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Octubre 2014
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Generación de energía en campos offshore
2° Simposio de ExploradoresESCENARIO TECNOlOgíAESpECIAl
¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana?
Colombia 2014
Bogotá • Noviembre, 04 - 07
Revista Oficial
INTERVIEW
Germán Espinosa
3Octubre 2014 / Petroleum 297
Octubre 2014Año 30, Nº 297
Portada:Instalaciones de la empresa mixta
Petroboscán en el campo Boscán, de crudo pesado, situado 40 km al suroeste de
Maracaibo, estado Zulia (Foto: Mirna Chacín)
@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com
IN SITU
REFINACIÓN
LMKR presentó nueva versión de GeoGraphixLa actualización 2014 de la avanzada herramienta de interpretación geológica ofrece nuevas técnicas de visualización 3D y mapeo que mejoran la comprensión del yacimiento, así como capacidades de planificación rápidas y fáciles de usar, ahora también en campos no convencionales
SECCIONESCUADRANTEWAREHOUSEGENTECALENDARIOÚLTIMA PÁGINA
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INTERVIEWGermán Espinosa se despide de la industria petrolera colombianaTras 43 años de servicio y contribución al crecimiento de la industria, tomó la decisión de pasar a retiro para emprender un nuevo ciclo de vida cuyo eje es la familia
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ESPECIAL¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana? México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente al poner fin a 76 años de monopolio estatal del petróleo y el gas
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COFLU&CEMPO Colombia
DuPont presentó su línea de Tecnología de Protección
La organización del Primer Congreso Colombiano de Fluidos, COFLU&CEMPO, avanza. El 20 de Agosto se realizó en Bogotá la conformación de su Junta Directiva y Comités Técnicos
La empresa líder en innovación mostró recientemente en Bogotá sus prendas de protección personal, incluyendo algunas de las marcas más reconocidas en la industria
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E&PPetrobras declara la comercialidad de áreas de la Cesión Onerosa
Pdvsa y Rosneft fortalecen alianzas para extracción de gas
Nueva base de PMI Energy Services en Louisiana
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Primer Foro del Agua en la Industria Petrolera Colombiana
I Simposio Latinoamericano Talento Humano y Gestión del Conocimiento
2nd. Latam Oil&Gas Summit
Summer NAPE Expo 2014
En su misión de realizar operaciones respetuosas con el medio ambiente, Cepcolsa realizó el 22 de Agosto una actividad especial en pro de la preservación del recurso hídrico
La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe-Arpel, reunió a más de 120 especialistas con el fin de promover el crecimiento del capital humano, intelectual y organizacional de la industria en la región
El evento organizado por BNamericas se centró en los cambios regulatorios que se están produciendo en el sector de petróleo y gas
Del 20 al 22 de Agosto se realizó en Houston la más grande exhibición para el mercado upstream de E&P
ESCENARIO2° Simposio de ExploradoresDel 27 al 29 de Agosto se celebró en Bogotá la segunda versión del encuentro organizado por la Sociedad Colombiana de Geología para debatir sobre los actuales temas que dificultan la exploración de hidrocarburos y minerales
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ICG brinda consultoría especializada al Proyecto ReficarIndustrial Consulting Group da soporte al proceso de Precomisionamiento, Comisionamiento, Arranque (PCS) y Entrenamiento del proyecto de ampliación de la Refinería de Cartagena
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TECNOLOGÍADesafíos de la generación de energía en campos de petróleo pesado offshoreMichael Welch, Gerente de Marketing Petróleo y Gas, Turbomaquinaria Industrial, Siemens
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Contenido
El equipo de LMKR en el lanzamiento de GeoGraphix® 2014 en Bogotá
México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente
La turbina de gas Siemens SGT-500 - de 15 a 20 MW de potencia
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4 Octubre 2014 / Petroleum 297
www.petroleumag.com
OFICINASCENTRALCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local OficinaMaracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261) 783 0389E-mail: info@petroleum.com.ve
CARACASEsteban R. Zajia / Marketing ManagerTerraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador,Transversal A-1, Qta. Mabel, CaracasTel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900ezajia@petroleum.com.ve
COLOMBIAFabiola Villamizar / Marketing ManagerCalle 114A, No. 19A-05. Bogotá - ColombiaTel: (+57 1) 742 8002, ext. 122. Cel: (+57 317) 512 6905fvillamizar@petroleum.com.ve
USA Ricardo J. Soto / Global Marketing Director5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162rsoto@petroleumag.com
ECUADORCésar Guerra N. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: (59 32) 244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624
Jorge Zajia, Editor
PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos.El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988
EDICIóNJorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.veZulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.veHeglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.veAna Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.veLaura Albarracín, Redactoralalbarracin@petroleum.com.ve
COORDINACIóN GENERALMireille Socorromsocorro@petroleum.com.ve
PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve
ADMINISTRACIóN Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve
CIRCULACIóN Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve
SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414) 629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve ASESORES EDITORIALESEdmundo Ramírez / TecnologíaAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. González / Gas Natural
CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com
Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela
Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo
Copyright©2013Reservados todos los derechos. All rights reserved
Cornisa
“La edad de piedra no terminó porque se acaba-
ron las piedras”. Esta manida frase se le atribuye
a Ahmed Zaki Yamani (La Meca, 1930), quien du-
rante un cuarto de siglo, de 1962 a 1987, copó la
escena petrolera mundial, primero como Ministro
de Petróleo del reino de Arabia Saudí y luego como
Presidente de Saudí Aramco, la empresa petrolera
más grande del mundo, y Secretario General y Pre-
sidente de la Organización de Países Exportadores
de Petróleo, OPEP.
El Jeque Zaki Yamani tuvo una gran influencia
en el desarrollo de la industria petrolera de nuestros
días y, gracias a la seguridad en sí mismo, a su talen-
to para la estrategia y las negociaciones, contribuyó
notablemente al aumento de los precios del petró-
leo en 1973-1974, que convirtieron a Arabia Saudí,
con el 30% de las reservas mundiales probadas en
ese momento, en una superpotencia económica. Esa
gran influencia la utilizó también para liderar las
exigencias de los países de la OPEP en su propósito
por lograr una mayor participación y el control ab-
soluto de su industria petrolera.
Eran otros tiempos y todavía subyace en la
memoria como las famosas “Siete Hermanas”
(frase creada por Enrico Mattei para referirse a
las compañías que monopolizaban el mercado
mundial del petróleo: Exxon, Shell, BP, Mobil,
Chevron, Gulf y Texaco), empresas que operaban
como un cartel que mantenía muy bajos los pre-
cios del oro negro y la lucha tenaz de los países
productores para obtener un precio justo por su
valioso recurso. La creación de la OPEP en 1960
y la ola de nacionalizaciones que se concretaron,
en su mayoría, en la década de los 70´s, son el
resultado más visible de esa etapa de la historia.
Vale la pena recordar la angustia que generó la
certeza del agotamiento dramático de las reservas
mundiales de hidrocarburos -según el pronóstico de
universidades e institutos de investigación y hasta
de la propia agencia de inteligencia de Estados Uni-
dos, la CIA-, lo cual ocurriría apenas llegara el Siglo
XXI; o sea en el lejano ya año 2000, lo que desper-
tó la necesidad imperiosa de ahorrar y desarrollar
fuentes alternas de energía.
El aumento sostenido de los precios de los hi-
drocarburos -con una caída severa, pero coyuntu-
ral a finales de los 90´s-, estimuló el desarrollo de
nuevas tecnologías que han permitido monetizar
reservas de petróleo y gas, que jamás se hubiesen
podido desarrollar en un escenario de precios ba-
jos. Los gigantes descubrimientos costafuera y, más
recientemente, la producción de petróleo y gas de
las formaciones no convencionales (lutitas), han
contribuido a que en la actualidad exista una so-
breoferta del preciado carburante y que el mundo
se sienta seguro de contar con una fuente de energía
relativamente abundante, y realmente no tan bara-
ta, pero accesible al bolsillo de la gran mayoría de
los consumidores.
Estamos tratando de justificar y comprender
la realidad del negocio petrolero en la actualidad,
porque en el ambiente se percibe que ha habido una
desaceleración de la febril actividad de exploración
y producción de petróleo y gas, a la que existía un
lustro atrás. No es una caída brusca como la de ci-
clos anteriores de subida y bajada de los precios,
sino una situación más suave, que podría ser la con-
secuencia directa de una sobre oferta del recurso,
combinado con un cambio sostenido, sutil e imper-
ceptible, del patrón de consumo de energía.
La evolución de la humanidad es una constante
vital. El progreso y desarrollo de nuevas y mejores
formas de vida es indetenible. Esos nuevos estados
del comportamiento humano, con una marcada
influencia espiritual y filosófica ajena en el pasado
reciente, incide en un ahorro y reducción del consu-
mo de bienes y servicios. Si bien es creciente e inde-
tenible la masa humana que accede al consumo de
energías “nobles”, bien vale la pena incorporar a la
ecuación energética global el consumo per cápita.
Es casi evidente que este consumo individual
tiende hacia la baja. Hoy, por ejemplo se tiene más
conciencia de la necesidad de ahorrar electricidad
y gasolina. La alimentación, el vestuario y los bie-
nes de consumo en general, se han optimizado.
Esta tesis puede parecer temeraria, pero ha-
bría que conceptualizarla en un escenario distinto
al actual, donde la industria energética en general
y en particular la industria petrolera, están diseña-
das para atender una demanda futura basada en la
incorporación de mayor cantidad de personas con
un patrón de consumo de energía tal y como lo es
en la actualidad, sin tomar en cuenta que, aunque
el consumo de energía va a seguir en ascenso, lo va
hacer a una tasa individual menor que la actual.
En conclusión, a la luz de los recientes des-
cubrimientos de hidrocarburos a nivel mundial,
parafraseando a Yamani podemos decir “Que la
era del petróleo no se va a terminar porque se
acabe el petróleo”.
6 Octubre 2014 / Petroleum 297
INDICE DE ANUNCIANTES
www.winsted.com
www.gruposugaca.comwww.slb.com
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Nuevos Ministro de petróleo y Minería y presidente de pdvsa
Asdrúbal Chávez asumió como Ministro de Petróleo y Minería de Venezuela, en
reemplazo de Rafael Ramírez, quien pasó a ser Canciller de la República y comandará la Vicepresidencia de Soberanía Política, que tiene como misión la transformación del Estado.
Chávez es ingeniero químico egresado de la Universidad de Los Andes en 1979 y comenzó su carrera en la industria en el pro-yecto de expansión de la refinería El Palito.
En 1989 fue asignado a la empresa UOP, en Estados Unidos, para realizar una especialización en procesos. En 2001 fue nombrado Gerente de Recursos Humanos de Bitúmenes del Orinoco pasando luego a formar parte de la junta directiva de la empresa. En 2003 fue nombrado Director
Asdrúbal Chávez, Ministro de Petróleo y Minería de Venezuela
Eulogio del Pino, Presidente de Petróleos de Venezuela
Ejecutivo de Recursos Humanos de Pdvsa.En 2004 fue designado Director Ejecuti-
vo de Comercio y Suministro de la petrolera estatal y en 2005 Director de Pdvsa y de Citgo. También fue representante de dife-rentes filiales y empresas mixtas vinculadas a la estatal venezolana.
En 2007 fue nombrado Vicepresidente de Refinación, Comercio y Suministro de Pdvsa, y en 2009 Viceministro de Petroquímica.
Nuevo Presidente de PdvsaEulogio del Pino fue designado como
nuevo Presidente de Petróleos de Venezuela.
Del Pino, quien desde 2005 ejerció como
Vicepresidente de Exploración y Producción
de la estatal petrolera venezolana, es inge-
niero geofísico graduado en la Universidad
Central de Venezuela, UCV, en 1979, con
maestría en Exploración en la Universidad
de Stanford en 1985.
Inició su carrera profesional en la filial
de Investigación y Desarrollo Intevep, donde
permaneció desde 1979 hasta 1990, cuando
comenzó a trabajar con una empresa esta-
dounidense. A su regreso al país se reintegró a
Pdvsa donde ha ocupado distintas posiciones
en el área de Exploración y Producción.
Desde 2005 es miembro de la Junta Di-
rectiva de Pdvsa, desempeñándose también
como Presidente de la Corporación Venezo-
lana de Petróleo.
El Presidente de Venezuela Nicolás Madu-
ro destacó el rol desempeñado por Ramírez,
quien estuvo 12 años al frente de la política
petrolera de la Revolución.
Asdrúbal Chávez está ahora al frente del Menpet. Eulogio Del Pino reemplazó a Rafael Ramírez como
Presidente de la petrolera estatal venezolana
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8 Octubre 2014 / Petroleum 297
Cuadrante
Pemex inició su reestructuración interna a fin de aprovechar las herramientas que le ofrece la Reforma Energética y contar con una estructura más ágil, flexible y eficiente. La empresa contará con dos subsidiarias: una de Exploración y Producción y otra de
Transformación Industrial. Asimismo, se anunció la creación de tres filiales que fortalezcan las actividades sustantivas para el desarrollo de Pemex: una de Perforación, que prestará servicios a los nuevos actores de la industria; otra de Logística y Transporte, para ofrecer servicios de manera competitiva y confiable, y una para la Cogeneración de Energía Eléctrica para colocar los excedentes en el mercado nacional, en coordinación con la Sener y la Comisión Federal de Electricidad, CFE.
Petrobras comprobó la extensión del descubrimiento de gas y petróleo ligero en el área de Moita Bonita de la Concesión BM-SEAL-10, Cuenca de Sergipe-Alagoas, con la perforación del pozo Moita Bonita 3 (3-BRSA-1244-SES / 3-SES-182). El pozo se localiza a 82
km del litoral de Sergipe, a unos 5 km del pozo descubridor Moita Bonita 1-BRSA-1088-SES (1-SES-168) y a una profundidad de agua de 2.790 metros. Durante la perforación se constató la existencia de reservorios con espesor de 40 m, con buenas condiciones de per-meabilidad y porosidad. Una prueba de formación confirmó la presencia de petróleo de 41ºAPI y la buena productividad del reservorio. Petrobras es la operadora de BM-SEAL-10, con 100% de participación.
Canacol informó que el pozo Palmer 1, el primero del programa de tres pozos de exploración de gas en el contrato de E&P Esperanza en la cuenca del Valle Magdalena Inferior, probó 15.5 millones de pies cúbicos estándar de gas seco por día (2.730 boepd). Tras
completar la prueba de flujo para determinar la capacidad final de entrega del reservorio, el pozo se unirá a la facilidad de procesamiento y transporte de gas operada por la compañía en Jobo. La Compañía tiene identificadas 2 locaciones siguientes para evaluar y desarrollar el descubrimiento Palmer a principios de 2015, una vez haya realizado el programa de perforación de exploración en Esperanza, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Fugro, la compañía de servicios de recopilación, procesamiento e interpretación de datos geológicos más grande del mundo, ganó un contrato de Pemex para realizar un survey geofísico multi site y geotécnico offshore. Dicho estudio fue adjudicado a Fugro México
en conjunto con sus asociados Constructora Subacuática Diavaz, S.A. de C.V. Estas actividades apoyarán el diseño y/o instalación de plataformas, oleoductos, jackups e instalaciones de aguas profundas. El valor total del contrato es de US$31,5 millones, y todo el trabajo que inició en Septiembre de 2014 deberá culminar en Mayo 2015.
Kerui Colombia impuso un nuevo récord de Tiempo no productivo (TNP) en jornadas de perforación. La empresa reportó que en el primer semestre de 2014 el pozo Z103H –un proyecto de perforación realizado para Party A en el sur de Colombia- finalizó sin
inconvenientes. Los períodos de perforación, finalización y construcción del pozo fueron de 12,35, 22 y 28 días, respectivamente. El TNP se redujo a 2.5 horas, sobre la base del TNP previo del pozo, de 5.5 horas. Desde 2010 el proyecto se había topado con muchos problemas, y mediante medidas orientadas a mejorar efectivamente la organización de la producción y la operación del proyecto, se logró cumplir el objetivo.
Sierra Oil & Gas, la primera empresa privada mexicana de exploración y producción de hidrocarburos, anunció que obtuvo US$525 millones de tres fondos de capital privado: Riverstone Holdings y EnCap Investments, de Estados Unidos, e Infraestructura Insti-
tucional, de México. Las inversiones de Sierra estarán enfocadas principalmente en las oportunidades que puedan detectar en las áreas de exploración, desarrollo y optimización de producción petrolera relacionadas con la reforma energética. Cada uno de los tres inver-sionistas tiene la opción de duplicar el capital comprometido a Sierra una vez que el monto inicial haya sido invertido en su totalidad.
