abril 2016 - petroleum 315

Fusiones y adquisiciones en

el Upstream

Colombian Oil and Gas Offshore Conference

30 Noviembre - 02 Diciembre

REVISTA OFICIAL

Shell entrega más petróleo desde la profundidad de Parque das Conchas

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Abril2016

3ABRIL 2016 I Petroleum 315

Portada:Despliegue de equipos en el fondo del mar,

desde el buque Seven Oceans, como parte del proyecto Parque Das Conchas en Brasil, operado por Shell,

que recientemente culminó su tercera etapa (Foto: Cortesía Shell)

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Las fusiones y adquisiciones podrían seguir este año

Colombia apunta al desarrollo de nuevos proyectos offshore

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Intercambio técnico y comercial entre Colombia y Canadá

Shell entrega más petróleo desde la profundidad de Parque das Conchas

Seminario sobre Tecnologías y Alianzas Canadienses para Campos Maduros Colombianos

Producción petrolera de Argentina disminuye a medida que desacelera la actividad de taladros


Perspectivas en las fusiones y adquisiciones en el Upstream

La transformación de la industria en tiempos de crisis hacia una organización inteligente como ventaja competitiva

La compañía arrancó la tercera fase de este gran proyecto de aguas profundas de Brasil, optimizando al máximo su capacidad de producción

El objetivo del evento realizado en Bogotá, fue dar a conocer las mejores prácticas en el desarrollo de campos maduros en Alberta y su potencial aplicación en Colombia

El número de equipos se redujo a 90 en Diciembre, 71 en Enero y 64 en Febrero, dijo Platts, al hacer referencia a un reporte de Baker Hughes

El 10 y 11 de Marzo se realizó en Barranquilla la segunda edición de Colombian Oil & Gas Conference “Offshore: Una Ventaja Competitiva”, organizada por la Asociación Latinoamericana de Minería y Energía -ALAME, con el apoyo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH

Ante la situación actual con respecto a la cotización del crudo en el mercado internacional, la inestabilidad y fluctuación en el precio del barril desde mediados del 2014 continúa la incertidumbre en cuanto a la estabilidad del mercado petrolero mundial

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Pemex: el mayor recorte en exploración y producciónLa petrolera mexicana aplicará el mayor monto de un recorte de 100 mil millones de pesos a su gasto este año en proyectos de E&P

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EE.UU. frena exploración petrolera en la costa atlántica “La decisión protege el Atlántico para las futuras generaciones”, señaló la Secretaria de Interior de EE.UU, Sally Jewell

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Amerisur comenzó perforación petrolera en ParaguayLa petrolera británica inició a comienzos de Abril su primer pozo petrolero en el país, específicamente en Choré, Departamento de San Pedro

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E&P

In SITU ESCEnARIO

AnÁLISIS

Cont

enid

o

Abril 2016Año 31, nº 315

Por Francis M. Vásquez A., Pdvsa Occidente

Se espera que las fusiones y adquisiciones en el sector aguas arriba aumenten durante 2016, conforme sea la dinámica de los precios del petróleo. En caso de que se mantengan bajos, serán más recurrentes e incluso más forzadas las negociaciones

En la industria de petróleo y gas EPA propone normas para reducir emisiones de metano

26SHA

Las nuevas medidas persiguen contribuir a los objetivos anunciados por la Casa Blanca

4 ABRIL 2016 I Petroleum 315

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

CARACASEsteban R. Zajia / Marketing ManagerTerraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador,Transversal A-1, Qta. Mabel, CaracasTel: +58 212 975 5387 / Cel: +58 412 607 [email protected]

COLOMBIAFabiola Villamizar / Marketing ManagerCalle 114A, No. 19A-05. Bogotá - ColombiaTel: +57 1 742 8002, ext. 122. Cel: +57 317 512 [email protected]

USA Victoria Schoenhofer / General Manager1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USATel: +1 713 589 5812, Cel: +1 832 597 [email protected]

ECUADORCésar Guerra n. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: +59 32 244 0316 / 244 1481 / 244 0449 Fax: +59 32 244 1624

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

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

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

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SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: +58 414 629 2299 [email protected] ASESORES EDITORIALESEdmundo Ramírez / TecnologíaAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. González / Energía

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Jorge Zajia, Editor

Corn

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Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

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Miembro de:

“El viejo tonto queremovió las montañas”

El 11 de Junio de 1945, en la clausura del VII Congreso del Partido Comunista de

China en Yan´an, provincia de Shaanxi, Mao Mao Tsetung (hoy Mao Zedong) durante la presentación del Informe Político evocó una antigua fábula china llamada “El Viejo Tonto que removió las montañas”, donde se cuenta que: “Hace mucho tiempo vivía en el Norte

de China un anciano conocido como el Viejo

Tonto de las montañas del Norte. Su casa

miraba al Sur y frente a ellas, obstruyendo

el paso, se alzaban dos grandes montañas:

Taijang y Wangwu. El Viejo Tonto decidió

llevar a sus hijos a remover con azadones las

dos montañas. Otro anciano, conocido como

el Viejo Sabio, los vio y, riéndose, les dijo:

¡Qué tontería! Es absolutamente imposible

que vosotros, siendo tan pocos, logréis re-

mover montañas tan grandes. El Viejo Tonto

respondió: Después que yo muera, seguirán

mis hijos; cuando ellos mueran, quedarán

mis nietos, y luego sus hijos y los hijos de sus

hijos, y así indefinidamente. Aunque son muy

altas, estás montañas no crecen y con cada

pedazo que le sacamos se hacen más peque-

ñas. ¿Por qué no vamos a poder removerlas?.

Después de refutar la errónea idea del Viejo

Sabio, siguió cavando día tras día, sin cejar

en su decisión. Dios, conmovido ante esto,

envió a la tierra dos ángeles, que se llevaron

a cuesta ambas montañas”.

Parodiando al viejo líder de la revo-lución cultural china, decimos que hoy sobre la industria petrolera mundial pesan también dos grandes montañas: la caída

de los precios del preciado carburante y de las inversiones para su explotación. Para revertir, eliminar, esta situación que incide negativamente, no sólo en la industria pe-trolera, sino que también afecta a amplios sectores de la economía global, debemos perseverar en nuestra decisión y trabajar sin cesar, para devolverle a nuestra petróleo el rol estelar que ha jugado, y que va a seguir jugando, dentro del concierto de las fuentes de energía con que cuenta la humanidad.

Así también conmoveremos a Dios, para que aumente nuestra inteligencia y creatividad, que si se aplican en la dirección correcta, impregnadas de optimismo y ge-nerosidad, cavaremos juntos, unidos, para poder remover esas montañas y retomar la senda del progreso y la abundancia que todo ser humano aspira y ansía por naturaleza.

Los hidrocarburos tienen un futuro radiante y tenemos sobradas razones, pistas irrefutables, para sostener que el Siglo XXI es el verdadero siglo del petróleo. Todo apunta hacia ello: es la fuente de energía más abundante, segura y barata del planeta; realidad ésta que no ha sido evaluada por los líderes que actualmente mueven los hilos del mercadeo y el comercio de esta fuente de energía por excelencia del mundo moderno.

Todavía pesa en los petroleros la men-talidad de mineros, cuya diferencia con los antiguos gambusinos explotadores del oro es que en vez de andar con su burrito y su pico, pala y batea andan en su jet ejecutivo con su laptop y su celular; pero con la misma mentalidad de explotadores irracionales, afanados en obtener la máxima ganancia sin otras consideraciones.

Afortunadamente, para bien de la indus-tria petrolera mundial y de la humanidad, ya existe una nueva generación de empresarios y líderes de esta industria, con una visión más humana y dialéctica de los nuevos tiempos que se están sucediendo y lo que nos depara el futuro, cuyas voces ya se hacen sentir y son ellos quienes van a producir un cambio estructural y radical en la forma tradicional de llevar adelante este negocio.

En definitiva, es mucho el camino que le queda por delante al petróleo, un recurso energético muy valioso e insusti-tuible, que Dios ha dispuesto con suma generosidad en las entrañas de La Tierra, para el disfrute pleno de su criatura para mayor gloria de Su nombre.

Felicidad, alegría y optimismo que el futuro del petróleo está garantizado.


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SPE premia servicio LWD de Weatherford y Chevron

Se trata de una nueva tecnología de alta temperatura desarrollada en conjunto por la empresa de servicios y la operadora con aplicación en Tailandia

El servicio HeatWave™ Extreme -desa-rrollado conjuntamente por Weather-

ford y Chevron - ganó el principal premio que reconoce los logros de la industria del petróleo y el gas, durante el Programa de Premios Anual de SPE Tailandia, llevado a cabo en Febrero en Bangkok, Tailandia.

El servicio incluye una sarta de herra-mientas registro durante la perforación (LWD) mejorada, capaz de soportar tempe-raturas de hasta 410 °F (210 °C).

“Estamos complacidos de ser recono-

cidos no sólo por nuestra tecnología inno-

vadora, sino también por nuestra estrecha

colaboración con Chevron Tailandia, que

ha sido un excelente socio a lo largo de

este proyecto”, comentó Etienne Roux, Vicepresidente de Servicios de Perforación de Weatherford.

La calificación alta temperatura permite perforar y efectuar registros a la profundi-dad total (TD) en condiciones que superan las barreras actuales de 347˚F (175˚C), evitando la necesidad de salir del agujero, perforar ciegamente o aterrizar el pozo por encima de la profundidad total prevista.

Esta innovación que forma parte de la cartera LWD de alta temperatura de Weatherford hizo su debut en Abril de

Steve McBride, Director General de Operaciones de Weatherford en Tailandia, Myanmar, Vietnam, Bangladesh, Camboya y Laos; y Doug Ellis, Ingeniero de Perforación Senior, Chevron Tailandia en el acto de recepción del premio

utilizado con éxito para restaurar la produc-ción en tres pozos costa afuera de Malasia.

“Nos sentimos honrados de recibir este

prestigioso premio”, dijo Ankur Gupta,

Vicepresidente de Asia Pacífico, Weather-

ford. “Este logro refleja la excelente calidad

de nuestros servicios y tecnologías en este

importante mercado”.

2015, en Tailandia, donde se espe-raba que la sarta de herramientas modificada a 43/4 pulgadas redu-jera los tiempos de perforación en yacimientos de gas profundos.

Premio OTC Asia 2016Otra tecnología Weatherford

que fue reconocida recientemente es el sistema de válvula de segu-ridad de control en línea WDCL, que obtuvo el Spotlight on New

Technology Award en el marco de la Offshore Technology Conferencia - OTC Asia, celebrada en Kuala Lum-pur, Malasia, “las últimas y más

avanzadas tecnologías de hardware

y software que están impulsando a

la industria en el futuro”, como ha reconocido el OTC Asia.

Esta técnica que forma parte del sistema de válvulas de seguridad Renais-sance®, ayuda a los operadores a reemplazar las líneas de control dañadas e instalar nuevas válvulas de seguridad controladas desde la superficie. Usando este sistema, la producción puede ser restaurada en los pozos que han sido cerrados debido a las líneas de control dañadas. El sistema ha sido

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Cuad

rant

e

Colombia tendría que importar gas a partir de 2018 si no se impulsan nuevos programas de exploración, advirtió el Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco Lloreda, quien afirmó que las reservas de gas del país están declinando. Agregó que

“es fundamental que Colombia logre reglas de juego claras para que haya confianza de los inversionistas y se logre una autosuficiencia más prolongada”.

Argentina está en buen momento para un aumento de fusiones y adquisiciones de empresas en el mercado local de petróleo y gas a partir de las “señales positivas a los inversores internacionales” emitidas por el gobierno nacional, según la consultora local First

Corporate Finance Advisors, la cual subrayó que “el levantamiento del cepo cambiario, el sinceramiento del tipo de cambio, la apertura de las exportaciones e importaciones, la eliminación de retenciones y aranceles, son sólo algunas de las medidas tomadas que atraerán inversiones en el corto plazo”.

Schlumberger anunció la adquisición de Meta Downhole Limited, empresa de ingeniería y servicio basada en el Reino Unido que ofrece tecnología y experiencia en soluciones de aislamiento de fondo de pozo metal-metal en aplicaciones de integridad del hoyo.

“Con las tecnologías probadas únicas de Meta, vamos a dar un salto cuántico en la promoción de nuestra oferta de tecnología de ter-minaciones de fondo de pozo”, destacó Olivier Le Peuch, Presidente de Completaciones de Schlumberger.

Bolivia informó que ha reforzado su política de ofrecer servicios a las naciones vecinas en materia energética, señaló el Presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Guillermo Achá, quien enfatizó que ello permitirá dar más empleos a los bolivianos y

generará una nueva cadena que incluye más servicios a ofertar en el contexto internacional. “Por ahora estamos abasteciendo el sur de Perú con gas licuado de petróleo y estamos cerrando contratos con Argentina”, agregó.

