Noviembre 2014 - Petroleum 298

Noviembre 2014

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Evolución en Aceros Especiales para Tuberías de Perforación

TecnologíaeScenaRIoSPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference

Colombia 2014

Bogotá • Noviembre, 04 - 07

Revista Oficial

InTeRVIeWJosé Luis BashbushDirector del Centro Regional de Tecnología–México de SchlumbergerShale Colombia 2014

3Noviembre 2014 / Petroleum 298

Noviembre 2014Año 30, Nº 298

Portada:Tuberías de acero tratadas con

revestimiento anticorrosivo triple capa. Patio de almacenamiento de

Atlántida-Socotherm S.A, Anaco, Venezuela(Foto: Mirna Chacín)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

IN SITUFairfieldNodal presentó nuevas tecnologías de adquisición sísmicaExpertos geofísicos y de exploración de la industria petrolera colombiana asistieron el 17 de Septiembre en Bogotá a la conferencia ofrecida por la firma especializada en servicios y herramientas de captación de datos sísmicos

La conferencia inaugural de la Society of Petroleum Engineers sobre petróleo pesado y extra pesado para América Latina superó la asistencia esperada con cerca de 500 delegados, quienes atendieron a un programa centrado en avances tecnológicos, oportunidades y desafíos en la exploración y producción de estos recursos

El Congreso para el Desarrollo de los No Convencionales en Colombia convocó a importantes líderes del sector y estuvo principalmente enfocado a la participación de compañías operadoras

Profesionales de 12 países asistieron del 24 al 26 de Septiembre al encuentro técnico organizado por Pdvsa y celebrado en Maturín, estado Monagas, con la finalidad de intercambiar mejores prácticas en operaciones de perforación y rehabilitación de pozos

SECCIONESCUADRANTESOFTWARECALENDARIOGENTEÚLTIMA PÁGINA

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INTERVIEWJosé Luis Bashbush “Crecimiento de la producción petrolera en América Latinaestá asociado a crudos pesados”Para el Director del Centro Regional de Tecnología – México de Schlumberger y Presidente del Comité Técnico de la conferencia inaugural de SPE sobre Petróleo Pesado y Extrapesado para América Latina, las dinámicas de los hidrocarburos han cambiado estableciendo nuevos retos para la industria en la Región

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ESCENARIO

ESCENARIO

SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference

Shale Colombia 2014

Simposio Internacional de Perforación de Petróleo y Gas SINPER 2014

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Nueva Ley de Hidrocarburos Argentina en pos de un marco nacional equilibradoFinalmente fue debatido en el Congreso argentino el proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos con miras a establecer mecanismos que permita a los gobiernos federal y provinciales la administración adecuada de los ingresos derivados de los hidrocarburos, incluyendo los no convencionales

ANÁLISISMéxico y el Petróleo: Rompiendo MitosLa histórica decisión adoptada en Agosto de permitir la participación privada nacional y extranjera en el negocio petrolero mexicano establece un nuevo paradigma en el manejo de los recursos energéticos mexicanos

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REPORTEEl IMP desarrolla tecnología para mejorar el transporte de crudos extrapesadosLa tecnología permite valorizar los crudos livianos y súper livianos, de tal manera que ya no sea necesario mezclarlos con extrapesados

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Vicent Flores y Hector Arévalo, Vallourec Drilling Products

Fernando Correa, Gerente de Higiene, Seguridad y Ambiente, habló con Petroleum sobre las exitosas estrategias de Prevención y Control de Riesgos de la compañía recientemente galardonada con la Cruz Esmeralda, máxima distinción conferida por el Consejo Colombiano de Seguridad

TECNOLOGÍA

SHA

2004-2014: Una Década de Evolución en Aceros Especiales para Tuberías de Perforación a ser Utilizadas en Ambientes Sulfurosos

Mansarovar Energy, Desempeño sobresaliente en seguridad industrial

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Contenido

FairfieldNodal y sus clientes examinaron tecnologías de vanguardia para la adquisición de datos sísmicos

Fabricantes de tuberías de perforación continúan desarrollando productos con mayor resistencia mecánica

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La SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference se realizó del 24 al 26 de Septiembre en Medellín, Colombia