YPF descubrió petróleo y gas convencional en bloque denominado “Los Perales” en la provincia patagónica de Santa Cruz, con un potencial de producción diaria de 200.000 metros cúbicos de gas y 370 barriles de petróleo. El pozo alcanzó una profundidad de
2.770 m. YPF es la principal productora de hidrocarburos de Argentina, con una participación que supera el 35% del mercado local de petróleo y gas. En Santa Cruz la producción diaria de la empresa de gas creció 15,2% en el segundo trimestre de 2014 respecto al mismo periodo de 2013, mientras la de petróleo creció 3,7%.
Petrobras recibió el premio a la Mejor Empresa de Petróleo y Gas en la 14ª edición del Anuario Valor 1000, otorgado por el diario Valor Económico, que elige las mejores empresas en 26 sectores de la economía brasileña. El ranking presenta anualmente las mil
empresas más grandes de Brasil por ingresos netos. La selección de ganadores se realiza de acuerdo a criterios de rendimiento tales como rentabilidad, liquidez, crecimiento sostenible, beneficio y creación de valor. Entre 2014 y 2018, el Plan de Negocio y Gestión de Petrobras prevé una inversión total de US$220.6 mil millones, lo que duplicará la producción en el país de 4,2 millones de bpd a 5,2 millones de bpd en 2020, incluida la producción de sus socios y la perteneciente al Gobierno Federal.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos –YPFB, se ubicó como la segunda empresa petrolera con mayor utilidad en América Latina, en el ranking de América Economía. La mejor en términos de utilidades con respecto a las ventas fue Petroecuador, con 38%. La
ubicación de la petrolera boliviana, con el 23%, superó a Ecopetrol (21%); Pdvsa (17%); Petrobras (7,7%) y YPF de Argentina (5,7%). Por la comercialización de gas natural durante 2013, YPFB se ubicó en la posición 88 del ranking de ventas de la revista, avanzando 45 escaños con relación al estudio de 2012.
10 Octubre 2014 / Petroleum 297
In Situ
Expertos de LMKR presentaron el 27 de Agosto en Bogotá lo nuevo de GeoGra-
phix® 2014, el módulo GeoGraphixPRO diseñado para incorporar herramientas que ayudan a reducir tiempos y costos en la toma de decisiones.
César Bolívar, Vicepresidente de Ventas para América Latina de LMKR-GeoGra-phix, tuvo a su cargo la apertura de la reu-nión con los clientes, en la que compartió información sobre la empresa, actualmente presente en 19 países, incluyendo Colom-bia a través de Asesoría en Ingeniería de Petroleos-AIP. Carlos Yáñez, Líder Téc-nico de Asistencia al Cliente de LMKR-GeoGraphix, dijo que GeoGraphix® 2014 ofrece la integración más estrecha entre el geólogo y las interpretaciones geológicas y geofísicas. Entre otras características, la herramienta mejora la precisión del cono-cimiento del yacimiento a través del mode-lado de superficie sellada. Permite realizar análisis de registros de pozos múltiples con capacidades de ecuaciones definidas por el usuario y visualizar superficies, pozos, diagramas sísmicos y diagramas de cercas en un entorno dinámico en 3D.
Lo nuevo de GeoGraphixLMKR Volume Attribute: Herramienta
de cálculo de atributos de volumen para los estudios sísmicos 3D. Incluye atributos de tiempo (Sample, Windows y Hillbert) como atributos de frecuencia de curvatura, geométricos y CAPS basados en una técnica patentada de descomposición espectral que permite obtener resultados con mayor preci-sión; capacidad de cálculo para producir di-ferentes combinaciones de los atributos, lee SEG-Y y GeoGraphix 3D datos, asimismo escribe en SEG-Y, GeoGraphix 3D y 3dh.
Volume Attribute (VA), una herramienta versátil que agrega valor en proyectos de interpretación de datos sísmicos, ofrece atri-butos convencionales y de última generación,
lMKR presentó nueva versión de
así como una total integración con GeoGra-phix (lectura y escritura de archivos 3dx).
No Convencionales: GeoGraphix facilita el estudio de yacimientos no con-vencionales dentro del módulo smartSEC-TION, utilizando una base de datos única. En este módulo se puede utilizar PRIZM (módulo de petrofísica) para el cálculo de TOC, fracturamiento de la lutita, entre otros cálculos y plantillas en una sección geológica integrada.
Planificación de Campo y Pozo GeoGraphix PRO/Field Planner: Ofrece
nuevas posibilidades de diseño de parcela que establece el número de franjas y pozos por cada lado de la parcela, así como su orienta-ción. Crea propuestas para todos los bloques que permite la selección de objetos; establece destinos por encima o por debajo de la super-ficie; calcula el campo de la planificación de pozos, analiza múltiples escenarios durante la planificación, y crea pozos propuestos sólo cuando es necesario; por medio del GeoAtlas permite ver las parcelas, lugares, propuestas y escenarios en capas separadas.
LMKR WellPlanner: Es un nuevo mó-dulo diseñado con las necesidades claves de la planificación del campo. Ayuda a la planificación de múltiples pozos, con la capacidad de visualizar la geología de superficies, crear rápidamente los surveys y con la misma facilidad hacer cambios en los planes existentes. Proporciona a los geólogos las capacidades necesarias para diseñar con precisión los pozos propuestos para maximizar la productividad. Se integra completamente con LMKR GeoGraphix para ofrecer un fácil flujo de trabajo del día a día y la planificación.
GeoGraphix PROVisualización Avan-zada 3D: Permite obtener una mejor comprensión del yacimiento. Utiliza las plantillas PRIZM existentes y el interpola-do de curvas para predecir características entre pozos, así como el relleno de litología, proporcionado claridad en el geomodelo. Simplifica la interpretación y visualización de datos y su flujo de trabajo, define fácil-mente el área de interés en visualización 3D y su contenido mediante la selección del área a desplegar del mapa de trabajo.
Stan Abele, Vice President Product Management, LMKR; Nixon Leguizamon, Director de Negocios Corporativos, AIP; Carlos Yáñez, GeoGraphix Support - Team Lead, LMKR; César Bolívar, VP Sales Latin America, LMKR; Sandra Pinzón, Comercial AIP; Juan Mario Aguas, Gerente General AIP; Gabriel Gil, VP Quantitative Interpretation, LUMINA; Jahanzeb M. Khan, Regional General Manager North & South America, LMRK y Leyda Parra, Coordinadora de Negocios AIP
La actualización 2014 de la avanzada herramienta de interpretación geológica ofrece nuevas técnicas de visualización 3D y mapeo que mejoran la comprensión del yacimiento, así como capacidades de
planificación rápidas y fáciles de usar, ahora también en campos no convencionales
12 Octubre 2014 / Petroleum 297
In Situ
La organización del Congreso Colombiano de Fluidos, COFLU&CEMPO, avanza. El 20 de Agosto se realizó en Bogotá la conformación de su Junta Directiva y Comités Técnicos
En su misión de ampliar las fronteras del conocimiento técnico y científico
en las áreas de fluidos de perforación, completación, cementación, fractura-miento, reparación, estimulación, control de sólidos, tecnologías en tierra y costa afuera, el COFLU&CEMPO ha confor-mado un grupo de expertos profesionales quienes se encargarán de la organización
del que promete ser el evento técnico en fluidos y cementación más importante para el país.
El COFLU&CEMPO se realizará del 27 al 29 de Mayo 2015 en Cartagena con la finalidad de reunir a especialistas en fluidos de perforación, completación, cementación, fracturamiento, reparación, estimulación, control de sólidos y tecnologías en tierra y costafuera, de empresas estatales, operado-ras internacionales y contratistas.
lliam Uribe, Ecopetrol; Juan Alberto Torres,
Schlumberger; Mario Sedano, CPVEN;
Orlando González, World Oil Tools; Henry
Rueda, Hocol; Cristian Ferreira, Hallibur-
ton; Alex Camacho, Schlumberger y Jorge
Zajia, Petroleum.
El Comité Técnico tendrá a su cargo la aprobación de formatos de resúmenes y trabajos técnicos, así como su selección, calificación y clasificación para su presen-tación el 27, 28 y 29 de Mayo de 2015.Este comité se encuentra dividido en cuatro secciones: Comité de Cementación, Comité de Fluidos, Comité de Control de Fluidos y Comité Internacional. Comité de Cementación: Gino Nucci,
Ecopetrol; Sergio Acosta, Ecopetrol; Fa-
zael López, CPVEN; Juan Alberto Torres,
Schlumberger y Sebastián Calderón, Estrella
International Energy Service.
Comité de Fluidos: Andrés Acosta, Schlum-
berger; Jaime Castellanos, Qmax; Henry
Galindo, Ecopetrol y Ubaldo Marcuzzy,
Fluidos y Servicios.
Comité Control de Fluidos: William Dono-
so, Halliburton; Freddy Tovar, Ecopetrol;
Jorge Lizarazo, Ecopetrol; Larry Gómez,
Qmax; Alejandro Prieto, MI Swaco y Over
González, NOV.
Comité Internacional: Alan Arbizú, LMJ
Supply; Hugo Osorio, Saudi Aramco; René
Rivers, Fluidos y Servicios; Carlos Toro,
Baker Hughes; Juan Carlos Rojas y William
Durán, BPA.
Un aspecto clave del congreso es su propósito de contribuir con la memoria histórica del desarrollo y evolución de las tecnologías aplicadas en el ramo.
El objetivo del COFLU&CEMPO es compartir experiencias prácticas de diferentes empresas, con el fin de ampliar e intercambiar conocimientos, a la par de ofrecer un espacio comercial que permita a las compañías mostrar sus nuevas tecnologías y realizar nuevas conexiones con clientes estratégicos”
Comité Técnico y Junta DirectivaLa Junta Directiva quedó conformada
por expertos de la industria, quienes tendrán por objetivo la organización, difusión, direc-ción y elaboración del plan de presupuesto, entre otras funciones para el correcto desa-rrollo del evento. Sus miembros son: Wi-
14 Octubre 2014 / Petroleum 297
La empresa líder en innovación mostró recientemente en Bogotá sus prendas de protección personal contra fuego, arco eléctrico, productos químicos y partículas Juan Medina, Líder de Ventas Zona Andina; Javier Subirain, Líder de Marketing Tecnologías de
Protección; Yurubí Fuenmayor, Comunicaciones Externas y Walid Jabba, DuPont Protection Technologies
In Situ
presentó su línea de Tecnología de protección
D upont combina innovación científica con su experiencia en manufactura,
para ofrecer una amplia variedad de productos y soluciones que ayudan a las industrias a tener un mejor desempeño en la prevención de riesgos.
Javier Subirain, Líder de Marketing de la Unidad de Negocios Tecnologías de Protección de Dupont, destacó que la compañía combina innovación científica con su experiencia en manufactura, para ofrecer una amplia gama de soluciones basadas en el conocimiento científico.
En la línea de ropa existen opciones
para tareas específicas, como el traje DuPont™ Nomex®, que ofrece protección contra fuego; o el Protera®, una prenda de protección contra arco eléctrico. Asimismo existe Tychem®, diseñado para manejo de productos químicos, limpieza de derrames o descontaminación y el Tyvek®, que ofrece protección ante peligros asociados con partículas sólidas, aerosoles líquidos y brumas pulverizadas.
Todos estos productos son ampliamente utilizados por profesionales de seguridad en la industria petrolera, por su efectividad en la prevención de riesgos o pérdidas de
personal, activos, productividad y costos operativos.
Walid Jabba, DuPont Protection Technology, realizó una demostración que permitió apreciar la calidad del material con el cual está confeccionado el Tyvek®, una microfibra que garantiza el mejor balance de protección, durabilidad y comodidad en condiciones extremas frente a productos similares en el mercado.
Los expertos de Dupont enfatizaron que el reto de la firma seguirá siendo desarrollar las soluciones necesarias para garantizar la seguridad de las personas y su entorno.
15Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
16 Octubre 2014 / Petroleum 297
E&P
Petrobras presentó a la Agencia Na-cional del Petróleo, Gas Natural y
Biocombustibles (ANP), la declaración de comercialidad de las acumulaciones de pe-tróleo y gas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim, áreas previstas en el contrato de Cesión Onerosa, localizadas en el presal de la Cuenca de Santos.
El volumen contratado a través de la Cesión Onerosa para las tres áreas, de 1.214 millones de barriles de petróleo equivalente, fue constatado en la fase exploratoria. Los reservorios del presal en estos campos son portadores de pe-tróleo de buena calidad, entre 26 y 29 grados API. Durante la ejecución del Plan Exploratorio Obligatorio, Petrobras adquirió datos sísmicos 3D en todas las áreas, perforó tres pozos obligatorios y dos pozos adicionales, con el objetivo de delimitar y caracterizar los reservorios de los yacimientos. Además, se realizaron tres pruebas de formación y una prueba de lar-ga duración para evaluar la productividad de los reservorios.
Los nuevos campos de Sépia e Itapu están localizados entre 185 km y 260 km de la costa del estado de Río de Janeiro a profundidades de agua de entre 1.850 metros y 2.250 metros. El campo Sul de
En la propuesta presentada a la Agencia Nacional de
Petróleo, Gas Natural y Biocombustible,
ANP, los nombres sugeridos para los nuevos campos fueron Sul de Sapinhoá
(Sul de Guará), Sépia (Nordeste de Tupi)
e Itapu (Florim)
pETRObRAS declara comercialidad de áreas de la Cesión Onerosa
Sapinhoá está localizado a unos 320 km de la costa del estado de São Paulo a una profundidad de agua entre 2.200 metros y 2.250 metros.
Conforme se divulgó en el Plan de Nego-cios y Gestión 2014-2018 de la compañía, las áreas de NE de Tupi (Campo de Sépia) y de Florim (Campo de Itapu) tendrán inicio de producción comercial en 2018 y 2020,
respectivamente. Petrobras está analizando las alternativas para el desarrollo del área de Sul de Guará (Campo de Sul de Sapinhoá) e informará la fecha del inicio de producción cuando ocurra la divulgación del Plan de Negocios y Gestión 2015-2019.
Las fechas mencionadas de entrada en producción de estos nuevos campos están en revisión y podrán ser modificadas o con-firmadas cuando del Plan de Desarrollo de cada área sea sometido a la ANP.
Con la declaración de comercialidad de las áreas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim se da proseguimiento al proceso formal de revisión del contrato de Cesión Onerosa, que será realizado bloque por bloque, teniendo en conside-ración las premisas técnicas y económicas de cada área. La expectativa es que la revisión del Contrato de Cesión Onerosa sea concluida en 2015.
Este proceso de revisión está en cur-so en las áreas de Franco y Sul de Tupi, cuyas declaraciones de comercialidad se hicieron en diciembre de 2013. De todos los bloques de la Cesión Onerosa solo el área denominada Entorno de Iara todavía no ha hecho efectiva su declaración de comercialidad, lo que debe ocurrir hasta Diciembre de 2014.
Con la declaración
de comercialidad de las áreas
de Sul de Guará, Nordeste
de Tupi y Florim se da
seguimiento al proceso formal
de revisión del contrato de
Cesión Onerosa, que será
realizado bloque por bloque,
teniendo en consideración
las premisas técnicas y
económicas de cada área”
17Octubre 2014 / Petroleum 297
E&P
La “shorebase” de PMI situada en la costa de Luisiana, ofrecerá mayor
protección ante fenómenos meteorológicos que los puertos situados directamente en la costa. Mantiene una estrecha proximidad a muelles de combustible y de lodos, estacio-nes de transferencia de residuos, patios de fabricación, astilleros, entre otras facilidades para apoyar a operadores de petróleo y gas costa afuera o tierra adentro.
Como parte de las alianzas estratégicas entre Venezuela y Rusia, representantes
de OJSC Oil Company Rosneft y directivos de Pdvsa se reunieron con el propósito de realizar un estudio conjunto de oportunida-des del gas costa afuera, específicamente en los campos Mejillones y Río Caribe.
Durante el encuentro se evaluaron diferentes mecanismos para extraer el gas de los yacimientos, con reservas importantes de hidrocarburos, y las po-tencialidades de estos campos.
El director de Pdvsa y director Ejecu-tivo de Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos, Orlando Chacín, explicó que estos posibles acuerdos también son parte del intercambio de experiencias entre la empresa rusa y Pdvsa, para utilizarlas en el desarrollo de otras áreas costa afuera.
Subrayó asimismo, que la producción de estos hidrocarburos mar adentro, estaría destinada principalmente a satisfacer la demanda interna, en lo que se refiere a la generación de energía eléctrica y otras áreas que lo ameriten, y posteriormente se expor-taría a mercados de Suramérica y el Caribe.
