marzo 2011 - petroleum 254

Marzo 2011 / No 254 / Petroleum 1

Portada:

Marzo 2011 Año 26, Núm. 254

E & P

CERAWeek 2011

AAPG 2011 Annual Convention & Exhibition

2011 AADE National Technical Conference & Exhibition

Primera Reunión del Comité Técnico del XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas

IN SITU

Líderes de la industria del petróleo y la energía se reunieron el 16 de Febrero para debatir sobre oportunidades en un entorno cambiante y la evolución de los recursos no convencionales en Norteamérica

“Making our voice heard” se tituló la conferencia que el CEO de Baker Hughes ofreció el 8 de Febrero en el Houston Chapter del American Petroleum Institute

En el Hotel Venetur Maracaibo se realizó el 2 de Febrero una nueva edición de la exposición organizada por el Instituto Politécnico Santiago Mariño

GAS REPORTE

ESCENARIO

PREVIEW

Soluciones de medición de nivel para producción de gas natural

NAPE® Conference “Unconventional Developments”

Donald Koeneman, Gerente de Productos de Tecnología de Medición de Nivel, AMETEK Drexelbrook presenta una guía sobre las tecnologías de medición de nivel aplicables en la industria de gas natural

La más prestigiosa conferencia de la industria energética organizada por la Cambridge Energy Research Associates (CERA) se celebra del 7 al 11 de Marzo

Los profesionales de la geología del petróleo del mundo se reúnen para dar el “gran salto” en el marco de la AAPG 2011 ACE, del 10 al 13 de Abril en el George R. Brown Convention Center de Houston

Del 12 al 14 de Abril la American Association of Drilling Engineers será la anfitriona de la conferencia sobre innovaciones en tecnología de perforación

Se presentaron las bases del trabajo a realizar para garantizar el éxito de esta jornada a efectuarse del 22 al 25 de Noviembre en Bogotá

Los subsidios terminan siendo perversos

Deloitte: Oil & Gas Reality Check 2011

Los países subsidian los hidrocarburos con muy buenas intenciones y protegiendo al pueblo, pero en el largo plazo son perversos. Por Alvaro Ríos Roca

El grupo de Energía y Recursos Naturales de Deloitte Global presentó por segundo año consecutivo su informe sobre tendencias en la industria mundial de la energía

ULTIMA PÁGINA

Terminal de carga de Gas Natural Licuado en Trinidad & Tobago

(Foto cortesía Repsol)

8 Perspectivas de la industria petrolera estadounidense

Contenido

www.petroleum.com.ve Tecnologías de medición de producción de gas

GENTE CALENDARIO

Chad C. Deaton en el API Luncheon Meeting - Houston

VII ExpoSantiago MariñoWeatherford reportó exitosa corrida del primer liner expandible para pozo abierto de Venezuela Colombia evalúa explotación de gas en minas de carbónFugro suma nuevas capacidades en PowerLog 3.2Nuevo servicio de registro sónico multipolar de Schlumberger EPA estudia impacto de técnica de fracturamiento hidráulico Aumenta estimación de reservas de gas en yacimiento Perla

16 Oportunidades en recursos no convencionales

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CUADRANTECORNISASECCIONES 3 4 28 31

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

WAREHOUSE30

Marzo 2011 / No 254 / Petroleum 3Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2011 Reservados todos los derechos. All rights reserved

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

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Jorge Zajia, Editor

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

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ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena [email protected]

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

REPRESENTANTES INTERNACIONALES

MERCAdEO y vENTAS

OFICINA CENTRAL

Cornisa

E l gobierno de Venezuela ha manifestado públicamente que en 2011 se debe reducir el consumo de combustible en unos 100.000 barriles

El alto costo de la gasolina barata

diarios. Esto representa -en números redondos- casi 20% de los 600.000 bpd que ha señalado Pdvsa que se consumieron en 2010.

El Ministerio de Energía y Minas no ha dicho qué medidas va a instrumentar para lograr ese objetivo, pero se ha revelado que se aplicará un racionamiento al consumo de vehículos particu-lares y muy tímidamente se ha hablado de la posibilidad de subir los precios de los combustibles, que en Venezuela son de los más baratos del mundo, según ha reconocido la misma presidencia de la República al señalar que el gobierno está subsidiando más del 90% de lo que vale.

Según los números preliminares de Petróleos de Venezuela, en 2010 se registró un repunte, no sólo del consumo de gasolina, sino también del diesel y el fuel oil para las plantas de genera-ción de electricidad.

Racionar el consumo de combustibles en el país petrolero por excelencia de América Latina y uno de los diez mayores productores de petróleo del mundo, luce contradictorio y desnuda la in-capacidad para diseñar políticas coherentes y estructuradas que, a la par de propiciar un consumo racional y un precio justo de los combustibles, generen un mayor bienestar y calidad de vida, que bien se merece la Nación venezolana en virtud de su formidable renta, producto de la explotación de un recurso que la naturaleza le ha prodigado con generosidad.

No hace falta hacer mayores análisis para darse cuenta que la solución al problema de fondo no es un racionamiento. Para ilustrar a los responsables de ejecutar las políticas y las acciones pertinentes para tener éxito en la misión de reducir el consumo y aumentar los precios de los combustibles, queremos inisitir en el hecho de que más allá del crecimeinto del parque automo-tor venezolano y del consumo no racional, está la ya añeja y arraigada problemática del con-trabando de extracción, lo cual es una realidad que conocemos -y sufrimos- muy bien quienes habitamos en las fronteras con Colombia, Brasil y el Mar Caribe.

Esta es la pista que deben seguir quienes tienen en sus manos la búsqueda de soluciones, para comenzar a enfocar su acción en el meollo del asunto y permitir que los venezolanos pue-dan disfrutar de sus combustibles sin racionamiento, como lo disfrutan otras naciones que no tienen reservas de petróleo y gas, y no por ello les faltan los preciados carburantes.

La solución a esta situación tan negativa para Venezuela no es sencilla. La diferencia abis-mal y dramática de los precios de los derivados del petróleo en uno y otro lado de las fronteras es un incentivo muy bravo que estimula este delito.

El principal beneficiario de la gasolina barata no es el pueblo, pues para empezar 80% de los ciudadanos “de a pie” dependen del transporte público, que consume menos gasolina y más diesel al igual que el transporte de carga pesada. Ni siquiera son los propietarios de cerca de cuatro mi-llones de vehículos particulares que configuran el llamado parque automotor venezolano -que de acuerdo a las cifras manejadas consumiría 30 litros diarios por vehículo- lo cual no se corresponde con el promedio diario real. No nos toca a nosotros sacar cuentas, pero la respuesta lógica a esa incongruente incógnita es el contrabando de extracción.

A la hora de enfrentar esta situación con seriedad y firmeza, como debe ser, es ineludible revisar el tema del precio de los combustibles. Este es un punto complejo y profundo, pero se puede partir de la premisa de que los precios bajos no generan ni riqueza ni bienestar a un país. Venezuela es un ejemplo muy ilustrativo de este axioma. Entonces, por qué seguir deteniendo la sinceración del precio de la gasolina, o seguir manteniendo un subsidio que en realidad priva a la Nación de tener mayores ingresos para ser reinvertidos en beneficio de todos.

Hemos sostenido -y lo repetimos nuevamente-, que el aumento de los precios de los cmbusti-bles puede ser una formidable herramienta de desarrollo y progreso; pero ello debe ser producto de un estudio muy profundo que tome en cuenta todas las variables que influyen en una decisión de esta naturaleza.


Cuadrante

Chevron Corp. avanza en Brasil y es probable que comience a trabajar en la explotación de yacimientos de aguas profundas en el presal a fines de 2011 o comienzos de 2012, dijo Ali Moshiri,

Presidente de Exploración y Producción para África y Latinoamérica, según reseña un boletín generado por Bloomberg. La compañía que produce petróleo de pozos menos profundos sobre la capa salina en el yacimiento Frade en la cuenca de Campos, podría añadir una segunda plataforma de producción si encuentra grandes reservas más abajo. “Frade ha sido una grata sorpresa hasta el momento en cuanto a producción”, dijo Moshiri.

S tatoil es la compañía más sostenible del mundo según el ranking de la revista RSE Corporate Knights “Global 100 Most Sustainable Corporations in the World 2011”, presentada

en Davos, Suiza, con motivo del Foro Económico Mundial. La calificación responden a parámetros como la transparencia, la sostenibilidad de los recursos utilizados, la capacidad de innovar y la responsabilidad social, entre otros. Rankings como el de la revista RSE permiten incentivar a las empresas a seguir trabajando bajo un modelo de negocio respetuoso con el medio ambiente pero también responsable socialmente.

E copetrol llegó a un acuerdo con Shell para comprar su participación en la exploración del bloque Caño Sur, localizado en la cuenca de los Llanos Orientales colombianos. Ecopetrol detentará

el 100% de la participación en el referido bloque y continuará en calidad de operador para llevar a cabo los programas de inversión previstos. La empresa no dio detalles del monto de la negociación, que está sujeta a la autorización por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, pero informó que seguirá con un intenso plan de trabajo exploratorio para definir el potencial de hidrocarburos a lo largo de la región oriental del departamento del Meta, en la que también se ubican los campos Rubiales y Quifa.

Petrobras anunció un nuevo hallazgo de petróleo de 26º API en la cuenca de Campos, con la perforación del pozo 4-BRSA-818 (4-RJS-668), conocido también como “Macunaíma”,

localizado a una profundidad de agua de 2.134m. en el área de evaluación del pozo pionero RJS-617D (Parati), a 244 kilómetros de la costa del estado de Río de Janeiro. Petrobras es el operador del consorcio para explorar el bloque BM-S-10 (65%), en el que también participan BG Group (25%) y Partex Brasil (10%). Se conoció que se mantendrán las actividades e inversiones necesarias para la evaluación de las reservas descubiertas en el área, conforme al plan aprobado por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles, cuya finalización está prevista para Abril de 2012.

La Comisión Económica para América Latina, CEPAL, brindará asistencia técnica al Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia sobre temas de planificación y políticas energéticas. El Viceministro

de Desarrollo Energético, Franklin Molina, dijo que las áreas de cooperación incluyen el fortalecimiento de capacidades de planificación energética; apoyo para la preparación del nuevo Plan de Desarrollo Energético (PDE), actualización de estudio de estimación de demanda, cooperación en desarrollo de políticas de eficiencia energética y en energías alternativas, principalmente en las áreas geotérmica, solar y otras renovables.

P emex redujo su índice de accidentes por segundo año consecutivo. El anuncio fue realizado en el marco de la celebración del Día de Seguridad, Salud y Protección Ambiental, en el cual el Director

General de Pemex, Juan José Suárez Coppel y el Secretario General del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), Carlos Romero Deschamps, suscribieron la política y principios que seguirá la empresa en estas áreas, con el compromiso de los trabajadores. Durante 2010 Pemex cerró con un índice de frecuencia de .42 accidentes por millón de horas hombre laboradas, menor en 60% al registrado hace cinco años, y por debajo del promedio internacional de 0.5.

E xxon Neftegas Ltd., subsidiaria de Exxon Mobil, perforó con éxito el pozo de alcance extendido más largo (extended-reach drilling, ERD) del mundo en el campo Odoptu, uno de los tres campos del

proyecto Sakhalin-1, ubicado entre 8 a 11 kilómetros mar adentro al noreste de la isla de Sajalín, en las afueras de la costa del este de Rusia. El pozo Odoptu OP-11 alcanzó una profundidad total medida de 12.345 m. El récord se alcanzó en sólo 60 días utilizando el proceso de perforación rápida y la tecnología Integrated Hole Quality de ExxonMobil. El proceso ERD permite perforaciones tierra adentro por debajo del fondo oceánico hasta los yacimientos de petróleo y gas fuera de la costa para operar de manera exitosa y en forma segura y ecológica en uno de los entornos subárticos más desafiantes del mundo.


In Situ

Con la presencia de representantes de empresas operadoras y de servicios petroleros que

hacen vida en Colombia, así como también instituciones académicas y gremiales, el 24 de

Febrero se celebró en el Centro de Convenciones de la Torra AR de Bogotá, la primera reunión

oficial del Comité Comité Técnico del XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, en la que fueron presentadas las bases del trabajo a

realizar para el cumplimiento de sus metas

Primera Reunión del Comité Técnico del XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas

El Congreso Colombiano de Petróleo y Gas es el evento de mayor reconoci-

miento a nivel nacional y regional, creado por la Asociación Colombiana de Ingenie-ros de Petróleos, Acipet, para compartir experiencias, conocimientos y tecnologías. La décimo cuarta edición se realizará en Bogotá del 22 al 25 de Noviembre de 2011, previéndose una mayor participación de los profesionales de la industria tanto na-cionales como internacionales.

El Comité Organizador lo preside Ja-vier Gutiérrez Pemberthy, Presidente de Ecopetrol, acompañado por José Ar-mando Zamora, Director General de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; Hernando Barrero, Presidente de Aci-pet y Alejandro Martínez Villegas, Presidente de la Asociación Colombia-na del Petróleo; así como también altos directivos de Canacol Energy, Chevron, Oxy, Pacific Rubiales, Instituto Colom-biano del Petroleo, Campetrol, Consejo

Profesional de Ingeniería de Petróleo, Na-turgas, Federa-ción Nacional de Biocombus-tibles de Co-

inversiones y la actividad que empresas canadienses han venido desarrollando, contribuyendo a elevar la curva de pro-ducción y los ingresos para el país”.

Resaltó asimismo que en esta oportuni-dad Acipet tendrá como aliados en la orga-nización del evento a Campetrol, como au-toridad máxima de las empresas del sector y a Corferias, que además de su experiencia aportará las mejores instalaciones para ase-gurar que esta sea la mejor de las ediciones de este congreso.