4 Noviembre 2014 / Petroleum 298

www.petroleumag.com

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

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

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

USA 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 [email protected]

ECUADORCésar Guerra N. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: (59 32) 244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 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 [email protected] Socorro, Directora [email protected] Perozo, Directora [email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor [email protected] Albarracín, [email protected]

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

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

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

El pEtrólEo a $100 es tiempo pasado

El Chairman de la Agencia Interna-cional de Energía, IEA, afirmó que

el pico de la producción de crudo –el famoso “peak oil” de Hubbert- ocurrió en el 2006; lo cual luce como un dislate a la luz de los últimos acontecimientos que dicen en voz muy alta que las fuentes del carburante por excelencia de nuestro días son tan abundantes que se puede decir que son infinitas, pues las entrañas de la tierra todavía van a contener mucho petróleo cuando este ya deje de ser importante y útil a la humanidad. Como lo es hoy la leña o el carbón vegetal, por ejemplo.

Sin embargo todavía hay quienes afirman que el pico de la producción mundial ocurrirá alrededor del 2030, justo dentro de unos 20 años. Ese pro-nóstico nos retrotrae a principios de la década de los 80 del siglo pasado, cuan-do cundió el pánico mundial, pues –en base a estudios muy serios de la IEA, la U. de Pensilvania y la CIA, entre otros-, se pronosticó que las reservas del oro negro apenas alcanzarían a unos 20 años y que los yacimientos de petróleo y gas estarían totalmente agotados, secos, en el año 2000.

Ahora se invirtieron los pronósticos gracias al desarrollo de las grandes, inmensas, reservas de hidrocarburos contenidas en lo que se ha dado por llamar yacimientos no convencionales; las que se suman a los ingentes recur-sos contenidos en áreas nunca soñadas como son los reservorios en aguas súper profundas y en lugares en tierra muy in-hóspitos como las selvas amazónicas y las heladas llanuras de Alaska y Siberia.

En fin, con un petróleo coqueteando con los 100 dólares por barril todas las naciones del orbe se lanzaron en una febril carrera en pos de incrementar sus reservas y su producción de hidrocar-buros cuyos resultados están a la vista. Prácticamente todas las cuencas sedi-mentarias del planeta están saturadas de petróleo y gas y los únicos requisitos para su explotación son la tecnología, cuyos desarrollo ha sido particularmen-te fabuloso, y el dinero, que nunca falta a la hora de financiar proyectos que garanticen jugosas ganancias.

El resultado principal de esta situa-ción es que en la actualidad el mercado tiene más oferta que demanda de petró-leo y gas, en un escenario por demás complicado por los tristes e indeseables acontecimientos que amenazan la paz mundial. Eso explica el desplome en caída libre de los precios desde los 105 dólares por barril en Junio hasta los 85 de mediados de Octubre, al momento de escribir esta nota editorial, con ten-dencia a seguir bajando.

Los hacedores de opinión, o una parte muy importante de los analistas energéticos, afirman con propiedad y conocimiento de causa que el petró-leo a 100 dólares por barril es una cuestión del pasado, una quimera. Por supuesto que esa es una mala noticia para todos, porque la experiencia in-dica que un ambiente de precios bajos del petróleo afecta todas las ramas de la economía y como solían decir en las pasadas crisis de precios “… hasta el barbero de la esquina, ve disminuido sus ingresos”.


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El experto en energía y ganador del premio Pulitzer, Daniel Yergin, fue honrado en

la primera entrega de la medalla creada para reconocer las contribuciones para una mejor comprensión de los asuntos relacionados con la seguridad energética de los Estados Unidos.

La “James R. Schlesinger Medal for Energy Security” está inspirada en el fallecido Schlesinger, el primer Secretario de Energía cuya trayectoria y obra encarna el enfoque de interacción de los aspectos económicos, de seguridad y energía, en el mundo académico, de servicio público y la industria.

El Vicepresidente de IHS, autoridad reconocida en materia de política internacional, economía y energía, recibió la “James R. Schlesinger

Medal for Energy Security” del U.S. Department of Energy

Daniel Yergin distinguido por la Secretaría de Energía de EE.UU.