En Mayo de este año, ambas empresas suscribieron un acuerdo para suministro de crudos y productos.
El Proyecto Mariscal Sucre contempla el desarrollo de cuatro campos ubicados al norte de la Península de Paria, Dragón y Patao (gas no Asociado), Mejillones (gas húmedo) y Río Caribe (condensado), para producir hasta 1.200 MMPCND de gas y hasta 28 MBD de condensado.
Durante un encuentro celebrado recientemente en Cumaná,
directivos de ambas empresas evaluaron mecanismos para extraer el gas de los campos
Mejillones y Río Caribe del Proyecto Mariscal Sucre
PMI Energy Services, compañía de Superior Energy Services, anunció la apertura de una base costera en Morgan City, Louisiana, que brindará apoyo a las actividades de plataformas de producción y perforación
pdvsa y Rosneft fortalecen
alianzas para extracción
de gas
Nueva base de pMI Energy Services en louisiana
Con un muelle de 600 pies puede alber-gar los servicios de una instalación de prime-ra clase. Incluye una amplia superficie para el manejo de materiales y almacenamiento temporal, tanto abierto como cerrado, para productos secos y equipos sensibles; estacio-namiento de corto y largo plazo; marinos y tripulantes de aviación; salas de reuniones; un centro de entrenamiento de seguridad; espacio de oficina para clientes; y oficinas satélite para coordinadores de logística.
“A medida que la demanda de recursos en el puerto de Louisiana se ha incremen-tado con las proyecciones de actividades de perforación en aguas profundas, PMI proporciona una solución alternativa para los operadores”, dijo Don Mehrtens, Vice-presidente de PMI.
18 Octubre 2014 / Petroleum 297
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tos, Weatherford.
20 Octubre 2014 / Petroleum 297
Interview
Tras 43 años de servicio en los que trabajó para
Ecopetrol, Arco y Cepcolsa, tomó la decisión de
pasar a retiro para emprender un nuevo ciclo de
vida cuyo eje es la familia
Germán Espinosa
En la industria no
necesitamos genios pero sí
buenos profesionales, buenos
colombianos y seres humanos”
se despide de la industria petrolera colombiana
Conocido por su amor a la profesión, por creer en la geología del país y tra-
bajar con altos estándares de calidad, que den seguridad a las operaciones en materia ambiental y en el relacionamiento con las comunidades, Germán Espinosa, un visio-nario y líder del sector petrolero, decidió que ya era hora de entregarse por entero a la familia y a sus hijos; a su vida personal.
Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad Industrial de Santander, trabajó durante 25 años en Ecopetrol, cuatro años en Arco y 14 años en Cepsa Colombia. A lo largo de su trayectoria labró una amplia experiencia en muchos campos, por lo que hoy es un convencido de las muchas posibilidades que tiene Colombia. “Creo
mucho en la gente, así que me retiro de
la Gerencia General de Cepcolsa con la
satisfacción del deber cumplido, tal como
lo hice de Ecopetrol y Arco, con el orgullo
de haber contribuido a formar un equipo
humano de alta calificación, con sentido
de pertenencia y un gran compromiso con
su empresa, a quienes les duele este país”, expresó con orgullo.
Seguro de que su ejemplo de vida seguirá siendo la línea operacional para Cepcolsa, agregó que se va tranquilo, y confía en que la compañía cuenta con la plataforma para seguir operando de manera exitosa; hace parte de su cultura organizacional actuar con ética y responsabilidad, y coherencia entre el discurso y la acción.
Visiblemente emocionado nos dijo: “Ayer recibí una nota de una de mis hijas
deseándome mucha suerte en mi nueva
vida. Agradecía que tanto ella como sus
hermanos fuesen formados bajo principios y
valores que les ayudaron a ser grandes seres
humanos y por ende, exitosos empresarios.
La familia ha sido muy importante para mí,
y lo es ahora en la decisión que he tomado;
influyeron mi esposa Amparo y mis hijos,
pero sobre todo, mis cinco pequeñas y po-
derosas razones, mis nietas”.
Hoy quiere darse la oportunidad de tener tiempo para ellos y para sí mismo; poder hacer cosas que no pudo por los compromisos y dedicación que implica estar al frente de una compañía de exploración y producción en Colombia.
Enamorado de la ingeniería de petróleosAl preguntarle qué le motivó a estudiar
ingeniería de petróleos, argumenta que desde muy joven le cautivó el tema de la exploración y producción de hidrocarburos. “Con el tiempo, la universidad y los años
en la industria, uno termina enamorándose
de esta profesión, que además de talento y
conocimiento requiere de mucha perseve-
rancia y mucha constancia. En la industria
hay muchos retos y muchas metas que
sobrepasan las capacidades de uno como
persona y de la misma compañía. Es lo que
la hace tan especial”. Agrega que el manejo de los riesgos es
muy importante porque en toda actividad, pero especialmente la industrial, lo único cierto es la incertidumbre y los riesgos aso-ciados. “En esta industria se requiere crea-
tividad, talento, arte para formular teorías y
probarlas para encontrar petróleo, y produ-
cirlo técnica, eficiente y económicamente”. Respecto a sus propias expectativas en
el sector, refiere que fueron sobrepasadas, por ello se va satisfecho, sintiéndose además privilegiado de haber podido estar en el lugar y momento oportunos de los grandes desarrollos petroleros del país en los llanos, en el Valle Superior del Magdalena, en Caño Limón, como Gerente General del Proyecto de Cusiana y Cupiagua de Ecopetrol, en el Piedemonte llanero y, más recientemente, en Cepsa Colombia.
El desarrollo de la industria Compartiendo su visión sobre el cre-
cimiento de la industria petrolera colom-biana, Espinosa refiere que ésta ha venido madurando y progresando por etapas. La primera parte con los desarrollos en Casanare y Huila, con la construcción de oleoductos regionales, la segunda etapa, con el descubrimiento de Caño Limón -“donde
alcanzamos la autosuficiencia petrolera y
22 Octubre 2014 / Petroleum 297
Interview
Lo que más enfatizo
es la humildad y el trabajo.
Ha sido la línea con mis hijos
y en las empresas en donde he
estado”
logramos estar en el mercado de exporta-
ción de crudos”-, y luego el desarrollo de Cusiana y Cupiagua, que son los campos de producción más grandes del país.
- “Aprendí que tenemos muchos más
descubrimientos pendientes por concretar,
pero se requiere dedicación y perseverancia.
Colombia tiene un contrato petrolero muy
bueno y contamos con una Agencia Nacio-
nal de Hidrocarburos especializada. Cuan-
do ella fue creada se estableció un contrato
de concesión moderno y hoy contamos con
un nuevo sistema de oleoductos en el país.
También hemos ido avanzando en el tema
de seguridad física y jurídica, todo lo cual
apunta a la sostenibilidad del negocio. Aho-
ra estamos en una coyuntura un poco difícil,
se deben ampliar los horizontes que tiene
el país y se presentan grandes retos como
el offshore, los crudos no convencionales,
crudos pesados y el desarrollo del recobro
mejorado, que hacen que Colombia sea aún
más atractiva para la inversión”.
Sobre la posibilidad de nuevos des-cubrimientos, afirma que se necesita más actividad y exploración.
- “Creo que el país sí tiene prospectivi-
dad pero se necesitan programas de explora-
ción mucho más agresivos… más pozos; es
la única manera de saber si tenemos petróleo
o no. Es lo que nos ha faltado, una actividad
más agresiva, porque si bien el país pudo
llegar a la meta del millón de barriles por
día, la mayor parte de ella fue de campos
viejos con aplicación de nueva tecnología, lo
que ha sido muy importante, pero tenemos
unas cuencas muy grandes poco exploradas,
cuencas onshore y offshore en las que nos
falta completar la tarea”.
¿Cuáles son los desafíos que afectan actualmente al sector?
- “Hay unos factores coyunturales que
están afectando el desempeño de la indus-
tria. Por ejemplo, el tema del licenciamiento
ambiental y de conflictividad social. Hay
una desconexión entre lo central y lo regio-
nal, entre el país político y el país nacional,
tenemos que comenzar a mirar más a las
regiones y comenzar a impulsarlas como
factor de desarrollo. Otro asunto coyun-
tural es la seguridad, que obviamente está
impactando la actividad en cuencas muy
específicas. El desafío más grande no sólo
para el sector sino para el país es el horizonte
de autosuficiencia tan precario que tenemos;
hay que incorporar reservas nuevas que re-
nueven el inventario petrolero del país, de
modo que podamos extender ese horizonte
de autosuficiencia a términos razonables
acordes a las necesidades del mismo”.
Su gestión en Cepcolsa- “Cepsa Colombia ha sido un proyec-
to de éxito muy gratificante. Empezamos
de cero hace 14 años y hoy tenemos una
producción de 25.000 barriles por día y un
plantel de 330 trabajadores, e integrando a
los contratistas suman más de 2.300 perso-
nas. Hemos ido creciendo por etapas y de
forma muy exitosa, demostrando que ha
sido un proyecto que nos ha dado muchas
satisfacciones. Hoy la compañía cuenta con
una plataforma operacional de primer nivel
que le permitirá crecer en nuevas áreas”.
A su juicio ¿cuál ha sido el factor de éxito en la dirección de Cepcolsa?
- “Sin lugar a dudas nuestro programa de
Responsabilidad Social. Trabajar de manera
ardua y constante en el tema del post conflicto
y acciones enfocadas al manejo del agua. Para
Cepsa los principios y valores no se negocian,
debe existir coherencia entre el discurso y la
acción, y el objetivo es muy sencillo, simple-
mente hacer las cosas bien. La empresa mira a
las regiones, es responsable en sus operaciones,
con el entorno y el medio ambiente.
Una de las iniciativas bandera es el
programa denominado “Iniciativa por
el Agua”, el cual tiene como objetivo la
conservación, preservación y sostenibi-
lidad del recurso hídrico. Y en cuanto
al entorno se tiene un compromiso muy
grande, garantizar una operación limpia
sin vertimientos, con muy bajas emisiones
23Octubre 2014 / Petroleum 297
Interview
Colombia necesita programas exploratorios más agresivos, afirmó Germán Espinosa
atmosféricas y despachando el crudo en su
gran mayoría por oleoducto para evitar los
riesgos ambientales”.
¿Conocen las comunidades estos pro-gramas?
- “Si. Recientemente hicimos el pro-
grama sísmico Peguita 3D, un proyecto de
mucho éxito que involucró
a las comunidades. Comuni-
dades que hoy defienden la
sísmica y la forma cómo se
realizó el proyecto. Se invo-
lucró al sector empresarial
de Puerto Gaitán, brindando
oportunidades a la gente en
la región. Para Cepsa es im-
portante generar confianza y
creer en las comunidades, lo
cual ha sido un factor de éxito
en los 7 años que llevamos
operando en esa región. Y se
ha visto reflejado cuando se
han presentado situaciones
complejas, en las que hemos
contado con el apoyo de la
comunidad”.
La actuación gremialPara un profesional con las inquietudes
y visión de Espinosa, un pilar fundamental de su actuación ha sido la participación gremial; una experiencia enriquecedora por la posibilidad de compartir experiencias con
los colegas y de hacer aportes cardinales en la lucha por los futuros profesionales y la industria.
- “Hay dos tipos de asociaciones, las
profesionales y los gremios que agrupan a
las compañías de exploración y producción.
La Asociación Colombiana de Ingenieros
de Petróleo, Acipet, ha ejercido un lide-
razgo indiscutible en el país en materia de
hidrocarburos. Personalmente, tuve el honor
de participar desde muy joven en toda la
proyección de Acipet y la fortuna de ser
el fundador del Congreso Colombiano de
Petróleo y Gas en 1986, cuando se realizó
con el patrocinio de Ecopetrol y del Centro
Santander. Creo que la Asociación, cuerpo
consultivo del Gobierno Nacional, está to-
mando un rumbo alineado a lo que el país
espera de sus mejores profesionales; una
dirección adecuada que le permite a Acipet
opinar sobre los grandes temas nacionales
del sector, sobre los cuales debe existir un
buen balance entre gobierno, industria y
asociaciones profesionales, que sean críticos
pero también constructivos, que siempre
ofrezcan soluciones”.
24 Octubre 2014 / Petroleum 297
Especial
Tras mucha controversia entre diversos sec-tores políticos y sociales de México, final-
mente fue aprobada la reforma que permitirá la participación privada nacional y foránea en la industria energética, y el establecimiento de un nuevo modelo de desarrollo en el país.
Desde la expropiación de la industria realizada en 1938 por el entonces Presidente Lázaro Cárdenas (1934-1940), el petróleo ha sido un símbolo de soberanía nacional para los mexicanos, razón por lo cual los intentos de abrir el sector al capital privado se vieron siempre frustrados.
Anunciada en Agosto de 2013, la re-forma comenzó su debate en el parlamento siendo declarada constitucional por la Comisión Permanente del Congreso en Di-ciembre del mismo año, tras ser aprobada en el congreso federal por una mayoría ca-lificada, y después de alcanzar el aval de 26 congresos estatales. Con esto se modificaron los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución y se aprobó que la legislación de México permita los contratos con empresas privadas nacionales y extranjeras en la explotación y extracción de petróleo y demás hidrocarbu-ros que se encuentren en el subsuelo.
Especial MÉXICO
¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana?
Saliendo al paso a las descalificaciones hechas a la reforma, acusada de antipatrio-ta y antinacionalista, el Presidente Enrique Peña Nieto sostuvo que por el contrario, esta preserva y asegura la propiedad de la nación sobre Pemex, CFE (Comisión Fede-ral de Electricidad), los hidrocarburos en el subsuelo y la renta petrolera. Afirmó que la reforma abre las puertas a las inversiones privadas y a tecnologías de punta, lo que permitirá incrementar la producción de energéticos de forma transparente, eficien-te, competitiva y sustentable.
“Con esta reforma podremos extraer
petróleo de aguas profundas y aprovechar
mejor nuestros vastos yacimientos de lu-
titas. A partir de ello, el país reducirá su
dependencia del exterior y garantizará la
seguridad energética”, aseguró el manda-tario, destacando asimismo el estableci-miento de un nuevo modelo de desarrollo y crecimiento para las industrias petroleras y eléctricas y para que Pemex y CFE puedan modernizarse y prosperar en este nuevo entorno. “La Reforma las convierte en
empresas productivas del Estado, es decir,
siguen siendo empresas públicas pero ahora
cuentan con más autonomía para incre-
mentar su competitividad internacional”. Entre las acciones a implementar en el corto plazo están:• Acelerar la Ronda Cero de Pemex,
cuyas asignaciones fueron presentadas el pasado 13 de Agosto.
• Iniciar los trabajos de la Ronda Uno. • Decretos de creación del Centro Nacional
de Control de Energía y el de Gas Natural.• En Septiembre, Creación del Fondo
Mexicano del Petróleo para la Esta-bilización y el Desarrollo y presenta-
El nuevo marco legal
de la industria petrolera en
México permitirá generar
un entorno atractivo para la
inversión, fortalecer a Pemex
y mantener el control de la
Nación sobre los recursos
naturales”
México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente al poner fin a 76 años de monopolio estatal del petróleo y el gas
25Octubre 2014 / Petroleum 297
EspecialEspecial MÉXICO
ción del Programa Estratégico para la Formación de Recursos Humanos en materia de hidrocarburos, que incluirá becas a nivel de posgrado y técnico.
• En Octubre, publicación de todos los reglamentos de la legislación secundaria de la reforma energética; presentación del decreto de reestructuración y mo-
dernización del Instituto Mexicano del Petróleo, para fortalecer su misión como órgano nacional de investigación y desarrollo de la industria; y publica-ción de lineamientos para la emisión de los Certificados de Energías Limpias, estableciendo los incentivos necesarios para su desarrollo.
• En un lapso de tres meses, Emisión del reglamento de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección del Medio Ambiente del Sector Hidro-carburos.
Puntos sobresalientes de la reforma Pemex y CFE pasan de ser organismos
descentralizados a “empresas productivas del Estado”, cuya operación se sustentará en criterios de eficacia, eficiencia, honestidad, productividad y transparencia con base en las mejores prácticas de su sector respectivo. Mientras cambian de régimen, ambas podrán celebrar contratos con particulares bajo el nuevo marco legal vigente. Se establece un plazo de dos años, a partir de la publicación
de la reforma, para que ambas se conviertan en empresas productivas del Estado.