Estados Unidos realizó su primera exportación de shale gas en lo que es considerado un “total cambio de juego” al pasar de impor-tador a exportador gracias a la explotación de este tipo de yacimientos. El buque “Asia Vision” salió el 24 de Febrero de Sabine

Pass, terminal de exportación de Cheniere Energy Inc., en Luisiana, hacia Brasil con el primer cargamento de 84,95 millones de metros cúbicos de gas, comprados por Petrobras.

Perú prevé exportar sus excedentes de electricidad a países vecinos (Ecuador, Chile, Brasil y Bolivia), tras la aprobación de un proyecto de ley que establece el marco legal para la interconexión internacional de los sistemas eléctricos. El Viceministro de Energía, Raúl

Pérez-Reyes, dijo que Perú tiene un excedente de producción de energía que se mantendrá durante los próximos cinco o seis años, debido a que en el pasado se establecieron condiciones para incentivar las inversiones en nuevas centrales hidroeléctricas y termoeléctricas.

Petrobras iniciará negociaciones exclusivas para vender a Pampa Energía su participación dominante en Petrobras Argentina, en una operación que podría cerrarse en US$1.200 millones. Petrobras Argentina es una de las cuatro productoras de petróleo y gas más

importantes del país austral con operaciones de refinación, petroquímica y generación de energía. La compañía busca reducir deuda y aumentar capital para sostener inversiones claves en marcha en Brasil.

Royal Dutch Shell y Saudi Arabian Oil Co, la petrolera estatal de Arabia Saudí, prevén poner fin a Motiva Enterprises LLC, sociedad conjunta que dio origen a la mayor refinería de crudo en Estados Unidos. La decisión se produce luego que Arabia Saudí anunciara

que está considerando vender sus acciones en Saudi Aramco en el marco de la tendencia a privatizar empresas coincidiendo con una prolongada caída de los precios del petróleo. Las compañías acordaron de forma preliminar que Saudi Refining Inc, de Saudi Aramco, mantenga el nombre de Motiva y controle la refinería de Port Arthur, en Texas, junto con 26 terminales de distribución.

Quattro Exploration and Production adquirió una participación del 100% en la Licencia El Cedro, Bloque 6-2012 en Guatemala, de 34.723 ha. en la cuenca Petén Sur, a GFI Petroleum Limited, subsidiaria de una compañía de exploración y producción de

petróleo y gas basada en las Islas Vírgenes Británicas. El precio de compra para la adquisición fue de CDN $5.470.000 y el cierre está programado antes del 1 de Mayo de 2016.

Kuwait y Arabia Saudí llegaron a un acuerdo para reanudar la producción en el yacimiento común offshore de Jafyi, que había dado lugar a un diferendo entre ambos países. Arabia Saudí interrumpió la producción del yacimiento, que era de 300.000 bpd

en Octubre de 2014 y en Mayo de 2015 también se interrumpió la producción en otro campo de la zona, el Wafra, de 200.000 bpd. El yacimiento forma parte de la zona neutra, ubicada en la frontera y explotada conjuntamente por ambos países, los cuales se reparten la producción en cantidades iguales.

El Gobierno de Bolivia y la empresa rusa Rosatom firmaron un acuerdo para la construcción y puesta en marcha de un Centro de Investigación Nuclear en El Alto, localidad vecina a La Paz. El proyecto requerirá una inversión de US$300 millones y estará listo

en cuatro años y constará de un reactor nuclear de investigación de baja potencia, un centro de ciclotrón-radiofarmacia, una planta multipropósito de irradiación y un laboratorio de investigaciones nucleares y capacitación.


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Situ

Colombia tiene una necesidad impor-tante de productos, servicios y tecno-

logías para explotar sus campos maduros. Su factor de recuperación en este tipo de yacimientos es relativamente bajo, siendo un desafío aumentar este valor, lo que supone una oportunidad interesante para empresas como las canadienses que cuentan con amplia experiencia tecnológica para la explotación de estos campos.

Este fue precisamente el objetivo que enmarcó la realización de este seminario en las instalaciones de la Asociación Colom-biana de Ingenieros de Petróleo, organizado por la Embajada de Canadá en Colombia.

Seminario y rueda de negocios Tecnologías y Alianzas Canadienses

para los Campos Maduros ColombianosGlobal Affairs Canada, conjuntamente con el Gobierno de Alberta, Export

Development Canada y dmg events llevaron a cabo este seminario y rueda de negocios en el que seis empresas canadienses dieron a conocer las mejores

prácticas en el desarrollo de campos maduros en Alberta y el potencial de aplicación en campos similares en Colombia

David Feijoo Tayrona; Juan Carlos Rodríguez Esparza, Acipet; Wesley Hebert, Precision Engineering; Claudia Strieter, Definitive Optimization; Claudia Tatiana Robayo, Austral Consulting; Jarl Groothuysen, LSC Industrial; Terry Koch, Definitive Optimization; Benigno Rojas Moreno, Gobierno de Alberta; Geoff Martin, Alconsult International; Nicolás Honorato, Austral Consulting; y Luis San Juan Bueno, dmg events

La entidad agradeció la participación de representantes de Alberta y sus contra-partes colombianos en la misión técnica y de negocios y resaltó la importancia del sector petrolero como principal motor de la economía de la provincia de Alberta. Esta región es considerada como la zona productora más grande de Canadá, con cerca de 3 millones de barriles, proveniente mayormente de campos maduros, gracias a la presencia de más de 8 mil empresas productoras. “Esto ha llevado que el país sea de talla mundial y con las experiencias que hemos tenido hay mucho que podemos compartir con Colombia”.

Benigno Rojas Moreno, Director Gene-ral para América Latina del Gobierno de Al-berta, resaltó el trabajo complejo que viene realizando el ministerio como catalizador de las oportunidades que se generan para esta provincia, bien a través de la promoción de exportaciones hacia mercados internacio-nales o de la inversión internacional en la propia provincia.

Explicó que el crudo pesado constituye el 50% de las exportaciones globales de la provincia de Alberta, recursos desarrollados totalmente por el sector privado. Del total de 4 millones de barriles por día que se pro-ducen en Canadá, 2,7 millones provienen


de Alberta y de esa cantidad 2 millones se producen en las arenas bituminosas.

“Vislumbramos esa nueva directriz de Colombia de ubicar sus recursos en el re-cobro, allí es donde identificamos un nicho importante para una colaboración mutua en todo el abanico de oportunidades, es decir, en producción, servicios y entrenamiento, entre otros”, comentó.

Aprovechamiento de los crudos pesados Durante el seminario, la Agencia Nacio-

nal de Hidrocarburos destacó el aporte de los crudos pesados en el incremento de la producción de Colombia en los últimos años. Indicó que el 54% de la producción del país proviene de crudos de menos de 15 ºAPI y un 16% de crudo entre 15 y 22 ºAPI, lo que indica que bajo estándares internacionales casi el 70% de la producción del país es de crudos pesados por debajo de los 22 ºAPI.

Apuntó que si bien en materia de ha-llazgos, en los últimos años estos han sido relativamente pequeños, la producción del país ha crecido enormemente por el aprove-chamiento de los crudos pesados.

Dijo que la iniciativa de crudos pesados de Ecopetrol, con el apoyo de expertos vene-zolanos y canadienses, ha ayudado a revertir el tema de la declinación de la producción del país. Campos como Rubiales, Castilla, Chichimene y otros han permitido elevar la producción de manera sustancial al orden del millón de barriles por día actualmente.

No obstante una serie de oportunidades se presentan al evaluar la evolución del recobro del aceite original. Citó cifras al 31 de Diciembre de 2014 que indican que Colombia tiene 8.500 millones de barriles de producción acumulada (las reservas 3P acumuladas reportadas eran 3.010 millo-nes), pero el éxito de más de 30 proyectos pilotos que se están desarrollando en el país llevaría a contar con otros 5.000 millones de barriles (más del doble de reservas actuales), y en caso de llegar a alcanzar estándares internacionales de recobro cercanos al 40%, el país podría agregar hasta 8.000 millones de barriles más a sus reservas.

El seminario también contó con una breve participación de representantes de Export Development Canada (EDC) y la

Asociación de Servicios Petroleros de Cana-dá (PSAC) para presentar las fortalezas de ambas entidades. La primera, una agencia de exportación del gobierno canadiense, que en la praxis funge como banco y compañía de seguros y que el año pasado apoyó con más de 850 millones de dólares en actividades en Colombia. La segunda, una asociación sin ánimo de lucro que representa unas 200 empresas de servicios canadienses con amplia experiencia en el préstamo de servi-cios a grandes empresas petroleras y cuyas tecnologías están siendo aplicadas en diversas regiones del mundo en las áreas de perfora-ción, construcción, manufactura, oleoductos, suministro y ambiental, entre otras.

El encuentro finalmente dio cabida a un ciclo de presentaciones a cargo de expertos de seis empresas canadienses, enfocadas en tecnologías aplicadas en campos maduros. Definitive Optimization, TNT Engineering

Ltd., Alconsult International Ltd., Preci-

sion Engineering y LSC Industrial, como una muestra del fuerte emprendimiento en cuanto a tecnología y desarrollo al servicio de la industria de los hidrocarburos.

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E&P

Shell entrega más petróleo desde la

profundidad de Parque das Conchas

La compañía arrancó la tercera fase de este gran proyecto de aguas profundas

de Brasil, optimizando al máximo su capacidad de producción

Tal y como estaba previsto, Shell inició en Marzo la producción de petróleo

correspondiente a la tercera fase del desarrollo de Parque de las Conchas (BC-10) a una profundidad de agua de 1.800 metros, en la cuenca de Campos, en Brasil.

Con la producción de esta última fase del proyecto la empresa y sus socias en el campo esperan añadir hasta 20.000 barriles de petróleo equivalente por día al pico de producción, desde campos que ya han producido más de 100 millones de barriles desde 2009.

“La entrega temprana y segura de

esta producción es un testimonio de la

eficiencia de nuestra ejecución del proyecto

de aguas profundas”, comentó Wael Sawan, Vicepresidente Ejecutivo, Deep Water, Shell. “Con este proyecto por etapas, hemos

demostrado una vez más el valor de la

estandarización, la sinergia de las relaciones

contractuales, así como el despliegue

estratégico de nuevas tecnologías. Estos

barriles, al igual que otras oportunidades

submarinas vinculadas a nuestro portafolio

de aguas profundas, tiene ventajas en costos

de desarrollo y contribuirá a el fuerte

crecimiento de la producción que esperamos

de las costas de Brasil” agregó.Shell salta a la vista como líder mundial

en aguas profundas con una robusta línea de desarrollo luego de completar en Febrero su combinación con BG, a lo largo de las costas de Brasil, el Golfo de México EE.UU., Nigeria y Malasia.

Operado por Shell (50%) y en propiedad conjunta con ONGC (27%) y Qatar Petroleum International (23%), Parque das Conchas - Fase 3 comprende cinco pozos de producción en dos yacimientos de la cuenca de Campos (Massa y O-Sur) y dos pozos de inyección de agua.

Los pozos submarinos se sientan a profundidas de agua mayores de 1.800 metros (5.900 pies) y se conectan a la embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Espírito Santo, localizada a más de 150 kilómetros de las costas de Brasil.

Este desarrollo es el primero en su tipo basado totalmente en la separación de petróleo y gas y bombeo submarino.

El sistema emplea bombas submarinas de 1.500 caballos de fuerza - cada uno equivalente a un motor de Fórmula Uno - para enviar petróleo y una pequeña cantidad de gas hasta la superficie.

Es el proyecto de mayor envergadura de Shell en aguas profundas. Otros de sus proyectos de aguas profundas actualmente en desarrollo incluyen: Stones, cuya embarcación FPSO ahora está en la locación en el Golfo de México, y Appomattox, también en el Golfo de México pero actualmente en construcción. La compañía también es parte de un consorcio de exploración y desarrollo del gigante campo de Libra, en el presal de Brasil.

Entre los contratistas claves del proyecto resaltan, BDFT (joint venture SBM/MISC), Subsea 7, FMC Technologies, Halliburton, V&M do Brasil, Oceaneering y Transocean/Global Santa Fe.

La primera fase del proyecto incluyó el desarrollo de tres campos conectados a la FPSO a través de pozos submarinos y manifolds. Los campos entraron en producción en Julio de 2009. Esta primera fase consistió en nueve pozos de producción y un pozo inyector de gas. En Julio de 2013, el proyecto había producido más de 70 millones de barriles de petróleo equivalente.