Barrero recordó que como fruto del primer congreso realizado en Barranca-bermeja derivó la creación del Instituto Colombiano del Petróleo, ICP. Mencio-nó además el nacimiento de Campetrol, “dada la necesidad que tenía la industria de trabajar estrechamente con las compa-ñías de servicios”, y la atención ganada para el gas en Colombia.“Hoy la situa-ción es distinta y esperamos que continúe cambiando para que en corto tiempo po-damos incursionar en la comercialización del gas colombiano en los mercados de exportación”, dijo.

Como aportes recientes señaló la crea-ción de la Asociación Latinoamericana de

lombia y la Embajada del Canadá.

Lograr la máxima participación de empresas

La apertura de la reunión estuvo a cargo de Hernando Barrero, quien puntualizó el deseo de los organizadores de que esta edición del Congreso sea aún más exitosa. “Queremos dar el mayor es-pacio posible al gas como un energético de alto valor con el que cuenta Colombia”.

Barrero destacó la presencia que ten-drá Canadá en calidad de país invitado de honor, “como un reconocimiento que hacemos a la confianza que esta nación ha tenido en Colombia, a través de sus

Emiliano Mejía, Dir. Comité Técnico del XVI Congreso y Gte. Relaciones Externas, Canacol Ener-gy; Fabiola Villamizar, Dir. Gestión Humana, Acipet; Leopoldo Carvajal, Chevron; Hernando Barrero, Pdte. Acipet; Luz Helena Rodríguez, Dir. Ejecutiva, Acipet; Álvaro Barrera, Dir. Canacol Energy; Ana Milena Montañez, Dir. Gestión T&T; Pedro Ruiz, Consultor; Ana Isabel Valbuena, Pe-troleum; Iván Darío Olaya, Pte. ACGGP y New Business Geophysics Manager, Pacific Rubiales


la Industria del Petróleo, ALIP, conforma-da durante el XIII Congreso Colombiano del Petróleo, y el diseño de un programa de Maestría y Doctorados en Hidrocar-buros, cuyo alcance será presentado en el marco del XIV Congreso.

Alto nivel técnicoEl punto central de la reunión fue la

parte técnica del evento, tema desarro-llado por Emiliano Mejía, Director del Comité Técnico, quien comenzó presen-

disciplinaria en los trabajos técnicos; bus-car una alta participación internacional, en especial de los países de la región y del país invitado de honor, Canadá; garanti-zar la calidad de los trabajos a presentar y promover la participación de empresas estatales internacionales y sus centros de investigación.

La áreas que cubrirá el temario téc-nico son Exploración, Yacimientos, Per-foración, Producción y Transporte de Hidrocarburos, Entorno de Negocios ,Refinación y Energías Alternativas.

Mejía presentó balance sobre la evo-lución de la participación en los últimas ediciones del congreso, haciendo notar el contundente incremento en la asistencia, al pasar de 1.980 delegados en 2005 a 8.237 en 2009. Agregó que se prevé que la presencia internacional se incremente mucho más este año, motivado a la efecti-va participación de Canadá, e igualmente la alianza con ALIP, previéndose una sig-nificativa presentación de trabajos de Ar-gentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Venezuela y Perú.

Entre las innovaciones están el esta-blecimiento de un espacio para que los expositores y asistentes puedan seguir in-teractuando tras cumplir el tiempo de su presentación.

Al término de la reunión el Presidente de Acipet invitó a las empresas a participar masivamente en el XIV Congreso Colom-biano de Petróleo y Gas “cuyo enfoque es netamente académico, tecnológico y de in-tercambio de conocimiento”, y agradeció el valioso soporte que Petroleum, la Revis-ta Petrolera de América Latina, brindará a su difusión y proyección, como uno de los medios oficiales del evento.

tando a los integrantes del equipo que le acompañará en la importante tarea de la selección de los trabajos del XIV Congre-so. “Un equipo de lujo, cuya labor per-mitirá garantizar el alto nivel técnico que este evento merece”, dijo.

Compartió con los asistentes, los obje-tivos del Comité Técnico, entre ellos, con-vocar al sector petrolero a compartir sus experiencias, mejores prácticas y nuevos desarrollos tecnológicos en beneficio de la industria; lograr una participación multi-

Emiliano Mejía, Dir. Comité Técnico del XVI Congreso, dijo que uno de los desafíos será garantizar el alto nivel téc-nico del evento


“Making our voice heard” fue el sugestivo título de la conferencia que el CEO de Baker Hughes Inc. ofreció el 8 de Febrero a los

miembros e invitados del Houston Chapter del American Petroleum Institute, en la que habló de los asuntos que encara la industria del petróleo y gas de los Estados Unidos y las implicaciones del giro en

la políticas públicas

Chad C. Deaton en el API Luncheon Meeting - Houston

In Situ

Con una exitosa trayectoria como eje-cutivo en el sector de bienes y ser-

vicios petroleros, Chad C. Deaton es el artífice de la transformación operada en los últimos años en Baker Hughes, uno de los más importantes suplidores de tecno-

Sus opiniones sobre el panorama ac-tual y perspectivas futuras de la industria son siempre bien recibidas, tanto como la posición que fija respecto a tópicos pro-pios del negocio u otros más candentes como la situación del sector tras el ac-

de México y las preocupaciones sobre el fracturamiento hidráulico. También se refirió a la implementación o el reforza-miento de regulaciones para la industria, y la necesidad de establecer canales de in-formación efectiva entre el sector petrole-ro, representantes oficiales de gobierno y el público.

En su presentación Deaton ilustró como respaldar el plan energético de la nación y cómo establecer un contacto fluido con los congresistas locales. Tam-bién analizó la perspectiva para el sector upstream en 2011.

Representantes del API en Washing-ton D.C. también estuvieron presentes para responder a las preguntas relaciona-

Los comentarios de Chad Deaton, Presidente y CEO de Baker Hughes, sobre la perspectiva actual de la industria, fueron bien recibidos por los asistentes al almuerzo conferencia de la API-Houston

Los directivos de la API-Houston, Roy Pichardo, Chairman; Detlev Simonis, Programs Chairman; junto a Chad Deaton, Presidente y CEO de Baker Hughes; y Gerardo Uria, Director General de Membresía API-Houston

logía y servicios para la industria de pe-trolera mundial. Su visión del negocio se centra en la capacidad de atención a los clientes, proporcionando soluciones inte-grales y adecuadas a sus necesidades.

Bajo ese enfoque la corporación ha cambiado sustancialmente su estructura de operaciones para ayudar a sus clientes a un más óptimo aprovechamiento de las oportunidades en la industria de los hi-drocarburos, incluyendo la explotación en aguas profundas y de gas no convencional y crudo pesado, así como el aumento de productividad de campos en declinación.

El Offshore Energy Center busca crear conciencia sobre los vastos recursos energéticos submarinos en el mundo. En la gráfica, las invitadas especiales del instituto Peggy Cole, Directora de Desarrollo y Sandra Mourton, Directora Ejecutiva

cidente de la Dee-pwater Horizon en aguas del Golfo de México y la adop-ción de nuevas polí-ticas de Estado.

Deaton ha sido siempre frontal en la defensa del pe-tróleo y su indus-tria, así como de las medidas necesarias para garantizar que ésta pueda seguir supliendo los reque-rimientos de ener-gía del país y del mundo, incluyendo el estímulo al rol de las compañías de

servicios en el desarrollo de nuevas tec-nologías. Aunque no subestima el papel de las fuentes de energía renovables, sos-tiene que el mundo seguirá dependiendo del petróleo y el gas en las próximas dé-cadas.

Ante la audiencia en el almuerzo mensual del Capítulo Houston del API, el Presidente y CEO de Baker Hughes habló de los temas que más apremian a la industria petrolera estadounidense hoy día, entre ellos el de la seguridad y las competencias tras el derrame de BP, el impacto en la producción en el Golfo


das con las iniciativas adelantadas en defensa del sector.Chad C. Deaton es Presidente y CEO de Baker Hug-

hes Incorporated. Antes de unirse a la empresa en Octubre de 2004, se desempeñó como Presidente, Director y CEO de Hannover Compresor Company desde Agosto de 2002 hasta Octubre de 2004.

Nativo de Byron, Wyoming, obtuvo su licenciatura en Geo-logía en la Universidad de Wyoming La mayor parte de su ca-rrera, desde 1976 a 2001, la ejerció en Schlumberger Oilfield Services, en Estados Unidos y a nivel internacional, siendo su última posición en esta firma la de Vicepresidente Ejecutivo de Servicios de Yacimientos Petrolíferos.

Es Director de Ariel Corporation y de Air Products and Chemicals, Inc. También cumple actualmente funciones como miembro del Consejo de Asesoramiento Industrial de la Socie-ty of Petroleum Engineers y participa activamente en distintas organizaciones cívicas y de asistencia social.

Luego del almuerzo ofrecido por la seccional Houston de la API, observamos a Marion Winsett, Drilling Rig Instrumentation Sales de Pason; Lellany Conaway, Senior Advisor API-Houston; Ron Bitto, Director de Comunicaciones Corporativas de Baker Huges; y Eduardo Parra, Gerente de Desarrollo de Negocios para Lyndsayca USA

Entre los asistentes a la conferencia, Steve Otis, ex Chairman API; Javier Pernía; y Daniel Levin, Stainless Spec


In Situ

Con la participación de autoridades del Instituto Universitario Politécni-

co Santiago Mariño - Extensión Maracai-bo, IUPSM, profesores y estudiantes de esta institución, así como también repre-sentantes del sector empresarial, se reali-zó la VII Expo Santiago Mariño, evento que bajo el lema “Desarrollo y Calidada de Vida” permitió mostrar un total de 37 proyectos, con una participación de 300 estudiantes.

Yilma Rubio Pérez, Coordinadora General del IUPSM, destacó durante la apertura la importancia de esta jornada, tanto desde el punto de vista de la forma-ción académica como de la consolidación de obras para el bienestar social del colec-tivo zuliano. “Las instituciones educativas tenemos nuestra cuota de responsabilidad social”, dijo. “Más allá de la formación de los cuadros profesionales que el país nece-

sita, estamos llama-dos a cooperar en la búsqueda de solu-ciones para mejorar la calidad de vida de la población, trabajando manco-munadamente con los órganos com-petentes y el sector empresarial”.

Rubio Pérez agradeció el respal-do que brindaron a

la VII Expo Santiago Mariño el Centro de Ingenieros del Estado Zulia, la Socie-dad de Ingenieros y Técnicos de Seguri-dad Higiene y Ambiente, la Cámara de Industriales, la Cámara de Comercio y la Cámara Petrolera Capítulo Zulia, entre otras instituciones.

Preparación integralAdemás de proyectar los cono-

cimientos adquiridos por los estu-diantes, esta actividad les brinda la oportunidad de poner a prue-ba su formación como investiga-dores para el emprendimiento de nuevos proyectos. Como parte de

Responsabilidad Social Empresarial

El programa de la exposición fue com-plementado con una conferencia sobre el tema “Acción Social Empresarial”, a cargo del Director Ejecutivo de la Cáma-ra Petrolera Capítulo Zulia, Fernando Delgado, quien compartió la experien-cia y resultados del esfuerzo adelantado por el gremio en la definición, alcance e implementación de su política de respon-sabilidad social empresarial, lo cual, dijo “no es una obligación sino un principio de actuación”.

Enfatizó el rol de la empresa privada, que aunado a lo que es su naturaleza y función específica, invierte en la ejecu-ción de programas y proyectos cuyo be-neficiario directo es la comunidad.

En las instalaciones del Hotel Venetur Maracaibo se realizó el 2 de Febrero una nueva edición de la exposición organizada por

el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, con la finalidad de presentar los proyectos de servicio comunitario

desarrollados por estudiantes de las diferentes escuelas ingeniería y arquitectura de la institución

VII Expo Santiago Mariño “Desarrollo y Calidad de Vida”

Juan González Moreno y Zulay Socorro Cardozo, Redactor y Directora de Petroleum; Mariluz Ortega, Asuntos Públicos CPV-Zulia; Idana Rincón, Jefe de Extensión Universitaria del IUPSM; Yilma Rubio Pérez, Coordinadora General del IUPSM y Fernando Delgado, Director Ejecutivo CPV-Zulia

Yesica López, Marcos Suárez y Maryori Valecillos, co-autores del proyecto “Diseño de red de distribución de gas Barrio Rómulo Betancourt, Maracaibo”

Yilma Rubio Pérez, Coordina-dora General del IUPSM

Parte de los integrantes del equipo del proyecto “Plan de Mantenimiento Preventivo Red de gas Doméstico Sector Bajo Seco”, Yamilex Alvarado, Chin Maryuri y Zahira Freitez

la dinámica propia del evento, los 37 pro-yectos fueron sometidos a la evaluación de un jurado conformado por represen-tantes del sector empresarial y gremial, resultando ganador del primer lugar el proyecto “Mejoramiento de los elementos de Seguridad y riesgos en la planta física de la Escuela Especial Bolivariana “Joa-quín Goecke”, Municipio San Francisco Estado Zulia, de la Escuela de Ingeniería Industrial. En el segundo y tercer lugar fueron seleccionados los proyectos “Con-secuencias de los desechos sólidos y líqui-dos que ocasionan el Impacto Ambiental presente en el Manglar ubicado en la Co-munidad Puerto Caballo Municipio Ma-racaibo Estado Zulia” y “Reacondiciona-miento de la redes de tuberías de gas del conjunto residencial Visoca, parroquia Cacique Mara del municipio Maracaibo, estado Zulia”, de las Escuelas de Química y Petróleo respectivamente.