Se excluye al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (ST-PRM) de participar en el Consejo de Admi-nistración de Pemex, con lo que desaparecerá su influencia en las decisiones que a futuro tome este órgano de gobierno. Dicho Con-sejo se conformará por cinco consejeros del gobierno federal, incluyendo el secretario de Energía -quien lo presidirá y tendrá voto de calidad-, y cinco consejeros independientes.
Pemex y CFE deberán establecer normas de administración, organización, funcionamiento, procedimientos de contra-tación así como el régimen de remuneracio-nes de su personal para garantizar eficacia, honestidad, productividad, transparencia y rendición de cuentas. Sin embargo, los derechos laborales de los trabajadores actualmente enrolados en la plantilla de Pemex y sus subsidiarias serán respetados a cabalidad. Los nuevos criterios de re-muneraciones y prestaciones entrarán en vigencia a partir de la reforma.
El Presidente mexicano, Enrique Peña Nieto
26 Octubre 2014 / Petroleum 297
La inversión que se
obtenga permitirá a México
consolidar un modelo de
hidrocarburos sostenible en el
largo plazo”
Especial MÉXICO
En materia de hidrocarburos…• Los esquemas de contratación reco-
nocen que el petróleo es propiedad de la nación en carácter de inalienable e imprescriptible, por lo que un esquema de concesiones permanece prohibido.
• La nación llevará a cabo la exploración y explotación de los hidrocarburos (lí-quidos y gaseosos) mediante asignacio-nes a empresas productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con particulares, en los términos de la ley re-glamentaria. Las empresas productivas del Estado podrán también contratar con particulares.
• Se establecen cuatro modelos con-tractuales básicos para la exploración y extracción de hidrocarburos: 1) de servicios (con pagos en efectivo); 2) de utilidad compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la utilidad aún no establecido formalmente); 3) de pro-ducción compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la producción aún no establecido formalmente); 4) licencias (con pagos hechos por me-dio de la transmisión onerosa de los hidrocarburos, una vez extraídos éstos del subsuelo). También es posible una combinación de las cuatro opciones.
• La Secretaría de Energía, Sener, estará facultada a fin de otorgar permisos para tratamiento y refinación de petró-leo, así como para el procesamiento del gas natural.
• La Secretaría de Hacienda determinará las condiciones relativas a los términos fiscales de los contratos y licitaciones en exploración y explotación de hidro-carburos que expida la Secretaría de Energía.
• La Comisión Nacional de Hidrocarbu-ros deberá brindar asesoría técnica a la Secretaría de Energía. Además, podrá autorizar servicios de reconocimiento y exploración superficial, la realización de las licitaciones, asignación de ganado-res y suscripción de los contratos para exploración y explotación de hidrocar-buros, la supervisión de los planes de extracción que maximicen la producti-vidad del yacimiento en el tiempo y la regulación en materia de exploración y extracción de hidrocarburos.
Pemex inició el proceso de reestructuración interna a fin de aprovechar las herramientas que le ofrece la reforma energética y contar así con una estructura más ágil, flexible y eficiente
• La Comisión Reguladora de Energía tendrá facultades para otorgar permisos de almacenamiento, transporte, distribu-ción por ductos de petróleo, gas natural, gas natural comercial, petrolíferos, la regulación de acceso de terceros a los ductos de transporte y almacenamiento de hidrocarburos y la regulación de ventas de primera mano de los mismos.
• Pemex someterá a la consideración de la Secretaría de Energía (Sener), dentro de un plazo de 60 días naturales tras la aprobación del decreto, cuáles son las áreas en exploración y los campos en producción que el aún hoy organismo descentralizado esté en capacidad de operar, a través de asignaciones. La Sener contará con un plazo de 180 días naturales para dar su veredicto. Esto es lo que se denomina Ronda Cero.
• Pemex podría continuar trabajando en
proyectos vigentes en exploración por un plazo de tres años, prorrogables dos años más. Si hay éxito la empresa podría continuar con las actividades de extrac-ción. De lo contrario el Estado atraerá de nuevo los proyectos a fin de reasignarlos o eliminarlos.
• Si en el proceso de adjudicación de asignaciones “se llegaran a afectar inversiones de Petróleos Mexicanos, éstas serán reconocidas a su justo valor económico en los términos que para tal efecto disponga la Sener.
• En un plazo no mayor a 12 meses de en-trada en vigor la nueva Ley Reglamen-taria del artículo 27 constitucional, el Ejecutivo tendrá que crear el organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de Control del Gas Natural, encargado de la operación del sistema nacional de ductos de transporte y almacenamiento.
En Electricidad…• La nación conservará el control exclu-
sivo del Sistema Eléctrico Nacional, el cual será operado por el órgano corres-pondiente, así como el servicio público de transmisión y distribución -en estas actividades no se otorgarán concesiones-, sin perjuicio de que la nación pueda celebrar contratos con particulares en los términos que habrá de establecer la legislación secundaria. Se quitan las
27Octubre 2014 / Petroleum 297
EspecialEspecial MÉXICO
palabras “generar”, “conducir”, “trans-formar” y “abastecer” energía eléctrica como potestades exclusivas de la nación.
• La generación y la comercialización de energía eléctrica serán abiertas a la participación de particulares, quienes por cuenta propia podrán llevar a cabo, entre otras tareas, la instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura nece-saria para prestar el servicio público de transmisión y distribución de la energía eléctrica que produzcan.
• La Sener establecerá los términos de estricta separación legal en la electri-cidad para fomentar el acceso abierto del sector, y el Congreso debe ajustar el marco regulatorio en el cual operará la Comisión Reguladora de Energía.
• En un plazo de 120 días naturales des-pués de la entrada en vigor de la Ley Reglamentaria de la industria eléctrica, el Presidente deberá crear el Centro Nacional de Control de Energía, el cual estará encargado del control operativo del Sistema Eléctrico Nacional, de ope-rar el mercado mayorista, y del acceso abierto a las redes de transmisión y distribución. CFE deberá transferir los recursos materiales y humanos al Cen-tro para la operación del sistema y éste será independiente de la CFE.
Órganos Reguladores• La Comisión Nacional de Hidrocar-
buros y la Comisión Reguladora de Energía se convertirán en órganos reguladores coordinados. Seguirán como órganos administrativos des-concentrados de Sener, aunque se les dotará de personalidad jurídica propia, autonomía técnica y de gestión.
Desarrollo Sustentable• Se introduce el concepto de “sustenta-
bilidad” en el artículo 25 constitucional para que en el desarrollo económico se tome en cuenta el entorno ecológico.
• En las leyes secundarias, el Congreso deberá crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidro-carburos como órgano administrativo desconcentrado de la Semarnat, con autonomía técnica y de gestión.
Las visionesLo que analistas del sector esperan es
que según se vayan materializando las re-formas se verán sus efectos positivos en la economía. El abaratamiento de la energía traería incrementos de eficiencia en todas las industrias.
En teoría la reforma acaba con el mo-nopolio de Pemex y la Comisión Federal de Electricidad –CFE- , pero para que ese espacio no lo tomen grandes empresas ex-tranjeras se requiere de un Estado fuerte con los mecanismos necesarios para garantizar tal fin, así como empresas productivas en capacidad de competir.
Para el Instituto Mexicano de Ejecuti-vos de Finanzas la reforma abre grandes oportunidades para las empresas mexicanas en áreas de petróleo y gas natural, por lo que se considera como un cambio en la estructura de la economía nacional que tendrá un impacto en el largo plazo para el producto interno bruto (PIB) de 1.5 a 2%. El presidente del organismo, Daniel Calleja, declaró que era bienvenida la apertura a la competencia de áreas que hasta ahora fueron exclusivas de empresas del Estado. A su juicio la consecuencia inmediata de la reforma energética no será la baja de precios de electricidad y gas, pero sí la apertura de grandes oportunidades para las empresas mexicanas en el sector petrolero. Será un
Se busca establecer las
bases para que el tratamiento
y refinación del petróleo, el
procesamiento de gas natural,
así como el transporte y
almacenamiento pueda ser
realizado tanto por Pemex
como por el sector privado”
28 Octubre 2014 / Petroleum 297
Pemex debe alcanzar niveles de eficiencia operativa a la altura de las mejores empresas del mundo en actividades de transformación y definir con precisión el mercado objetivo
reto importante que pequeñas y medianas empresas nacionales estructuren atractivas propuestas para los grandes grupos empre-sariales que hoy dominan el mercado, para lo cual se requiere ir capacitando personal y definir estrategias de negocio.
Aunque en el corto plazo Pemex y la CHE seguirán siendo los actores dominan-tes, se aspira a que de la reforma no quede un oligopolio de socios de Pemex.
Algunos beneficios que el gobierno y organismos internacionales estiman que derivarán de la reforma están los siguientes:• Captación de inversiones extranjeras por
US$10.000 millones anuales adicionales.• Creación de cerca de medio millón de
empleos adicionales durante el actual ejercicio gubernamental (2012-2018) y dos millones y medio hasta el 2025.
• Incremento de la producción de petró-leo de 2,5 millones de barriles diarios actualmente a tres millones en 2018 y 3,5 millones en 2025.
• Crecimiento económico de 1% en 2018 y aproximadamente 2% más para el 2025. De acuerdo al Fondo Monetario Internacional (FMI) el crecimiento po-dría ser cercano a un 4% de la economía local en unos cinco años.
Puesta en marchaAtendiendo a los lineamientos emana-
dos de la Presidencia de la República, de acelerar la ejecución de la reforma, a media-dos de Agosto de este año la Sener presentó las asignaciones de áreas de exploración y producción que conservará Pemex, a fin de que la petrolera tenga mayor certeza y
defina sus estrategias de inversión hacia el futuro, conocida como Ronda Cero y los trabajos de la llamada Ronda Uno.
El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, sostuvo que el tamaño total del área asignada a Pemex en la Ronda Cero alcanza una superficie cercana a 90.000 km2
y un estimado de 20.600 millones de barri-les de petróleo crudo equivalente, es decir, 15 años y medio de explotación al ritmo actual y otros cinco años en superficies de exploración.
Las áreas exploratorias asignadas, son aquellas que han sido estudiadas en mayor detalle por Pemex por lo que existe mayor certeza de descubrir más reservas con cos-tos de descubrimiento relativamente bajos o competitivos.
Para aprovechar las ventajas de aso-ciarse con otras empresas, se diseñó una estrategia que abarca tres frentes: 1. La migración de los contratos existentes,
los CIEPS o Contratos Integrales de Ex-ploración y Producción y los COPF o Contratos de Obra Pública Financiada, a los nuevos esquemas contractuales previstos a partir de la Reforma.
El primer paquete consistirá en la mi-gración de los contratos de 11 campos en los próximos seis meses. Se trata de campos de la Región Sur, y de los activos en Poza Rica Altamira y Burgos en la Región Norte, con más de 569 millones de barriles de reservas 2P y recursos prospectivos de casi 1.300 millones de barriles. En estos campos, la inversión requerida para explotar la totalidad de la reserva 2P a lo largo de la vida de estos
contratos asciende a US$1.380 millones. También se contempla la migración
de otro paquete de 11 contratos inte-grales o de obra pública financiada en Chicontepec y en Burgos, con más de 1.600 millones de barriles en reservas 2P. Estos contratos migrarán a las nuevas modalidades entre Febrero y Agosto de 2015, con una inversión aproximada para explotar las reservas 2P de US$33.000 millones.
2. La búsqueda de socios para el desarro-llo de campos asignados a Pemex en la Ronda 0. Un grupo de 10 proyectos que por su alta complejidad técnica, intensidad de capital o por otras con-sideraciones estratégicas se pueden beneficiar de la participación de com-pañías que complementen el capital, el conocimiento, y la capacidad operativa de Pemex. Dichos proyectos se agrupan en cuatro paquetes: Campos maduros, incluye 3 campos terrestres en los que el objetivo es optimizar el factor de recuperación y rentabilidad mediante la aplicación de tecnologías de punta (en conjunto concentran 248 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y requieren una inver-sión mínima de US$1.700 millones en los siguientes cinco años); los campos de crudo extra-pesado Ayatsil, Tekel y Utsil (estos campos tienen reservas 2P de 747 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y suponen una inver-sión de más de US$6.200 millones en los siguientes 10 años); desarrollo de dos campos gigantes de gas en aguas profundas (contienen 212 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y suponen inversiones de US$6.800 millones en un horizonte de diez años); desarrollo de los campos recientemente descubiertos en aguas profundas en el área de Perdido, en particular, Trión y Exploratus.
3. Definición de aquellas asociaciones para que puedan fortalecer la posición competitiva de Pemex y que signifique un desarrollo de competencias técnicas y organizacionales para competir en las rondas 1 y subsecuentes en la Comisión Nacional de Hidrocarburos en los si-guientes meses.
Especial MÉXICO
30 Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
Del 27 al 29 de Agosto representantes de organismos gubernamentales, pro-
fesionales y representantes gremiales del sector geológico y minero en Colombia se reunieron en el II Simposio de Exploradores realizado en Bogotá para debatir sobre los actuales temas que dificultan la exploración de hidrocarburos y minerales, presentar tendencias sectoriales, propuestas para la adecuada administración e historias de caso.
El evento fue organizado por la Sociedad Colombiana de Geología, con el patrocinio de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG; la Asociación Colombia-na de Ingenieros de Petróleo; la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos; la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Agen-cia Nacional de Minería, Ecopetrol, Equion y el Servicio Geológico Colombiano.
“Los retos que presenta la industria ac-
tualmente son muy diferentes a los de hace
30 años: Ideas y presupuesto era suficiente
para incorporar hallazgos”, enfatizó Carlos Vargas, Presidente de la SCG, quien agregó que las dinámicas del sector siempre son fluctuantes y la industria debe prepararse
En el marco de este evento se analizó la relación reservas y producción de Colombia, que alcanza los 6.6 años, justificando como prioridad nacional la intensificación de la actividad exploratoria que se ha
visto retardada por excesivos requerimientos ambientales y sociales
Participantes del Foro Nuevas Tendencias Exploratorias de la industria del O&G: Alejandro Niño Muñoz, Tamayo & Asociados; Hernando Dueñas, Bioss SAS; Carlos Vargas, Presidente Sociedad Colombiana de Geología, Juan Fernando Martínez, VP Técnico de la ANH; Jaime Checa, Presidente Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo y Andrés Reyes, Director del Instituto Colombiano del Petróleo
para enfrentar las circunstancias negativas que se presentan, la competencia internacio-nal, así como los retos técnicos y científicos, para mantener el equilibrio del sector y de la economía colombiana.
Ante la preocupación existente por las actuales dinámicas del sector, se resaltó la importancia que tienen las profesiones de las geociencias para el presente y el futuro del país, y a lo largo de tres días de discu-sión diferentes expertos exhortaron a sus colegas a reflexionar sobre la eficiencia de su carrera.
“El futuro del país está en la explo-
ración y la exploración está en ustedes
geólogos y geofísicos. Acá está la sabiduría
que se debe ordenar para producir resul-
tados y llegar a los descubrimientos que
necesitamos”, afirmó Hernando Barrero, Presidente de la Acipet.
Programa El programa abordó temas de desa-
rrollo para el sector minero energético, tomando como eje de discusión los conoci-mientos técnicos y científicos para afrontar las actuales dificultades. Se realizaron tres cursos dirigidos a geólogos, geofísicos, ingenieros de petróleos y profesionales de otras áreas. También se desarrollaron seis paneles denominados Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Oil and Gas, Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Minera, Conciliando Medio Ambiente y Exploración, Conciliando Sociedad y la Actividad Exploratoria de los Recursos Minero Energéticos y Retroa-limentando el Marco Regulatorio de los Recursos Minero-Energéticos.
La industria no debe
reemplazar las funciones del
estado pero sí realizar un
trabajo conjunto que viabilice
las operaciones del sector y
la incorporación de nuevas
reservas de hidrocarburos”
31Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
Francisco Lloreda compartió sus re-flexiones sobre los desafíos de la industria y aseguró que en Colombia no se ha entendido que es determinante lograr mantener la auto-suficiencia. “Existe una necesidad imperante
de viabilizar la exploración para incorporar
nuevas reservas que sustenten el Marco Fiscal
del Mediano Plazo”, dijo, alertando sobre el hecho de que no se entienda claramente lo que puede significar para Colombia que a la vuelta de siete años sus reservas de hidro-carburos no sean suficientes. Aseguró que la ACP entiende las complejidades existentes y trabaja en infraestructura, seguridad, el modelo de licenciamiento ambiental, los desafíos desarrollados en los entornos am-bientales y la competitividad para lograr este incremento.