La segunda fase del proyecto, para conectar el campo Argonauta O-Norte, entró en funcionamiento en Octubre de 2013, agregando una producción máxima estimada de 35.000 barriles adicionales.

Con la producción de esta última fase del proyecto, Shell y sus socios en el campo esperan añadir hasta 20.000 barriles por díade petróleo equivalente por día al pico de producción”

Los pozos submarinos de Parque de las Conchas están conectados a la FPSO Espírito Santo


E&P

El Director General de Pemex, José Anto-nio González, anunció que la corpora-

ción reducirá los gastos de Pemex Explora-ción y Producción, PEP, en 46.800 millones de pesos, mdp –US$2.580 millones-, el mayor recorte entre sus subsidiarias, de los cuales 6.200 millones de pesos impactarán de manera inmediata en las proyecciones de producción para este año. En el área de transformación industrial se concretarán reducciones por 36.200 millones.

La empresa ha visto agravada su situa-ción financiera por la estrepitosa caída del precio del crudo, más no enfrenta problemas de solvencia, aclaró González.

José Antonio González, Director General de Pemex

Pemex: el mayor recorte en exploración y producción

La petrolera mexicana aplicará el mayor monto de un recorte de 100 mil millones de pesos a su gasto este año en proyectos de E&P. Dejará los proyectos cuyo

costo de producción supere los US$25 por barril, lo que incluye diferir proyectos en aguas profundas, para relanzarlos a través de alianzas con la IP

“Parte de este ajuste incluye 10.000

mdp para aguas profundas. Queremos

utilizar las nuevas figuras de la reforma

y de todas maneras llevar a cabo esta

inversión”, explicó. El recorte total a la compañía provocará que sus ingresos para este año se reduzcan de 398.000 a 298.000 millones de pesos, por lo que para cumplir con el déficit fiscal aprobado por el Congre-so de 149.000 millones, se tomó la decisión, si bien no se dio detalles de los proyectos concretos que se diferirán o cancelarán. Pemex buscará que los 64.500 millones de pesos en inversiones de proyectos que debe-rán replantearse o diferirse se hagan a través de los diferentes instrumentos que otorgó la reforma energética para que la petrolera pueda aliarse con la iniciativa privada.


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Producción petrolera de Argentina disminuye a medida que desacelera la

actividad de taladrosEl número de equipos se redujo a 90 en Diciembre, 71 en Enero y 64 en Febrero,

dijo Platts, al hacer referencia a un reporte de Baker Hughes

En el país la producción de crudo se redujo un 1,6% al caer a 524.947 b/d

en Enero de este año en comparación con Enero de 2015 cuando produjo 533.261 bpd dijo el ministerio de energía del país.

“La mayoría de los campos en Argen-

tina son maduros y están disminuyendo la

producción”, comentó Alejandro Gagliano, socio de Giga Consulting, una consultora petrolera en Buenos Aires quien agregó que se necesita una gran cantidad de inversión para mantener la producción.

El número de equipos del país se redujo a alrededor de 45 en 2002 de entre 50-100 que tenía a mediados de la década de los 90´s, cuando la producción fue creciendo luego que el país comenzó a abrir campos a la inversión privada.

Más equipos fueron desplegados a par-tir de 2000, alcanzando un promedio de 60 a 90, de acuerdo con Baker Hughes. La flota alcanzó un pico de 112 en Noviembre de 2014, y se mantuvo estable por encima de 100, entre Marzo de 2014 y Noviembre de 2015. Sin embargo, el número de equipos se redujo a 90 en Diciembre, 71 de Enero y 64 en Febrero, dijo Platts, al hacer referencia a un reporte de Baker Hughes.

Cambio en las políticasArgentina no ha atraído mucha inver-

sión petrolera desde la crisis económica de 2001-2002 que marcó el comienzo de un gobierno de izquierda populista cuyas políticas redujeron el potencial de ganancias e hizo más difícil planificar negocios. Estas incluyeron topes de precios, restricciones comerciales y prohibiciones en el pago de dividendos al exterior.

Macri ganó la presidencia en Noviembre de 2015 y asumió el cargo en Diciembre, momento en que muchos trabajadores se

van de vacaciones. Las preocupaciones so-bre las políticas de la nueva administración de Macri fue la razón principal para dejar de lado los equipos de perforación, dijo Gagliano. “Esto está teniendo un impacto

en la curva de producción de ahora”.Se espera que el retorno de la inversión

sea tan pronto como las compañías petro-leras vean que el gobierno puede mantener sus políticas, agregó.

Una política fundamental del gobier-no de Macri ha sido fijar los precios de crudo en US$54,90 barriles para el crudo pesado y US$67,50 barriles para el crudo ligero en Enero. Aunque un 10% menor que en 2015, sigue siendo más alto que los precios mundiales que están obser-vándose por debajo de US$40 barriles del crudo mundial.

El Ministro de Energía, Juan José Aran-guren ha dicho que quiere mantener la pro-ducción de petróleo debido a que muchas provincias se basan en gran medida en el sector petrolero para los ingresos fiscales y el empleo.

Para ayudar a las provincias del sur, que producen un crudo más pesado de los cuales se exporta alrededor del 30%, el nuevo gobierno ha desplegado un subsidio

de US$10 para los exportadores. A pesar de los incentivos, las empresas han sido lentos para traer de vuelta los equipos de perfora-ción en servicio desde su suspensión entre Diciembre y Febrero. La estatal de energía YPF comenzó a hacerlo con cinco equipos a punto de volver a entrar en los campos de la provincia del sudoeste de Neuquén. Esto sería en respuesta al gobierno federal que paga una deuda multimillonaria a YPF por incentivos al petróleo.

La compañía ha reducido plan de gas-tos de capital en un 20-25% para este año, un movimiento que se ha dicho conducirá a una producción estable este año en com-paración al 2015.

El Ministro Aranguren dijo que no espera que los bajos precios del petróleo a nivel global tengan un gran impacto en los planes de inversión a largo plazo en Argentina, incluyendo en el desarrollo del enorme potencial de petróleo y gas natural no convencional del país en plays como Vaca Muerta.

Explicó que estos proyectos son para 35 años y por lo tanto se ven menos afec-tados por las fluctuaciones de precios a corto plazo que otros posibles retrasos en decisiones de inversión.

YPF reducido plan de gastos de capital en un 20-25% para este año


E&P

Amerisur comenzó perforación petrolera

en ParaguayLa petrolera británica inició a comienzos

de Abril su primer pozo petrolero en el país, específicamente en Choré,

Departamento de San Pedro

La inversión estimada es de US$10 mi-llones, con la meta de llegar a los 2.800

metros de profundidad. Es el tercer pozo que se perforará en el país desde el 2014, luego de los dos pozos que hizo President Energy en el Chaco.

El pozo fue denominado Jaguarete 1, y para su perforación la empresa realizó la movilización del taladro -desde Filadelfia- de la firma brasileña Queiroz Galvão. En

cuanto al plazo de los trabajos, se estima tomarán de uno a dos meses.

El Viceministro de Minas y Energías, Mauricio Bejarano, mencionó que en la zona del Chaco siguen los trabajos prospectivos por parte de President Energy e Hidrocarbu-ros Chaco. “President Energy tiene previsto perforar más adelante un tercer pozo en la zona de la Cuenca Hernandarias, en el De-partamento de Boquerón, conjuntamente con

Hidrocarburos Chaco, las cuales realizaron los mayores trabajos prospectivos en 2015 con resultados alentadores.

La caída de la cotización del petróleo a nivel mundial dificultó las exploraciones pe-troleras. Pero en Paraguay, además de Ame-risur, otras cinco empresas tienen bloques de exploración y proyectan perforar pozos en el transcurso del año. Tres se harán en el suelo chaqueño y dos en la Región Oriental.

16 ABRIL 2016 I Petroleum 31516 ABRIL 2016 I Petroleum 315

EE.UU. frena exploración petrolera en la costa atlántica

“La decisión protege el Atlántico para las futuras generaciones”señaló la Secretaria de Interior de EE.UU, Sally Jewell

La decisión supone un revés para las compañías petroleras, que esperaban acceder a los derechos de exploración y explotación de las reservas en una zona que abarca desde Virginia hasta Florida

El Departamento de Interior de EE.UU. explicó que había decidido excluir la

exploración petrolera en la costa central y sur del Atlántico “debido a las actuales

dinámicas del mercado, fuerte oposición

local y conflictos con el uso del océano para

fines comerciales y militares”.

A comienzos de 2015, el Gobierno estadounidense había abierto la puerta a la exploración petrolera a 50 millas -80 km- de las costas de Virginia, Carolina del Norte, Carolina del Sur y Georgia. El paso atrás se produce ahora en el marco de un sostenido descenso de la inversión en el sector petro-lero debido a la caída del precio del crudo.

La decisión ha sido acogida con críticas por parte de la industria, y con buenos ojos por parte de los grupos de protección del medioambiente. El Presidente del American Petroleum Institute (API), Jack Gerard, mos-tró su rechazo frontal al anuncio al asegurar que “se trata de aplacar a los extremistas que

buscan detener la producción de petróleo y

gas”. De este modo, agregó, “se elevaría el

coste de la energía para los estadounidenses

y cerraría por años las puertas a la creación

de nuevos empleos, a las inversiones y al

impulso a la seguridad energética”.

“Desde el año pasado señalamos que

va hacer muy difícil llegar a la meta de

un millón de barriles por día”, comentó Lloreda, quien enfatizó que la situación es infortunada pero es una realidad que no se puede ocultar, porque los pozos y los campos están declinando en su producción.

“Hoy estamos en los niveles de hace

5 años, la exploración está prácticamente

caída, estamos en sísmica de tierra de hace

20 años y estamos en niveles en pozos ex-

ploratorios de hace 10 años”, puntualizó

El plan del Gobierno estadounidense sí permite la concesión de licencias para la exploración en tres lugares de la costa ártica en Alaska en los mares de Chukchi, Beaufort y la península de Cook; y diez más en el golfo de México.

La ACP ve lejos el millón de barriles en 2016Es muy difícil que Colombia pueda alcanzar esa producción este año, señaló Francisco Lloreda, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP

el dirigente petrolero. De acuerdo a cifras oficiales, en Febrero de este año la produc-ción fue de 955 mil barriles diarios, 3,11% menos que en Enero y 7% por debajo de la cifra reportada en el mismo mes de 2015.

La reducción responde a la situación global de precios del crudo que no superan los US$40 y las lógicas consecuencias que están haciendo resentir a las petroleras. El bombeo del cuarto productor latinoame-ricano de crudo fue de 1.006 millones de bpd en promedio durante 2015. Este año,

la meta puede que no sea superar el millón de barriles diarios.

El Ministerio de Minas y Energía infor-mó que la cifra preliminar de producción promedio de gas alcanzó los 1.065 millones de pies cúbicos por día, Mpcd, registrando un incremento del 1,3% respecto al mes anterior, cuando se produjeron 1.051 Mpcd. Este aumento se debió al restablecimiento de operaciones en los campos Nelson, Palmer y Arianna, así como por la entrada en pro-ducción de los campos Cotorra y Manamo.

E&P

Francisco Lloreda

Conoce los Beneficios de Ser Parte de la SPE como Estudiante

Muchos de los asociados más activos y comprometidos con la Society of Pe-

troleum Engineers (SPE) son estudiantes. Con más de 360 capítulos estudiantiles alrededor del mundo, incluyendo 57 en la región de América del Sur y El Caribe, la SPE facilita las herramientas y plataformas para que los estudiantes interactúen con profesionales y potenciales empleadores de la industria de petróleo y gas de E&P, adquieran conocimien-to técnico, aprendan tecnología de punta y pueden recibir becas estudiantiles patrocinadas por la Sociedad.

networking con colegasFormar parte de un capítulo estudiantil de la SPE proporciona los cimientos y el apoyo ne-cesario para navegar en la industria de petróleo y gas en E&P. Los capítulos estudiantiles de la SPE participan en actividades que promueven el desarrollo o enriquecimiento educativo, y el involucramiento con la comunidad. Además, la SPE ofrece a sus estudiantes la oportuni-dad de interactuar con sus pares alrededor del mundo a través de la comunidad virtual SPE Connect. Gracias a esta plataforma, los estudiantes pueden cooperar entre sí, discutien-do retos y soluciones técnicas, o compartiendo sus experiencias y conocimiento.

Interactuar en la industriaLa SPE realiza más de 150 eventos en todo el mundo y los estudiantes asociados cuentan con la oportunidad de participar, gracias a

las tarifas de descuento disponibles en la ma-yoría de estos eventos. Además, la Sociedad realiza actividades diseñadas para impulsar la interacción entre estudiantes incluyendo el Petrobowl® - concurso entre equipos de capítulos estudiantiles, quienes se enfrentan en rondas de preguntas y respuestas rápidas, en temas relacionados con la industria- y el concurso regional estudiantil de papers.