Durante la ceremonia por el 37 aniversa-rio del U.S. Department of Energy, DOE, el Secretario de Energía Ernest Moniz, destacó que Yergin “ha hecho contribuciones únicas al debate sobre energía, así como a la comprensión pública de las tendencias futuras”. A su vez, Yergin dijo sentirse muy honrado, enfatizando que “el fortalecimiento de la energía de Estados Unidos a través de avances como la revolución liderada en la producción de petróleo y gas no convencional, la continua innovación y el progreso de las energías renovables, es una de las principales novedades de este siglo”.

El Vicepresidente de IHS puntualizó que “la necesidad de enfocarse en la seguridad energética refuerza el gran énfasis en la materia que James Schlesinger definió claramente”.

El más reciente best-seller de Yergin, The Quest: Energy, Security and the Remaking of the Modern World fue considerado “una pieza magistral” por The Economist, mientras el New York Times lo calificó como “lectura necesaria para directores generales, conserva-cionistas, legisladores y escritores”.

Ernest Moniz, U.S. Secretary of Energy, junto a Daniel Yergin, IHS Vice Chairman

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Cuadrante

El Gobierno mexicano ofertará 169 bloques para exploración y extracción de hidrocarburos, que representan 28.500 km2 e inver-siones estimadas en US$12.600 millones anuales entre 2015 y 2018. Del total de bloques a licitar a partir de Febrero próximo en

la denominada “Ronda Uno”, 109 corresponden a proyectos de exploración y 60 a producción. Esta Ronda contempla 11 bloques en áreas profundas, correspondientes al Área Perdido, 17 bloques en aguas profundas de la Región Sur y 18 bloques en la cuenca de Chicontepec, entre otros.

La producción de crudo Opep aumentó en 810.000 bpd en Septiembre 2014, impulsada por el aumento de los suministros de Libia e Irak, mientras Arabia Saudita y otros países del Golfo mantuvieron su producción estable o al alza. En general, los suministros de

la Opep se situaron por encima de la meta de 30 millones de bpd. El cartel se reúne en Noviembre con el fin de analizar el ajuste de su cuota de producción para el primer semestre de 2015.

ENI confirmó el hallazgo de un yacimiento de petróleo en Ecuador con la perforación del pozo exploratorio Oglan-2, localizado en el bloque 10, a 260 km de Quito. Estimaciones tempranas sugieren un potencial en sitio de unos 300 millones de barriles. El pozo fue

perforado a una profundidad de 2.000 m, encontrándose una columna de crudo de 16° API a 72 m. Durante una prueba de producción el pozo fluyó a 1.100 bpd. Los datos adquiridos indican una capacidad de producción de hasta 2.000 bpd.

Petrobras identificó la presencia de gas durante la perforación del pozo de extensión 3-BRSA-1022-SES (3-SES-181), localizado en el área del plan de evaluación del descubrimiento de Pozo Verde, concesión BM-SEAL-4, en aguas ultraprofundas de la Cuenca

de Sergipe-Alagoas. El pozo, conocido como Pozo Verde 1, está localizado a 58 km de la costa de Aracaju, a una profundidad de agua de 2.196 m. Se verificó la existencia de reservorios con buenas condiciones de porosidad, confirmando las expectativas del proyecto.

Pacific Rubiales recibió la certificación Equitable Origin (EO) en la categoría “barriles sostenibles”, que evalúa las prácticas de responsabilidad social y ambiental en áreas de exploración y producción de petróleo y gas. Las facilidades de producción de los

campos de Quifa y Rubiales, en el Meta, Colombia, obtuvieron un resultado de 100/100 en el puntaje. “Estamos muy complacidos en otorgar a Pacific Rubiales la primera certificación EO100 por haber cumplido de manera verificable los altos requerimientos de la norma en sus campos”, dijo Stephen Newton, Director Ejecutivo de Equitable Origin. La producción certificada de estos campos es de 250.000 bpd, cerca de 25% de la producción total en Colombia.