Jaime Checa expresó que el tema no es sólo de los petroleros si no del país, así que se debe entender el contexto del marco fiscal con las reservas probadas porque se muestra un vacio gigante que desencadena la pérdida de la perspectiva fiscal y salir a
Foro Nuevas Tendencias Exploratorias de la Industria del O&g
Foro Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Minera
Coordinador: Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH
Panelistas: Francisco Lloreda, Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo – ACP; Jaime Checa, Presidente
de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo – ACGGP; Andrés Reyes, del Instituto Colombiano del
Petróleo –ICP/Ecopetrol y Hernando Dueñas, CEO de Asociados
Panelistas: Rafael Alfonso, Gerente General de Este-Oeste Minerals; Alessandro Cecchi, Vicepresidente de Exploración de Gran
Colombia Gold; Mauricio Castañeda, Vicepresidente de Exploración de Continental Gold; Timoleón Garzón, Principal Geologist
- Project Generation de Anglo Gold Ashanti; Carolina Rojas, Gerente de Promoción de la Agencia Nacional Minera–ANM; Gloria
Prieto, Directora de Recursos del Subsuelo del Servicio Geológico Colombiano – SGC; Juan Carlos Molano, Profesor Asociado
del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia y Gloria Patricia Gamba, Subdirectora Ejecutiva de la
Cámara de Asomineros–ANDI
comprar hidrocarburos. Dijo que las reper-cusiones ya se están notando con impuestos como el 4 por mil y la declaración de renta; no obstante, el país no es consciente de esto y sólo la exploración podría sacarlo de esta situación.
Hernando Dueñas señaló que el estable-cimiento de líneas ambientales regionales debería ser suficiente para los ejercicios exploratorios. Sin embargo, para Andrés Reyes, hay otros elementos a tener en cuen-ta para garantizar éxito en la exploración, tales como la incorporación de nuevas tecnologías y la formación del talento humano.“Es inexplicable que no existan en
Colombia programas de pregrado en Geofí-
sica a pesar de su gran demanda”, acotó.Juan Fernando Martínez y Alejandro
Niño concluyeron que existe un enorme potencial en los contratos de Exploración y Producción firmados con la ANH. Su adecuada gestión institucional y efectiva in-versión, podrían garantizar la incorporación de nuevas reservas. Martínez puntualizó la necesidad de cambiar paradigmas para hacer de lo real algo útil. “Hace falta rigu-
rosidad técnica y la restructuración mental,
porque así se tenga un entorno ideal no se
encontrará petróleo hasta no dar un enfoque
diferente”, dijo.
Este foro concluyó con una invitación a enfrentar con liderazgo el contexto negativo en las calificaciones perceptivas internacio-nales sobre el ambiente político para el de-sarrollo de la actividad minera en Colombia. La modernización del proceso minero en Colombia se podría centrar en el desarrollo de proyectos de alto tenor y el descarte de proyectos extensos de bajo tenor cuya ren-tabilidad económica es marginal, expuso Alessandro Cecchi. Pero en este contexto,
se requiere superar la percepción negativa de algunas comunidades sobre la industria minera, como lo afirmó Rafael Alfonso.
En las exposiciones de Mauricio Casta-ñeda, Timoleón Garzón y Juan Carlos Mo-lano, se puso en evidencia las interesantes posibilidades técnicas con que cuenta Co-lombia para hacer efectiva una exploración de clase mundial. Sin embargo, temas como la minería ilegal anexa a grandes proyectos, principalmente de oro, desestimulan la
exploración que por muchos años y a altos costos hicieron las compañías formales; “se requiere de más control por parte del
Estado”, afirmó Castañeda. Carolina Rojas señaló que la ANM
tiene el compromiso de fortalecer temas de control y viabilizar estos proyectos, además, afirmó que esta actividad se articula en procesos competitivos con una preparación, diseño, lanzamiento, evaluación y adjudicación.
Hoy la industria de
los hidrocarburos aporta a los
ingresos nacionales recursos
del orden de 32 billones de
pesos, que son el 15% del
presupuesto nacional y el 21%
de los recursos corrientes de
la nación que se reflejan en
impuestos y regalías”
32 Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
Una de las principales conclusiones de este foro se basó en proponer al Gobierno Nacional el estudio de posibles áreas de E&P desde toda la rigurosidad ambiental antes de ser asignados. Los costos de estos estudios se trasladarían a las compañías adjudicatarias.
Cristian Rojas, sustentó el rol articula-dor del Ministerio de Minas y Energía con diferentes instancias del Gobierno para hacer viable las actividades exploratorias de los re-cursos minero-energéticos de Colombia. En tal sentido, Gonzalo Andrade ilustró cómo los trabajos liderados por instancias acadé-micas y varios ministerios han permitido el desarrollo de inventarios sobre biodiversi-dad; a su juicio “en un trabajo coordinado
es posible conciliar áreas de especial cuidado
ambiental con actividades exploratorias”.
Edgar Aguirre por su parte planteó la
Foro Conciliando Medio Ambiente y ExploraciónCoordinadora: Brigitte LG Baptiste, Directora General del Instituto Alexander Humboldt
Panelistas: Cristian David Rojas, de la Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía; Gonzalo Andrade, del Instituto de Ciencias Naturales de la Universidad Nacional de Colombia; Edgar Aguirre, Junta Directiva de Acipet; Juan Fernando Martínez, VP Técnico de la ANH; Luz Mila Sotelo Delgadillo, de la Subdirección de Gestión y Manejo de Áreas Protegidas de Parques
Nacionales de Colombia y Manuel Rodríguez Becerra, Ex Ministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible
problemática de desinformación, parti-cularmente relacionada con el verdadero impacto de las actividades de la industria sobre el Medio Ambiente. “Debe educarse
a los medios de comunicación y canalizar
respuestas institucionales sobre las proble-
máticas ambientales”, afirmó. Luz Mila Sotelo, presentó el avance de
una propuesta desarrollada por Parques Naturales y la Agencia Nacional de Hidro-carburos-ANH, centrada en la definición de una zona de amortiguación ambiental alre-dedor de Parques Naturales; para Sotelo se debe iniciar un diálogo “entendiendo que es-
tas zonas no quedan excluidas para las acti-
vidades de E&P, pero se debe tener extremo
cuidado”. Según Juan Fernando Martínez, existe todo el compromiso institucional por parte de la ANH para hacer actividades de
E&P con extremo cuidado. Afirmó que “la
definición de bloques para ser adjudicados,
se basa en las definiciones propuestas por
las autoridades ambientales”.
Para Manuel Rodríguez prevalece una desconfianza hacia las entidades estatales, debido a los antecedentes ambientales que la comunidad no ha olvidado. En su opinión se debe “crear un nuevo contexto
de responsabilidad institucional sobre los
temas ambientales y mejora del conoci-
miento para la toma adecuada de decisio-
nes ambientales”. Brigitte Baptiste reconoció que se está
haciendo mucho desde la institucionalidad para legitimar esta responsabilidad, sin embargo, aún se requiere mayor esfuerzo que involucre a las instituciones académicas e investigativas para apoyar esta cultura.
Conciliando Sociedad y la Actividad Exploratoria de los Recursos Minero Energéticos
Coordinador: Oscar Paredes Zapata, Director General del Servicio Geológico Colombiano-SGCPanelistas: Marcela Reina, Profesional del área Social de Ecopetrol; Eduardo Chaparro, Director Ejecutivo de la Cámara Asomineros-
ANDI; Aida Giraldo, Gerente de Soluciones Ambientales y Sociales; Sorelli Paredes, Consultora Social; y Oscar Javier Quesada, Director de Planeación para la Exploración de Minera
Esta sesión giró en torno a la viabilidad social para el desarrollo de la exploración.Eduardo Chaparro sugirió que se debe forta-lecer la confianza hacia la industria, la cual ha venido disminuyendo por la desinformación y falta de conciencia sobre el concepto de minería moderna. Sostuvo asimismo que existe una falta de claridad en las políticas mineras y ambientales, las cuales demoran la otorgación y uso de los títulos mineros.
Marcela Reina al explicar el proceso llevado a cabo durante la realización del programa sísmico Silvestre 2D, dijo que para Ecopetrol es esencial cumplir riguro-samente cada uno de los reglamentos de la consulta previa.
Aida Giraldo, sustentó cuatro puntos críticos que afectan la exploración: 1) la pequeña y altamente demandada red de vías, 2) el poco rigor en los estudios de
Carlos Vargas, Presidente Sociedad Colombiana de Geología; Oscar Javier Quesada, Director de Planeación para la Exploración, Mineros S.A; Marcela Reina, Gestión Social de Ecopetrol; Aida Giraldo, Gerencia de Soluciones Ambientales y Sociales; Sorelli Paredes, Consultora Social y Eduardo Chaparro, Director Ejecutivo, Cámara Asomineros-ANDI
consulta previa, 3) la poca comunicación entre Estado-Industria-Comunidad, y 4) la falta de evaluación social del impacto de los proyectos. Sorelli Paredes afirmó que se debe ampliar la capacidad de los minis-terios para la creación de protocolos que
rijan de manera correcta la Consulta Social. Oscar Paredes recalcó la necesidad de
mejorar la percepción que existe de la indus-tria, las licencias y títulos otorgados e invitó a que construyan mejoras en los conceptos que sustentan estos temas.
33Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
Retroalimentando el MarcoRegulatorio de los Recursos
Minero-EnergéticosCoordinador: Alberto Moncada, Profesor de la Universidad
Externado de ColombiaPanelistas: Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de
Contratos de Hidrocarburos de la ANH; Iván Giraldo, Gerente de Contratación Minera, Agencia Nacional de Minería-ANM; Camilo
Gómez, Asesor de la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME; y Sandra Leyva, Asesora de la Unidad de Planeación
Minero Energética-UPME
Alberto Moncada, Profesor Universidad Externado de Colombia; Diana Daza, Representante Ministerio de Minas; Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH e Iván Giraldo, Gerente de Contratación Minera, Mineros S.A.
En este foro se profundizó en los aspectos más relevantes de la regulación minera y petrolera en Colombia. Diana Daza, Iván Giraldo y Carlos Mantilla presentaron los elementos legales que marcan el Régimen de Contratación. Mantilla explicó la forma como se realizan los Contratos de Concesión y Asociación de Exploración y Producción y TEAs, en un procedimiento de contratación abierta (Ronda Colombia). Manifestó que se está analizando la opción de otorgar contratos por asignación directa en áreas menos atractivas y con menor competencia. Concluyó en la importancia de realizar una modernización de la regulación, una reforma al régimen técnico.
Alberto Moncada presentó un análisis crítico del contrato petrolero. Argumentó tres condiciones para revitalizar la indus-tria petrolera en Colombia: 1. Creación de una Superintendencia Petrolera adscrita a la ANH que garantice un adecuado control a los temas de E&P, 2. Asignación de bloques licenciados ambiental y socialmente, 3. Revisar el carácter sancionatorio de la actual legislación petrolera.
Camilo Gómez puntualizó la necesidad de incorporar mejoras en el Plan de Ordenamiento Minero en busca de garantías para el desarrollo de una minería formal y más sustentable.
Sandra Leyva por su parte, presentó proyecciones de produc-ción e incorporación de nuevas reservas petroleras, para viabilizar el marco fiscal de mediano y largo plazo, así como, planificar escenarios de exploración para los próximos años.
34 Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
Dada la importancia que tiene para la industria petrolera conocer y evaluar
el potencial de los ecosistemas presentes en las áreas donde se realizan sus actividades de exploración y producción, se realizó en las instalaciones del Metropolitan Club de Bogotá el Primer Foro del Agua, en el cual gobierno, regiones, científicos ambientales y la industria se pronunciaron a favor de un uso consciente del vital líquido.
Cepcolsa ve el agua como recurso de vida y eje de la interdependencia entre espe-cies silvestres, ecosistema y seres humanos, motivo por el que toma la vocería en este tema, intimamente vinculado con una ope-ración responsable con el medio ambiente. El foro reunió a públicos estratégicos con la finalidad de compartir la iniciativa con otras compañías del sector, en el interés de propi-ciar estrategias orientadas a la conservación.
Mauricio López, Director Ejecutivo del Pacto Global de Las Naciones Unidas para Colombia, presentó el Mandato por el Agua que tiene por objetivo llamar a los gerentes y líderes de negocios a nivel mundial a llevar acabo estrategias para la supervisión y gestión del agua en los siguientes niveles:
Operaciones directas, llevar a cabo una evaluación completa del agua para conocer el alcance de uso de la empresa y establecer metas para la relación de la conservación del agua y el tratamiento de aguas residuales, uso de tecnología, aumento de conciencia sobre la sostenibilidad del agua en la cultura corporativa y la inclusión de consideraciones de sostenibilidad del agua en la toma de decisiones del negocio; Cadena de Sumi-nistro, animar a los proveedores a mejorar sus prácticas entorno a la conservación del agua, desarrollar capacidades para analizar y responder a los riesgos de la cuenca; Acción Colectiva, construir vínculos más estrechos con las organizaciones de la sociedad civil
En su misión de realizar operaciones respetuosas con el medio ambiente, Cepcolsa realizó el 22 de Agosto esta actividad especial en pro de la preservación del recurso hídrico
Primer Foro del Agua en la Industria Petrolera Colombiana
a nivel regional y local, así como el trabajo con el gobierno y el público nacional; Po-líticas Públicas, contribuir con insumos y recomendaciones para la formulación de la regulación, ejercicios de negocios a través de los CEO junto al estado para ser defensores de la sostenibilidad del agua; Compromiso con la Comunidad, tratar de entender los problemas de agua y saneamiento en las comunidades en donde se opera, fomentar y proporcionar apoyo a los grupos locales, gobiernos e iniciativas a favor del recurso; Transparencia, incluir una descripción de las acciones en marco al Pacto Mundial enfoca-do al Mandato sobre el Agua.
Estudios Ambientales José Saulo Usma, Director del Programa
de Agua Dulce de WWF, resaltó que sólo existe un 2.5% de agua dulce en el planeta contenida en los humedales y sólo el 1% para el consumo humano, del cual 70% está destinado a la agricultura, 22% a la industria y 8% a uso doméstico. El experto sostuvo que existen cambios demográficos, aumento en la escasez de agua, cambios en la seguridad alimentaria, cambio climático e indiferencia ciudadana que generan dife-
rencias en el futuro hídrico global. Sugirió realizar investigaciones sobre la biodiversi-dad para su conservación y comercialización justa, identificación de áreas de alto valor de conservación para concertar con sectores productivos su no conversión; huella hídri-ca, custodia del agua y la gobernanza por el agua de parte de comunidades locales.
Brigitte Baptiste, Directora del Instituto Von Humboldt, presentó los datos de la variación de la oferta hídrica en la región de Orinoquía disponible mensualmente durante el año, durante condiciones hidro-climáticas secas. Asimismo, expuso los resultados de un análisis de las variables claves para la transformación del territorio, analizando los sectores de hidrocarburos, minería, hidroeléctrica, infraestructura vial y líneas de transmisión eléctrica. En hidro-carburos se concluyó que tiene incidencia en la remoción y pérdida de la cobertura vegetal, generación de residuos sólidos y escombros, cambios temporales en el uso del suelo y la generación o dinamización de procesos erosivos; sin embargo, se com-probó que los otros sectores tienen igual o mayor incidencia en el medio ambiente, in-cluyendo factores como el ahuyentamiento
Fernando Trujillo, Director Científico Fundación Omacha; José Saulo Usma, Coordinador Programa de Agua Dulce WWF; Brigitte Baptiste, Directora Instituto Von Humboldt; Felipe Arias, Presentador y Moderador; Germán Espinosa, Gerente General Cepcolsa
35Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
Eduardo Montealegre, Gerente de Responsabilidad Integral de Cepcolsa; Alfredo Gruber, Gerente General de Vetra; Germán Espinosa, Gerente General Cepcolsa
de comunidades faunísticas y el incremento de la demanda de agua en donde la industria petrolera tiene la menor incidencia.
Regiones Giovanna Barrera, Directora General de
Cormacarena, presentó la política Nacio-nal de Gestión del Recurso Hídrico, cuyo objetivo es garantizar la sostenibilidad del recurso, mediante una gestión y uso efi-cientes, articulados al ordenamiento y uso del territorio, mediante la implementación de instrumentos económicos, seguidos de la evaluación, seguimiento y control a las autorizaciones ambientales, formulación de reglamentación de corrientes priorizadas, el plan regional de monitoreo del recurso y apoyo a programas de mejoramiento de la calidad hídrica. La política se ha imple-mentado con éxito desde 2013, cuando se inició su divulgación en siete municipios y 3 veredas del departamento del Meta.