Próximo Concurso: Petrobowl®- Clasificatoria Regional: América del Sur y El Caribe Sábado, 4 de Junio de 2016

- Buenos Aires, Argentina durante el SPE Argentina Exploration and Production of Unconventional Resources Symposium.Los equipos ganadores clasificarán al campeo-nato internacional del Petrobowl® durante el 2016 SPE Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE) en Dubai, EAU.Más información en www.spe.org/students/petrobowl.

Conectarse para obtener planeación profesionalLa SPE ofrece diversos recursos y platafor-mas con la finalidad de asistir a sus estu-diantes en la planeación de sus carreras, en las especialidades de ciencias e ingenierías, incluyendo los programas eMentoring, Am-bassador Lecturer, Student Paper Contest, el portal de empleo de uso gratuito, entre otros. Estos programas han sido diseñados para mejorar las habilidades técnicas e

interpersonales de los estudiantes, a fin de ayudarlos a sobresalir en este ambiente altamente competitivo.

Recibir reconocimientosLa SPE está comprometida a estimular y apoyar a los estudiantes que cursan carreras relacionadas con la industria del petróleo y gas. De hecho, la SPE dedica cada año más de medio millón de Dólares Americanos para becas estudiantiles, tanto para estudiantes asociados como no asociados. Asimismo, muchas de las cerca de 208 seccionales locales de la SPE alrededor del mundo ofrecen apoyo monetario a sus estudiantes. ¿Listo para Recibir los Beneficios de la SPE? Actualmente, los estudiantes tienen la op-ción de disfrutar de su membresía sin costo alguno gracias al patrocinio ofrecido por Chevron. Los beneficios incluyen becas, descuentos en libros y publicaciones, opor-tunidades de networking, acceso al programa eMentoring, eventos, herramientas virtuales, concursos estudiantiles, etc.Visita www.spe.org/students para conocer todos los beneficios y recursos disponibles para estudiantes asociados a la SPE.

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Estudiantes y jueces del Regional Student Paper Contest (LACPEC, Quito 2015)

Estudiantes y profesionales en la sesión de apertura LACPEC 2015




El 10 y 11 de Marzo se realizó en Barranquilla la segunda edición de Colombian Oil & Gas Conference “Offshore: Una Ventaja Competitiva”,

organizada por la Asociación Latinoamericana de Minería y Energía -ALAME, con el apoyo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH

ALAME celebró la segunda versión de esta conferencia exclusivamente dedi-

cada a la industria Offshore. El objetivo fue evaluar el potencial de recursos de hidrocar-buros de Colombia más allá de sus costas y examinar la oportunidades que se presentan para la participación privada, no solo para la exploración y explotación de petróleo y gas, también en cuanto al desarrollo de la infraestructura logística que se requiere para apoyar el crecimiento del sector.

Cabe recordar que Ecopetrol, junto a grandes petroleras como es el caso de Ana-darko, ha incursionado en la perforación marítima con dos pozos en el Caribe co-lombiano -Calasú y Kronos- y uno más en el Golfo de México en Estados Unidos, además del curso de proyectos nuevos asignados a operadoras como Shell, Petrobras Tayrona, Repsol y Statoil, entre otras, para la explo-ración en los océanos Atlántico y Pacífico. De allí la importancia de que la industria se prepare para encarar el desarrollo de nuevos

proyectos, desde los puntos de vista, técnico, regulatorio y ambiental, entre otros.

De esta manera, el evento brindó a los participantes la oportunidad de acceder a información actualizada de parte de conferencistas expertos de la industria, orientada a la necesidad de innovación en asuntos como la infraestructura, la tecno-logía y la seguridad y su aplicación como ventaja competitiva. Asimismo permitió estimular la cooperación entre actores del sector hidrocarburos mediante el desarrollo de una rueda de negocios para identificar estrategias de crecimiento que les permita adaptarse a la nueva dinámica del sector.

Como país invitado participó el Reino Unido, a través de la Embajada en Colombia y la Cámara de Comercio Colombo Británi-ca. Su vinculación a la conferencia ratificó el interés que despierta Colombia para las actividades offshore a nivel mundial, conside-rando su privilegiada localización geográfica y su potencial en materia de hidrocarburos.

La AperturaEn la apertura de la conferencia, Javier

Abello Strauss, Director Ejecutivo Alame, puso en relieve el papel que representa el sector petrolero para la economía del país, el cual consideró de absoluta significancia dada su contribución con el 5,5% al PIB. De allí que los esfuerzos por hallar ma-yores recursos energéticos no renovables es lo que le permitirá al país contar con cierta sostenibilidad.

“Es necesario que confiemos nuestro

derrotero hacia el fortalecimiento de este

sector, creemos que la ANH ha estado

entendiendo esa realidad con la realización

de la Ronda en 2014 en la que logró ubi-

car 24 bloques offshore. Por eso estamos

hoy en Barranquilla, una ciudad que va a

poder apoyar un proceso de inversiones de

alta calidad y requisiciones técnicas como

lo exige la industria offshore en Colombia

y para eso necesitamos el trabajo conjunto

del sector público y privado”.

David Arce, Presidente de Arce Rojas & Compañía Consultores; María Leonisa Ortiz, Ernest & Young; Juan Manuel Camargo G., Socio PWC y Juan David Barbosa, Socio Posse Herrera Ruíz

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La industria petrolera colombiana enfrenta grandes retos, enespecial cómo superar los efectos de los bajosprecios del petróleo y mejorar la competitividadde la industria”

Recordó que la ANH ya tiene casi listo un proyecto de regulación específica para el offshore, y que es la empresa privada en base a su experiencia permanente y diaria en el negocio la que realmente puede analizar en detalle los alcances de esta nueva ley, que se espera tome en consideración todos los aspectos de las partes involucradas, y en este sentido invitó a entrar a la página web de la ANH para plantear las propuestas.

UK como aliado estratégicoEl Embajador Británico en Colombia,

Peter Tibber, delineó ampliamente las relaciones bilaterales entre Gran Bretaña y Colombia, país último que -dijo- está viviendo un momento histórico en el cual el Reino Unido ha sido partidario del ansiado proceso de paz mediante un fuerte mensaje diplomático y político. Mencionó cada uno de los programas en marcha para apoyar el crecimiento y prosperidad de Colombia, entre muchos, un fondo significativo para fomentar la investigación conjunta entre ambos países, incluyendo el área offhsore.

“El evento de hoy es una contribución adi-

cional al desarrollo de esta relación valiosa para

ambos países. En este momento la industria

petrolera colombiana enfrenta grandes retos en

especial cómo superar los efectos de los bajos

precios del petróleo y mejorar la competitividad

de la industria. A pesar de esto son grandes las

oportunidades del sector”, dijo.El embajador recordó que el Reino Uni-

do cuenta con más de 60 años de experiencia costafuera en el Mar del Norte y ha conso-lidado una de las industrias más exitosas en estas prácticas. Afirmó que actualmente la embajada trabaja en una estrategia que le permite cubrir y trasladar a Colombia todo su conocimiento y experiencia en extracción de petróleo y gas costafuera.

“Considerando las oportunidades que

tiene Colombia de convertirse en un modelo

regional para la industria estamos compro-

metidos para trabajar con el gobierno y el

sector privado para que su desarrollo sea

competitivo y sostenible. En Enero de este

año firmamos un acuerdo de cooperación

con la ANH cuyo objetivo es compartir

nuestra amplia experiencia en temas regu-

latorios, apoyar en la implementación de

prácticas para fomentar los niveles de com-

petitividad y fomentar la inversión extran-

jera directa en este sector”, subrayó Tibber.

ProgramaLa agenda incluyó varias sesiones de

presentaciones centradas en distintos temas relacionados con la actividad offshore, desde el potencial de recursos que existe en América Latina, pasando por los proyectos más resaltantes que se están desarrollando en la región, hasta el marco legal y regula-torio de la actividad, incluyendo los retos y desafíos en Colombia.

Asimismo la conferencia enmarcó una muestra comercial y varias ruedas de nego-cios que permitieron canalizar conocimien-tos e ideas a fin de propiciar el intercambio a nivel empresarial.

En el marco de las presentaciones, Santiago González, socio en Norton Rose Fulbright, hizo un análisis y proyección de la inversión offshore en Latinoamérica.

David Arce, Presidente de Arce Rojas y Compañía Consultores, explicó en detalle el marco legal de la actividad petrolera costa Afuera en Colombia.

Iván Martínez Ibarra, Viceministro de Infraestructura del Ministerio de Transporte de Colombia, ofreció un panorama de la capacidad y proyectos de expansión de los puertos marítimos en el país.

James Munro, Offshore Oil &Gas HSE, compartió las lecciones en materia de regu-lación en el Mar del Norte.

Gordon McIntosh, Director de Aber-deen City Council, expuso la experiencia del crecimiento de la ciudad de Aberdeen y el desarrollo de su cadena de abastecimiento de hidrocarburos.

Eugenio De La Torre, CEO del Grupo Empresarial Naves, se refirió a los desafíos y oportunidades en cuanto a la logística offshore en Colombia.

Juan Manuel Camargo, Socio, PWC, enfocó su presentación en los aspectos debatibles e incertidumbres en torno a las Zonas Francas Permanentes Costa Afuera.

Juan David Barbosa, Director del Área de Aduanas y Comercio Exterior, hizo también su aporte al análisis sobre el estado actual de las zonas francas para las activi-dades offshore.

Carlos José González, Consultor, Em-presa Multimodal, expuso la experiencia de la empresa que presta servicios de asesoría y gestión de aspectos técnicos y legales rela-cionados con infraestructura de transporte, cadena de suministros y logística.

Carlos Velasco, CEO Intertek; Yesid Torres Fajardo, Consultor en Seguridad Industrial - Intertek Consulting & Training; James Munro, HSE UK


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Al citar un sondeo realizado por el Ins-tituto Frasier, en el que se ubican los

países con mayores obstáculos para la inver-sión, según la percepción que se tiene de las políticas petroleras, mencionó a Venezuela como el principal país donde se observa más desincentivos. Contrariamente, en la parte superior del ranking se ubica Trinidad y Tobago como la mejor jurisdicción en térmi-nos de percepción en el Caribe, seguido por Uruguay. Por su prospectividad y recursos de petróleo y gas, destacó a Brasil en sus diferentes cuencas onshore, offshore y la capa del presal, luego México y Colombia, pese que tiene por delante retos pero que se consideran como superables.

MéxicoMéxico es un jugador importante y

atractivo para la industria. En términos de reservas probadas 1P se estima que posee 13.017 millones de barriles, de los cuales 72% se ubican en regiones marinas. Tiene reservas 3P muy grandes que llegan a los 37.405 millones de barriles de lo cuales 37% está en campos marinos.

Su proceso de apertura se tradujo en el inicio de rondas de adjudicación de áreas a favor de particulares y Pemex. En la ronda 1 en su fase 2 se ofrecieron 5 áreas en aguas someras (se adjudicaron 3 áreas con reservas 3P de 670 millones de barriles) y en la fase 4 a finales de 2016 se ofertarán 10 áreas en aguas profundas con recursos prospectivos (3P) de 10.889 millones d barriles. En esta fase 4 se otor-garán contratos con términos de duración de entre 35 y 50 años, acordes con estos tipos de proyectos y con las dimensiones de las inversiones a realizar.

BrasilEl otro jugador importante en la in-

dustria offshore es Brasil donde a partir del 2005 se han venido realizando grandes descubrimientos de crudo costa afuera en las denominadas capas del presal. Se estima que

Santiago González, socio en Norton Rose Fulbright, presentó un panorama de los proyectos de hidrocarburos en América Latina, que encaminan países como México, Brasil, Venezuela y Colombia,

particularmente los retos y oportunidades en el sector costafuera

las reservas 3P en esta capa podrían estar en-tre 50 – 80.000 millones de barriles, incluso estudios académicos más optimistas indican que puede contener hasta 176 mil millones de barriles. Al 2014 Petrobras identificó 6 áreas en aguas ultra profundas con reservas probadas de 5.000 millones de barriles de petróleo. Los pozos del presal produjeron un record de 915 mil barriles / día en Sep-tiembre de 2015. El plan de inversiones de Petrobras prevé desembolsos en E&P por 108 mil millones de dólares entre 2015 y 2019, enfocados principalmente en pozos del presal, donde se estima un Government

take de aproximadamente 52%, bajo a comparación del resto de América Latina.