La Secretaría de Energía de México –Sener- prevé el otorgamiento de 14.930 permisos para actividades de transporte, almacenamiento, refinación y distribución de hidrocarburos, petroquímicos y derivados en los próximos cinco años, según se expone en el Antepro-

yecto de Reglamento de la Ley de Hidrocarburos. Se estima que el interés de privados ante la implementación de estos reglamentos traerá inversiones anuales por 26.262 millones de pesos en las actividades secundarias a la exploración y producción de hidrocarburos, ya que se contempla la construcción de una refinería con una inversión de 46.608 millones de pesos y de un Centro Procesador de Gas Natural, por 800 millones de pesos.

Baker Hughes realizó el lanzamiento comercial de su servicio de medición de amina Topguard™, diseñado para ayudar a los refinado-res a predecir y controlar el impacto corrosivo de mezclas de crudo específicas y condiciones de operación, detectando rápidamente

niveles bajos de monoetanolamina (MEA) en unidades de crudo. Con Topguard es posible proporcionar los datos críticos de presencia y concentración en tan sólo una hora, con lo cual las refinerías pueden hacer los ajustes oportunos y poner en práctica programas de mitigación para mejorar la eficiencia operativa.

La primera planta de licuefacción de gas, GNL, en Colombia, que operará la empresa belga Exmar y que exportará el gas produ-cido por Pacific Rubiales Energy en el campo La Creciente, tendrá un costo US$305 millones, los cuales serán financiados por la

Corporación Financiera Internacional, filial del Banco Mundial y por la banca tradicional. La planta estará ubicada en Tolú, cerca del puerto de Coveñas. La infraestructura básica de la unidad flotante se encuentra lista y este año se iniciará la instalación de los equipos de licuefacción, estimándose su llegada al país en Junio de 2015. Estará conectada a un gasoducto de 84 km desde el campo productor, de los cuales 4 km serán de línea submarina.

Shell celebró 100 años de presencia ininterrumpida en Argentina, desde la llegada en Septiembre de 1914 de un buque petrolero con una carga de fuel oil y asfalto mexicano enviado por la Royal Dutch Shell a la Anglo Mexican Petroleum Products Co., con sede

en Buenos Aires. A lo largo de este siglo la empresa ha registrado importantes logros, contando a la fecha con una red de 623 estaciones de servicio. En 2012, Shell sumó la exploración de yacimientos no convencionales de petróleo crudo y gas en la Cuenca Neuquina.

Empresas británicas del sector energético estuvieron de visita en Perú del 22 al 26 de Septiembre como parte de una misión comercial organizada por la oficina comercial del Reino Unido, UK Trade & Investment, la Embajada Británica y el Consejo Británico de

Energía. La delegación se reunió con representantes de empresas del mercado peruano como Graña y Montero Petrolera, Repsol, Savia, Odebrecht y Perú Ingeniería, entre otras.


In Situ

Atendiendo a una propuesta de Ecope-trol y con el fin de ofrecer productos

y servicios para las actuales necesidades de la industria colombiana, FairfieldNodal presentó sus más recientes tecnologías de adquisición sísmica en aguas someras, pro-fundas y ultraprofundas.

La empresa es reconocida por el desa-rrollo de servicios globales de adquisición de datos marinos a través de la tecnología de nodos que ha marcado una gran dife-rencia por su alta eficiencia, fiabilidad y

Expertos geofísicos y de exploración de la industria petrolera colombiana asistieron el 17 de Septiembre

en Bogotá a la conferencia ofrecida por la firma especializada en servicios y herramientas

de captación de datos sísmicos

FairfieldNodal presentó nuevas tecnologías de

adquisición sísmica

calidad en la adquisición de los datos sin impacto ambiental.

garanticen la adquisición sísmica, segura y de alta calidad en ambientes difíciles.

Chuk Keller, Marine Processing Mana-ger de FairfieldNodal, habló de las ventajas de los nodos. Las adquisiciones de datos 2D, 3D, 4D y 4C de FairfieldNodal permite desplazamientos (offsets) más largos, datos de azimut completos y en todos los ángulos, longitudes de registro ilimitadas, registro continuo - reproduce segmentos de tiempo de cualquier longitud de registro, flexibili-dad en el diseño de los levantamientos sís-micos, sistema optimizado de recuperación de nodos con cuerdas pasivas - elimina los problemas de fugas y acoplamiento y fide-lidad vectorial superiores.