GobiernoCatalina Cortés, Coordinadora del
Grupo de Adaptación al Cambio Climático del Ministerio de Ambiente afirmó que la temperatura va a aumentar y se perderá precipitación por lo cual es importante planificar una acción frente a este fenómeno, ya que la suma de la condición de vulne-rabilidad y el riesgo no gestionado podría desencadenar un desastre. El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático tiene por objetivo reducir el riesgo y los impactos socio económicos y ecosistémicos asociados a la variabilidad y al cambio climático en el país, teniendo como ejes estratégicos la
Durante el desarrollo del panel sobre Regiones, Edgar Emilio Rodríguez, Asesor para la ANH; César Augusto Cortés, Subdirector de Control y Calidad Ambiental Corporinoquia; Catalina Cortés, Coordinadora del Grupo de Adaptación al Cambio Climático Ministerio de Ambiente y Giovanna Barrera, Directora General Cormacarena
biodiversidad y los ecosistemas, el recurso hídrico y las zonas costeras, los sistemas alimentarios resilientes al clima, la infraes-tructura básica y los sectores privados, por lo que se diseñó un plan de ruta para la for-mulación del plan de adaptación a aplicar en cada territorio.
Edgar Emilio Rodríguez, Asesor en la Gerencia de Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente para la Agencia Nacional de Hidrocarburos tuvo a su cargo la presenta-ción “El Agua Como Eje de la Gestión de la ANH”, destacando que en la estrategia ambiental 2014 - 2018 se contem-pla el licenciamiento y la planificación ambiental para el sector de hidro-carburos, nuevos retos ambientales en offshore y no convencionales y el conocimiento y manejo del recurso hídrico. Dijo que para el sector de hidrocarburos se busca dinamizar los procesos de ordenamiento ambiental del territorio en 59 cuencas hidro-gráficas que serán ordenadas por las CAR vía Ministerio de Ambiente y en 18 cuencas hidrográficas en las que se encuentran 64 bloques de hidrocarburos; en cuanto al conocimiento y manejo del recurso hídrico se contempla la repotenciación e instalación de estaciones meteorológicas e hidrológicas del IDEAM en la Orinoquía para generar información meteorológica periódica, espe-
La compañía incluye cuatro estrategias para impulsar iniciativa: Proyectos de conserva-ción de cuencas hidrográficas en las áreas de interés de la empresa, minimización de la captación de agua de fuentes superficiales, gestión de alianzas con los grupos de interés para proteger el recurso hídricos, innovación en los tratamientos de aguas residuales e implementar el reuso de agua, la generación y divulgación de información sobre el agua y su uso responsable en los proyectos.
cífica y oficial para el sector, la realización de estudios participativos comunitarios en el piedemonte de la Orinoquía y zonas alto andinas, en colaboración de la academia, con experiencias demostrativas alrededor de actividades en sísmica que incorporen las percepciones de la comunidad y aclaren la realidad sobre la actividad, entre otros estudios participativos comunitarios en el piedemonte de la Orinoquía y zonas alto andinas, con experiencias demostrativas alrededor de actividades en sísmica que in-corporen las percepciones de la comunidad y aclaren la realidad sobre la actividad.
IndustriaEl I Foro del Agua concluyó con el
lanzamiento por parte de Cepcolsa de la Iniciativa por el Agua, programa que tiene por objetivo la gestión integral del recurso hídrico en las operaciones de la compañía bajo el marco de sostenibilidad, así como la evaluación del ecosistema y el estableci-miento de la oferta y la demanda de recursos naturales en las áreas de operación, para buscar medidas que reduzcan o eliminen los impactos negativos en los ecosistemas.
36 Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
El Simposio celebrado el 26 y 27 de Agosto en Lima, Perú, contó con par-
ticipantes de 36 empresas pertenecientes a 13 países. Entre distintos temas relevantes se recorrieron tanto la visión estratégica del área como la gestión involucrada en distintos aspectos del conocimiento y del talento para la industria.
Amanda Pereira, Directora de Asuntos Estratégicos de Arpel; Esteban Bertarelli, Gerente de Proyectos de Petroperú y María Jesús Blasco, Presidente del Comité de Ta-lento Humano y Gestión del Conocimiento de Arpel, tuvieron a cargo la apertura del evento, en la que enfatizaron la importan-cia de analizar tendencias, desafíos y mejo-res prácticas en la gestión de personas que las empresas asociadas vienen realizando.
Durante el primer día se desarrollaron conferencias, sesiones plenarias y mesas redondas en torno a temáticas relevantes tales como: tendencias de la gestión de recursos humanos, el alineamiento de la es-trategia de recursos humanos a la estrategia del negocio, las universidades corporativas y sus procesos de gestión e implementación, las expectativas de la alta dirección, planes de carrera y sucesión.
La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe-Arpel, reunió a más de 120 especialistas con el fin de promover el
crecimiento del capital humano, intelectual y organizacional de la industria en la región
Hubert Arbidi, de Ancap; Jaime Roa Marchant, de Enap y Oscar Guerra Perdomo, de Ecopetrol, durante la sesión sobre Liderazgo del Futuro en la Industria de Petróleo y Gas en la Región
Destacados
conferencistas debatieron
sobre los mayores desafíos y
oportunidades que enfrenta
el sector de petróleo y gas en
el área de talento humano y
gestión del conocimiento y qué
evolución se prevé para los
próximos años”
En el segundo día, los especialistas intercambiaron experiencias y conoci-mientos respecto a Liderazgo; Atracción y retención de talentos; Generación de valor en las relaciones sindicales así como el tra-bajo articulado de gestión de conocimiento, talento humano e innovación.
de Petroperú. Al respecto, María Jesús Blasco, Directora del Centro Superior de Formación de Repsol, España, destacó que las “universidades corporativas tie-
nen visión de largo plazo, además de la
posibilidad real de trabajo, lo que siempre
permite mejorar el conjunto de competen-
cias prácticas necesarias para la ejecución
de las tareas”. Una de las mesas plenarias se centró en
la importancia del diálogo con sindicatos, con la participación de un representante de la Federación Ancap y representantes de relaciones sindicales de distintas empre-sas. “Trabajar el diálogo con un sindicato
fuerte y representativo permite construir”, según Hubert Arbildi, Gerente de Servicios Compartidos de Ancap, Uruguay.
Finalmente las reflexiones sumaron el rol de liderazgo y sus características para el futuro. “Los líderes que necesitamos
deben ser humanos, equivocarse y dialogar.
No alcanza con el conocimiento técnico”, expresó Jaime Roa Marchant, Jefe del De-partamento de Desarrollo Organizacional de Enap Refinerías, Chile.
Fuente: Arpel
En el orden de gestión de conocimiento se expusieron ejemplos y experiencias de Universidades corporativas, las de Petrobras, Repsol, Ecopetrol y la inicial
38 Octubre 2014 / Petroleum 297
Escenario
El negocio de los hidrocarburos en Latinoamérica y la cooperación ener-
gética, fueron algunos de los importantes temas analizados en el marco de la segunda versión del LatAm Oil & Gas Summit, ce-lebrado el 10 y 11 de Septiembre en Hous-ton, reuniendo nuevamente a destacadas personalidades vinculadas directamente con el sector en la región.
El programa se dividió en cinco gran-des bloques temáticos: Panorama Regio-nal del Sector Petróleo y Gas, Petróleo y Gas Costa Afuera, Petróleo en la Zona An-
Jorge Zajia, Editor de Petroleum; Luis Giusti, Presidente del CCLAEN y Pedro Neuman, Gerente Comercial LINSAYCA
dina, Potencial no convencional en Amé-rica Latina, Procesamiento y Refinación, y Gas Natural e Integración Energética, cada uno de los cuales fue ampliamente cubierto con un total de 24 conferencias y 6 paneles de discusión.
Luis E. Giusti, Presidente del Centro La-tinoamericano de Energía, CCLAEN, abrió el primer bloque con una ponencia sobre “La apertura petrolera latinoamericana”, en la que profundizó en el proceso que se está gestando en México con la reforma energética, cuyo desarrollo, dijo, no será nada fácil y sobre la marcha deberá hacer
frente a muchas dificultades, especialmente de orden político. En su disertación Giusti se refirió igualmente a las posibilidades de replicar en países de la región la experiencia de Estados Unidos con la “revolución de los esquistos”. A su juicio Argentina es el que más oportunidades tiene, aun cuando el riesgo político es muy elevado.
Otros temas de amplio debate fueron los retos de los campos pre-sal costa afuera de Brasil, los desafíos de la exploración en aguas profundas en el Golfo de México y las perspectivas del mercado GNL en América Latina.
E n su conferencia titulada “El Negocio de los Hidrocarburos: Un continuo
cambio”, Mauricio Canard se enfocó básicamente en proyectar al país como el mejor destino de inversión en petróleo y gas, por sus reservas probadas para largo plazo, su ubicación geográfica privilegiada y la decisión del Estado de apalancarse en la empresa privada.
La segunda versión del evento organizado por BNamericas se centró en los cambios regulatorios que se están produciendo
en el sector de petróleo y gas en la región, escenarios de inversión y oportunidades de negocio para la comunidad
petrolera internacional
Mauricio Canard, Ex Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, afirmó durante su intervención en el LatAm Oil & Gas Summit que Venezuela ofrece grandes oportunidades de negocios en el sector de hidrocarburos
mencionó la nacionalización en 1975, el retorno al esquema de concesiones con la apertura petrolera a partir de 1986, la aprobación de la Ley Orgánica de Hi-drocarburos Gaseosos en 1999, que abrió la posibilidad del manejo del gas natural no asociado al petróleo, la conversión a Empresas Mixtas de los 32 convenios
Venezuela, reto para los inversionistas
Mauricio Canard“La clave es comprender el entorno, planificar estratégicamente a largo plazo y concebir las alianzas oportunas que garanticen el éxito”, afirmó.
Tras algunas referencias al tema del cambio como una constante global, Ca-nard enfatizó que Venezuela no ha sido la excepción y el negocio en hidrocarburos ha cambiado aceleradamente. Como ejemplos
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Escenario
Compradores y buscadores de ofertas en el mercado de exploración y prospec-
ción de petróleo y gas de todo el mundo, no faltaron a la North America Prospect Expo, NAPE, a la cual muchos acuden prestos a comprar prospectos ricos en petróleo, más ahora, con el resurgimiento en la producción de petróleo y gas En los Estados Unidos. El programa arrancó con la Conferencia de Negocios en la que par-ticiparon expertos en temas regulatorios y legales, tecnología e inversión. El orador de la Conferencia Almuerzo fue Ray Pe-rryman, fundador y Presidente del Grupo Perryman, conocido por su experiencia en materia de análisis económico y financiero y quien compartió con los asistentes sobre las principales diferencias entre la industria de hoy día y el ciclo de auge y caída de la década de los 70´s y 80´s.
La edición de verano de la mayor y más importante exhibición del sector de petróleo y gas en los Estados
Unidos tuvo lugar del 20 al 22 de Agosto en el George R. Brown Convention Center de Houston, su ciudad sede
por más de 20 años
operativos con el sector privado en el sector petrolero en 2006 y los cambios ex-perimentados en 2007 en la utilización de empresas de servicios petroleros, pasando algunas a ser propiedad del Estado.
Respondiendo a la interrogante de cuál será el próximo cambio, Canard dijo no saberlo, si bien se mostró particularmente optimista.
Refiriéndose al contexto actual, recor-dó que las reservas certificadas de petróleo y gas de Venezuela son de tal dimensión que aseguran cualquier actividad durante los próximos 300 años, a lo que se suma la decisión reiterada por el Ejecutivo de incrementar la producción petrolera en el corto plazo y de realizar importantes inversiones en el sector gasífero. Por otra
parte, dijo, “nuestra economía depende en más del 90% de la renta petrolera, lo que es un factor determinante para la promoción de las inversiones en el sector”.
Canard soportó sus planteamientos en datos divulgados por Pdvsa que refieren una producción actual de 2.878 MMBd de crudo y unos 7.400 MMpcd de gas. Agre-gó que la proyección de plan de negocios de la empresa apunta a lograr una produc-ción de crudo de 4.034 MMBd en 2014, y 6.060 MMBd hacia 2019. Para lograr esa meta, la estatal se apoya en el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, para el cual se estiman inversiones de US$81.421 millones (2012-2019). Estos nuevos desa-rrollos están a cargo de empresas mixtas creadas con otras petroleras extranjeras.
Concluyó su intervención afirmando que el sector privado nacional e inter-nacional pueden tener presencia en el desarrollo potencial de actividades en las áreas de suministro de bienes y servicios básicos, servicios especializados (pozos, yacimientos), ingeniería y construcción, inspección de obras, inversión y partici-pación en empresas mixtas y participación y financiamiento de proyectos en el Plan Siembra Petrolera de Pdvsa. “La amplitud de oportunidades es tan grande como sea la capacidad real de participar, y el vehículo para hacerlo es la Cámara Pe-trolera, la cual agrupa a 700 empresarios dispuestos a asumir riesgos y a invertir en asociaciones estratégicas con inversionis-tas del exterior”.
Perryman señaló que la industria pe-trolera actual es menos vulnerable a las fluctuaciones de los precios, tiene más dinero en efectivo disponible y flexibilidad y se bene-ficia de los aumentos de producción basados en la tecnología. Agregó que mientras que la industria tiene que lidiar con la geopolítica, su impacto es menos significativo que duran-te los días del embargo y la guerra fría. La sesión de apertura también incluyó una vista previa de los datos de estudio de Perryman, que demuestra que el petróleo y el gas siguen siendo un motor económico importante, con un crecimiento más rápido que el resto de la economía estadounidense.
Durante un panel moderado por Lee Fuller, Vicepresident Government Relations, IPAA, intervinieron Jeremy Fitzpatrick, Di-rector of Legal & Regulatory, RKI Explora-tion & Production; Alex Mills, President &
Chief of Staff, Texas Alliance of Energy Pro-ducers y Gifford Briggs, Vice Presi-dent for Government Affairs, Louisiana Oil and Gas Association, quienes compartieron sus perspectivas sobre los climas legales de sus respectivos estados, así como la forma en que sus organizaciones están abordando los desafíos creados por la legislación en sus regiones.
A pesar de los desafíos que enfrentan los operadores aguas arriba, ponentes y asisten-tes se mostraron optimistas, y centraron el debate en las importantes oportunidades en la industria, una visión compartida igual-mente por los conferencistas que abordaron tópicos de tecnología y tendencias del empleo en empresas de exploración y producción.
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40 Octubre 2014 / Petroleum 297
Refinación
Industrial Consulting Group da soporte al proceso de Precomisionamiento, Comisionamiento, Arranque (PCS) y Entrenamiento del proyecto de Ampliación de la Refinería de Cartagena, donde se incrementará
la capacidad de refinación de crudo de 80.000 BPD a 165.000 BPD
brinda consultoría especializada al Proyecto Reficar
El enfoque de
ICG es asegurar rapidez y
confiabilidad operacional
gracias a su equipo de
talento humano, expertos
en el área”
Personal altamente calificado en el área de PC&S de refinerías de ICG asumió el compromiso de llevar a cabo la puesta en marcha del Proyecto Reficar
Industrial Consulting Group, ICG, es una compañía colombiana con presencia
internacional especializada en precomisio-namiento, comisionamiento y arranque de las instalaciones petroleras y gasíferas, destacando por su liderazgo, no sólo por la calidad de sus profesionales sino porque sus procesos se ejecutan impecablemente con total confianza y garantía de resultados. La empresa enfoca sus esfuerzos en el sector petrolero y gasífero abarcando sus tres sec-tores: Upstream, Midstream y con este pro-yecto Downstream, en los cuales el arranque temprano y seguro de las instalaciones es vital para garantizar la productividad y rentabilidad de los proyectos.
El precomisionamiento y comisiona-miento es un proceso que permite garanti-zar la puesta en marcha para operaciones estables donde se revisa previamente todos los equipos mecánicos, eléctricos y de auto-matización, instrumentación y control que se requieren dentro de una instalación petro-lera o de gas, para lo cual es esencial revisar que cada pieza esté en su punto para evitar cualquier demora en la puesta en marcha o que se presente algún desperfecto o acciden-
te en el arranque que retrase la entrada en operación de los equipos. Cuando se alcanza la entrada en operación temprana de una instalación petrolera son millones de dólares de ingresos que representan cada día.
El objetivo del Proyecto Reficar de du-plicar la refinación de petróleo se alcanzará al pasar a una nueva configuración de 14 unidades de proceso y dos unidades de ser-vicios industriales. La configuración actual es de cuatro unidades de proceso y una de servicios industriales.