En términos de regulación desde 2004 cuando se descubrieron esos yacimientos en la capa del presal el gobierno estableció una exclusividad para la perforación de estos pozos por parte de Petrobras como operador, sin embargo, una ley aprobada en el Senado brasilero en Febrero de este año revoca la exclusividad que tenía Petrobras que abre oportunidades para inversionistas privados.

VenezuelaVenezuela, reconociendo que tiene

unos problemas en términos de políticas de gobierno y de barreras de inversión, sigue siendo atractivo por sus reservas.

Sus proyectos e hidrocarburos costafuera actuales están exclusivamente enfocados en la producción de gas.

Sus dos principales proyectos son Ma-riscal Sucre y Rafael Urdaneta. El primero con 36 pozos Pdvsa prevé producir hasta 1.200 millones de pcd de gas y para el primer trimestre de este año Pdvsa esperaba iniciar la extracción de 130 millones; este no es un proyecto nuevo por cuanto lleva más de 20 años. El segundo proyecto costa afuera está ubicado en el Golfo de Venezuela, zona que contiene múltiples bloques operados por Pdvsa y otros licenciatarios internacionales. Allí la estatal petrolera venezolana prevé pro-ducir 1.000 millones pcd de gas. El proyecto Rafael Urdaneta incluye el campo La Perla que actualmente produce 500 millones de pcd y tiene las reservas más grandes de Lati-noamérica estimadas en 17 billones de pcd.

En el régimen legal venezolano no existe una diferenciación entre proyectos onshore y offshore. Los proyectos de hi-drocarburos líquidos en el país también tienen unas restricción de exclusividad, donde Pdvsa es quien realiza las activida-des en este caso, los privados que quieran participar deben hacerlo a través de joint ventures con control accionario por parte del estado venezolano. En el sector del gas natural los particulares pueden entrar con o sin la participación del estado. El Gover-

nment take ha sido estimado en 93%, uno de los más altos de la región.

ColombiaColombia, en términos de reservas pro-

badas al 2014 se estima posee 2.445 millones de barriles de crudo. A la tasa actual de producción se cree que Colombia tiene crudo para los próximos 6,5 años. Hoy día tiene problemas en cuanto a la sostenibilidad del gas y un Government take que pudiera ser catalogado como razonable de 70%.

El gobierno colombiano tiene la inten-ción de promover e incentivar las actividades de E&P de hidrocarburos y el desarrollo de

A pesar del entorno de precios bajos, Colombia le está apostando a la industria de O&G, especialmente a la seguridad jurídica de los proyectos costa afuera”

Análisis y Proyección de la Inversión Offshore en Latinoamérica


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la industria costafuera. Actualmente tiene 23 contratos con la ANH que cubren áreas costafuera, 21 en el Mar Caribe, de los cuales 8 son de evaluación técnica (TEA) y 13 de E&P; y otros 2 contratos en la costa Pacífica (1 TEA y 1 de E&P). Los compromisos de inversión se estiman en US$1.600 millones, bastante grandes al ponerlas en perspectivas con México y Brasil. Durante la Ronda 2014 se adjudicaron 5 bloques costafuera con compromisos de inversión de aproxi-madamente US$540 millones. Sin embargo, existen más oportunidades: 25 áreas pros-pectivas por asignar, la gran mayoría en el Pacífico pero también en el Caribe.

Sobre el marco regulatorio, si bien en 2009 el gobierno colombiano emite la re-solución 18 1495 y luego el plan estratégico sectorial 2011 – 2014, no fue hasta la emi-sión del Decreto 1616 de 2014 que se esta-blecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos específicamente en yacimientos convencio-nales continentales y costa afuera. Luego en 2015 con la Resolución 4 0048 se modifica la Resolución 18 1495 (ampliando su con-

tenido) y se establece medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continenta-les y costa afuera. Esta resolución incluye regulación específica aplicada a pozos costa afuera (abandono definitivo y temporal de pozos dependiendo de la profundidad de la lámina de agua, visitas antes de perforación, acreditación de la confiabilidad y seguridad de los equipos de perforación por parte de expertos terceros, posibilidad de no hacer prueba inicial de pozos por ser riesgosa o por eficiencia operacional).

Adicionalmente el país cuenta con la promulgación de Zonas Francas Offshore, con el Decreto 2682 de 2014, como resulta-do de un trabajo conjunto entre la industria y el gobierno. Como propuestas normativas en 2015 surge un acuerdo de la ANH, donde se asigna un nuevo procedimiento para la asignación de áreas, un proyecto en el que toda la industria ha estado activamente vinculada para su revisión. El acuerdo está pronto a salir como parte del ordena-miento jurídico. El proyecto incluye como modalidad de selección de áreas un proceso

excepcional de forma asignación directa y también un esquema de asignación directa con contraoferta.

Otra propuesta normativa es el proyecto de reglamentación técnica del Ministerio de Minas, una regulación precisa y únicamente aplicable a proyectos costa afuera, maxi-mizando su recuperación final, evitando el desperdicio y cualquier daño a las personas y el medio ambiente.

Como retos y oportunidades por delante Santiago González, apuntó la necesidad del re-forzamiento de la seguridad jurídica, generar mayor conocimiento técnico y capacitar a los actores involucrados, adaptar el régimen con-tractual a condiciones particulares de proyec-tos costa afuera y mejorar la infraestructura. Concluyó que el hecho de que en Colombia se estén discutiendo en este momento y simultá-neamente un nuevo acuerdo de asignación de áreas, un reglamento técnico para operacio-nes OFS, y un nuevo estatuto aduanero nos muestra que el país le está apostando (a pesar del entorno de precios bajos) a la industria de O&G y especialmente a la seguridad jurídica de los proyectos costa afuera.


Perspectivas en las fusiones y adquisiciones en el Upstream

Se espera que las fusiones y adquisiciones en el sector aguas arriba aumenten durante 2016, conforme sea la dinámica de los precios del petróleo. En caso

de que se mantengan bajos, serán más recurrentes e incluso más forzadas las negociaciones, conviene la fuente de análisis Wood Mackenzie en un reporte

sobre los matices que muestra esta actividad

¿Cómo el sector aguas arriba aborda los desafíos futuros en 2016? Después

de un comienzo inestable, las aguas siguen estando agitadas y el camino, confuso. Mientras algunas empresas buscan adap-tarse a los bajos precios del petróleo y lidian con los recortes de gastos y con la revisión de sus portafolios, muchas otras se enfocan en percibir el 2016 como un año de oportunidades para seguir evaluando y reinventándose.

Lo cierto es que los gastos en explo-ración en mínimos y la incertidumbre que enmarcó el inicio de este nuevo año, el sector aguas arriba global mantiene retos por delante. Un aumento esperado en las fusiones y adquisiciones podría dar paso a nuevas empresas.

Algunos eventos en los últimos meses como la decisión de la OPEP de mantener la cuota de mercado a pesar de la entrada del suministro de Irán, la conferencia sobre

el clima COP 21 que provocó que grandes economías apoyaran la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, la desaceleración económica de China y otros más “enmarcan este año como un

punto de inflexión potencial” dice la firma de análisis Wood Mackenzie, para la cual la pregunta clave está en si se trata simple-mente de un punto de inflexión al final de un ciclo ó si es fundamentalmente el inicio de una nueva era.

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La volatilidad de los precios como comodín

2016 ha tenido un comienzo volátil, con los precios del petróleo y del gas en mínimos desde varios años, con un aumento de las tensiones geopolíticas, y con recortes corporativos como manera de encarar los precios bajos.

La firma espera que en el sector aguas arriba las fusiones y adquisiciones se incre-menten este año, conforme a la dinámica de los precios del petróleo. De mantenerse bajos los precios, ha asegurado que serán más recurrentes e incluso más forzadas las negociaciones.

Las opciones de financiamiento podrían ser más limitadas que en 2015. Pocas empre-sas se mantienen seguras; mientras que las IOCs más destacadas pudieran aguantar en gran medida un año más de precios bajos, y las que están en el siguiente nivel más abajo pudieran tener menos alternativas. Las acciones de negocios se mantendrán, incluyendo la venta de activos.

A pesar de este sombrío panorama Wood Mackenzie cree que siempre habrá compradores “anti-cíclicos” dispuestos a apostar por una eventual recuperación. Mientras que los grandes actores están buscando acuerdos estratégicos a largo plazo, los más ambiciosos, las pequeñas capitalizaciones mejor financiadas estarán buscando salirle al paso a crisis por delante de sus competidores. El capital privado seguirá estando listo para la acción.

Las valoraciones se amortiguarán Según la firma de análisis, aquellas

empresas que salen a asignar precios ópti-mos se verán obligadas a entrar en acción. “Esperamos que el mercado de dos niveles

se acentúe; habrá interés y competencia por

los mejores activos, mientras que los com-

pradores dictarán el precio de los activos de

menor valor”.Si los precios del petróleo se recuperan

–explica- las fusiones y adquisiciones se levantarán rápidamente. La primera ven-taja clave será asegurar los acuerdos antes que crezca la competencia y la inflación se establezca. Por el momento, las empresas se mantienen enfocadas en la supervivencia, lo que podría cambiar rápidamente de vuelta al crecimiento, en un entorno precios del petróleo más elevados.

De manera que la volatilidad de los pre-cios del petróleo sigue siendo un comodín. El 2015 mostró que un período de precios “instalado”, o una tendencia “suave” en una dirección, determinará la extensión o estrechez en el precio de compra - venta. Pero los cambios de dirección bruscos en los precios “pueden echar por tierra rápi-damente las ofertas, moviendo el péndulo hacia cualquiera de las partes”, afirma la fuente de análisis.

“Sea cual sea la dirección en la que el

precio se mueva, habrá oportunidades y

vulnerabilidades creadas, y sólo una peque-

ña elite será resistente”, concluye la firma.

Se espera que los precios del petróleo toquen fondo en la primera mitad de 2016, marcando un giro en el ciclo hacia una eventual recuperación, mientras entre en retroceso el crecimiento de la oferta de los países no Opep.

BG - ShellSi bien la adquisición de BG por

parte de Shell por US$63 mil millones pasa a ser “memorable”, según Wood Mackenzie, el acuerdo sobrepasó el gasto revelado por todos los demás acuerdos conocidos combinados.

El acuerdo valora las acciones de BG en US$54 mil millones, más la deuda neta de US$9 mil millones.

Shell se unirá ahora a ExxonMobil en la liga de Ultramajor, teniendo esta última el liderazgo en el sector de los no convencio-nales, mientras que Shell se alzará en GNL y en aguas profundas.

Para el 2025 se cree que Brasil estará entregando cerca de 610 mil barriles de petróleo equivalente por día proveniente de sus aguas profundas. Con 13% de la producción total en manos de Shell/BG, su liderazgo en aguas profundas se erigirá firmemente, con 65% más de valor bajo llave en el sector de aguas profundas que su par BP, una vez que se cierre el acuerdo.

La entidad combinada asimismo pasa-rá a controlar las ventas de 53 millones de toneladas métricas por año de GNL en 2020, convirtiéndose en el mayor vende-dor de GNL a nivel mundial.

Por el momento, las empresas semantienen enfocadas en la supervivencia, loque podría cambiar rápidamente de vueltaal crecimiento, en un entorno precios delpetróleo más elevados”

Fuente: Wood Mackenzie Corporate Benchmarking Tool

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Expertos internacionales prevén que para el último trimestre de 2016 pudie-

ra existir un repunte en los precios del pe-tróleo, debido a los acuerdos establecidos por tres países de la OPEP (Arabia Saudita, Catar y Venezuela) y Rusia respectiva-mente, por un lado y las perspectivas del declive de empresas marginadas instaladas en EE.UU. El acuerdo establecido por estos países es el congelamiento de la producción por tres meses monitoreando el comporta-miento del precio en el mercado. Con esta medida se persigue disminuir de manera leve, el excedente de 2 MMBls/D, para así provocar un incremento exponencial de los precios del petróleo actuales de 28US$/Bl. En función de las acciones impuestas, se estima una proyección de la recuperación de los precios en los próximos dos años.