Sobre la tecnología Z3000, explicó que ha sido exitosa tanto en zonas de aguas profundas como en aguas someras congestionadas donde los nodos sin cables pueden ser fácilmente desplegados. Es ideal para generar imágenes superiores debajo de intrusiones salinas; aplicaciones sísmicas de intervalos de tiempo (4D); cavidades de relleno; y nubes de gas en aguas profundas. Las unidades Z3000 cuentan con un hidró-fono y tres geófonos, lo que le permite a los nodos actuar como multicomponentes (4C) y registrar la onda convertida.

Matt Basnight, Sales Manager, presentó el sistema Z700 totalmente autónomo y sin cables, lo que representa una gran ventaja cuando se navega cerca de obstáculos pe-ligrosos que suelen encontrarse en zonas de transición de aguas poco profundas. El Z700 proporciona datos de calidad superior con ventajas operativas y financieras y una fiabilidad comprobada de más de 98%.

Matt Basnight, Sales Manager Data Acquisition Division, FairfieldNodal; Chuck Keller, Marine Processing Manager, FairfieldNodal; Jacobo Quesada, Pacific Rubiales; Tulio Campo, Regional Sales Consultant, FairfieldNodal; y Chirs Verret, Operations Manager, Seismic Equipment Solutions

FairfieldNodal opera con su propia flota de buques de fuente sísmica y recientemente adquirió un buque de fuente híbrida que también sirve para el manejo de los nodos, con esta tecnología y su capital humano especialista en desarrollo de software están trabajando en proveer algoritmos de pro-cesamiento para ofrecer a la industria del petróleo y gas soluciones integradas que


In Situ

El Programa de Oradores Distinguidos de la SPE, también conocido como SPE

Distinguished Lecturer Program, es uno de los más respetados entre los asociados de la SPE. Cada año, alrededor de 30 especialistas comparten su conocimiento técnico a través de presentaciones en las seccionales de la SPE alrededor del mundo. Este programa es financiado por la Fundación de la SPE, Offshore Europe, AIME y compañías que permiten a sus profesionales participar como oradores.

El objetivo del Programa de Oradores Distinguidos de la SPE es ayudar a que las seccionales tengan presentaciones técnicas de alta calidad. Más de 450 presentaciones son ofrecidas cada año. Cada una de las 190 seccionales alrededor del mundo puede recibir hasta 3 oradores por año. Ingresa a www.spe.org/dl para aprender más de este programa.

¿Qué comentan los asociados de la SPE del Programa de Oradores Distinguidos?“Valoro la cobertura de los desarrollos

tecnológicos y las vías por las que esta

información es diseminada a los colegas

alrededor del mundo. Me encanta el

Programa de Oradores Distinguidos de

la SPE, el cual expone a sus asociados las

perspectivas de los más respetados líderes

de la industria del petróleo”. Dr. Adolfo Puime Pires, directivo de la seccional de la SPE Macae e ingeniero de reservorios. Ver más en www.spe.org/latinamerica

Las seccionales de la Society of Petroleum Engineers son sede del Programa de Oradores Distinguidos de la SPE en temas de exploración y producción

Con la presentación de oradores de diver-sas disciplinas y profesiones, el Programa Oradores Distinguidos de la SPE enfatiza tendencias de la industria, retos y aplicacio-nes tecnológicas en diversos temas.

Te animamos a aprovechar este intere-sante programa y tomar esta oportuni-dad para incrementar tu conocimiento técnico y crecer profesionalmente

El cronograma del Programa de Oradores Distinguidos de la SPE 2014-2015 inició el pasado Septiembre. Visita www.spe.org/dl para ver la lista completa de los próximos oradores de la SPE o ver videos de presenta-ciones anteriores. A continuación la lista de las próximas presentaciones en América Latina:

• Seccional de la SPE Argentine Petroleum (Buenos Aires, Argentina)10 Nov 2014 – 12:30 pmDavid M. Anderson, IHS. Reservorios No