E&P

Weatherford reportó exitosa corrida del primer liner expandible para pozo abierto de Venezuela

El nuevo sistema permitirá a la empresa mixta Petronado completar el pozo ONV-65D3 utilizando un liner de 4 1⁄2 pulgadas, lo cual satisface completamente los requerimientos de diámetro para la completación

A finales de 2010 se comenzó a per-forar la cuarta reentrada del pozo

ONV-65 del campo Onado, estado Mo-nagas, bajo el nombre de Proyecto ONV-65D3 de la empresa mixta Petronado. Parte del diseño del pozo incluyó la corri-da e instalación de 1.689 pies de sistemas de liner para pozo abierto HydraSkin™ de 6 x 7 5/8 pulgadas, desde los 14.011 hasta los 15.700 pies, constituyéndose en la primera corrida de esta tecnología en Venezuela y la de mayor longitud y pro-fundidad realizada por Weatherford en América Latina.

Gracias a la cooperación y al trabajo en equipo de Petronado y Weatherford, con sus líneas de SES, TRS y F&RE, se instaló con éxito el liner expandible desde el fondo del hoyo, en pozo abierto amplia-do a 7 1⁄2 pulgadas, a través de una venta-na en el revestimiento de 9 5/8 pulgadas y del desviador, o whipstock, instalado den-tro del liner de 7 5/8 pulgadas.

En comparación con el plan conven-cional, el uso de sólidos expandibles como parte del diseño permitirá completar el pozo utilizando un liner de 4 1⁄2 pulga-das, lo cual satisface completamente sus requerimientos de diámetro para la com-pletación. La corrida e instalación del liner expandible se llevó a cabo sin ningún tipo de incidentes en materia de calidad, salud, seguridad y ambiente, ni contratiempos que retrasaran las operaciones.

El pozo ONV-65 se perforó original-mente en 1981. Debido a inconvenientes mecánicos presentados se planificó en 2005 la primera reentrada, pero motivado a problemas de pérdida de circulación y atascamiento de la tubería mientras se per-foraba a 15.864 pies, no se pudo llegar al objetivo. En 2009 se planificó una segunda reentrada en la que igualmente problemas de pérdida de circulación y atascamien-to de la tubería durante la perforación (15.930 pies) conllevaron a la pérdida del intervalo y parte de la sarta. Se intentó

perforar una vez más hasta los 15.832 pies, con los mismos resultados.

Los sistemas HydraSkin™ demos-traron ser la única solución exitosa para responder a los problemas de reducción de diámetro del pozo, y permitirán incre-

mentar la producción asociada del mismo con ahorros de tiempo y dinero.

Petronado está conformada por Pd-vsa, la argentina Compañía General de Combustibles (CGC), el Banco Popular de Ecuador y la coreana KNOC.


E&P

La Agencia Nacional de Hidrocarburos adelanta con el concurso de la Universidad Eafit y otras universidades del país, un estudio para

determinar la viabilidad económica de la explotación de gas en las cuencas de Amagá, en el departamento de Antioquia, en Boyacá y

Cundinamarca

Colombia evalúa explotación de gas en minas de carbón

Fugro suma nuevas capacidades en PowerLog 3.2

La minería carbonífera es una de las actividades más representativas en Amagá, suroeste de Antioquia

L a Universidad EAFIT ganó una convocatoria de la Agencia Nacio-

nal de Hidrocarburos (ANH) para eva-luar tres cuencas colombianas y deter-minar la factibilidad de la explotación del gas en cada una de esas cuencas. En el estudio iniciado en Noviembre del pasado año participan las universidades Industrial de Santander, Pedagógica y Tecnológica de Colombia y la Nacional - sede Medellín.

Como parte del proyecto se prevé realizar 15 perforaciones en un año -al-rededor de 15.000 metros en las cuencas de Amagá (Antioquia), Boyacá y Cundi-namarca- para tomar muestras de carbón y hacer los análisis de calidades, tipos, gas asociado que contiene.

Geovany Bedoya Sanmiguel,

jefe del Departamento de Geología de EAFIT, destacó que desde hace unos 15 años han venido trabajando en la cuenca de Amagá, suroeste de Antioquia. “Tene-mos informaciones muy valiosas que nos permite conocer bien cómo es la cuenca en su proceso evolutivo, en sus espesores y en su ubicación de carbón”.

Colombia cuenta con 12 cuencas carboníferas, de manera que la idea se-ría interpolar a esas otras la metodología que se utilizará en Boyacá, Cundina-marca y Amagá.

El gas natural es un combustible que ambientalmente podría considerarse como un poco más atractivo. En el caso de las cuencas nacionales, cuando prime-ro se explota el carbón se pierde ese gas, de manera que a partir de las perforacio-

nes se determinará cuánto de este se tiene en el interior para extraerlo antes.

“Este estudio es fundamental por-que, de ser viable la búsqueda, la ANH puede entrar a ofertar esas cuencas a la industria y, entre mayor información tengan de esas cuencas, pues será más atractivo para las compañías invertir”, puntualizó Bedoya.

Fuente: Universidad EAFIT

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F ugro-Jason, líder en tecnología para la caracterización de yacimientos de

petróleo y gas, lanzó la más reciente ver-sión de su reconocido software de inter-pretación petrofísica PowerLog.

PowerLog es un estándar de la indus-tria para el análisis petrofísico y físico de rocas basado en Windows® que permite presentar, analizar, preparar y editar los datos de registros.

La nueva versión, PowerLog 3.2, aña-de nuevas características que aumentan sus capacidades:

• Módulo de interpretación de elec-trofacies basado en la selección interacti-va de los valores de curva en diagramas logarítmicos (logplots) y diagramas cruza-dos (crossplots).

• Destaca muestras a través de visuali-

zadores (logplots, crossplots, histogramas) para identificar los datos de interés y la salida de una curva con distintos valores asignados a las muestras en los diferentes conjuntos destacados.

• El núcleo interactivo cambia con la construcción simultánea de las tablas del cambio de núcleo que pueden ser aplica-das a otros intervalos.

• Mejora todos los editores interacti-vos de diagramas logarít-micos (cambio de fondo, cambio de línea de base, etc.) con el objetivo de op-timizar la edición.

“Las nuevas capacida-des y mejoras de esta ver-sión hacen más eficiente el flujo de trabajo del usuario dentro y a lo lar-go de los proyectos”, dijo Joe Jacquot, Gerente de Mercadeo Estratégico de Fugro-Jason.

Mayor eficiencia en las operaciones comunes y realce de capacidades


Provee datos compresionales y de corte continuos de alta calidad en tiempo real para optimizar la perforación de avanzada, la evaluación de

la formación y el diseño de la completación

Nuevo servicio de registro sónico multipolar de Schlumberger

Schlumberger lanzó SonicScope 475, nuevo servicio sonic-while-drilling

para mediciones multipolares que pro-porciona datos compresionales y de corte continuos de manera confiable en todos los ambientes. Es el único servicio de la in-dustria con un modo dedicado a la adqui-sición de formas de onda Stoneley durante la perforación para asegurar datos de alta calidad antes que puedan ocurrir derrum-bes. Los datos de corte y compresión de SonicScope con la adquisición de onda de Stoneley, permiten la evaluación de la mecánica de rocas y la caracterización de fracturas; algo crucial, especialmente en plays de esquistos en América del Norte a la hora de diseñar completaciones com-

plejas para optimizar la producción futura. Además, ofrece un modo while-tripping, que provee análisis de múltiples pasos y evaluación desde el tope hasta el cemento.

Andy Hendricks, Presidente de Dri-lling & Measurements de Schlumberger, señala que “el tiempo no productivo sigue siendo inaceptablemente alto en la indus-tria, y la estabilidad y limpieza del hoyo son áreas donde las nuevas tecnologías pueden tener un impacto significativo”. El servicio sonic-while-drilling ayuda a reducir la incertidumbre de perforación, suministrando entradas fundamentales para la evaluación geomecánica de la perforación en tiempo real, sobre todo en operaciones en aguas profundas.

En una campaña de pruebas de cam-po de 100 pozos, el nuevo servicio sumi-nistró datos multipolares de alta calidad comparables a los registros de referencia sónica wireline, incluso en formaciones altamente dañadas e inestables.

SonicScope 475 fue corrido en plays de esquistos para la evaluación de pozos horizontales como parte del diseño y op-timización de la completación. Su ejecu-ción en pozos en aguas profundas, per-mitió mejorar el monitoreo de la presión del poro en tiempo real, la estabilidad del pozo y la relación sísmica.


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La Agencia de Protección Ambiental de EE.UU. sometió a revisión un plan de estudio sobre el uso de esta técnica para extraer gas natural

de formaciones como los esquistos

EPA estudia impacto de técnica de fracturamiento

hidráulico

La Agencia de Protección Ambiental de EE.UU., EPA,

presentó un plan de estudio so-bre el fracturamiento hidráulico para ser revisado por la Junta de Asesores Científicos de la agencia (SAB, en inglés), conformada por científicos independientes.

El gas natural está jugando un papel clave en el futuro de la ener-gía limpia en Estados Unidos, y el fracturamiento hidráulico es un procedimiento que permite acce-der a ese recurso vital.

El estudio busca comprender los impactos potenciales que pueda tener el fracturamiento hidráulico sobre las aguas subterráneas

E&P

Científicos de la agencia, bajo la ac-tual administración y dirección del Con-greso, están llevando a cabo un estudio de esta práctica para comprender mejor los impactos potenciales que pueda tener, incluso sobre las aguas subterráneas. La EPA anunció su intención de realizar la investigación en Marzo de 2010 y utili-zar la mejor ciencia disponible, mediante fuentes independientes de información, en un proceso transparente y revisado por expertos y con la consulta de otros. Desde entonces, ha realizado una serie de reuniones públicas en todo el país con mi-les de asistentes y ha desarrollado un plan preliminar para avanzar en el estudio.

El alcance de la investigación pro-puesta incluye el tiempo de vida completo del agua en el fracturamiento hidráulico, desde la adquisición del agua, pasando por la mezcla de productos químicos y el fracturamiento, hasta la etapa posterior a la fractura; incluido el manejo del flujo de retorno y producido, o agua usada, y su tratamiento y disposición final.

SAB tiene previsto revisar el plan pre-liminar este mes. Las partes interesadas y el público tendrán la oportunidad de pre-sentar observaciones durante su revisión. Los resultados iniciales de la investigación se espera que se hagan públicos a finales de 2012.

El fracturamiento hidráulico es un pro-ceso en el que grandes cantidades de agua, arena y productos químicos se inyecta a alta presión para extraer petróleo y gas na-tural de formaciones rocosas subterráneas. El proceso crea fracturas en formaciones como los esquistos, favoreciendo la salida de gas natural del pozo y su recuperación. En los últimos años, el uso del fractura-miento hidráulico para la extracción de gas ha aumentado y se ha expandido a una amplia diversidad de regiones geográficas y formaciones geológicas.


La italiana Eni anunció los resultados del pozo de evaluación Perla-4, locali-zado en el bloque Cardón IV, en aguas someras del Golfo de Venezuela.

Los datos confirman que Perla es un yacimiento enorme de gas

Aumenta estimación de reservas de gas en yacimiento Perla

Eni anunció el exitoso resultado de las pruebas del pozo Perla-4, lo que ele-

va la estimación de gas en el yacimiento Perla a más de 16 TCF (2.900 millones de barriles equivalentes de petróleo).

El pozo Perla-4, fue perforado a 60 metros de profundidad y durante la prueba fluyó 17 millones de pies cúbi-cos por día de gas y 560 barriles de con-densado por día durante los ensayos de producción.

El bloque Cardón IV es licenciado y operado por una compañía conjunta denominada Cardón IV, conformada por Eni y Repsol con 50% de participa-

ción cada una. En la fase de desarrollo Pdvsa participará con un 35%, en tan-to Eni y Repsol tendrán cada uno una participación del 32,5% en el proyecto, que será operado conjuntamente por las tres empresas.

Eni y Repsol ya culminaron la fase de ingeniería y diseño para alcanzar una producción temprana de 300 MMpcd hacia 2013. Esta incluye la utilización de los pozos ya perforados con éxito y la ins-talación de cuatro jackup interconectados a través de un gasoducto, a su vez conec-tado a la facilidad de procesamiento en tierra (CPF por sus siglas en inglés).

La fase de desarrollo del proyecto Pe-rincluye pozos productores adicionales y la modernización del CPF, lo que permi-tirá alcanzar un pico producción de 1.200 MMpcd.

Evaluaciones tempranas indican que Perla tiene la capacidad de comercializar gas para el mercado interno y satisfacer las demandas de generación de energía, petroquímica y proyectos de mejoramien-to de crudo pesado. Sus opciones para la exportación de gas están siendo analiza-das conjuntamente con el gobierno vene-zolano, con el fin de maximizar el valor comercial del campo.


Escenario

Los líderes de la industria del petróleo y la energía se

reunieron el 16 de Febrero para debatir sobre oportunidades

en un entorno cambiante y la evolución de los “no

convencionales”, durante el desarrollo de la edición de

invierno de NAPE Conference en el Hilton of the Americas

Hotel de Houston, bajo el patrocinio de IHS, en el marco

de la NAPE Expo, el principal mercado de compra, venta y

comercialización de petróleo y gas en Estados Unidos

NAPE Conference “Unconventional Developments”

16 de febrero - Houston

Luego de iniciarse con excelentes críti-cas y reunir a una multitud en Agosto

pasado, este año nuevamente la Conferen-cia de NAPE de todo un día, patrocinada por IHS, reunió en el Hilton of the Ameri-cas Hotel de Houston a líderes de la indus-tria del petróleo para promover el debate sobre las oportunidades y retos a los que se enfrenta el sector en 2011.

Robin Forte, Vicepresidente Eje-cutivo de NAPE, dio la bienvenida a la conferencia cuyo enfoque giró en torno al desarrollo de los recursos no conven-cionales. Forte anunció la participación de altos ejecutivos como oradores, en-tre ellos, Steve Mueller, Presidente y CEO de Southwestern Energy, Jack Williams, Presidente XTO Energy, y Michael Economides, autor del libro “El color del petróleo”, con un edito-rial especial al final del día.