Al respecto el Presidente de ICG, Eduar-do Rivodó, comentó que “más que una ex-pansión se trata prácticamente de una nueva refinería. No sólo es un reto interesante sino también un momento histórico para Colombia a nivel nacional e internacional como productor de petróleo y sus derivados, y para asumir este reto estamos creciendo rápida y fuertemente habiendo tenido un aumento de nuestra fuerza de trabajo e ingresos por aproximadamente seis veces”.
Destacó asimismo que ha sido muy im-portante para ICG tener las certificaciones a su sistema integrado de gestión: ISO 9001 de Calidad, ISO 14001 de Medio Ambiente y OHSAS 18001 de Salud Ocupacional por Bureau Veritas. Esto posiciona a la empresa entre los estándares internacionales de calidad en sus servicios. “Dentro de este contexto y por ser locales, se vio en nosotros un aliado perfecto para el ambicioso proyecto de expansión de la Refinería de Cartagena”, afirmó Rivodó.
Talento humano especializadoPara la ejecución del proyecto se requiere
de personal altamente calificado con años de experiencia en el área de PC&S de Refinerías
41Octubre 2014 / Petroleum 297
Refinación
Líderes de ICG: Vielman Salas, Orlando Silva, Beiba Calle, Luis Peñuela y Hernando Vélez
o Petroquímicas. El alcance contempla el suministro de personal calificado con expe-riencia en verificación de estado de construc-ción, precomisionamiento, comisionamiento, arranque y puesta en marcha de unidades de refinación, incluyendo unidades de crudos y de destilación al vacío, coquización retar-dada, manejo de coque, FCC, alquilación, hydrocracker, plantas de hidrógeno, patio de tanques de almacenamiento, tea, unidad de gas natural, unidades de aire de planta y de instrumentación, unidades de tratamiento de agua, servicios, generadores de vapor, genera-dores de potencia eléctrica, entre otros. Todos estos equipos estarán bajo la mira del grupo de colaboradores de ICG que desde ya están comprometidos para llevar a cabo a tiempo la puesta en marcha de este gran proyecto de Reficar filial de Ecopetrol.
El personal del proyecto incluye técni-cos, especialistas y supervisores de comple-tamiento, comisionamiento de campo y de consola en cuarto de control, además de técnicos de mantenimiento en las especiali-dades de mecánica, electricidad e instrumen-tación principalmente, así como también de
técnicos y supervisores de evaluaciones de obras/servicios/materiales, programadores, técnicos de seguridad, salud y ambiente-HSE, administradores de proyecto y otros profesionales de soporte. La mayoría del personal seleccionado cuenta con una expe-riencia promedio de 15-20 años de carrera dentro de la industria especialmente en el área de refinación y petroquímica.
Seguir creciendo en ColombiaPara ICG Colombia seguirá siendo el
foco principal de su gestión, y sobre el
tema Rivodó acotó que adicionalmente a los proyectos que tienen en producción, transporte/despacho y refinación para este año, la empresa adelanta su propia expansión en Colombia. “Queremos in-crementar proyectos tanto en el upstream, midstream y downstream, ya que nuestro objetivo es ser un aliado estratégico para todos nuestros clientes. Por lo tanto vamos a seguir creciendo nuestras alianzas con las diferentes operadores establecidas en Colombia agregando valor para ellos y para el país”.
42 Octubre 2014 / Petroleum 297
Tecnología
Desafíos de la generación de energía en campos de petróleo pesado offshore
Michael Welch, Gerente de Marketing de la Industria - Petróleo y Gas, Turbomaquinaria Industrial de Siemens
Un caso para las turbinas de gasSon muchos los factores físicos y financieros que determinan la solución
de una óptima generación de energía en una estructura en alta mar,
incluyendo los requisitos de espacio, peso, fiabilidad, mantenimiento
e impacto ambiental.
En los campos convencionales de petróleo en alta mar, el gas aso-
ciado suele estar disponible para proporcionar el combustible para la
generación de energía. Los campos de petróleo pesado tienden a ser
deficientes en gas; con gas asociado insuficiente sobre la vida de cam-
cantidades y las elevadas temperaturas del calor requerido llevarían
a la necesidad de la instalación en alta mar de las calderas, mientras
que la generación de energía in-situ podría incorporar un sistema de
recuperación de calor residual (WHRS por sus siglas en inglés) para
producir parte o todo el calor requerido, reduciendo el número y el
tamaño de las calderas necesarias.
Con la generación de energía in-situ, la fuente o las fuentes de com-
bustible necesitan ser seleccionadas, especialmente si no hay suficiente
gas asociado. En algunos lugares, puede ser económicamente viable
po para alimentar totalmente una
planta de energía. Por lo tanto, po-
dría ser necesaria la importación
de combustibles como el diesel o
el fuelóleo pesado (HFO por sus
siglas en inglés), lo que incrementa
los costos operativos.
Podría ser necesario tener en
cuenta el uso del propio petróleo
crudo producido como combusti-
ble para la generación de energía,
lo que requiere una consideración
con detenimiento por parte de los
proveedores de las diferentes tec-
nologías de generación de energía
potencial.
Al considerar el diseño de la
planta de energía, se debe tener en
cuenta muchos factores. La capa-
La turbina de gas Siemens SGT-500 - de 15 a 20 MW de potencia - se puede utilizar en la operación de combustible dual y la quema de una serie de diferentes combustibles, que incluyen incluso la combustión de fuelóleo pesado
importar gas desde la costa o desde
una plataforma cercana rica en gas
para utilizarlo como combustible
de la plataforma. Si la importación
de gas no es posible, entonces el
operador tiene que buscar en los
combustibles líquidos. Hay una
amplia variedad de combustibles
líquidos que se pueden tener en
cuenta con base en el precio y la
disponibilidad; sin embargo, los
combustibles líquidos tienen un
mayor contenido de carbono que
el gas natural y, por lo tanto, dará
lugar a un impacto ambiental más
elevado. Además, las emisiones de
combustión tienden a ser mayores
en los combustibles líquidos en
comparación con los combustibles
cidad de combustible, la disponibilidad y la flexibilidad son criterios
clave, así como la eficiencia energética, el espacio ocupado, el peso, la
facilidad de transporte, el costo de capital (CAPEX), el reabastecimiento
y el impacto ambiental.
Para las operaciones en alta mar, hay dos opciones básicas que se
pueden realizar al considerar la principal fuente de energía: la energía
desde la costa, o la generación de energía in-situ.
La energía desde la costa implica el suministro de electricidad
desde la red eléctrica del país anfitrión a la plataforma en alta mar por
medio de un cable submarino. Es muy probable que de todas formas
se instale una generación de energía en la plataforma como una fuente
de respaldo, en caso de pérdida del suministro de la costa. El operador
de la plataforma también tiene que ser consciente de la posibilidad de
los aumentos en los precios de energía durante la vida útil del campo
petrolífero.
La generación de energía in-situ permite que el operador de la
plataforma sea autónomo y que una planta de energía habitual basada
en un diseño de unidad ‘n +1’ tenga redundancia incorporada para
asegurar la máxima fiabilidad.
La energía desde la costa tiene un inconveniente en la produc-
ción de petróleo pesado: la necesidad de calor de proceso. Las altas
gaseosos. Para el diseño de la plataforma también se debe examinar el
espacio necesario para la correcta descarga y el almacenamiento de los
combustibles líquidos; la contaminación del combustible puede provocar
fallas en el equipo.
El diesel y el gasóleo para uso marítimo (MGO por sus siglas en
inglés) son las opciones, técnicamente, menos difíciles.
Estos se pueden obtener fácilmente y se pueden utilizar en la ma-
yoría de las tecnologías de generación de energía. No obstante, estos
combustibles líquidos refinados premium son caros. Una opción podría
ser utilizar combustibles de menor calidad de refinación tales como
intermedia (IF) y el fuelóleo pesado (HFO). Estos combustibles poseen
altas viscosidades y contenidos de azufre mayores que los motores
diesel y MGO, lo que los hace más baratos, pero reduce las opciones
tecnológicas disponibles para la planta de energía. La opción final para
el combustible líquido es utilizar el propio petróleo crudo producido.
Esto elimina los problemas de transporte y almacenamiento, pero el
petróleo crudo, especialmente el petróleo crudo pesado, es un combus-
tible difícil que pocas tecnologías son capaces de quemar, sobre todo
en las cámaras de combustión de bajo nivel de emisión.
Los principales retos de las tecnologías de generación de energía
asociados con el petróleo crudo son la viscosidad, el contenido de
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Tecnología
metal alcalino y pesado, y el índice de acidez total (TAN por sus siglas
en inglés). La viscosidad se puede reducir a un nivel adecuado calen-
tando el aceite crudo, o mezclando el aceite crudo con una fracción
más ligera, como el diesel. Los efectos de la contaminación de metal
alcalino y pesado del petróleo crudo se pueden mitigar mediante el uso
de procedimientos de tratamiento del combustible.
Desde la perspectiva de un operador, la situación ideal sería ha-
cer uso máximo del gas asociado disponible y luego “rellenar” con
combustible líquido cuando el gas disponible sea insuficiente. Esto se
conoce como bi-combustible, funcionamiento mixto de combustible
o combustión simultánea. Hay tecnologías disponibles para sacar
provecho de esta opción, aun cuando el petróleo crudo pesado es el
combustible líquido.
Hay tres tecnologías principales de generación de energía que se
pueden considerar cuando se trata de petróleo crudo: turbinas de gas,
motores recíprocos (o de pistón) y caldera/turbinas de vapor. En los
tres casos, no todos los modelos de la turbina, el motor o la caldera
pueden funcionar con petróleo crudo, y algunos aspectos especiales,
tales como el tratamiento previo del combustible, siempre son necesarios
para garantizar un funcionamiento fiable.
La solución de la caldera/turbina de vapor es potencialmente la más
robusta, ya que no tiene partes móviles, pero tiene el inconveniente de
espacio y peso. Este sistema también tiene la eficiencia de generación
de energía más bajo de las opciones disponibles, por lo general, en el
rango es de 18 a 25%.
Hay un número de modelos de motor recíproco (o de pistón) que
puedan funcionar con petróleo crudo, pero para tales aplicaciones en
alta mar es más frecuente considerar tecnologías de combustible dual,
de forma que el gas asociado se pueda utilizar. En este caso, el diesel se
requiere a menudo como el combustible inicial para el funcionamiento
con combustible líquido y como un paso intermedio al cambiar entre
el funcionamiento de combustibles gaseosos y del petróleo crudo. Un
pequeño piloto de combustible líquido continuo se utiliza en el fun-
cionamiento con gas combustible e igualmente puede requerirse en la
operación del petróleo crudo. El índice de acidez total (TAN) del petróleo
crudo puede ser un problema, puesto que en los niveles altos se acelera
la degradación de aceite lubricante y la corrosión en los inyectores de
combustible y los cilindros.
El motor de combustible dual ofrece la más alta eficiencia eléctrica
de las tres tecnologías - se puede alcanzar más del 40% - y en conse-
cuencia las emisiones más bajas de CO2 para la generación de energía,
aunque en la operación de combustibles gaseosos existen grandes
emisiones de metano mediante la pérdida metano.
La mayoría de los motores de combustible dual no poseen la ca-
pacidad bi-combustible y, por lo tanto, no son capaces de maximizar
el uso del gas asociado (el funcionamiento mixto de combustible es
posible en la denominada tecnología diesel a gas, pero esto requiere
que el gas combustible sea suministrado a presiones muy altas). Si
bien la eficacia es alta, los motores de combustible dual tienen algunos
inconvenientes, en particular el tamaño y el peso de las unidades de
velocidad media, la necesidad de un suministro constante de diesel para
actuar como un combustible piloto y el nivel de consumo del aceite
lubricante. Los motores de combustible dual tienen el tiempo más
corto entre los intervalos de mantenimiento (aproximadamente cada
3.000 horas de funcionamiento) y los reajustes significativos se deben
llevar a cabo en el lugar, lo que requiere importantes interrupciones
del servicio de electricidad.
El HelWin1 es la primera plataforma en alta mar (offshore) con conexión a red eléctrica que Siemens ha instalado en el Mar del Norte
Hay muy pocas turbinas de gas que puedan funcionar con petróleo
crudo debido a los problemas de viscosidad y de contaminación, pero
aquellas que pueden, por lo general tienen la capacidad de bi-combus-
tible. Estas tienden a ser los modelos más antiguos, con bajas tempe-
raturas de combustión, y así tienen eficiencias eléctricas relativamente
bajas en comparación con las turbinas de gas modernas. La eficiencia de
generación de energía estará en el intervalo de 25 a 32%, dependiendo
del modelo. Sin embargo, la eficiencia de combustión es muy alta y las
emisiones de hidrocarburos sin quemar son muy bajas. Las turbinas
de gas ofrecen un paquete de generación de energía muy compacto y
de peso ligero en comparación con las tecnologías alternativas, con la
mayoría de los sistemas auxiliares instalados en el patín de turbina de
gas o en la parte superior de la estructura, simplificando la instalación.
Por lo general, las turbinas de gas requieren intervenciones de
mantenimiento mínimo (cada 6.000 u 8.000 horas de funcionamiento,
lo que se puede incrementar a 10.000 horas o más si la turbina no
está funcionando a plena carga). El tiempo muerto del mantenimiento
se puede reducir mediante el uso de una filosofía de “intercambio de
núcleo”, donde se lleva a cabo el intercambio de componentes en tierra
firme en un taller especializado. Se debe recordar que para los avan-
ces de petróleo pesado, se requieren cantidades importantes de calor
durante el procesamiento y almacenamiento. El calor residual de la
generación de energía puede ser utilizado para proporcionar el calor de
proceso requerido con una planta de cogeneración, y esto puede tener
un impacto significativo en la eficiencia total de la energía con menor
consumo de combustible y emisiones de CO2.
Las tres tecnologías de generación de energía se consideran que son
adecuadas para la cogeneración. Para una solución de caldera/turbina
de vapor, la energía térmica de la generación de energía se presenta
en forma de vapor de agua recogido en varios puntos a lo largo de la
turbina o mediante el uso de una turbina de vapor de tipo de contra-
presión en lugar de una de tipo de condensación. El problema con la
instalación de una turbina de tipo de contrapresión es que sin la carga
de calor no es posible generar electricidad, mientras que la extracción
de vapor de una turbina de vapor de tipo de condensación reducirá
la cantidad de energía generada. Las soluciones de turbinas de vapor
son las más adecuadas para aplicaciones de cogeneración con una alto
índice de calor por potencia - 4:01 o superior - con el fin de lograr una
óptima eficiencia energética total.
Los motores de combustible dual tienen calor residual que puede ser
recuperado de los circuitos de la refrigeración del motor y la refrigera-
ción del aceite lubricante y de los gases calientes de escape. Únicamente
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Tecnología
los gases de escape son apropiados para las al-
tas temperaturas requeridas para la producción
de vapor o el calentamiento de aceite térmico,
así que esto limita el potencial de producción
de vapor y la eficiencia energética total. Para las
instalaciones que requieren agua caliente a baja
temperatura, se puede lograr la energía total de
muy alta eficiencia (alrededor del 90%). Para
la producción de vapor con un bajo índice de
calor por potencia (menos de 1:1), se pueden
obtener las eficiencias razonablemente altas de
energía (alrededor del 60%). La insuficiencia
en la producción de vapor puede ser compen-
sada mediante la instalación de las calderas
independientes. Esto aumentará la eficiencia
energética total del sistema hasta la marca de
70 a 75%, pero aumenta los requerimientos
de CAPEX y de espacio.
En contraste con los motores de combus-
tible dual, la mayoría del calor residual en
una turbina de gas se encuentra dentro de los
gases calientes de escape, haciendo la turbina
de gas muy conveniente para las aplicaciones
de producción de vapor y el calentamiento
de aceite térmico. La turbina de gas es una
buena opción para los proyectos con un índice
de calor por potencia entre 1:1 y 1.5:1, con
con el transporte de menor complejidad. El
concepto de intercambio de núcleo ayuda a
reducir el tiempo muerto del mantenimien-
to, los requerimientos de mano de obra, el
espacio de almacenamiento de los repuestos
y los gastos de envío.
En términos de eficiencia energética, la
cogeneración es una solución ganadora con
una reducción en el costo del combustible y
en las emisiones de CO2. La tecnología que
ofrece la más alta eficiencia energética total
depende de la relación calor por potencia
requerida por la instalación y la forma en que
se necesita el calor.
En cuanto a la fiabilidad, todas las op-
ciones son interesantes sobre todo porque la
redundancia se diseña generalmente, con una
fiabilidad alcanzable superior al 99%.