Convencionales, Requieren de Técnicas de

Análisis No Convencionales

• Seccional de la SPE Caracas Petroleum (Caracas, Venezuela) 10 Dic 2014 –6 pmJulio Vásquez, Halliburton. Enfoque Holís-

tico de Diagnóstico: La Clave del Éxito en

Concordancia con la Ingeniería

• Seccional de la SPE Golfo San Jorge (Comodoro Rivadavia)17 Dic 2014 –2 pm

Julio Vásquez, Halliburton. Enfoque Holís-



• Seccional de la SPE México (México City, México)3 Nov 2014 – 6 pmNéstor Eduardo Ruiz, Gyrodata. Posición

del Wellbore, Control de Calidad, Errores

Graves y Modelos de Errores

• Seccional de la SPE Patagonia (Neuquén, Argentina)11 Nov 2014 – 4 pmDavid M. Anderson, IHS. Reservorios No

Convencionales, Requieren de Técnicas de

Análisis No Convencionales

• Seccional de la SPE Western Venezuela Petroleum (Maracaibo, Venezuela)9 Dic 2014 – 5 pmJulio Vásquez, Halliburton. Enfoque Holís-



Para ver lista completa de presentaciones ingresa a www.spe.org/dl

¿Has tenido oportunidad de asistir a algu-

na presentación de un tema relevante para

la industria de exploración y producción?

¿Era el presentador un líder en su campo

y contaba con habilidades de oratoria?

Comparte tu historia con [email protected].


Escenario

Con la finalidad de ampliar el conoci-miento acerca de las mejores prácticas

de campo y enriquecer el entendimiento sobre el mejoramiento de la productividad y los factores de recobro, se realizó la pri-mera Conferencia en Crudo Pesado y Extra Pesado de la SPE para América Latina, cuyo lanzamiento fue propiciado por el gran potencial que en este tipo de crudos posee la región -45% de sus reservas son de crudo pesado- y las promisorias perspectivas que plantea su explotación.

Países como México, Venezuela, Brasil y Colombia enfocan el desarrollo futuro de su industria en los pesados. Venezuela, por ejemplo - con las mayores reservas certifica-das a nivel mundial, ubicadas en 298,4 mil millones de barriles, de los cuales 220.000

La conferencia inaugural de la Society of Petroleum Engineers en petróleo pesado y extra pesado para América Latina superó la asistencia esperada con cerca de 500

delegados, quienes atendieron a un programa centrado en avances tecnológicos, oportunidades y desafíos en la exploración y producción de estos recursos

Rubén Figuera, Director de Proyectos de Crudo Pesado de Pdvsa; Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger Perú, Colombia y Ecuador; Francy Ramírez, Vicepresidenta Regional de Orinoquia, Ecopetrol y José Luis Bashbush, Chairman SPE Heavy And Extra Heavy Oil Conference

millones son de crudo pesado-, tiene entre sus retos elevar el factor de recobro actual de 8 -10% a 20 – 30%. México tiene por de-lante el desarrollo de varios proyectos. 52% de sus reservas totales corresponde a crudos pesados o extra pesados, mientras Colombia experimenta un aumento en producción, de los cuales 60% corresponde igualmente a pesados y extra pesados. También Ar-gentina, Brasil, Ecuador y Perú poseen considerables reservas de estos recursos. El desafío está en movilizarlos a través de toda la cadena de valor, considerando ade-más el hecho de estar localizados en áreas socialmente sensibles lo que aumenta los retos operacionales.

El programa de esta conferencia inau-gural contó con 23 sesiones técnicas, dos

sesiones plenarias sobre el futuro de la industria del petróleo pesado y extra pe-sado en América Latina y las experiencias con el funcionamiento de los dispositivos de control de flujo (ICDs), y un curso de capacitación pre-evento, denominado “Una Mirada a la Recuperación de Crudo Pesa-do”, impartido por el Presidente de la SPE en 2010, Behrzooz Fattahi, quien brindó a los participantes la oportunidad de conocer las diferentes técnicas de recuperación, con énfasis en la inyección de vapor.

El Comité Técnico integrado por 35 especialistas, tuvo a cargo la responsabi-lidad de evaluar más de 200 resúmenes de trabajos, de los cuales se seleccionaron 75 experiencias centradas en las últimas perspectivas internacionales.