En función del escenario actual (pre-cio: Merey 22US$/Bl), es necesario tomar acción y decisión sobre el futuro de las inversiones en función con los lineamientos planteados dentro de la organización en relación a la “Reducción de costos y gastos

generales de Pdvsa, Negocios, Filiales y

Empresas Mixtas, en respaldo a la Emer-

gencia Económica Nacional” sobre: revisar y auditar todos los proyectos de obras y servicios que se encuentran en ejecución que no cuenten con financiamiento; reco-mendando paralizar, desfasar y reorganizar al personal de los proyectos, gerenciar con criterio de alta eficiencia económica; estos recursos económicos deberán direccionarse a las operaciones estrictamente necesarias, garantizando la continuidad operacional. En tal sentido, la visión está orientada a

La transformación de la industria en tiempos de crisis hacia una organización

inteligente como ventaja competitivaAnte la situación actual con respecto a la cotización del crudo en el mercado

internacional, la inestabilidad y fluctuación en el precio del barril desde mediados del 2014 (junio: 110$ hacia la baja); dieciocho meses después continúa la

incertidumbre en cuanto a la estabilidad del mercado petrolero mundial

Francis M. Vásquez A., Pdvsa Occidente

ejecutar proyectos tipo “revamp” para brindar confiabilidad en las operaciones, mitigar las paradas no programadas que impactan en la producción diferida, flexi-bilizar los gastos operacionales y optimizar los procesos mediante la implantación de sistemas programables de control de procesos en los equipos de mediana a alta complejidad a través del uso eficiente de gabinetes de control (existentes en alma-cén) provenientes de proyectos diferidos no culminados, no iniciados.

En estos tiempos de crisis, es convenien-te hacer uso efectivo del talento humano ya que la organización cuenta con un personal que tiene más de 10 años de experiencia, y otra parte con experiencia mayor de 15 a 20 años. Adicionalmente, se cuenta con ingenieros de procesos interdisciplinarios e ingenieros de instrumentación y control, ambas esenciales para crear y generar nue-vos proyectos con visión a mediano plazo de apoyo para incrementar la producción. Es por ello, que en estos momentos de crisis económica, afectadas principalmente por una debacle de los precios en el mercado del petróleo, cambios en los mercados internacionales, decrecimiento de la eco-nomía de china y fortalecimiento del dólar, es imperante redefinir las estrategias del negocio para un corto y mediano plazo,

En función de la situación planteada, la organización requiere de una transfor-mación y parte de ésta transformación es romper paradigmas y viejos esquemas mentales en pro de la supervivencia. Esta se fundamenta en las personas, en rela-ción a los cambios en el HACER, siendo

el más apto quien sobreviva al entorno (organización-gerencia). La importancia de diseñar nuevas formas de realizar las ta-reas, encaminar una búsqueda que mejore la manera de solicitar, gestionar, tramitar, realizar, aplicar y controlar las tareas de cada personal, las cuales no terminan sien-do medidas y por ende no son controladas, es el punto principal de partida sobre la importancia en la supervivencia de la orga-nización, donde el personal pueda florecer el potencial interno y técnico que tiene, para responder ante los requerimientos que hoy día exige el negocio.

En tal sentido, tomando como base la Ley de Supervivencia, fue conceptualizado como “lo importante es la adaptación a un

ambiente, porque lo capacitará y le dará

mayores cualidades para poder sobrevivir,

sin importar si es o no mayoría en su es-

pecie”; la supervivencia se da solo, si su tasa de transformación es igual o mayor a la de su entorno; esto no se da solo, viene acompañado de lo que se conoce como inteligencia organizacional. Ahora bien, ¿De qué manera se puede trasformar el en-torno para que sea cambiante y dinámico dentro de una organización?; ¿es posible crear equipos de trabajo efectivos con miras a impulsar el desarrollo de la orga-nización desde el talento humano para el desarrollo de la producción?; ¿se puede materializar una organización inteligente bajo el contexto actual empresa-país?. Desde esta perspectiva, a través de las organizaciones inteligentes, las empresas requieren de capacidades esenciales para el aprendizaje.


Anál

isis

Sin embargo, se debe tener en cuenta la aspiración, una visión compartida; el intercambio de ideas reflexivas, efectuar un cambio en los modelos mentales y hábitos presentes e implantar un diálogo perma-nente en los equipos que se conforman; así como también, crear la necesidad de comprender la complejidad para establecer el pensamiento sistémico; por lo tanto, estas organizaciones deben ser capaces de aprender permitiendo expandir las posibi-lidades de crecimiento ya que no es sufi-ciente la adaptación y la supervivencia ya que se trata de implementar un desarrollo sostenible. Las organizaciones inteligentes tienen aptitudes conocidas, conocimientos y caminos para su desarrollo, lo que la distingue fundamentalmente de las orga-nizaciones tradicionales es el dominio de algunas disciplinas básicas vitales, tales como: dominio personal, modelos men-tales, construcción de visión compartida, aprendizaje en equipo y el pensamiento sistémico (quinta disciplina).

En cuanto a las competencias, éstas servirán de fortaleza ya que poseen cuali-dades relacionadas desde lo cognoscitivo, afectivo, conductual, destrezas y psicofí-sico. Para ello identificar el talento para asignar responsabilidades de acuerdo a su potencial es fundamental. Fernández A.(2005) define talento como “el conjunto

de facultades o capacidades tanto artís-

ticas como intelectuales, entre las que se

encuentra la capacidad creativa”; por lo tanto, se recomienda conformarse solo con los mejores y el talento esta sobre todo en los jóvenes. El pensamiento sistémico, es la disciplina de mayor importancia y hace el cierre del ciclo de la inteligencia organiza-cional ya que según Senge y otros (2006), es “un modo de analizar y un lenguaje

para describir y comprender las fuerzas e

interrelaciones que modelan el comporta-

miento de los sistemas... permite cambiar

los sistemas con mayor eficacia y actuar

en forma más acorde con los procesos del

mundo natural y económico”.Las organizaciones inteligentes requie-

ren del talento humano que logre tener creatividad para ser puestas en práctica en las actividades cotidianas, pero que en esencia requieren de cambios y adaptaciones debido a la dinámica actual producida en parte por la globalización y la localización.

El propósito, está relacionado con el enfoque dado a un problema, para ello, es necesario mejorar las cosas, encontrar nuevos usos para cosas existentes o inventar y redefinir un concepto, sistema, proceso y/o estructura, siendo entonces según Fer-nández (2005) consecuencia de un trabajo duro, de una sistemática y del empleo de unas técnicas que aunado a la imaginación, intuición, invención, improvisación y seren-dipity producen la creatividad.

Sin embargo, la creatividad puede ser vulnerable a bloqueos o barreras de índole psicológicas, sociológicas y organizativas, ya que atentan contra la creatividad del individuo y que pueden estar expuestos a enfermedades ocupacionales relacionadas por factores psicosociales, tales como: el síndrome de burnout, moobing y cronos conocidas hoy en día. La figura N° 1 muestra un esquema mental desde la perspectiva del IRP y las fortalezas que debe poseer para ma-nejar, gestionar y canalizar varios aspectos que guardan relación en una sola actividad que no está asilada sino que integra otros procesos resultando meritorio y prioritario tener disposición de aptitud y actitud para tal

responsabilidad, aunado al conocimiento de varios factores que intervienen en el proceso que debe conocer y dominar.

El planteamiento de relacionar la creatividad con la supervivencia, está en el reto a seguir para toda organización que pretenda encaminar el éxito de su gestión sobre el talento humano enfocado en las tares criticas, establecer tiempos de ejecu-ción a corto plazo, medir el rendimiento de cada recurso sobre las actividades, aplicar el análisis FODA para conocer las fortalezas, debilidades, oportunidades y amenazas estos dos últimos en especial atención sobre los factores externos, identificar el potencial de cada individuo, establecer tiempos de rendimiento para el monitoreo y control del personal, integrar equipos multidisciplinarios, redefinir la misión y visión de la gerencia, rediseñar las estructuras administrativas y funcionales, revisar y evaluar la capacidad de realizar las tareas propias de cada uno desde los puesto de trabajo.

En tal sentido, para Fernández A. (2005) es “simplemente,

la capacidad de

crear. Al nivel

más simple, es

hacer surgir algo

que no existía

antes. No debe

ser algo obvio ni

fácil, sino exclusivo y

raro, algo nuevo, que es

sorprendente e inesperado”.

Procura

Contratación

Ingeniería

Construcción IRP Plani�caciónProyectos

Gestión

Apoyo Técnico

Figura N° 1 Esquema MentalFuente: Elaboración propia 2016

Reseña del Autor:Francis M. Vásquez. A, Ingeniero de Petróleo,

con maestría en Gerencia de Mantenimiento,

maestría en Gerencia de Proyectos Industriales,

doctorante en Ciencia, mención Gerencia.

Cuenta con 11 años de experiencia en la

industria petrolera, en la empresa Petróleos de

Venezuela, S.A, filial de Exploración y Produc-

ción en el área de proyectos y asistencias técnica

especializada. Se ha especializado en el área de

procesos de superficie, sólidos conocimientos en

el dimensionamiento y diseño de equipos (bom-

bas, separadores, depuradores, compresores,

turbinas, calderas, calentadores y sopladores),

dimensionamiento de líneas y sistemas de tra-

tamiento de agua para la generación de vapor y

aguas de producción. Coordinación de equipos

multidisplinarios y apoyo de disciplina proceso

en el diseño de ingenierías desde las fases previas

de visualización, conceptualización, básicas y de-

talle. También ha dirigido equipos para la puesta

en marcha y arranque de equipos (calderas,

calentadores, bombas y compresores), pruebas

de comisión y pre-comissioning, supervisora de

la Planta de Vapor en Refinería Bajo Grande y

actualmente, es supervisora de Construcción de

la Gerencia de Proyectos Mayores Occidente.


SHA

A comienzos de Marzo el Presidente de EE.UU., Barack Obama y el Primer

Ministro canadiense, Justin Trudeau, se comprometieron a tomar nuevas acciones para reducir la contaminación por metano del sector de petróleo y gas. Estas acciones se basan en el acuerdo histórico concertado por unas 200 naciones en París en Diciembre pasado para combatir el cambio climático y asegurar un medio ambiente más estable para generaciones futuras.

“Las normas que proponemos priorizan

el compromiso de reducir la polución que

contribuye al cambio climático y proteger

la salud pública apoyando el desarrollo

responsable y transparente de la actividad

energética”, dijo al respecto la Administra-dora de la EPA, Gina McCarthy.

El metano, un elemento clave del gas natural, es un potente gas de efecto in-

En la industria de petróleo y gasEPA propone normas para reducir

emisiones de metanoLa Agencia Protección del Medio Ambiente de Estadounidense, EPA, propuso

nuevas normas para reducir las emisiones de metano en el sector de petróleo y del gas, medidas que persiguen contribuir a los objetivos anunciados por la Casa

Blanca, de reducir tales emisiones entre 40 y 45% desde ahora al 2025

vernadero, 25 veces más potente que el dióxido de carbono en el calentamiento del planeta. Controlar dichas emisiones representa una oportunidad para proteger el medio ambiente, así como desencadenar

ventajas para pensar de manera creativa y liderar al mundo en el desarrollo de una economía de energía limpia.

Segunda fuente de emisionesEn Estados Unidos el metano representa,

después del CO2, la segunda fuente de emi-siones causadas por actividades humanas, de las cuales 30% se originan en las indus-trias de petróleo y gas. La propuesta de la EPA debería permitir reducir las emisiones entre 300.000 y 362.000 toneladas métricas desde ahora al 2025, es decir el equivalente entre 7,7 y 9 toneladas de CO2.

La Agencia ha planteado también me-jorar la detección y reparación de fugas de metano en las instalaciones, así como mecanismos para capturar el gas natural que se escapa de las operaciones de frac-turación hidráulica.

Los datos revelan que las emisiones de metano son sustancialmente mayores que lo que se entendía previamente”


SHA

Según McCarthy, las emisiones de metano asociadas a la explotación de gas y petróleo en EE.UU. disminuyeron 16% desde 1990, pero podrían aumentar de no realizarse esfuerzos suplementarios, y esa es la razón por la cual el gobierno está traba-jando en esta área. En 2012, se establecieron estándares de las emisiones que recortarían la contaminación, incluyendo el metano, emitido por los pozos de gas natural fractu-rados y refracturados, a lo que se suma estas nuevas normas para abordar directamente el metano de fuentes nuevas y modificadas en el sector petrolero.

Los mayores retos climáticosSin embargo, a medida que la ciencia

avanza y surgen nuevos datos, se debe continuar abordando los mayores retos climáticos. Durante 2015 el Programa de la EPA sobre Informes de Gases de Efecto Invernadero, en conjunto con estudios de grupos como el Fondo de Defensa Am-biental y la industria, e investigadores de la Universidad Estatal de Colorado, Carnegie Mellon, la Universidad de Texas, la Univer-sidad Estatal de Washington, y otros, han provisto datos nuevos significativos sobre el metano emitido por las operaciones existen-tes en el sector de petróleo y gas.