En general, para las operaciones de
petróleo pesado en alta mar, una opción
de turbina de gas parece más probable que
proporcione la mejor solución total para la
energía necesaria, pero esto depende de si
el modelo de la turbina de gas es apropiado
para el petróleo crudo o el funcionamiento
del bi-combustible que se encuentra dispo-
nible en las salidas de potencia requeridas.
eficiencias totales de energía realizable de
más del 70%. Con alto contenido de oxígeno
todavía presente en los gases de escape, la
alimentación suplementaria se puede utili-
zar para aumentar la producción de vapor
para lograr un índice de calor por potencia
de hasta quizás 4:01. Esto permite alcanzar
una eficiencia de energía total de hasta 90%.
El petróleo crudo no es un combustible
adecuado para las bajas emisiones en seco
(DEL por sus siglas en inglés) de los quema-
dores de las turbinas de gas, por lo que si se
requiere un funcionamiento de petróleo crudo,
entonces, la tecnología de combustión conven-
cional debe ser empleada.
Esto crea emisiones más altas para un siste-
ma DLE tanto con gas como con combustibles
líquidos, pero las emisiones de NOx se puede
reducir mediante inyección de agua. Para los
motores de combustible dual, en la actualidad
la única posibilidad de reducción de NOx es la
limpieza posterior a la combustión utilizando
SCR o tecnología similar.
En términos de espacio y peso - aspectos
extremadamente importantes para aplica-
ciones en alta mar - la opción de turbina de
gas ofrece la solución más compacta y ligera
46 Octubre 2014 / Petroleum 297
La solución más completa para plays no convencionales. Permite ahorrar tiempo y dinero, a la par de acelerar la recuperación de hidrocarburos
El motor PR Series 1,600-hp es un motor robusto y eficiente diseñado para su uso en bombas de lodo de perforación de petróleo
Warehouse
Baker Hughes anunció el lanzamiento comercial de dos nuevos motores dise-
ñados para la perforación de yacimientos no convencionales. El 7-in. Navi-Drill™ Ul-tra XL45™ que ofrecen alta potencia y tor-que para perforar de forma fiable a través de largas secciones en formaciones duras, y el 5-in. Navi-Drill™ X-treme™ eXtend, el cual proporciona una mayor potencia y fiabilidad de perforación en secciones ho-rizontales de diámetro reducido (slimhole).
El motor 7-in. Ultra XL45 cuenta con la potencia más larga en la industria, lo que le permite perforar tramos verticales
Nuevos motores Navi-Drill de
largos sin necesidad de corregir las desvia-ciones, y su alta capacidad de torque tam-bién minimiza stick/slip para aumentar el rendimiento y la vida de la broca. El motor utiliza un elastómero de alto rendimiento que proporciona potencia adicional para ayudar a alcanzar mayores tasas de pene-tración y reducir los costos de perforación.
El motor 5-in. X-treme eXtend perfora fácilmente secciones de diámetro reducido que a menudo presentan un desafío para las tecnologías de motor convencionales. Su diseño único proporciona hasta un 100% más de torque que los motores con-vencionales. La energía adicional permite a los operadores perforar utilizando brocas
de PDC de alta resistencia a través de largas, duras y abrasivas secciones hori-zontales, tales como los de la cuenca Williston.
Durante las últimas tres décadas se han hecho mejoras conti-
nuas que hoy permiten acelerar la recuperación
de hidrocarburos con ROP más rápido, realizar corridas mas
largas con mayor fiabilidad y obtener una mejor respuesta en la dirección y calidad del hoyo.
A principios de este año, Baker Hug-hes anunció el lanzamiento de su 6¾-in Navi-Drill™ Ultra Curve™, que perfora en curvas de alta tasa de construcción con control direccional preciso como los en-contrados en los yacimientos de esquisto Barnett, Williston, Marcellus y Woodford/Anadarko. El Ultra Curve también tiene capacidad para perforaciones verticales y las secciones horizontales en una corrida.
Con la adición de estos tres motores, Baker Hughes ofrece una solución total para la perforación en plays no convencio-nales en toda América del Norte. www.bakerhughes.com
DRS Technologies, Inc., una compañía de Finmeccanica, anunció que en colabo-
ración con Weatherford, vendió sus cuatro primeros motores de imán permanente PR Series 1,600-hp - permanent-magnet, PM, los cuales se pueden montar en el EH-1600 Triplex Mud Pump de Weatherford.
Como resultado de esta aplicación se logró una reducción de 25% en volumen de deslizamiento de la bomba y 12% de ahorro
nuevo diseño de motores de imán permanente
de peso, por lo que el tránsito es más fácil y menos costoso, lo que se traduce en un ahorro importante de combustible. Esto es posible por el alto torque y alta eficiencia del motor PM y su capacidad para eliminar las correas y poleas de equipo asociados con motores tradicionales.
“Las exitosas pruebas y las primeras ventas de este diseño de motor son alenta-dores», dijo Rich Armstrong, Vicepresidente
y Gerente General de DRS Power Techno-logy, quien agregó que DRS y Weatherford trabajaron en estrecha colaboración con los contratistas de perforación para realizar el diseño mecánico y eléctrico detallado y la integración. Tras seis meses de pruebas de los motores en las instalaciones de Weather-ford en Magnolia, Texas, las demandas de los clientes aceleraron el desarrollo de un motor de 1,600-hp.
47Octubre 2014 / Petroleum 297
Gente
Al frente de la cartera de Minas y Energía de Colombia se posesionó el economista Tomás González Estrada, quien
tiene un gran conocimiento del sector y llega al Ministerio en reemplazo de Amylkar Acosta.
Además de levantar el ritmo de la locomotora de Minas y Energía, González tiene entre sus retos el relacionamiento con las comunidades que han impedido la ejecución de proyectos estratégicos, destrabar el Código Minero, estructurar estrategias para proteger la infraestructura de los atentados y, en general, aumentar las inversiones extranjeras.
González es economista de la Universidad de los Andes con Maestría en Ciencias de la Economía y Ph.D. en Economía de la Universidad de Londres. Cuenta con más de 15 años de experien-cia en los sectores público y privado. Fue Viceministro de Minas y
Energía entre 2010 y 2013, tiempo durante el cual presidió la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), estuvo al frente de la creación de la Agencia Nacional de Minería (ANM) y la reorganización del sec-
Nuevo Ministro de Minas y Energía de Colombia
Tomás González Estrada
tor de gas. También se desempeñó como Consejero Económico del Presidente y Subdirector del Departamento Nacional de Planeación (DNP). Fue Secretario Técnico del Consejo Nacional de Política Económica y Social (CONPES).
Fue miembro de la junta directiva de diversas organizaciones públicas y privadas -incluidas ISA, ISAGEN y Hocol. Trabajó para BP Colombia como Gerente de Asuntos Externos y ha sido profe-sor en la Universidad de Londres y la Universidad de Los Andes, donde dictó el Seminario de Economía, Petróleo y Desarrollo.
Francisco Lloreda Mesa asumió como nuevo Presidente Ejecutivo de la Aso-
ciación Colombiana del Petróleo –ACP, en reemplazo de Alejandro Martínez.Francisco José Lloreda
Max Antonio Torres
Presidente de la VP de Exploración de Ecopetrol
Trond Olsen asumió como Presidente de la filial ClampOn, Inc., con sede
en Houston, responsable de las ventas y servicio en Norte y Sur América, efectivo Trond Olsen
En su nuevo rol, estará dirigiendo una organización a la que aportará su conocimiento y experiencia de más de una década en la industria del petróleo y el gas de noruega
Hans A. Wagner, tras servir como Hans A. Wagner
a partir del 1 de Septiembre de 2014.Antes de unirse a ClampOn, Trond se desempeñó durante siete
años como CEO del Norwegian Centre of Expertise Subsea en Bergen, Noruega. Con formación en la Academia Naval Real de Noruega, Trond tiene una Maestría en Administración. En 2010 fue nombrado Presidente del Comité de Programa de la Underwater Technology Conference, UTC.
Presidente desde 1999, fue nombrado Vicepresidente Senior de Desarrollo de Negocios, efectivo igualmente desde el 1 de Septiembre. Hans continuará su valiosa contribución al desarrollo de la empresa mediante la aplicación de nuevas oportunidades de negocios en las Américas.
Cambios en
Ecopetrol informó que el geólogo Max Antonio Torres asumió como nuevo Vi-
cepresidente de Exploración de la Empresa.Torres es egresado de Universidad Na-
cional de Tucumán, Argentina con máster en Ciencias en Estratigrafía de Georgia State University.
Lloreda Mesa es abogado de la Universidad Javeriana de Bogotá, con maestrías en Administración Pública de la Universidad de
Columbia en Nueva York y en Políticas Públicas en América Latina de la Universidad de Oxford en Inglaterra, y con Doctorado en Política de la misma Universidad de Oxford en Inglaterra.
Actualmente ejerce como Alto Consejero Presidencial para la Seguridad y la Convivencia. Cuenta con amplia experiencia en el sector público, donde se desempeñó como Ministro de Educación Nacional, Ministro de Desarrollo Económico ad-hoc, y Embajador de Colombia ante el Gobierno de los Países Bajos en La Haya.Asi-mismo, fue Director del Diario El País de Cali y Director Ejecutivo de la Federación Colombiana de Municipios.
Entre Abril de 2013 hasta su llegada a Ecopetrol se desempeñó como Director de Exploración para Europa y Medio Oriente de Repsol. Cuenta con más de 28 años de experiencia exploratoria en Latinoamérica, Asia, Europa y África.
Inició su carrera en Repsol como Gerente de Proyecto, evaluan-do oportunidades de exploración, producción y nuevos negocios en Perú, Ecuador, Colombia y Argentina. Posteriormente fue Ge-rente de Exploración en Venezuela, Director de Exploración para Latinoamérica y Director de Exploración para Europa y África.
48 Octubre 2014 / Petroleum 297
Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos
Calendario
04 - 07 NoviembreExpo Oil & Gas Colombia 2014
Bogotá, Colombiawww.expooilandgascolombia.com
Revista Oficial
2 0 1 4 2 0 1 414 - 16 OctubreDeep Offshore Technology International Houston, USA - www.deepoffshoretechnology.com/
04 - 06 Noviembre Deepwater Operations Conference & ExhibitionGalveston, USA - www.deepwateroperations.com/
11 - 12 Noviembre - 11th Southern Cone Energy Summit Lima, Perú - www.events.bnamericas.com/bnamericas_events/southernconeenergysummit/
12 - 14 Noviembre IADC Annual General Meeting - New Orleans, USA www.iadc.org/event/2014-iadc-annual-general-meeting/
26 - 31 OctubreSEG International Exposition and 84th Annual Meeting Denver, USA - www.seg.org/seg
28 - 30 OctubreOil & Gas Pipeline Conference & ExhibitionHouston, USA - www.pipelineweek.com/index.html#showcase_3
03 - 07 Noviembre - IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos “Rompiendo Paradigmas” Mendoza, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2014/conexplo/
27 - 29 Mayo 2015I Congreso Colombiano de Fluidos
y Cementación de Pozos
Cartagena, Colombiawww.coflucempo.com
Media Partner
03 - 07 NoviembreVIII INGEPET
Lima, Perúwww.ingepet.com
15 - 17 OctubreHeavy Oil Latin America Conference & Exhibition
HOLA 2014
Isla de Margarita, Venezuelawww.heavyoillatinamerica.com
04 - 06 NoviembreIngeniería 2014 Latinoamérica y Caribe - Congreso y Exposición
Buenos Aires, Argentinawww.ingenieria2014.com.ar Revista Oficial
12 - 14 Noviembre 2do Congreso Internacional de Responsabilidad Social Buenos Aires, Argentina - www.cirs2014.com/
19 - 20 Noviembre IMCA Annual Seminar - Londres, Reino Unido www.imca-int.com/events/imca-annual-seminar.aspx
20 - 21 Noviembre - Platts 18th Annual Mexican Energy Conference - Ciudad de México, México www.platts.com/conferencedetail/2014/pc429/index
04 - 05 Diciembre - 3 ª Anual Planta Confiabilidad y Mantenimiento Mayor - Rio de Janeiro, Brasil www.energy.fleminggulf.com/
20 - 22 Enero 2015 Pan American Mature Fields CongressVeracruz, México - www.maturefieldscongress.com/
50 Octubre 2014 / Petroleum 297
Última Página
Recientemente en Perú ha ocurrido un hecho muy relevante en materia
energética. Se trata de la adjudicación para la concesión del Gasoducto Sur Peruano (GSP), que impactará en muchos aspectos, no solo al país del pisco, sino que lo hará también en los países vecinos y la región en el largo plazo. Expliquemos por qué.
El GSP concesionado tiene algo de más de 1.100 km de largo, diámetros de 32”y 24” y considera algunas derivaciones en todo su trayecto. En su recorrido y área de influencia abastecerá el energético a las ciudades de Apurimac, Puno, Arequipa, Cuzco, Moquegua y Tacna. La cabecera de este gasoducto es el punto de conexión en la planta Malvinas en Cuzco y la otra punta está en Ilo, en el sur peruano, casi frontera con Chile.
El ducto tiene un capacidad de transpor-te (sin compresión adicional) de aproxima-damente 1.500 Mmpcd y por el momento se sabe que existe demanda solicitada entre 500 a 700 Mmmpcd. Entrará en operación a finales de 2018 o a principios de 2019.
Muchos argumentan que no existen ni todas las reservas ni la toda la demanda para llenar este ducto. Por supuesto que no se llenará inmediatamente, pero podemos asegurar que 5 años después de su puesta en marcha, el mismo estará contratado y pidiendo demanda adicional.
Para que el gas natural esté disponible, el reto es que se puedan perforar varias de las cerca de 30 estructuras detectadas en los lotes 88, 56, 57, 76 y 58 y que están bajo contratos de exploración y explotación. El reto fundamental es que los permisos de consulta previa y licencias ambientales se resuelvan mucho más ágilmente y así los
El Gasoducto Sur Peruano entrará
en operación a finales de 2018 o a principios de 2019
Perú: Un nuevo cordón umbilical en la RegiónÁlvaro Ríos Roca*
lotes no entren en fuerza mayor y la explo-ración no se detenga. Recordar que la zona tiene un potencial cercano a 50 TPC.
En el lado de la demanda, fuera de atender usos domésticos, comerciales, ve-hicular, industriales y eléctricos en toda la zona de influencia del gasoducto, se debe estructurar e incentivar para que se anclen proyectos petroquímicos y por qué no ex-portación de energía eléctrica al sediento mercado del norte de Chile y GNL para exportación al mundo.
En particular, resaltamos la estrategia de mecanismo de ingresos garantizados utilizada para llevar adelante la concesión. Bajo un esquema eminentemente privado este proyecto no se hubiera consolidado o hubiera tomado mucho más tiempo en hacerlo.
Este mecanismo garantiza de varias fuentes (subsidios cruzados), los flujos eco-nómicos al concesionario bajo regulación de costos por el regulador, si el volumen de demanda no se cumple. De esta manera el Es-tado no tuvo que destinar cerca de US$3.500 millones para construir el proyecto y puede invertir estos recursos en otros sectores prio-ritarios como salud y educación.
Entrando en los impactos, toda la zona de influencia del gasoducto recibirá un energético mucho más cómodo y más eco-nómico que los combustibles alternativos. También se debe destacar que las inversio-nes a realizarse en el ducto y los proyectos generarán empleo productivo en una zona muy deprimida de Perú.
Hemos observado que empresarios de países vecinos y de otras partes del planeta que están estudiando instalar fábricas y plantas productivas de toda índole en el sur de Perú, aprovechando energía limpia y competitiva y mirando mercados de expor-tación, principalmente allá donde Perú tiene TLC’s. Existen beneficios adicionales como los ahorros en divisas por los derivados del petróleo que se dejarán de importar y las regalías y canon que se percibirán por la explotación del gas natural y los valiosos líquidos asociados.
Pero los beneficios no solo son para Perú. Si miramos el largo plazo, podemos ver que Ilo es un puerto donde Bolivia puede llegar a instalar facilidades de producción para su gas en el futuro mirando mercados de Asia al Pacífico, complementando sus exportaciones y proyectos de industriali-zación que ya tiene y está ejecutando y que miran hacia el Atlántico. Las facilidades portuarias y muchas otras sinergias estarán ya desarrolladas.
Finalmente, destacar que este gasoducto se suma a los muchos otros -algunos vacios lastimosamente por falta de exploración- y que en el futuro podrán servir para la red de gasoductos para la integración gasífera de los países del Cono Sur. Aplaudimos este nuevo cordón umbilical en la región que une reservas con los mercados.
*Actual Socio Director de Gas Energy y
Drillinginfo