Escenario

Ceremonia de AperturaCésar Augusto Patiño, Presidente de

SPE Sección Colombia, tuvo a su cargo las palabras de bienvenida en las que resaltó que “las reservas de crudo pesado se han

convertido en recursos estratégicos para el

abastecimiento energético y el crecimiento

de los países”. Puntualizó asimismo que varios países latinoamericanos están desa-rrollando estrategias para la producción de estos recursos, como es el caso de México con su apertura y reforma energética; Perú con descubrimientos en la cuenca Marañón; Surinam y los planes que abarca Staatsolie; Trinidad y Tobago con su desarrollo de tec-nologías y métodos de recobro mejorado; Venezuela y su producción en la Faja del Orinoco y Colombia en el Magdalena Me-dio, Llanos Orientales y Putumayo.

Por su parte José Luis Bashbush, Presi-dente del Comité Técnico de la Conferencia y Director Técnico de Schlumberger en Latinoamérica, resaltó el trabajo realizado por la SPE en la organización del evento, un esfuerzo que tomó más de un año de

Este año los participantes atendieron un programa de primera clase que incluyó más de 75 experiencias centradas en las últimas perspectivas internacionales en materia de crudos pesado y extra pesado

ficando un desarrollo escalonado para el

manejo inteligente de fluidos, aplicando

de manera adecuada los procesos de pro-

ducción tanto en frío como con calor que

más convengan al objetivo global”. Agregó que se debe propiciar el entendimiento adecuado con los reguladores que permita aplicar condiciones contractuales propicias acordes con el bien de la nación en una relación justa y económicamente atractiva de ganar-ganar.

planificación, reuniones y teleconferencias para reunir a expertos mundiales en un programa de primera clase que permitió desarrollar el mejoramiento de procesos de E&P de recursos de crudo pesado.

El experto compartió un análisis sobre la importancia de estos crudos para el continente y afirmó que estos yacimien-tos implican altos costos de operación y desarrollo, especialmente si no se práctica la filosofía de hacer las cosas bien, “plani-

rEconocimiEnto a pdvsa

Durante la sesión inaugural la SPE otor-gó el Premio Regional al Servicio Corpora-

tivo a Pdvsa el cual fue recibido por Rubén Figuera, Director de Proyectos de Petróleo Pesado, en compañía de sus colegas Carlos Márquez y Geragg Chourio. El ganador de este premio es elegido por los asociados de la SPE y su objetivo es reconocer las empresas que apoyan y contribuyen con las activida-des de la SPE en la región.

César Patiño, Presidente SPE Sección Colombia; David Atencio, Geragg Chourio y Carlos Márquez, SPE Western Venezuela Section; Rubén Figuera, Director de Proyectos de Crudos Pesados PDVSA; y José Luis Bashbush, Chairman SPE Heavy and Extra Heavy Oil Latin America Conference

En esta oportunidad la distinción fue conferida por el respaldo brindado por la empresa a sus profesionales en la SPE y por ser el motor de LACPEC 2014, y en recono-cimiento por la inclusión de 1000 nuevos miembros de Pdvsa, empresas mixtas y el Ministerio de Petróleo y Minería, logrando posicionar a Venezuela como el primer país en miembros activos de la Sociedad en Latinoamérica y el Caribe. Por tal motivo

SPE nombró entre sus miembros vitalicios a Rafael Ramírez, Canciller de Venezuela; Eulogio del Pino, Presidente de Pdvsa; Or-lando Chacín, Director Ejecutivo de Pdvsa; Josefina Salazar, Presidenta de Pdvsa Inte-vep; Willfredo Briceño, Presidente de Pdvsa Servicios y Vice-presidente de SPE Sección Occidente; Antonio Caldera, Consultor de Pdvsa y Presidente de SPE Sección Occi-dente; Carlos Márquez, Gerente General de Exploración y Estudios Integrados de Pdvsa Intevep y Director de Programas Edu-cacionales SPE Occidente; Geragg Chourio, Líder de Modelo Dinámico Pdvsa Occidente y Director de Membrecía SPE Occidente y Jean Jiménez, Petrofísico y Director de Programas Técnicos de SPE Occidente.



