 ha

reportado nuevas reservas de 3 TPC de gas natural a solo unos días de la pro-mulgación de la mencionada Ley. Más recientemente el lote 88 ha subido sus reservas a 10.9 TPC y el lote 56 a 3.8 TPC. Mágicamente las reservas se han ido en estos tres lotes de 11,28 a 17,7 TPC. En breve creemos que se tendrán muchas sorpresas en el lote 58 que tiene ya pozos descubiertos y que ahora pueden acceder a un mercado. Y cuando se perfo-re el lote 76 (con excelente prospectividad) en el presente año y se descubra, no se reportarán recursos, sino reservas porque el mercado puede accederse.

Este circuito de exploración/merca-dos/inversión/precios/condiciones es el que nunca fue entendido por muchos analistas en Perú y que lastimosamente crearon una falsa sensación de que las reservas se agotarían. Curiosamente las reservas solo se agotan, en una zona con potencial, cuando se cierran los mercados y estos no se incentivan (stranded gas), no existen las condiciones adecuadas o los precios son demasiado bajos. Si no pregún-teles a nuestros vecinos en Argentina que en 10 años pasaron de netos exportadores a netos importadores de gas natural.

7

las inversiones en la cadena de valor), los recursos se tornan reservas.

Los recursos de gas que se iban descu-briendo aledaños a Camisea por supuesto que no tenían mercado. Empero, la Ley 29970 de Seguridad Energética y Promo-ción del Desarrollo de Polo Petroquímico promulgada en Diciembre de 2012 crea esta mágica figura de otorgar un previsi-ble mercado a los recursos descubiertos y así dotarle el carácter de reservas.

La oportuna y correcta decisión de otorgar “Mecanismos de Ingresos Garanti-zados” para el Gasoducto al Sur, ha hecho que los reportes de reservas comiencen a aparecer en lotes donde ha habido explo-ración y perforación. La garantía soberana otorgada por el Estado Peruano, con fon-dos de electricidad, fondos cruzados y otros para dar a los concesionarios una tarifa garantizada y así el capital privado pueda financiar la construcción del gasoducto, abre nuevos mercados en el sur de Perú para varios usos, desde generación de energía eléctrica, petroquímica, minera, exportación de gas vía GNL y distribución de gas natural para industrias, comercios, vehículos y domicilios.

El mejor análogo de esta realidad, es observar cómo se incrementaron (apare-cieron) las reservas en Bolivia cuando el gasoducto Bolivia Brasil fue concebido y concretado, estableciendo así una poten-

Acipet...........................................................................4Analdex.......................................................................39Antek............................................................................7Cepcolsa.....................................................................25ClampOn....................................................................44Clariant......................................................................27Halliburton...............................................................C.PICG.................................................................................8Integral de Servicios Técnicos................................10Inova.............................................................................11IHS.................................................................................15John Lawrie................................................................45LHR Americas...........................................................31Magnetrol.................................................................23Multiomega..............................................................16National Instruments.............................................9NOV..............................................................................21Panthers Machinery...............................................22PCM............................................................................12Petroguía..................................................................43Radisson Royal Bogotá...........................................41Schlumberger...........................................................P.ISerimpet...................................................................C.P.IServitrans..................................................................49SPE International.......................................................47Sugaca.......................................................................38Superior DrillPipe..................................................17Tejas Tubular..............................................................35 Tradequip...................................................................46Welltec.........................................................................13Winsted .......................................................................12

abril 2013 - petroleum 279

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nuevas reservas de petrleo

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