Todas las voces resaltaron el potencial enorme que existe en los Estados Unidos para aprovechar los yacimientos de pe-tróleo y gas natural en esquistos (shale) y otras formaciones de roca no convencio-nales, y la importancia de crear mayores incentivos para explorar.

Los bajos precios de gas natural han llevado a muchos productores a enfocarse en la búsqueda de petróleo y otros líquidos de alto valor en for-maciones de este fin, incluyendo Eagle Ford en el sur de Texas y Bakken en Dakota del Norte.

Se prevé que 20% del suministro nacional de gas natural provendrá de las formaciones de roca de esquisto, en comparación con sólo 1% en el 2000. Para el año 2035, podría ascender a 50% según estimaciones de IHS-Cambridge Research Associates Energy.

Este año la atención se centró particularmente en el enorme potencial de recursos no convencionales y plays de gas en América del Norte. En el escenario, Pete Stark, Vicepresidente de IHS CERA; Steve Mueller, CEO de Southwestern Energy; y Ron Neal, co-fundador de Houston Energy


Ambiente de cambiosCon la recesión internacional dismi-

nuyendo progresivamente y la actividad en aguas profundas del Golfo de Méxi-co contraída, “los plays ricos en líquidos están avivando la exploración y produc-ción”, afirmó Pete Stark, Vicepresiden-te de IHS CERA.

Stark, quien intervino junto a otros colegas de la industria en la primera se-sión de la conferencia, titulada “Perspec-tiva E&P, Oportunidades en un ambiente de cambios”, señaló que en 2009 EE.UU. tuvo un PIB de 2,6%, en 2010 fue de 2,9 y para este año, se maneja un modesto 3.9%. “Si la recesión no nos sigue, en su paso y durante ese tiempo, nuestra indus-tria logró desarrollar capacidad adicional de gas”.

Un poco de esa capacidad provino de-bido al dinero destinado a la perforación en tierra y que originalmente era para la perforación en aguas profundas del Golfo de México. “Hemos encontrado y crea-do nuevos plays emergentes, incluyendo New Albany, Collingwood, Niobrara y volúmenes muy comercial de Marce-llus”, agregó Stark quien además resaltó los nuevos y productivos desarrollos ricos

en líquidos tales como Eagle Ford, Barnett y “Granite Wash que podría contener hasta 16 Tcf ”. Entre otros nuevos plays dignos de con-siderar mencionó Mississi-ppi Chat, Mississippi Lime, Avalon, Wolfberry y Lower Tuscaloosa.

Por su parte, Steve Mue-ller, CEO de Southwestern Energy, un importante pro-ductor de gas de esquisto, estuvo de acuerdo en que los plays no convencionales representan una gran opor-tunidad, pero a su juicio también está obligando a los productores a tomar mayores riesgos y depender menos de los centros de bene-ficios tradicionales, como los campos ma-duros con menores costos de producción. Consideró que el desafiante panorama puede ofrecer carreras interesantes para los jóvenes geólogos, ingenieros y otros profesionales que recién ingresan al ne-gocio. Los productores tradicionales “van a tener que cambiar o morir”, dijo.

Parte de esa transición podría incluir una mayor aceptación en términos de regulación del método de fracturamien-to hidráulico –principalmente utilizado para liberar las reservas de petróleo y gas de las formaciones– cuya aplicación ha despertado preocupaciones sobre la con-taminación de las aguas subterráneas.

En relación a las perforaciones en el Golfo de México, Ron Neal, co-funda-dor de Houston Energy, una compañía de petróleo y gas natural independiente con operaciones en el Golfo de México, se mostró muy preocupado y dijo que mien-tras más tarden en permitirla, “asfixiarán la economía de los proyectos propuestos para el Golfo”. Sin embargo, reconoció la importancia de “trabajar de alguna ma-nera para borrar la imagen del incendio de la plataforma y el pelícano cubierto de petróleo”.

Al criticar la actual moratoria a las perforaciones, comentó “Estamos dis-puestos a morir por el petróleo en otro país, a matar por petróleo en otro país, a perder puestos de trabajo por el petróleo en otro país, a sacrificar nuestra econo-

mía por el petróleo de otro país, en lugar de hacerlo por la perforación en aguas americanas” comentó. El Gobierno pa-rece estar “castigando” a la industria pe-trolera, y al mismo tiempo, impulsar una agenda de energía verde, agregó Neal.

De lo no convencional a convencional

La tecnología está marcando la dife-rencia en el crecimiento de plays no con-vencionales, ratificaron los conferencistas durante la sesión “Punto de Vista Ejecuti-vo – Claves para convertir lo No Conven-cional en Convencional”.

“A largo plazo la tecnología desempe-ñará un papel importante en la reducción de los costos”, en estos recursos, dijo Jack Williams, ex Vicepresidente de Exxon-Mobil Development Co. y actual Presi-dente de XTO Energy Inc.

Williams ingresó a ExxonMobil en 1987 y desde entonces ha visto la evolu-ción del segmento no convencional. La fusión entre el gigante del petróleo y el productor independiente superó las ex-pectativas, creando el mayor productor de gas natural en los EE.UU.

Con el éxito de lo no convencional en América del Norte, ExxonMobil está probando en aguas fuera de los EE.UU., la aplicación de tecnología de origen lo-cal a otros campos no convencionales en lugares como Canadá, Alemania, Polonia e Indonesia. Aunque la investigación está en sus primeras etapas, Williams expresó su confianza en que la tecnología en cons-

Reunidas en el estand de IHS, patrocinador oficial de la conferencia: Maureen Iglesias, Directora de Mercadeo de Seismic Equipment Solutions; y Jenny Salinas, U.S. Energy Marketing Manager, IHS

Ian Bryant, VP de Soluciones en Exploración de Schlumberger; Pete Stark, VP IHS CERA; Jack Stark, VP Senior de Exploración Continental Resources; y Jack Williams, Presidente de XTO Energy Inc. evaluaron el futuro crecimiento de plays no convencionales


Escenariotante evolución en general marcará una “diferencia significativa”.

También dijo que la industria debe revelar más detalles acerca de los fluidos utilizados en el fracturamiento hidráuli-co, para disipar el escepticismo acerca de la práctica. En este sentido comentó que la industria también debería adoptar directrices comunes para las operaciones seguras y ser líder en difusión de políticas en este sentido.

Jack Stark, Vicepresidente Senior de Exploración Continental Resources, discutió el aumento dramático en el esti-mado de reservas recuperables en Bakken Shale, dando crédito a los avances en la tecnología.

Bakken Shale es un play que está sien-do usado como modelo y actualmente cuenta con 164 taladros activos y un esti-mado de 1.800 pozos cada año.

“Sin los avances en la completación horizontal, este campo no existiría” dijo, refiriéndose a la cuenca Williston en Bakken. Las estimaciones de la pro-ducción de este play varían mucho, pero Continental estima reservas recuperables que podrían alcanzar más de 20 mil mi-llones de barriles. “Compare esto con las reservas de EE.UU. de más de 19 mil mi-llones de barriles”, indicó Stark.

Continental, es el mayor propieta-rio en Bakken con aproximadamente

865.000 acres netos, también es el perfora-dor más activo con 22 taladros de perforación operativos. La compañía tiene previsto asig-nar 955 millo-nes de dólares (845 millones en perforación)

terráneas ni cualquier tipo de daño am-biental. “Creemos que es muy seguro”, dijo Blackmon. “Nadie cree que hay una posibilidad de que el agua fluya hacia arriba. No es físicamente posible”.

Agregó que la mayoría de los produc-tos químicos utilizados en este proceso no son perjudiciales.

La última sesión del día llevó por tí-tulo “Transactional Insights” en la cual participaron Tom Petrie, Vice Chair-man de Bank of America Merrill Lynch con la presentación “The Art of the Deal”; Aliza Dutt, Analista de IHS He-rold, con el tema “M&A Opportunities and Pitfalls: An Inside Look”; y Mark Ellis, CEO de Linn Energy, bajo el tó-pico “Independents License to Operate - Fiduciary Responsibilities in the Age of Clean Energy”.

Cierre editorialEl editorial ejecutivo que marcó el

cierre de la conferencia estuvo a cargo de Michael J. Economides, Profesor, Cu-llen College of Engineering, University

remos ser regulados o que debemos ser ca-paces de operar como queramos”, acotó dijo. “Nuestro alarido impli-ca eso”, dijo.

Mientras que Blackmon, entre otros temas, habló so-bre la técnica de frac-turamiento hidráuli-co para extraer gas y petróleo en plays de esquistos, la cual ase-guró que no produce fugas de las aguas sub-

de un presupuesto de 1.3 mil millones al play de esquistos en 2011.

Otro punto de vista ejecutivo fue ex-puesto por Ian Bryant, Vicepresidente de Soluciones en Exploración de Schlum-berger, quien habló sobre la caracteriza-ción y el desarrollo de yacimientos no convencionales como los esquistos.

Otras sesiones La sesión “Políticas energéticas y

cambios en la regulación en EE.UU.”, fue moderada por Joel Noyes, Director of Government Relations and Industry Affairs, IPAA, y en ella participaron Tis-ha Schuller, Presidenta de Colorado Oil and Gas Association; David Blackmon, Director de Asuntos Gubernamentales de El Paso y Duane Zavadil, Senior Vi-cepresidente de Asuntos Regulatorios y Ambiente de Bill Barrett Corporation.

Schuller puntualizó que la reacción del sector a la posible intensificación de las regulaciones nacionales a los estados puede estar actuando en contra. “No funciona dar la impresión de que no que-

En el stand de Neuralog vemos a Tammy Hinojos, Gerente de Ventas; Bryan A. Mill, Regional Sales Manager; Dustin Mcneil, Sales Manager; Duncan Griffiths, Vicepresidente de Ventas; en compañía de Scott Damiel, Geólogo de Seven D Oil & Gas, inc.

Joel Noyes, Director de Relaciones Gubernamentales y Asuntos de la Industria, IPAA; Duane Zavadil, Senior Vicepresidente de Asuntos Regulatorios y Ambiente de Bill Barrett Corporation; Tisha Schuller, Presidenta de Colorado Oil and Gas Association; y David Blackmon, Director de Asuntos Gubernamentales de El Paso, analizaron el impacto de las nuevas políticas regulatorias en EE.UU.

Durante la sesión de Análisis Transaccional, Aliza Dutt, Analista de IHS Herold; Pete Stark, VP IHS CERA; Mark Ellis, CEO de Linn Energy; y Tom Petrie, Vice Chairman de Bank of America Merrill


of Houston, y autor de numerosos libros sobre energía, incluyendo, “El color del petróleo”.

Economides hizo aseveraciones impor-tantes en un repaso por temas candentes como la actual política energética estado-unidense, el futuro del gas natural en la ma-triz energética mundial, el fracturamiento hidráulico y el papel de China como mayor consumidor global de energía.

Sobre este último punto, Economices coincidió en que el país asiático va a lide-rar el mundo de la energía. En la última década el consumo de petróleo de China aumentó en un 3,5 millones de barriles por día “Nunca ha habido un país en la historia de la humanidad que aumente el consumo de petróleo en un 20% por año, y los chi-nos lo hicieron tres años consecutivos”.

“Se están moviendo en todo el mun-do, tomando activos de energía, mientras

contemplamos (…). Mientras en este país estamos tratando de salvar el planeta y todos esos lemas y toda esa retórica, van por todo el mundo tomando activos ener-géticos porque reconocen la conexión en-tre la energía y la economía”.

Sobre el fracturamiento hidráulico, fue enfático al recordar que en los últi-mos 60 años, el proceso ha sido aplicado en millones de pozos en todo el mundo, prácticamente sin incidentes y sin ningu-na evidencia física de que pueda contami-nar el agua potable.

“El daño a la fuente de energía ase-quible y confiable para EE.UU. es enor-me. Esta guerra contra el ‘fracking’ pone en peligro más de 200 mil millones de dólares por año en actividad económica estadounidense, y esto es sólo el valor in-cremental que se agrega a la cabeza del pozo. El efecto multiplicador en toda la economía estadounidense de la produc-ción precedente de estos valiosos recursos sería varias veces mayor”.

NAPE ExpoLa NAPE Expo se realiza dos veces

al año en el George R. Brown Conven-tion Center, y una vez más se constituyó en una excelente plaza para la compra, venta y comercio de propiedades de pe-tróleo y el gas y activos de producción en los EE.UU. y otros países. Tanto las grandes operadoras petroleras mundia-les, como pequeños productores, provee-dores de equipos y tecnología, consulto-ras y bancos de inversión participaron en esta impresionante feria de negocios que este año, mostró un incremento de casi el 10% en la asistencia, en relación a la pasada edición.

Durante NAPE Expo, la delegación oficial de Perupetro se reunió con grandes empresas petroleras que mostraron interés en explorar en las cuencas de Perú. En la grafica, Tom Riley, Director Global de Ventas de IHS; José Coz Calderón, Gerente de Promociones y Comunicaciones de Perupetro; César Bolívar, Gerente de Ventas de IHS para América Latina; Oscar Miró Quesada Rivera, Comunicaciones de Perupetro; David Wallace, Senior Product Manager Latin America Energy, IHS; y Tomás Vargas, VP de BPZ Energy

La cantante norteamericana LeAnn Rimes, quien interpretó varios de sus éxitos durante el American Heroes Luncheon, en el que se recaudan fondos para los soldados caídos, junto a Ricardo Soto, Marketing USA, Petroleum

Michael J. Economides, Profesor, Cullen College of Engineering, University of Houston


Una medición exacta y fiable del nivel de fluidos es crítica para una operación segura, exitosa y económica en mu-

chos puntos del proceso de producción de gas natural.