Los datos revelan que las emisiones de metano son sustancialmente mayores que lo que se entendía previamente, lo cual ha alertado sobre la urgencia de mirar con más detenimiento la reglamentación de fuentes existentes de estas emisiones, labor que ha comenzado de inmediato involucrando a las partes interesadas, mediante un proceso formal que requerirá a las compañías que operan fuentes existentes de petróleo y gas a proveer información para ayudar en el desarrollo de normas amplias para reducir las emisiones de metano.

Una Solicitud para la Recopilación de Información (ICR, por sus siglas en inglés) permitirá recoger datos de las fuentes existentes de emisiones de metano, las tecnologías para reducirlas y los costos asociados en la producción, recopilación, procesamiento, y segmentos de transmisión y almacenaje del sector de petróleo y gas, una medida rutinaria para ayudar en el proceso de desarrollo de normas para redu-cir la contaminación de aire. Esto ayudará a la Agencia a identificar las fuentes más

Estados Unidos y Canadá acordaron reducir las emisiones de metano de sus industrias de petróleo y gas hasta en un 45 % para 2025, como parte de un paquete de medidas conjuntas para combatir el cambio climático”

Algunas emiten pequeñas cantidades de metano, mientras otras lo hacen en niveles elevados. La Solicitud de Recopilación de Información ayudará a la EPA a identificar, entre otras cosas, cuáles fuentes existen-tes son los principales emisores, y cómo pueden ser controlados eficazmente. La EPA comenzará los esfuerzos de alcance públicos preliminares a los estados, la in-dustria, los grupos ambientalistas, y otras organizaciones en las próximas semanas y lanzará el proceso formal de recopilación de información en Abril.

“Estos esfuerzos de alcance público

ofrecerán la oportunidad para recibir el

insumo del público acerca de nuestros

planes”, dijo McCarthy, quien agregó que en todo el proceso la idea es estimular a la industria para tomar pasos de manera voluntaria a fin de recortar las emisio-nes de las fuentes existentes mediante el programa de la EPA sobre el Reto del Metano. “La acción voluntaria puede

colocar a las principales compañías a la

delantera al momento de cumplir futuros

estándares”.

significativas de emisiones, los tipos de tecnología más idóneas para reducirlas y cuáles se pueden aplicar eficazmente.

Hay cientos de miles de fuentes exis-tentes de petróleo y gas en todo el país.


Mayo, 09 – 10 • Buenos Aires, Argentina

Prev

iew

La segunda conferencia anual de Shale Gas y Oil Summit (A-SGOS) tendrá lu-

gar en Buenos Aires los días 9 y 10 de Mayo del 2016, con una agenda de presentaciones de dos días, una exhibición y oportunidades de networking para enfocar los retos actua-les y posibilidades futuras para la industria de shale en Argentina.

La cumbre reunirá a la cadena de suministro de recursos no convencionales de Argentina, con participantes clave del gobierno, los operadores actuales de shale gas, inversores, contratistas, consultores e

La segunda edición de esta conferencia anual se realizará en Buenos Aires, Argentina con la participación de líderes

del mercado en el sector de shale gas

instituciones de energía. Packers Plus, Atlas Copco, BDO y Radius Energy Solutions son algunos de los patrocinadores del evento.

Siendo la única cumbre de shale gas que se realizará en Argentina este año, A-SGOS será una oportunidad clave para optimizar la estra-tegia del potencial que tiene shale en Argentina, el segundo mayor participante del mundo.

La conferencia considerará los siguien-tes pasos de la industria de shale en el país. Algunas de las discusiones considerará la reposición de Argentina como un gran actor global, adelantos políticos y desarrollos eco-

nómicos y de inversión, la tecnología durante el proceso de shale, participación de los in-teresados y el impacto de la disminución del precio del petróleo entre otros muchos temas.

La conferencia incluirá numerosos estudios relacionados con la experiencia existente dentro del sector de shale gas en el país, tomando atención a los resultados operacionales de las fases de exploración y producción hasta ahora. Talleres técnicos se llevarán a cabo durante los descansos de las sesiones de la conferencia incluyendo temas de perforaciones y completaciones, hidrología, geología y geomecánica.

A-SGOS también contempla una exhibi-ción de dos días con la participación de líde-res del mercado en el sector de shale gas. Los exhibidores proporcionarán información, so-luciones y últimas noticias relacionadas con los productos de la industria en Argentina. La muestra también facilitará oportunidades de networking durante los dos días.

El descuento de pases de reserva antici-pada culminó el 31 de Marzo. Para obtener mayor información sobre el evento visite: www.a-sgos.com


Gen

te

María Lorena Gutiérrez

Ministra (e) de Minas y Energía de Colombia

El Presidente de Colombia Juan Manuel Santos encargó a la Ministra de la Presidencia, María Lorena Gutiérrez Botero, de la cartera de

Minas y Energía tras la renuncia al cargo de Tomás González.Gutiérrez Botero es Ingeniera Industrial y especialista en Fi-

nanzas de la Universidad de los Andes. Obtuvo una maestría en Administración de la Freeman School of Business, en la Universidad de Tulane, Estados Unidos y un Ph.D. en Administración con én-fasis en Finanzas del mismo centro académico con sede en Nueva Orleans, Luisiana.

Fue decana de la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes, profesora del área de finanzas, Directora del Programa de Pregrado en Administración y Secretaria General de la misma facultad.

También ha sido miembro del Consejo Directivo de EFMD, miembro del Consejo Asesor Internacional de Durham University, Presidente de la Alianza Iberoamericana Sumaq, miembro de la junta Directiva de CLADEA y de BALAS (Asociación de Negocios para Estudios Latinoamericanos).

Al comienzo de la administración del Presidente Santos, fue Alta Consejera Presidencial para el Buen Gobierno y más tarde Secretaria General de la Presidencia.

Chevron Corporation nombró a Mark A. Nelson Vicepresidente Corporativo de Planificación Estratégica, efectivo desde el 1

de Abril de 2016, en reemplazo de Joseph M. Naylor, quien fue designado Vicepresidente de Política, Gobierno y Asuntos Públicos.

Nelson se unió a Chevron en 1985 y en el transcurso de su carrera se ha desempeñado en diversos puestos de gestión en mar-keting, operaciones y planificación de negocios. En su nuevo rol tendrá la responsabilidad de establecer la dirección estratégica de la empresa, la asignación de capital y otros recursos, y determinar que operen las medidas y objetivos de rendimiento de la unidad.

Antes de su posición actual, se desempeñó como Presidente de Chevron Canada Limited, donde supervisó la exploración de pe-tróleo y gas, producción y comercialización de petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural en Canadá. En 2003, fue nombrado Presidente de Global Lubricants y donde lideró la integración de Unocal en Chevron en 2005.

John S. Watson, Presidente y CEO de la corporación destacó que “Mark es un líder probado cuya amplia experiencia internacional,

corporativa y operativa contribuirá al éxito continuado a largo

plazo de la empresa”.

Chevron Mark A. nelson

Vicepresidente de Planificación Estratégica


Miguel Ángel Gutiérrez

Presidente de YPF

Carlos ColoPresidente del Directorio de ARPEL

Rafael SantanaPresidente y CEO de GE

Latinoamérica

Miguel Ángel Gutiérrez fue designado como Presidente de YPF Argentina en sustitución de Miguel Galuccio quien dejará el

cargo a partir del 30 de Abril, mientras se buscará a un ejecutivo para cubrir la posición de CEO, de acuerdo a lo anunciado por el Ministerio de Energía y Minería en un comunicado.

“Se le ha encomendado al Directorio de la Sociedad que ins-

truya al Comité de Nombramientos y Remuneraciones de YPF que

comience un proceso de búsqueda nacional e internacional para

cubrir la posición de Gerente General, CEO”. El despacho propuso la separación de las funciones de acuerdo con lo estipulado por el artículo 18 del Estatuto de la Sociedad.

Gutiérrez es socio fundador de The Rohatyn Group y se desempeñó como Presidente y CEO de Telefónica Argentina entre 2001 y 2003, Presidente de la Asociación de Empresas de Servicios Públicos de Argen-tina (ADESPA). También fue miembro del Consejo Asesor de Telefonía para Latinoamérica, del Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento (CIPPEC), del Consejo Económico y Social de la Universidad Torcuato Di Tella y del Consejo Consultivo Internacional del IAE Business School (Universidad Austral).

GE designó a Rafael Santana como Presidente y CEO para Latinoamérica, posición que desempeñará con base en São

Paulo, Brasil.Santana trabaja desde hace 16 años en GE. Inició su carrera

en GE Transportation en 2000 y ha ocupado varias posicio-nes ejecutivas dentro de la compañía. Desde Enero de 2013, presidió la división de Turbomachinery Solutions de GE Oil & Gas, con sede en Florencia, Italia. Antes de esta posición, ocupó diversos puestos de liderazgo locales y globales en GE Power y en GE Oil & Gas.

Antes de incorporarse a GE, trabajó en ExxonMobil y British American Tobacco. Es licenciado en Ingeniería Civil, por la Uni-versidad Federal de Minas Gerais, Brasil.

“Es muy apasionante volver a América Latina después de

varios años en el exterior. La región ha sido objeto de importantes

inversiones destinadas al crecimiento orgánico e inorgánico de

nuestra empresa. Con ellos, GE ha desarrollado su capacidad de

producción y ahora estamos listos más que nunca para apoyar a

nuestros clientes en la región”, explicó el ejecutivo.

YPF, ANCAP y Pluspetrol elegidas para dirigir la Asociación de Empresas de Petróleo y Gas de América Latina y el Caribe

Gen

te

La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) eligió

nuevas autoridades, durante la Asamblea Anual de Representantes, realizada en Bogotá, Colombia.

Carlos Colo, actual Gerente Ejecutivo de Exploración y Desa-rrollo de YPF, desempeñará el máximo cargo dentro del Directorio de la Asociación.

Colo es Geólogo con más de 30 años de experiencia en explo-ración y producción. A su cargo ha estado la exploración de Vaca Muerta, y previamente ejerció funciones dentro de YPF como Director de la Dirección Técnica de E&P, Director de la Unidad Económica Las Heras y Gerente General en Colombia.

Otras autoridadesEn tanto, los representantes de las empresas socias de ARPEL

eligieron a ANCAP –tras ocupar la Presidencia- y reeligieron a Plus-petrol para ocupar las Vicepresidencia primera y segunda respecti-vamente, que serán ejercidas por Benito Piñeiro y Claudio De Diego.

Piñeiro es Contador Público y Licenciado en Administración y se desempeñó como Gerente General de ANCAP de 1996 hasta

Marzo de 2005, fecha en la que pasa a ejercer como Asesor de Directorio hasta la actualidad.

Por su parte, De Diego es Ingeniero Industrial y ha ocupado dentro de Pluspetrol distintas posiciones como Worldwide Well Construction Manager, Director Comercial y Gerente General en Perú. En 2012 fue designado Vicepresidente Senior de Activos de Producción Global.

El Directorio quedó conformado además por otras siete empre-sas socias, las cuales serán representadas por los siguientes altos ejecutivos: Lenin Armijos (EP-Petroecuador); João Araújo Figueira (Petrobras); María Isabel Fernández Alba (Repsol); Alfredo Coro-nel Escobar (Petroperú); Sara Salazar (Recope); Verónica Rollandi (Spectrum), y Kyle Chapman (Weatherford).

La Comisión Fiscal contará en el período 2016-2018 con la actuación de representantes de ENAP, con Marcelo Tokman en la Presidencia, Alex Moody-Stuart de Schlumberger, y Bob Fryklund de IHS.

ARPEL es una asociación sin fines de lucro que agrupa a em-presas e instituciones del sector petróleo, gas y biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe.



Fernando PadrónNuevo Gerente General

de Pdvsa CRP

Fernán Ignacio Bejarano

Vicepresidente Jurídico de Ecopetrol

War

ehou

se


Sundyne con nuevo centro de servicio autorizado

en ColombiaSundyne, especialista en diseño y la fabricación de compresores y bombas centrífugas para su uso en producción y refinación de petróleo y

gas, y en las industrias petroquímica y química a nivel global, anunció la incorporación de

Puffer Colombia a su equipo global de centros de servicio autorizados

Puffer es ahora representante exclu-sivo de Sundyne con la finalidad de

proporcionar a los clientes en el país, ventas y servicio para toda la cartera de productos de la compañía, incluyendo la línea completa de compresores y bombas centrífugas con engranajes integrales, además de bombas de unidad magnética sin sellos.

En 2014, Puffer se convirtió en distribuidor de Sundyne y rápidamente

obtuvo el estado de centro de servicio autorizado de nivel 1 gracias a las inver-siones realizadas tanto en capacitación del personal como en equipo. La empresa ofrece a los clientes colombianos de Sun-dyne servicio y respaldo de primer nivel, entre los que se encuentran la compra de unidades nuevas, el servicio en campo, mantenimiento y reparación, además de la gestión del inventario.