Algunas de estas aplicaciones son relativamente simples,

mientras que otras involucran condiciones operativas

exigentes, e incluyen altas temperaturas y presiones.

La industria de la medición de nivel ha respondido con dispo-

sitivos que no requieren man-tenimiento, ofrecen un alto

rendimiento y son capaces de soportar entornos operativos

exigentes. Debido a la variedad de aplicaciones y diferencias

operacionales de los procesos, no existe una única tecnología que sea apropiada para todas

las aplicaciones.Este artículo presenta una guía

a las tecnologías de medi-ción de nivel más apropiadas para las diversas aplicaciones

encontradas dentro de la in-dustria de producción de gas

natural. Su propósito es explicar brevemente las opciones y reco-

mendar las mejores soluciones disponibles para cada situación

Soluciones de medición de nivel para producción de gas natural

Gas

Donald Koeneman, Gerente de Productos de Tecnología de Medición de Nivel, AMETEK Drexelbrook www.drexelbrook.com

Nivel puntual frente a nivel continuoIndependientemente de la aplicación,

hay dos clasificaciones principales de ins-trumentos de medición de nivel: medicio-nes de nivel puntual y mediciones de nivel continuo.

• La medición de nivel puntual (en-cendido/apagado) se refiere a un disposi-tivo que indica la presencia o ausencia de material en un punto dado o ubicación en un recipiente de proceso, tanque de alma-cenamiento o cambio de fase (petróleo/agua) en un separador. El nivel puntual puede usarse para activar una alarma o para controlar un proceso.

• La medición de nivel continuo (pro-porcional) se refiere a un dispositivo que mide el nivel a lo largo de todo el rango de alcance de un proceso. El nivel continuo puede utilizarse para indicar el inventario o controlar un proceso.

Opciones de tecnologíaSe emplean diferentes tecnologías

para medir el nivel alto, nivel bajo, nivel total y separación de fase (interfaz), según el entorno de proceso. A continuación se indican las tecnologías no mecánicas más comunes utilizadas en la medición de pe-tróleo y gas:

• La admitancia de RF emplea una señal de radiofrecuencia emitida hacia un sensor. Un cambio en la admitancia de RF indica presencia o ausencia de mate-rial, o la cantidad de material que está en contacto con el sensor. Esto hace que la RF sea una tecnología popular, versátil y robusta para una gran variedad de con-diciones y materiales de proceso, tanto para mediciones de nivel puntual como continuo. Asimismo, la admitancia de RF tiene la capacidad inherente de ignorar los depósitos de recubrimiento que pue-den desarrollarse en el sensor a partir de la acumulación de materiales de proceso.

• El radar utiliza una onda continua de frecuencia modulada (FMCW) o la transmisión de tiempo pulsado de vuelo (PTOF) a través del aire para proporcio-nar una lectura exacta sin contacto de señales electromagnéticas reflejadas bajo algunos entornos de medición adversos.

• La medición ultrasónica (nivel continuo) utiliza un transductor de cris-tal piezoeléctrico para generar un pulso ultrasónico de alta frecuencia. Mide el tiempo de tránsito para que el pulso sea reflejado desde la superficie del material hasta el transductor para determinar el nivel o la distancia.

• La medición ultrasónica (nivel puntual) resuena electrónicamente un cristal a una frecuencia fija para generar ondas sonoras que se desplazan a través de un espacio de aire hacia un segundo cristal. A medida que el espacio entre los dos cristales se llena con un líquido, el se-gundo cristal comienza a resonar con el primero. Debido a su construcción, con frecuencia se les conoce como conmuta-dores de “espacio”.

• Los diapasones utilizan cristales piezoeléctricos que hacen vibrar el diapa-són a una frecuencia específica. Cuando el diapasón está cubierto por el producto, el sistema detecta un cambio en la fre-cuencia que causa un cambio en el estado de salida del conmutador.

• La medición magnetoestrictiva utiliza un flotador con imanes incrusta-dos que se desplaza en un tubo rígido o flexible que contiene un alambre magne-toestrictivo. El alambre recibe un pulso de una señal de tensión baja que detecta la posición del campo magnético dentro del flotador. Esto da como resultado una medición de tiempo de tránsito que con frecuencia excede la exactitud del radar. Los sistemas magnetoestrictivos también pueden contener sensores de temperatu-


ra que proporcionan muchas mediciones importantes en una sola penetración del re-cipiente. Éstas incluyen nivel total, nivel de interfaz y varios puntos de temperatura.

• La reflectividad de dominio de tiempo (TDR), conocida también como radar de onda guiada, aplica una onda electromagnética altamente en-focada, guiada por una varilla metálica o cable flexible, a la superficie del material de proceso y la refleja a lo largo de la guía de ondas para determinar el nivel.

Aplicaciones típicas de medición de nivel en la producción

de gas naturalSe especifican a continuación las apli-

caciones típicas de medición (ver gráfico).

1. Lodo de perforaciónEl fluido de perforación, conocido co-

múnmente como “lodo”, se utiliza para lubricar las perforaciones de petróleo tan-to en plataformas de perforación en tierra y en mar abierto. El lodo se procesa para eliminar los sólidos en una serie de tan-ques rectangulares de acero que se parti-cionan para contener aproximadamente 200 barriles cada uno. Estos tanques se configuran en serie para el sistema de cir-culación de lodos, el cual bombea el lodo en dirección descendente a través de la tubería de perforación al lugar en donde se enfría y lubrica la broca. El lodo luego vuelve a fluir a la superficie, llevando con-sigo los cortes de formación.

Medición del nivel de lodos de per-foración

• Sensor de nivel de lodos de per-foración en el pozo – Se utiliza tecno-logía ultrasónica para proporcionar una medición de nivel exacta en este entorno sucio y recubierto. Los sistemas ultrasónicos proporcionan el tiempo de respuesta rápida necesario para asegurarse de que el sistema de circulación de lodos no esté sobrellenado ni subllenado, lo cual ocasionaría una lubri-cación insuficiente de perforación.

2. Deshidratación en campoUna vez que el pozo esté producien-

do, el gas natural, junto con un poco de aceites, agua, condensado (hidrocarburos de extremo ligero) y fangos (suciedad,

de las dimensiones de montaje y de la gra-vedad específica de los fluidos de proceso.

- Como alternativa, un sistema de admitancia de RF (nivel puntual) puede montarse horizontalmente en el recipien-te, lo suficientemente bajo como para advertir de un máximo punto de control para los niveles de residuos.

• Tanques de condensado – La tecnología magnetoestrictiva es idónea para esta aplicación y puede proporcionar mediciones del nivel total y de la interfaz. La medición del nivel total de hidrocar-buros y de la interfaz del agua se utiliza para programar camiones de bombeo a sitios remotos. Cuando la interfaz del “producto” o del agua queda demasiado alta, se programan dos camiones de bom-beo diferentes para que visiten el sitio y eliminen el agua o el petróleo.

- Como alternativa, la tecnología TDR puede proporcionar ambas medi-ciones si la interfaz es relativamente lim-pia. Una emulsión difícil puede causar el bloqueo del sistema, requiriendo la lim-pieza de la sonda.

- Como alternativa, en ubicaciones remotas, puede resultar necesario la in-dicación de la temperatura mediante la medición de nivel. La temperatura del producto debe conocerse para asegurar-se de que la viscosidad del producto no se endurecerá en el camión de bombeo a

arena, etc.) se captura y coloca en tanques de almacenamiento en el campo para lo-grar una separación inicial por gravedad. Los hidrocarburos, el gas natural y los aceites se separan de los residuos, agua, arena y fangos. Los tanques de productos que contienen el gas natural y los aceites tendrán algo de agua atrapada, y los tan-ques de residuos tendrán algo de hidro-carburos atrapados. Las mediciones de nivel básico constarán de una protección contra sobrellenado, nivel total y medi-ciones del nivel de interfaz. Los residuos provenientes del separador se mueven a los tanques de condensado, donde los tiempos de residencia más prolongados permiten una mayor separación. Se re-cogen el petróleo y los productos ligeros, mientras que el agua se envía a tanques de almacenamiento o residuos.

Mediciones de nivel para deshidra-tación en terreno

• Separadores – Medición de nivel por admitancia de RF (continua) de la in-terfaz hidrocarburo/agua.

- Como alternativa, la tecnología TDR podría ser una consideración si las dimen-siones de montaje son lo suficientemente grandes como para permitir la transmisión de impulsos electromagnéticos.

- Como alternativa, podría usarse una tecnología magnetoestrictiva, dependiendo


medida que se enfría durante el largo via-je desde sitios de campos remotos durante climas fríos.

• Almacenamiento del agua – Las tecnologías de admitancia de RF, ultrasó-nica, magnetoestrictiva, radárica o TDR son todas idóneas para esta medición sen-cilla. Una alta exactitud no es una pre-ocupación, y la opción de tecnología con frecuencia se hace basándose en el pre-cio, la disponibilidad y la familiaridad.

3. Planta de gas / Fraccionamiento de gasEl gas natural líquido que ingresa a

una planta de fraccionamiento pasa por varios pasos para lograr la eliminación de los líquidos (agua y aceites). El pro-ceso de separación elimina los líquidos (también denominado condensado), el azufre (típicamente utilizando aminas) y otras impurezas. Se separan los gases en sus componentes, típicamente butano, propano y etano. Al final del proceso, se agregan aditivos tales como mercaptanos para darle al gas un olor apreciable por razones de seguridad.

El procesamiento del gas natural co-mienza en la cabeza del pozo donde se extraen el gas y los líquidos atrapados para una separación primaria. En la primera fase, los líquidos del gas natural atraviesan una malla para eliminar cualquier particu-lado que hubiera. Esto por lo general se realiza a presiones entre 100 y 170 psig.

La segunda fase consta de una mem-brana Demister que elimina el gas del lí-quido. El gas luego sigue su recorrido a presiones entre 50 y 300 psig hasta llegar a un gasoducto. Los líquidos restantes se fraccionan para eliminar aún más el pro-pano, butano, etano y los hidrocarburos ligeros líquidos para su almacenamiento o transmisión por gasoducto a terminales de comercialización.

Desafío de la medición de nivel – Con frecuencia, se acumulan óxidos de hierro en los componentes mecánicos de los elementos de desplazamiento que se utilizan ampliamente en el proceso de se-paración. Esto ocasiona que la medición indique un nivel menor que el que en rea-lidad está presente, causando potencial-

mente una situación de sobrellenado que podría ocasionar un incendio.

• La admitancia de RF (nivel conti-nuo) no tiene piezas móviles y no ocasiona acumulación del producto. Esta tecnología ha sido utilizada para solucionar con éxito este problema, tanto para mediciones de nivel total como para aquellas de interfaz.

- Como alternativa, las tecnologías TDR podrían emplearse si la acumula-ción del producto no es excesiva.

- Como alternativa, puede utilizarse la admitancia de RF (nivel puntual) para alar-mas o control de nivel alto o bajo. Esto ofre-ce la mejor capacidad para ignorar depósi-tos pesados de recubrimiento en el sensor.

4. Estaciones de compresiónA medida que se transmite el gas na-

tural a través del gasoducto a alta presión, algunas trazas de impurezas (residuos) per-manecen en el gas. A medida que aumen-ta la distancia del gasoducto, disminuye la presión, y se condensan los residuos más pesados. Es necesario ubicar estaciones de compresión a distancias periódicas para volver a comprimir el gasoducto y elimi-nar los residuos. Los residuos se recogen en uno o varios tanques, dependiendo del tamaño de la estación remota. Típicamen-te, a medida que se llena un tanque de residuos, se programan camiones cister-na para vaciarlo. Dado que estos residuos pueden ser peligrosos (inflamables), se los clasifican como áreas de clase 1, división 1. Las cuestiones normativas de cumplimien-to pueden entrar en juego dado que uno de los usos para la indicación de la medición de nivel es el de prevenir el sobrellenado de cualquiera de estos tanques de residuos de hidrocarburos.

Mediciones de nivel en estaciones de compresión:

• Nivel total e interfaz – La tec-nología magnetoestrictiva tiene la mejor capacidad de tomar mediciones para el nivel total y el nivel de la interfaz entre los hidrocarburos condensados y el agua condensada. Los hidrocarburos conden-sados aún pueden tener algunas densi-dades relativamente bajas (gravedades específicas), y la flotación correcta en el sistema magnetoestrictivo medirá con exactitud dichos niveles.

Gas


-Es necesario tener cuidado al elegir la tecnología. Debido a la posibilidad de características de reflectividad elec-tromagnética baja de los hidrocarburos, combinadas con una condensación pe-sada dentro de los tanques, sólo deben emplearse tecnologías de radar y ultrasó-nicas con precaución.

5. Almacenamiento del LNGEl almacenamiento del gas natural

líquido (LNG) es típicamente bajo tempe-raturas muy bajas a presión ambiente o bajo temperaturas ambiente a presiones elevadas, con el propósito de mantener el gas en un estado líquido. Entre las ca-racterísticas del LNG se incluyen su cons-tante dieléctrica baja y variable, y su baja reflectividad electromagnética.

Medición de nivel de almacena-miento del LNG:

• Control e indicación del nivel – Estas mediciones se realizan en recipientes relativamente pequeños (de menos de 6 m [20 pies]), o en esferas grandes (9-15 m [30 – 50 pies] de diámetro). La tecnología TDR es la opción preferida, dado que no se ve afectada por la variación en las carac-

terísticas eléctricas y es capaz de manejar bajas temperaturas o presiones elevadas.

- Como alternativa, puede usarse un radar, pero podría necesitar un montaje especial o la instalación de un guía onda (tubería fija) en el interior del recipiente. Estro concentrará el haz radárico lo sufi-ciente como para medir este producto de baja reflectividad.