Más información: www.sundyne.com

Pdvsa anunció la designación de Fer-nando Padrón como Gerente General

del Centro de Refinación Paraguaná, CRP, en sustitución de Jesús Sánchez, quien pasa a cumplir otras funciones en la industria petrolera.

Padrón, quien se desempeñaba como Gerente General de la Refinería de Puerto La Cruz desde 2005, es Ingeniero Electricista, egresado de la Universidad de Los Andes, con 35 años de experiencia en la industria petrolera distribuidos en el área de Explora-ción y Producción en el estado Zulia.

Durante 14 años laboró en el CRP, y ocu-pó el cargo de Subgerente General en 2004.

La principal petrolera colombiana nom-bró como nuevo Vicepresidente Jurídico

al abogado Fernán Ignacio Bejarano Arias, quien asumió el cargo en Marzo.

Bejarano es egresado de la Universidad Javeriana y posee amplia experiencia en derecho público, fiscal, económico y finan-ciero, corporativo, del mercado de valores, en contratación estatal y en proyectos de infraestructura. Es Máster en Leyes de The American University (Washington) y ha sido profesor de la Facultad de Derecho de la Universidad de los Andes.

Actualmente se desempeña como pro-fesor de Hacienda Pública de la Universi-dad Javeriana. Ha ocupado diferentes po-siciones en los sectores público y privado.


18 - 20 Abril shaletech canadaCalgary, Alberta, Canadá - www.cvent.com

10 - 11 MayoPlatts 9th Annual Global crude Oil summitLondres, Inglaterra - www.platts.com

17 - 18 MayoPlatts 5th Annual North American Refined ProductsHouston, Texas, USA - www.platts.com/events/americas

18 Mayo3rd Annual colombia energy summitBogotá, Colombia - www.marketsgroup.org

19 MayoIAdc drilling Onshore conference & exhibitionHouston, Texas, USA - www.iadc.org

07 - 09 JunioGlobal Petroleum showCalgary, Alberta, Canadá - www.globalpetroleumshow.com

08 - 10 Junio - sPe Argentina exploration and Production of unconventional Resources symposiumBuenos Aires, Argentina - www.spe.org/events/calendar

20 - 22 Abrilconferencia de negocios expo cAPIPe 2016 Gas & PetróleoNeuquén, Argentina - www.expocapipe.com.ar

25 - 27 Abril Oil and Gas safety conference and exhibitionHouston, USA - www.oilandgassafetyconference.com

02 - 05 MayoOtc 2016Houston, Texas, USA - www.2016.otcnet.org

09 - 11 MayoArgus Rio Oil conferenceRío de Janeiro, Brasil - www.argusmedia.com

09 - 10 MayoArgentina shale Gas and Oil summitBuenos Aires, Argentina - www.a-sgos.com

09 - 10 MayoArgentina shale Gas

and Oil summitBuenos Aires, Argentina

www.a-sgos.com

Media Partner

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

2 0 1 6

Cale

ndar

io 10 - 12 AgostoHeavy Oil Workshop

Villavicencio, Colombiawww.spe.org.co/heavyoil2016.html

Revista Oficial

20 - 23 Abril

2nd Formation evaluation technical Forum - sPWLA cAFe

Revista Oficial

Manizales, Colombiawww.spwlacolombia-cafe.org

04 - 07 septiembreXII simposio Bolivariano

exploración Petrolera en las cuencas subandinas

Cartagena, Colombiawww.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

30 noviembre - 02 diciembre

Bogotá, Colombiawww.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

expo Oil & Gas colombia 2016


novedades de Schlumberger

Nueva broca que mejora la tasa de penetración (ROP) en una amplia gama de formaciones y de respuesta en aplicaciones direccionales

El nuevo servicio de Schlumberger proporciona mediciones de la velocidad del fluido para expandir capacidades de monitoreo de fondo de pozo con tubería flexible en tiempo real, diagnósticos de inyección y evaluación del tratamiento en sólo una corrida

Smith Bits, una compañía de

Schlumberger, ha lanzado la barrena AxeBlade Ridged Diamond Element Bit, que incorpora una geometría única que combina la acción de un cortador de PDC convencional con la labor de trituración de un cortador de carburo de tungsteno de inserción (TCI).

Muchas de las mejoras que incorpora en el rendimiento fueron resultado de los cambios en metalurgia y materiales. Los in-genieros de Smith Bits buscaron mejorar aún más el rendimiento mediante el desarrollo de una nueva geometría de la cuchilla a tra-

vés de una amplia investigación y desarrollo interno y pruebas de campo.

El nuevo diseño estriado del elemento Axe permite un corte más eficiente y la disipación de calor, mientras que también ofrece mejor resistencia al impacto frontal que se consigue a través de una capa más gruesa de diamante, mezcla patentada de distribución de tamaño de grano de diaman-te policristalino y materiales optimizados.

La barrena ha sido probada con éxito en una variedad de aplicaciones, con un total acumulado de 200.000 pies de per-foración. En un ensayo de campo en el sur de Texas, la barrena AxeBlade mostró una mejora de hasta 29% en ROP en compara-

ción con los diseños de barrenas similares usando cortadores de PDC convencionales, lo que resulta en ahorros en el tiempo de equipo y de costes para los operadores.

Mejora de la ROP instantáneaAxeBlade emplea una geometría única

que corta la roca con una nueva combinación de corte y trituración. Este método alcanza al menos 22% de penetración más profunda, la eliminación de más formación para pro-porcionar mayor ROP instantánea cuando se utiliza la misma WOB y las rpm aplicadas a los cortadores de PDC convencionales.

www.slb.com/services/drilling/drill_bits/

specialty_pdc/axeblade.aspx

AxeBlade Ridged Diamond Element Bit

Amerino Gatti, Presidente de Well Services, Schlumberger, señaló que para los clientes

“el monitoreo de la inyección de fluidos y su

colocación requiere a menudo llegar a conclu-

siones a través de operaciones de registro que

consumen mucho tiempo de ensayo y error”.

Con la capacidad para medir la pre-sión, temperatura y velocidad del fluido en tiempo real durante las intervenciones, el servicio ACTive Q mejora la comprensión del comportamientos pozo y el yacimiento de fondo de pozo, mientras la intervención está en curso. Esto ayuda a facilitar la toma

de decisiones de los clientes y mejora la eficacia de la colocación del tratamiento.

En un pozo inyector de agua en el campo Sabriya, ACTive Q mostró la caída de las tasas de inyección y un aumento de la presión en boca de pozo. Kuwait Oil Company, KOC, quería orientar bien las secciones que necesitan la estimulación o la desviación y evitar ejecuciones de los registros adicionales. Utilizando ACTive Q se identificaron dos zonas ladronas primarias en cada extremidad del pozo. La sección media que no estaba tomando

ningún fluido se dirige para la colocación de ácido.

Como resultado, la presión de inyección de cabeza de pozo disminuyó de 1.000 psi a 0 psi con una velocidad de inyección cons-tante de 8 bbl/min. Además, la capacidad de combinar el monitoreo del flujo en tiempo real, los perfiles de inyección y la estimula-ción de ácido en una sola ejecución redujo los costos significativamente mediante la eliminación de tres días de operaciones.

Para más información, visite:

www.slb.com/ACTiveQ

ACTive Q* CT

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Se desploman los precios del

gas naturalEstimamos que en los próximos

doce a dieciocho meses el mercado de gas natural seguirá con precios deprimidos en casi todo el planeta

Álvaro Ríos Roca*

Han transcurrido veinte meses desde que

los precios del petróleo comenzaron a

desplomarse muy vertiginosamente. En Junio

de 2014, el precio promedio WTI se emplazó en

105,8 dólares por barril (US$/Bbl) y llegó a caer

a 31,7 US$/Bbl en Enero de 2016, un descenso

de 70%. A continuación un análisis del impacto

del precio del petróleo y de otras variables en los

precios del gas natural a nivel regional y mundial.

En primer lugar, resulta importante en-

tender que los precios del gas natural que se

entabla entre compradores y vendedores se

determinan bajo distintas metodologías. Una

de las más esgrimidas es que los precios del gas

se trancen en referencia a precios del petróleo

y/o derivados. Otra metodología muy acos-

tumbrada es referenciar los precios a nodos de

formación de precios de gas (HUBS).

Otra técnica utilizada es establecer un

precio base de partida para el contrato de

compra venta e indexarlo a la inflación, índices

de precios al consumidor u otras variables

económicas. También se puede realizar la

transacción de compra venta en función de

viabilizar un proyecto (petroquímica/hierro/

eléctrico) donde comprador y vendedor se

ponen de acuerdo en función de los precios

del mercado del producto terminado.

Entremos en el análisis de los precios

de gas. Arranquemos con el precio del

marcador (HUB) JKM, que sirve para tran-

zar precios spot de gas natural (GNL) en

Corea y principalmente Japón. Este precio/

marcador se precipitó de 12,14 dólares por

millón de BTU (US$/MMbtu) en Junio de

2014 a 5,79 US$/MMBtu a Enero de 2016,

una caída de 52%. Este descenso acontece

porque los precios de gas natural del JKM

(Japan Korea Marker) se referencian a una

cesta de precios del petróleo.

No solo el precio del petróleo contribuyó a

este desmoronamiento de precios de gas natural

para este marcador, sino también, abundante

sobre oferta de GNL en el área del Océano

Pacífico (Australia) y por la disminución de

demanda en Japón (que ha reactivado algunas

centrales nucleares después de Fukushima).

Esto ha permitido que Argentina este accedien-

do a GNL competitivo a través de los terminales

de regasificación en Chile e importar vía los

gasoductos vacíos existentes. El precio más

bajo, antes de la presente entrega, se dio el 25 de

Febrero de 2016 llegando a 4,40 US$/MMBtu.

El NPB (HUB), es el marcador de precio

spot de gas natural en Inglaterra, que es de

naturaleza competencia de gas con gas (oferta

y demanda). El precio del NPB se situaba en

6,68 US$/MMBtu en Junio de 2014 y en Enero

de 2016 en promedio llegó a 4,61% US$/MM-

Btu. Una caída de 31%, que principalmente

se debe también a una sobreoferta de gas en

el mercado y en la zona del Océano Atlántico,

incluyendo reciente oferta de USA.

El Henry Hub (HH), marcador de precio de

gas natural en Norteamérica, cayó de 4,57 US$/

MMBtu en Junio de 2014 a 2,28 US$/MMBtu,

un 50%. Este HUB es también competencia de

gas con gas entre oferta y demanda y el desplome

se debe a una continua y robusta sobreoferta de

shale gas en USA y todo Norte América. Perú,

que es exportador de GNL al mercado nor-

teamericano, debe conformarse a respetar este

marcador y por supuesto la cadena de suministro

está muy deteriorada económicamente.

Las exportaciones de GNL de USA ya

comienzan a llegar a los mercados ubicados

en el Océano Atlántico pero con problemas

de rentabilidad por los bajos precios. Llegan

principalmente a Europa para competir con

gas de Rusia. Recientemente se dio el primer

embarque de GNL de USA a Brasil a precios

spot competitivos. En algún tiempo más po-

drán llegar a Argentina. Se lograrán contratos

de largo plazo desde USA a Brasil y Argenti-

na? Con qué marcadores de precio y en qué

condiciones? Por ahora es solo mercado spot.

Entrando a precios regionales, los más sig-

nificativos son sin duda la exportación de gas de

Bolivia a los mercados de Brasil y Argentina, que

están vinculados al precio de derivados del petró-

leo (fuel oils) y que también fueron impactados.

De Junio de 2014 a Enero de 2016, los

precios para la exportación a Brasil se reduje-

ron de 8,5 a 3,6 US$/MMBtu, un 58%. Para

Argentina los precios cayeron aún mucho más

pasando de 10,2 a 3,8 US$/MMBtu, un 63%.

Para Bolivia, esto representa un fuerte golpe

a su economía, debido a que cerca del 50%

de sus exportaciones son de gas natural. Los

precios caerán algo más durante 2016 por el

rezago en la fórmula de precios.

Para concluir: los precios del petróleo tie-

nen y seguirán teniendo impacto en los precios

del gas natural. Paralelamente, los mercados

de gas tienen su propia dinámica de mercado

(oferta/demanda) y seguirán siendo regionales

(cuenca Atlántico y Pacifico). Para finalizar y

por todo lo expuesto, estimamos que por los

próximos doce a dieciocho meses el mercado

de gas natural seguirá con precios deprimidos

en casi todo el planeta.

* Actual Socio Director de Gas Energy Latin

America y Drillinginfo

Foto: www.cronicadelnoa.com.ar

abril 2016 - petroleum 315

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