- Como alternativa, la admitancia de RF puede disponer de características de autocompensación para cambios en las características eléctricas, con la capaci-dad de afrontar las temperaturas y presio-nes. Sin embargo, no es posible emplear la admitancia de RF a longitudes de me-diciones superiores a 6 m [20 pies].

6. Almacenamiento del condensadoLa tecnología magnetoestrictiva es

idónea para esta aplicación y puede pro-porcionar mediciones de nivel total y de interfaz. La medición del nivel total de hidrocarburos y de la interfaz del agua se utiliza para programar camiones de bombeo a los sitios remotos. Ya sea que la interfaz del “producto” o del agua quede demasiado alta, se programa un camión de bombeo para que visite el sitio y eli-

mine el agua o el petróleo (mediante dos camiones diferentes).

- Como alternativa, la tecnología TDR puede proporcionar ambas medi-ciones si la interfaz es relativamente lim-pia. Una emulsión difícil puede causar el bloqueo del sistema, requiriendo la lim-pieza de la sonda.

7. Almacenamiento de aguaLas tecnologías de admitancia de

RF, ultrasónica, magnetoestrictiva, por radar o TDR son todas aceptables para esta medición sencilla. Una alta exactitud no es una preocupación, y la decisión de medición de nivel con frecuencia se hace basándose en el precio, la disponibilidad y la familiaridad.

Donald Koeneman ([email protected]) es Gerente de Pro-ductos de Tecnología de Medición de Nivel de AMETEK Drexelbrook, un pionero de la industria de medición de niveles con casi 50 años de experiencia. Drexelbrook es una unidad de AMETEK que proporciona soluciones para virtual-mente todas las industrias, con un amplio espectro de aplicaciones.


Preview

Marcando el Camino: Estrategias Energéticas para un Mundo de CambioLa conferencia ejecutiva sobre energía más importante en el mundo, arriba este año a su trigésima

edición, la cual contará con la presencia de líderes del sector y de la política estadounidense para debatir sobre las estrategias energéticas más acertadas que marquen el camino hacia la reconfiguración del

sistema energético mundial y así hacer frente a la creciente demanda de recursos fósiles

La más prestigiosa conferencia de la industria energética organizada por

la Cambridge Energy Research Associates (CERA) arriba a su trigésima edición, del 7 al 11 de Marzo en el Hilton Americas de Houston, a la cual han confirmado su asistencia personalidades de la política de EE.UU. como el Ex Secretario de Estado Henry Kissinger y los Presidentes Bill Clinton y George W. Bush, así como des-tacados ejecutivos del mundo de la energía.

Se estima que 200 líderes de la indus-tria, la política y las finanzas, así como analistas de IHS CERA se reunirán para explorar alternativas que ayuden a encon-trar las estrategias más viables y los mejo-res canales de inversión para descifrar la incertidumbre del futuro para el sector de la energía.

La AgendaEl programa de cinco días, inicia con

una conferencia de bienvenida la noche del lunes 7, seguida de una cena en la que Kenneth Rogoff, Profesor de Polí-ticas Públicas de la Universidad de Har-vard; y Jing Ulrich, Director General y Chairman del J.P. Morgan, ofrecerán una presentación especial. Daniel Yergin, Chairman de IHS CERA y Christophe de Margerie, Chairman y CEO de To-tal, tendrán a cargo el martes 8 el inicio formal de la agenda de actividades.

Desayunos de AnálisisLas actividades en la mañana inicia-

rán con conferencias a cargo de Pioneros de la Innovación Energética, seguida de mesas de discusión con expertos en temas como Economía, Shale Gas y Energía Renovable.

PlenariasLos principales ejecutivos y represen-

tantes de compañías del sector de petró-leo y gas se congregarán para tratar temas como Estrategias en una Era de Recupe-ración, Alcance del Potencial en Aguas Profundas, la Energía en Norte América, el Rol del Gas Natural en un Mundo Bajo en Carbono, el Carbón y la Electricidad en el Mundo. Los tópicos se agruparán en las clasificaciones de upstream, downs-tream, aguas profundas, gas, y energía.

Para el último día están programadas dos plenarias de discusión sobre la Vi-sión del Futuro: Cambios Innovadores y la Forma del Futuro, en la que interven-drán Jeffery Smisek, Presidente y CEO de United Continental Holdings; Clay Shirky, Profesor de Nuevos Medios de la Universidad de Nueva York; y Daniel Yergin, Chairman de IHS CERA. En la segunda plenaria, titulada Balanceando 30 billones de dólares: Invertir a Largo Plazo en un Actual Mundo de Incertidumbre, participarán Andrew Gould, Chairman y CEO de Schlumberger; y Philippe Jo-ubert, Vicepresidente Ejecutivo de Als-tom y Presidente de Alstom Power.

Sesiones EstratégicasEl grueso de las conferencias que

conforman el programa, la integran 21 sesiones que tratarán sobre la industria de servicios costafuera, gas natural, sus-tentabilidad, tendencia de los mercados de materias primas, desarrollo nuclear global y eficiencia energética.

Almuerzos ConferenciaCuatro almuerzos conferencia están

pautados para el CERAWeek 2011, a

cargo de Robert Dudley, Chief Exe-cutive de BP; Alexander Medvedev, Deputy Chairman de Gazprom Export; Jon Wellinghoff, Chairman del US Fe-deral Energy Regulatory Commission; y un grupo de expertos conformado por Steven Koonin, Subsecretario de Ciencia de US Department of Energy; John Mc-Donald, VP y CTO de Chevron; Er-nest Moniz, Cecil e Ida Green Profes-sor of Physics and Engineering Systems, MIT; y J. Craig Venter, Presidente de J. Craig Venter Institute.

Diálogo con Expertos de IHS CERALos debates que podrán sostener los

participantes de la conferencia con exper-tos de IHS CERA se realizarán al final de la tarde del martes 8 y miércoles 9.

Cena y Conferencia MagistralCERAWeek incluye en su programa

tres cenas de gala con conferencias ma-gistrales a cargo de Vagit Alekperov, Presidente y CEO de Lukoil; Steve Ba-llmer, CEO de Microsoft Corporation; y Henry Kissinger, Ex Secretario de Estado de EE.UU..

Conversatorio PresidencialLa semana de amplio debate, pre-

sentaciones y análisis sobre el futuro de la energía culmina el viernes 11 con la intervención de Bill Clinton y George W. Bush, quienes ofrecerán un Conver-satorio Presidencial. Este foro especial presentará perspectivas y puntos de vista sobre los cambios y retos futuros para el sistema económico y político mundial.

Información: www.ceraweek.com

7-11 de Marzo - Houston, USA


La American Association of Drilling Engineers da los últimos toques al programa de la edición 2011 de su National Technical Conference & Exhibition, a celebrarse del 12 al 14 de Abril en el Hilton Houston

North Hotel, con un programa centrado en las mejoras e innovaciones en materia de tecnología de perforación y completación

2011 AADE National Technical Conference & Exhibition

Con una agenda diseñada para profun-dizar en temas vinculados a las acti-

vidades de perforación y los más recientes avances tecnológicos, se realizará la 2011 AADE National Technical Conference & Exhibition, previéndose la participación de las principales compañías operado-ras, contratistas de perforación, empresas de servicios y fabricantes de materiales y equipos, así como representantes del sec-tor gubernamental y académico.

La conferencia contará de 20 sesiones de presentaciones, con un total de 70 artí-culos técnicos que cubrirán más de 30 tó-picos, incluyendo Diseño BHA, Diseño de mechas, Casos históricos, Cementación,

Completación, Automatización, Fluidos de perforación, Tecnologías emergentes, ERD y perforación horizontal, Seguri-dad, Higiene y Ambiente, HTHP, MPD/UBD, Tecnología en tiempo real, Rotary Steerable, Perforación de shale gas, Ma-nejo de residuos y Estabilidad de pozo, entre otros.

La AADE es una organización que promueve el profesionalismo y el respeto dentro de la industria de la perforación, la comunidad y el entorno, que a lo largo de más de tres décadas de trayectoria ha experimentado un crecimiento continuo, contando actualmente con más de 5.000 miembros activos a nivel nacional, inclu-

yendo los capítulos de Nueva Orleans, Lafayette, Houston, Dallas-Fort Worth, Midland, Oklahoma, Denver, Bakers-field, Anchorage y Pittsburg.

La Asociación centra su actuación en el cumplimiento de su misión de ofrecer un foro para el intercambio de informa-ción en temas relacionados con la perfora-ción, a través de los programas de charlas mensuales que organizan los diferentes ca-pítulos y las distintas conferencias técnicas anuales, las cuales configuran una tribuna para que expertos de la industria partici-pen en debates de temas de actualidad so-bre prácticas de perforación y tecnología.

Información: www.aade.org/ntce

Los profesionales de la geología del petróleo del mundo se reúnen del 10 al 12 de Abril en Houston para dar el “gran salto” científico y tecnológico en el marco de un programa conformado por sesiones técnicas,

visitas de campo, cursos cortos, cinco foros, dos paneles y la conferencia magistral Michel T. Halbouty, además de mostrar las últimas tecnologías y servicios disponibles para la industria de E & P

AAPG 2011 Annual Convention & Exhibition

y de poster. Complementando este es-fuerzo, cientos de empresas compartirán también su visión de futuro al mostrar sus más recientes innovaciones de tecnología y servicios en el área de exhibición

Oportunidades y desafíosLa Sesión de Apertura se realizará el

domingo 10, con la intervención de Da-vid Rensink, Presidente de la AAPG, previo a la Ceremonia Anual de Pre-miación que rinde tributo a líderes des-tacados, científicos, educadores, civiles y autores.

El almuerzo conferencia será todo un acontecimiento con la participación de cuatro viajeros espaciales, que represen-tan seis décadas de historia de la NASA: Harrison “Jack” Schmitt, astronauta

del Apolo 17, Kathryn Sullivan, la pri-mera mujer en caminar en el espacio, Jim Reilly, tres veces astronauta y ex Gerente de exploración de gas, y Andrew Feus-tel, geofísico de gas y especialista de la misión actual para el vuelo final de 2011 en el transbordador Endeavour. Con esta conferencia se conmemora el 50 aniver-sario del discurso prenunciado por John F. Kennedy en 1961 para anunciar el de-safío de poner un hombre en la Luna.

Por otra parte, la Conferencia Michel T. Halbouty tendrá como orador a Da-vid Lawrence, Vicepresidente Ejecutivo Shell Upstream Americas Exploration and Commercial, profundizando en el tema “La siguiente era de la Exploración”.

Mayor información: www.aapg.org/houston2011

La industria de la geología del petró-leo sigue siendo transformada por los

avances en la tecnología, dando saltos gi-gantes para la industria de E & P. Esa reali-dad constituye la esencia de la Convención y Exhibición Anual de la AAPG, que se realizará en el George R. Brown Conven-tion Center de Houston, teniendo como principal propósito el reconocimiento de logros históricos de los geocientíficos y, de cara al futuro, responder a la exigencia de nuevos enfoques creativos para la solución de las necesidades energéticas.

La Asociación y sus divisiones, conjun-tamente con la Society for Sedimentary Geology, SEPM y la Houston Geological Society como anfitrión, realiza esta nueva edición, cuyo programa técnico incluye más de 800 presentaciones, entre orales


Reporte

Informe DeloitteOil & Gas Reality Check 2011

El grupo de Energía y Recursos Naturales de Deloitte Global presentó por segundo año consecutivo su informe Oil & Gas Reality Check 2011, que resume en 10 puntos los principales problemas que enfrenta

el sector petrolero en el mundo. El documento revela que el petróleo y gas seguirán siendo la fuente generadora de energía durante los próximos 25 años. Además destaca que el shale gas jugará un papel

preponderante en la definición del panorama energético estadounidense y que hallará en China su principal mercado de exportación. También considera que el factor seguridad es clave en el éxito de las operaciones, como lo demostró el accidente de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México

El grupo de Energía y Recursos Natu-rales de Deloitte, firma basada en el

Reino Unido que agrupa a profesionales de varias partes del mundo, para brindar servicios de auditoría, consultoría, asesoría financiera, administración de riesgos y ser-vicios fiscales, publicó la segunda edición de su informe Oil & Gas Reality Check 2011, que analiza las tendencias y proble-mas para este año en la industria de pe-tróleo y gas, el futuro de la perforación en aguas profundas, quiénes y dónde se van a desarrollar las fuentes de energía alter-nativa y la creciente influencia de Asia en la industria.

Entre otras conclusiones, el informe des-taca que el petróleo y el gas seguirán cons-tituyendo la mayor parte de las reservas de energía del mundo durante los próximos 25 años, a pesar del progreso significativo en el desarrollo de fuentes de energía renovable y alternativa.

El documento también subraya la cuantiosa suma de US$ 35 mil millones que costó el derrame de petróleo de la Deepwater Horizon, acontecimiento que no frenó la perforación en aguas profun-das, aunque los productores de petróleo y de gas están reexaminando sus políticas de seguridad.

Adi Karev, Global Oil & Gas Leader de Deloitte Touche Tohmatsu Limited, se-ñala en el prefacio del informe que “la me-todología empleada para su elaboración in-cluyó entrevistas en profundidad con clien-tes, analistas y experimentados profesiona-les de la industria en todo el mundo, que forman parte de Deloitte”. A continuación reproducimos los diez principales proble-mas que enfrenta en la actualidad el sector petrolero mundial, de acuerdo al análisis de Deloitte:

1. Importantes advertencias sobre perforación en aguas profundas

La explosión de la plataforma Deepwater Horizon y el derrame de petróleo que oca-sionó, ha llevado a los productores de petró-leo y gas en el mundo a repensar las políticas de seguridad en un esfuerzo por asegurar la sustentabilidad de las operaciones.

Por estas razones las compañías están considerando muy bien cuánto debería ser la cobertura de seguro, y al respecto analistas afirman que el límite debe alcanzar entre 10 mil y 20 mil millones de dólares para explo-ración costafuera. Sin embargo estas cifras podrían estar por encima de lo que una ase-guradora pueda cubrir, por lo que se sugie-re a la empresa petrolera acudir a múltiples aseguradoras, o que se cree un consorcio de varias aseguradoras y reaseguradoras.

El aspecto positivo es que Estados Uni-dos alcanzaría la autosuficiencia energética, por su abundancia del recurso. Una predic-ción es que la demanda de gas de China se cuadriplicará, siendo este un mercado clave para exportación.

El aspecto negativo, es que los suminis-tros de gas no convencional están causan-do retrasos en los proyectos y en algunos casos reducción de activos. Por lo tanto el aumento del suministro de gas, ha tenido un efecto desacelerador en los proyectos de infraestructura de GNL y es probable haga que más compañías reorienten sus recursos económicos.

3. El resurgimiento del Mar del Norte

Con un récord de 356 licencias explora-torias concedidas en las recientes rondas, au-nado a los nuevos descubrimientos, el interés de invertir en el viejo pero aún productivo Mar del Norte muestra signos de no decaer.

Si bien el promedio del tamaño de los hallazgos en el Mar del Norte parece estar disminuyendo, el tiempo para ejecutar los planes de desarrollo se puede reducir. Para ello se están adoptando propuestas estánda-res de inicio rápido que ponen en produc-

2. Se solicitan compradores: El cre-cimiento del shale gas demandará nuevos mercados

Los recientes descubrimientos de gas no convencional en los Estados Unidos han re-presentado un cambio de paradigma, en tér-minos de suministro adicional y el impacto que está teniendo sobre los precios del gas natural convencional y GNL.

Centro de Respuesta ante el derrame petrolero del pozo Macondo, BP, Golfo de México

Los recientes descubrimientos de shale gas tienen impacto en los precios del gas natural convencional y GNL


ción campos pequeños en poco tiempo y con una reducción de costos de hasta 40%; de tal forma que si la propuesta no se ajusta, los fondos puedan ser reubicados en proyec-tos alternativos.

4. Las compañías petroleras nacio-nales asiáticas están decididas a adquirir activos upstream

Existen varias razones por las que la actividad de la estatal petrolera coreana, KNOC, por sus siglas en inglés, atraerá la mayor atención en el mercado internacio-nal. Una es la sed de petróleo y gas de Chi-na, por lo que Corea busca tener acceso a nuevos recursos hidrocarburíferos. Segun-do, las compañías coreanas han depositado su confianza en sus propios equipos geren-ciales y estructuras al momento de comprar activos en el extranjero, en lugar de depen-der de personal experto de otros países. Y tercero, las compañías locales necesitan co-menzar a diversificar sus inversiones.

Muchos analistas piensan que estos fac-tores indican que existe un renovado apeti-to por establecer alianzas en los próximos meses, liderados principalmente por com-pañías chinas, coreanas e indias.

5. Las compañías petroleras se concentran en su negocio, dejan-do la energía alternativa a firmas especializadas

A pesar del cambio climático, el futuro de los combustibles fósiles aún resplandece, lo que sugiere que las compañías de petró-leo y gas no deberán desviar su atención de sus competencias medulares para aprove-char las oportunidades.

Los ejecutivos y políticos esperan que las energías alternativas tomen auge, y

tema de las energías alternativas en ma-nos de especialistas para enfocarse en lo que mejor saben hacer: identificar, producir y procesar hidrocarburos efi-cientemente tanto como sea posible.

reservas de este recurso en el mundo.Uno de ellos es el crecimiento de su eco-

nomía, que está estimulando la demanda de gas y electricidad. El otro factor es la presión sobre los subsidios, que está llevando a los productores a exportar el gas, principalmen-te al mercado asiático, pues así obtienen ma-yores ganancias. Esta situación está creando escasez y la única solución viable, aunque costosa, sería importar gas de Europa.

9. En sus marcas... Listos... Perforen: China compite para explotar sus pro-

pias reservas de gas no convencional.La nueva estrategia de precios está di-

señada para apoyar a China frente a la cre-ciente demanda de gas evitando las impor-taciones y supliendo al mercado local.

Uno de los objetivos del gobierno es pro-ducir shale gas y alcanzar 30 mil millones de metros cúbicos diarios para 2020. No obs-tante, se espera que en el corto plazo el incre-mento en la producción de gas metano en ca-pas de carbón crezca más rápido que el shale gas. Si China incrementa su producción de gas, disminuiría la compra de GNL, que hoy alcanza 7 mil 630 millones de metros cúbicos anuales provenientes de Australia, Indonesia y Malasia. Si los desarrollos de shale gas y gas metano en capas de carbón se concretan en los próximos años, varios importadores de GNL podrían comenzar a negociar contra-tos con productores domésticos.

10. Asia atrae GNL como un imánLa Agencia Internacional de Energía

prevé que la demanda de gas mundial se incremente 41%, a 4,3 trillones de metros cúbicos para 2030. Más de 80% de este aumento vendrá de Asia Pacífico y China específicamente, dada su industrialización y desarrollo de programas de urbanismo.

Esto daría a algunos productores norte-americanos la posibilidad de llevar sus pro-ductos a Asia Pacífico, contribuyendo a la glo-balización de los mercados de gas natural.

aunque los pro-ductores petro-leros están de acuerdo con este concepto, existe la percep-ción de que ese crecimiento sea mas lento de lo que original-mente se pen-saba. Por esta razón un cre-ciente número de productores

están dejando el

6. Compañías líderes buscan la exce-lencia operativa de potenciales socios

Al hablar de acuerdos con compañías petroleras internacionales (IOC, por sus si-glas en inglés), se observa que las petroleras nacionales y los gobiernos de países ricos en petróleo y gas están ampliando su lista de prioridades de gastos más allá de la tec-nología para hacer énfasis sobre la gestión de riesgo y la excelencia operacional. Este cambio se debe en parte, al nuevo paradig-ma sobre el costo social, financiero y am-biental que surgió a raíz del incidente en el pozo Macondo; también se origina en una creciente preocupación por la gestión am-biental entre las naciones.

Las IOC están evaluando con quien tra-bajar, pues los países las presionan para que desarrollen nuevas tecnologías que pongan el recurso en el mercado, mientras que estas alegan que de ello no depende el éxito.

7. Rusia y China se benefician del in-tercambio energético del entorno

Ambas naciones han entrado en una nueva era de cooperación y muestra de ello es la construcción del primer oleoducto que las une. Para Rusia este oleoducto representa una nueva y perfecta oportunidad para hacer negocios, pues vende petróleo y gas al mer-cado asiático. Mientras que para China es de gran ayuda en la diversificación del suminis-tro de crudo, que también garantiza seguri-dad y efectividad en el control de precios.

Esta nueva era de cooperación busca allanar el camino para que otras naciones asiáticas participen en el incremento de la demanda de petróleo y gas de esa región.

8. Carencia en la tierra de abundancia: El Medio Oriente sufre de escasez de gas natural para uso doméstico varios factores inciden en que los países miembros del Consejo de Cooperación del Golfo (GCC, por sus siglas en inglés) carezcan de gas, aún localizándose sobre las más grandes

El crecimiento de las energías alternativas seguirá siendo lento

Planta de gas natural en Shangai, China. (Foto Statoil)


Fugro

Gente

Hermes Aguirre Vargas, Gerente General de Halliburton Colombia, asumió la Presidencia de la Cámara Colom-biana de Servicios Petroleros, CAMPETROL, entidad que agrupa a las empresas nacionales y extranjeras dedicadas al suministro de bienes y servicios al sector de hidrocarburos del país.

Aguirre es Ingeniero Metalúrgico egresado de la Universidad Libre de Colombia, con Equivalencia en Ingeniería Geofísica de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y Máster en Exploración de Recursos Energéticos del Subsuelo también de la UNAM. Con 23 años de trayectoria profesional se ha desempeñado en cargos gerenciales para Halliburton en Argentina, Colombia, México y Houston. También cumplió una etapa importante de su carrera en

la firma Veritas. Previo a su actual posición ocupó la Gerencia Regional para América Latina de Halliburton Software y Service Solutions y Ha-lliburton Consulting. De igual forma, ha participando activamente en asociaciones técnicas y profesionales en los distintos países y regiones en los que le ha correspondido estar. Actualmente es miembro de la Junta Directiva del Capítulo Colombia de Latin American Drilling Safety, LADS.

En Enero de 2009 pasó a formar parte de la Junta Directiva de CAMPETROL, como segundo Vicepresidente, participando activamente en la iniciativas y programas desarrollados por la Cámara. Su compromiso y responsabilidad ahora como primera figura del organismo es mayor, acorde con el reto de propiciar el desarrollo y crecimiento sostenible del sector que representa.

Campetrol

Ecopetrol Marine Well ContainmentE l Ingeniero de Petróleos, Héctor Cas-taño Aristizábal, fue ratificado como Vi-cepresidente de Producción de Ecopetrol, luego de realizarse un riguroso proceso de selección.

El nuevo Vicepresidente es egresado de la Universidad Nacional de Colombia y tiene una especialización en alta gerencia de la Universidad Surcolombiana de Neiva.

Ingresó a Ecopetrol hace 23 años como ingeniero de yacimientos a la Gerencia Catatumbo Orinoquía y desde entonces ha ocupado di-ferentes posiciones en las gerencias regionales de producción Central, Sur y Magdalena Medio.

Su principal reto es continuar adelante con los planes que tiene la empresa para que la producción crezca 12% anual hasta el año 2015, y de esa manera alcanzar la meta de producción de un 1 millón de barriles limpios y de 1,3 millones en 2020.

Marine Well Containment Company anun-ció la conformación de su equipo gerencial. El compromiso de esta organización sin fines de lucro e independiente, fundada el año pasado por ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips y Shell, es proporcionar equipos de respuesta rápida en materia de control de pozo para contener un potencial incidente en las aguas

geofísica, fue nombrada Presidenta de Fugro Gravity & Magnetic Services, empresa líder en productos y servicios para la industria de la exploración de petróleo y gas.

Farquhar ha estado con Fugro durante más de una década, incluyendo nueve años como Gerente de Fugro Airborne Surveys en Missis-sauga, Ontario, Canadá. Recientemente, se desempeñó como represen-tante en Houston de Fugro Electro Magnetic, una parte del acuerdo de cooperación con la unidad Electromagnetic Geoservices de Fugro.

Ella es miembro de la Canadian Exploration Geophysical Society y la Society of Exploration Geophysicists (SEG). Farquhar obtuvo tan-to la licenciatura en Geofísica como la maestría en Geofísica y Física en la Universidad de Toronto.

Fugro Gravity & Magnetic Services forma parte de Fugro, que cuenta con más de 14.000 empleados y opera en más de 50 países. Fugro ofrece servicios avanzado en levantamientos sísmicos, oceano-gráficos, meteorológicos y de posicionamiento. Asimismo interpreta y procesa datos recolectados en mar, tierra y aire.

Marty Massey

profundas del Golfo de México.Marty Massey, fue designado Chief Executive Officer. Anterior-

mente se desempeñó como Gerente de Intereses Comunes de ExxonMo-bil Production Company en EE.UU. El liderará el equipo gerencial y las operaciones de la compañía, desde la sede en Houston. “Nuestro objetivo es asegurar que la disponbibilidad operacional del sistema de respuesta de contención de pozo sea permanente para facilitar el despliegue rápi-do a fin de responder en caso de que se requiere”, dijo Massey.

Dan Smallwood, ex Gerente de operaciones en el Golfo de México y Louisiana de ConocoPhi-llips, fue nombrado Director de Operaciones.

Astley Blair, ex oficial de Finanzas de Che-vron Global Supply and Trading fue designado Chief Financial Officer.

Charles Miller, ex Vicepresidente de Produc-ción, Shell Brasil Ltda., fue sido nombrado Chief Te-chnology Officer.

Carmine Dulisse, anteriormente Gerente de Seguridad y Preparación de Emergencia y Respues-tas de ExxonMobil Deve-lopment Company, fue designado Director de Salud, Seguridad y Ambiente (HSE).

Marine Well Containment está trabajando de cerca con las operadoras del Golfo de México

para fomentar su participación. Además de las empresas fundadoras, BP también es miembro de la organización.Emily Farquhar, quien tiene más de 30 años de experiencia en

Astley Blair

Carmine Dulisse

Dan Smallwood

Charles Miller


Estará operativo a finales de Marzo para atender los requerimientos en servicios avanzados de procesamiento de datos sísmicos en tierra y mar de la creciente industria de exploración del país

ION abre nuevo Centro de Procesamiento de Datos Sísmicos en Brasil

El grupo de soluciones de imágenes GX Technology, perteneciente a ION

Geophysical Corporation, abrirá un nuevo centro de procesamiento de datos sísmicos en Río de Janeiro, Brasil.

A través del nuevo joint venture GX Tech-nology Processamento de Dados Ltda., GXT y Bratexco, ofrecerán servicios de representa-ción avanzada de imágenes, combinando las fortalezas tecnológicas de GXT con los am-plios conocimientos de Bratexco sobre la in-dustria de energía brasileña.

Los mas recientes descubrimientos en Brasil, incluyen a Lula (anteriormente Tupi) y Cernambi (Iracema), que se estima conti-nenen en conjunto más de 75 mil millones de barriles de petróleo, que se sumarán a la actual producción diaria del país, estimada

en 2 millones de barriles de petróleo. El nuevo centro permitirá satisfacer las

necesidades de la industria de energía de rá-pido crecimiento de Brasil, mediante una amplia gama de servicios avanzados de pro-cesamiento de datos sísmicos en tierra, mar, utilizando cables en el fondo marino (OBC) y datos de la zona de transición, con énfasis inicial en 3D. La variedad de servicios incluye el condicionamiento de datos, atenuación del ruido y eliminación múltiple, la construcción del modelo de velocidad y el estado del arte en algoritmos de representación de imagen, tales como Reverse Time Migration (RTM), propiedad de GXT.

El centro está equipado con el hardware más reciente en servidores basados en Linux e incorpora un staff de geofísicos brasileños

expertos en la aplicación de técnicas de pro-cesamiento de datos de alta calidad y flujos de trabajo.

“La representación de imágenes de las complejas cuencas del pre-sal de Brasil re-quiere la aplicación de las técnicas más avan-zadas y profundas, tales como RTM y TTI para la construcción del modelo de velocidad anisotrópico.

GXT tiene una amplia experiencia en Brasil, donde ha procesado más de 42.000 km de datos costa afuera como parte del programa BrasilSPAN™ de ION, que varias operadoras de E&P están utilizando en sus programas de exploración en las cuencas de Campos y Santos”, dijo Nick Bernitsas, Vi-cepresidente Senior del grupo GXT Imaging Solutions de ION.

Adquisición de datos y de navegación en tiempo real para el control flexible de la flota de embarcaciones

TriggerFish 1.7 de Sercel

Sercel, fabricante de innovadores equi-pos de sísmica, lanzó un versión nueva

y mejorada de TriggerFish™, un sistema de adquisición de datos y de navegación en tiempo real para el control flexible de la flo-ta de embarcaciones distribuidas, durante la adquisición de levantamientos sísmicos en la zona de transición, con cables de fondo ma-rino (OBC, por sus siglas en inglés), nodos y líneas de arrastre 2D.

Desde su despliegue en campo a fina-

les de 2010, TriggeerFish 1.7 ha permitido a los clientes beneficiarse de características que incrementan la productividad tales como grabadores y disparadores múltiples, comuni-caciones de radio avanzadas y sincronización de la flota. La función de embarcaciones múl-tiples del sistema es escalable para permitir un máximo de cuatro embarcaciones por enlace de radio, proporcionando una mayor flexibili-dad y productividad.

Posee características adicionales de se-

guridad a través de una funcionalidad de mapeo mejorada que incluye el Sistema de Alarma de Proximidad e Incursión de Zona. Estas características de seguridad sin prece-dentes, están integradas en TriggerFish 1.7 y disponibles para toda la flota de embarca-ciones sin necesidad de recurrir a módulos adicionales costosos.

También ofrece importantes ventajas operativas, tales como la menor necesidad de operadores, lo que reduce los costos de las operaciones; y mayor alcance de la red de radio lo que permite diseñar levantamientos más avanzados, usando modelos de receptores de fondo marino más grandes, líneas sísmicas más largas y offsets de amplio acimut.

“Triggerfish 1.7 es ideal para nuestras operaciones de la Zona de Transición, dada la facilidad de usar el sistema, los mínimos requi-sitos de hardware y la relación costo-eficiencia por unidad, lo cual es particularmente impor-tante cuando se consideran flotas de múltiples embarcaciones”, comentó Hugh Shields, Manager de OBC y Zona de Transición de Geokinetics.

Una función escalable permite hasta cuatro embarcaciones por enlace de radio, proporcionando mayor flexibilidad para aumentar la productividad

Warehouse


Calendario 2011MARZO

ABRIL

04 - 08 – III Congreso Cubano de Petróleo y Gas - La Habana, Cuba - www.cienciasdelatierra.com

04 - 08 – IADC/SPE Managed Pressure Drilling & Underbalanced Operations Conference & Exhibition - Denver, USA - www.iadc.org

05 - 06 – SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2011

05 - 07 – Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition - Cartegena, Colombia - www.cwccolombia.com

06 - 08 – Automatisa 2011 - Bogotá Colombia -www.feria-automatisa.com

06 - 08 – AAPG Annual Convention - Houston, USA -www.aapg.org/houston2011

10 - 12 – Global Power Markets Conference - Las Vegas, USA -www.platts.com

1 1- 13 – SPE International Symposium on Oilfield Chemistry - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ocs/2011

12 - 14 – AADE National Technical Conference and Exhibition - Houston, USA - www.aade.org/ntce

12 - 15 – Rio Gas Forum 2011 - Río de Janeiro, Brasil -www.cwcriogas.com

14 - 15 – XIV Congreso Anual de Naturgas - Cartagena, Colombia -www.naturgas.com.co

07 - 11 – CERAWeek 2011 - Houston, USA - www2.cera.com/ceraweek2011

13 - 17 – NACE Corrosión 2011 Conference & Expo - Houston, USA - events.nace.org/conferences/c2011

14 - 17 – World Heavy Oil Congress 2011 - Edmonton, Canadá - www.worldheavyoilcongress.com

20 - 22 – NPRA 2011 Annual Meeting - San Antonio, USA -www.npra.org

21 - 23 – SPE Americas 2011 E&P HSSE - Houston, USA -www.spe.org/events/hsse/2011

21 - 24 – 25th Gastech Conference and Exhibition - Amsterdam, Países Bajos - www.gastech.co.uk

27 - 29 – 2011 International Petrochemical Conference - San Antonio, USA - www.npra.org

Análisis avanzado de datos microsísmicos y modelado de fracturamiento hidráulico condiciona-do a la sísmica para la exploración y producción de

petróleo y gas no convencional

Geomodeling lanza AttributeStudio™ 7.0

Geomodeling Technology Corp., un proveedor líder de software de modelado a escala cruzada y análisis sísmico para la indus-

tria del petróleo y de gas, desarrolló una nueva versión de Attribu-teStudio™, su última generación de software de interpretación de atributos sísmicos.

AttributeStudio 7.0 incluye herramientas avanzadas para el análisis de datos microsísmicos como el modelado de fractura hidráulica y una mejorada correlación estratigráfica de atributos sísmicos, que permiten

crear una suite innovadora para caracterizar plays no convencionales.

La versión también in-cluye la filtración del análisis de componentes principales y la ampliación del conjun-to de algoritmos filtrados, orientados por estructura, que reducen el ruido y al mismo tiempo preservan la estructura geológica. Attri-buteStudio 7.0 sigue lide-rando el estado del arte en

la generación, visualización, calibración, clasificación e interpretación de atributos sísmicos, para computadores de escritorio y portátiles de Microsoft Windows.

Puede importar, visualizar y correlacionar datos microsísmicos jun-to a la sísmica convencional y datos de registro de pozos, dentro de visualizadores interactivos 2D y 3D. Los usuarios pueden correlacio-nar fácilmente datos microsísmicos cross-plot con datos de atributos sísmicos para identificar las tendencias en los patrones de fractura.

Permite generar modelos de fracturamiento hidráulico condiciona-do a la sísmica, lo que constituye una poderosa herramienta para co-rrelacionar los atributos sísmicos y microsísmicos para la estimulación de la producción en formaciones de esquisto.

AttributeStudio 7.0 también incluye la optimización del registro de pozo estratigráfico y de los algoritmos de correlación basados en regre-sión, que permiten la generación de mapas de atributo del yacimiento.

“La adquisición de datos microsísmicos se está expandiendo a un ritmo rápido ya que el crecimiento continúa en plays de petró-leo y gas no convencionales. Trabajamos estrechamente con nues-tros clientes para desarrollar las peculiaridades que necesitan para analizar y correlacionar este nuevo tipo de datos y estamos muy orgullosos de nuestra nueva capacidad de modelado de fractura hi-dráulica condicionado a la sísmica”, dijo Mark Klingbeil, CEO de Geomodeling Technology.

Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve


A m e . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 9

A r e a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3

Colombia Oil And Gas Summit &Exhibiton....2

FireSchool de Venezuela..........................15

Fugro Jason............................................11

Hal l ibur ton. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C . P.

Innovatech Strategic Solutions..........13

LHR Amer icas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

Petroleum..... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 y C.P.I.

S c h l u m b e r g e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. I .

Seismic Equipment Solutions.. . . . . . . . . . .9

S u g a c a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 4

Te j a s Tu b u l a r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Wa b a s h Po w e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 2

Los subsidios terminan siendo perversosÚltima Página

Por Álvaro Ríos Roca*

MARZO 2011 / No 254 / Petroleum

ANUNCIANTES

Venezuela, subsidia fuertemente los combustibles para su mercado in-

terno. Tiene las reservas más grandes de petróleo y aún ostenta buena producción (pero declinando), por lo que todavía puede darse el lujo de subsidiar la gasolina y diesel que cuestan entre 0.03 y 0.05 US$/lt., 15 a 20 veces menor que los precios internacio-nales. “Los vehículos sólo tienen costo fijo”. Por supuesto, “que viva el derroche, adiós la eficiencia energética y contaminemos más el planeta”, parecería ser el lema.

Pero, ¿quién se beneficia más de esta co-yuntura? Por supuesto los que más tienen, aquellos con dos o tres coches en casa, que viajan constantemente en avión, los indus-triales, los que tienen saunas, etc., etc. Pon-gámoslo a revés. El que menos tiene, el que anda en bus, etc., termina subsidiando al que más tiene, en términos reales económicos. Del mismo cuero salen las correas, dicta el adagio popular. Además, por supuesto, se tie-ne un serio contrabando hacia Brasil y Co-lombia, subsidiando también a los vecinos.

En gas natural la situación se le pone cada vez más comprometedora a Venezue-la. Con precios internacionales bajos de GNL -léase gas no convencional en USA-,

le es más complicado subsidiar una crecien-te demanda interna que tiene precios muy bajos y que debe abastecer prioritariamen-te. Los proyectos de exportación de gas o no andan del todo o andan bastante mal. Por eso Venezuela se ha visto obligada a te-ner que importar gas de Colombia. ¿Cómo es posible que el país con las reservas más grandes de gas de América Latina, futuro integrador de anillos por nuestras costas, no pueda abastecer ni su mercado interno? La economía de subsidios pasa su factura en al largo plazo y los subsidios termina siendo perversos. ¿Se incrementará la importación de gas en Venezuela? Esa es la pegunta que muchos se hacen.

La situación de Argentina es cada vez más compleja. La diferencia entre exporta-ción e importación de energía era de 6.000 MMUS$ en 2006. En 2010 esta diferencia fue de aproximadamente 2.000 MMUS$. ¿De exportador a importador? Los bajos precios (subsidios) al gas y las restricciones de exportaciones han hecho que la produc-ción disminuya notablemente. Mientras se remunera un promedio de 2 US$/MMM-BTU a la producción interna, se importa con precio entre 6 y 17 US$/MMBTU con GNL o desde Bolivia. Las importaciones de diesel y gasoil son cada año más grandes, y por su puesto se vende a precios subsidiados para la generación de energía eléctrica. Las distorsiones tendrán que ser resueltas tar-de o temprano y el golpe social será duro. Mientras, los más necesitados subsidiaron a los que menos lo necesitan.

La situación de los subsidios en Ecua-dor es también compleja. Los precios de la gasolina y el diesel están entre 0,20 a 0,28 US$/lt., casi cuatro veces menos que los precios internacionales. Exporta petróleo pero importa gasolina, diesel y GLP. En tér-minos reales exporta 100 en bruto e impor-ta 50 en refinado. La constante es la misma, los más beneficiados de los subsidios son los que más tienen, además de un notable con-trabando hacia Colombia y Perú.

En Bolivia se acaba de frustrar un sin-ceramiento de precios de los hidrocarburos.

Se pretendió subir de golpe gasolina y die-sel de 0,50 US$/lt. a casi 0,90 US$/lt. Un incremento de casi 80%. ¿Un golpe social? La situación en Bolivia es muy compleja. Se está importando cerca del 60% del diesel que se consume y en 4 años más se impor-tará casi el 100% con una factura cercana a los 1.000 MMUS$/año.

Estas importaciones representan entre 45% a 65% de lo que se recauda en im-puestos por las exportaciones de gas a Bra-sil y Argentina. La exploración en líquidos, fruto de los subsidios y de altos tributos en boca de pozo, está casi paralizada. Algo que duele mucho, es que el diesel importado a 110 - 120 US$/bbl, se nacionaliza, subsidia y sale casi inmediatamente por las múltiples fronteras, donde el precio es entre dos a tres veces más. Lo mismo ocurre con la gasolina y el GLP que se producen internamente.

En Bolivia una familia clase media alta tiene 2 vehículos. Cada vehículo consume 60 US$/mes promedio. El subsidio (casi 100%) por lo tanto es de 1.440 US$/mes. Imagínense las familias que tienen 3 o 4 vehículos. El precio del gas natural para la industria es de 1,70 US$/MMBTU, el segundo más bajo de la región después de Venezuela, beneficiando segmentos indus-triales. Cómo se repondrán estas reservas con esos precios en el futuro. Por ahora los subsidios vienen de la exportación de gas. Y si esta se acaba o disminuye notablemen-te por precios o volúmenes?.

A manera de conclusión. Perú, Para-guay, Brasil, Uruguay y Chile practican pre-cios internacionales en su mercado interno. La economía peruana crece desde hace una década que da miedo y con muy baja in-flación. Casi lo mismo ocurre con los otros países citados. Sus economías y exportacio-nes son competitivas con precios de energía internacionales. Será esto una prueba que los subsidios terminan fomentando la in-eficiencia, la competitividad y siendo más favorables para los que más tienen?

Los países subsidian los hidrocarburos con muy buenas intenciones y protegiendo al pueblo. Pero no se dan cuenta que los mismos, generalizados, en el largo plazo, son muy perversos y van contra la eficiencia y favorecen menos a

los que más necesitan. Por eso, el subsidio debe tratar de ser focalizado y debe tener tiempo de duración

* Actual Socio Director de Gas Energy y DI International. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.

marzo 2011 - petroleum 254

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