Escenario

Intervinieron como panelistas Rubén Figuera, Director de Proyectos de Crudo Pe-sado de Pdvsa; Mauricio Vargas, Presidente de Schlumberger Perú, Colombia y Ecuador y Francy Ramírez, Vicepresidenta Regional de Orinoquia en Ecopetrol.

Francy Ramírez, presentó la meta de Ecopetrol de producir un millón de barri-les limpios. Señaló que en los últimos años hubo un incremento de producción supe-rior al 86%, apalancado en crudos pesa-dos. Ramírez explicó que también se está produciendo en los campos Chichimene, Acacias y Caño Sur de crudo extra pesa-do. En cuanto al factor de recobro afirmó que actualmente es de 5 - 7% previéndose llegar a 8% y 13% en crudo extra pesado. Se han aplicado tecnologías en diseño de pozos, verticales, horizontales y desviados. El reto es un pozo multilateral con más de dos brazos. En cuanto al mejoramiento de crudo se está realizando un piloto de nafta con dilución en fondo, en los conectores y en la parte de bombeo, sin embargo se están buscando otros diluyentes alterna-

panEl inaugural: El futuro de los crudos pesados

Presentar una perspectiva futura de la producción de crudo pesado desde la óptica de las compañías operadoras y de servicios fue el objetivo de esta sesión

tivos, como los reductores de viscosidad, ya que el costo es relevante.

Rubén Figuera destacó que Venezuela tiene un gran volumen de crudo pesado y extra pesado cuya importancia aumenta debido a la declinación en la producción de livianos. Manifestó que se están realizando grandes inversiones para el funcionamiento de refinerías, mientras se reafirma la visión de explotar este crudo de forma responsable y traerlo en el equilibrio de la defensa de los precios. Refiriéndose a la producción en la Faja Petrolífera del Orinoco, específicamen-te en los bloques Carabobo, Ayacucho y Junín –este último donde están los mayores desarrollos- dijo que el horizonte de Pdvsa para 2016 es alcanzar una producción de 6.2 millones de barriles, de los cuales 4 millones serán de crudos pesados y extra pesados, fundamentándose en los nuevos desarro-llos, la creación de nuevas empresas mixtas, consorcios internacionales y compañías na-cionales. A la fecha se han invertido US$143 mil millones en infraestructura en centros de procesamiento de crudo y refinación.

Mauricio Vargas, aportó la visión de las empresas de servicios al enfocar sus centros de investigación en la planifica-ción, ejecución y producción de este tipo de recursos. Afirmó que solamente Canadá y Rusia tienen recursos similares a los de Latinoamérica y que los procesos de recu-peración primaria, secundaria y terciaria, arrojan nuevos retos tecnológicos, por lo que es fundamental la innovación y tratar de buscar la mejor forma de hacer económico este recurso. Destacó la capacidad de las compañías de servicio de hacer sus aportes en múltiples aspectos, especialmente en ma-teria de viscosidad, innovación e ingeniería, para asegurar el flujo del hidrocarburo, así como el proceso de posproducción. Conclu-yó que se amerita inversión a largo plazo, buena planeación, ingeniería y estrategia, modelos de negocios, más incentivos fisca-les, compromiso a mediano y largo plazo, múltiples inversores y un equipo de trabajo unido. Finalizó su intervención señalando que “el aceite pesado no es algo que se pueda tomar liviano”.

El SPE Heavy And Extra Heavy Oil Conference contempló 23 sesiones técnicas que cubrieron las áreas de Evaluación de Formaciones, Caracterización de Reservorios, Geofísica y Geología; Perforación y Com-pletación; Optimización de Producción; Facilidades; Campos Maduros de Petróleo Pesado; Procesos de Recobro (Térmicos, no Térmicos, Químico EOR e Inyección de Agua); Green and Brown Fields; Gerencia de Energía y Medio Ambiente; Tecnologías Emergentes y Estimación de Recursos.

Hubo presentaciones innovadoras, como las de Silas Rodrigues, de Clariant, “Productos

Verdes para Reducir la Viscosidad del Petróleo

Pesado y Extra Pesado”; Rodolfo Camacho, de Pemex, “Nuevo Modelo para Interpretar

Pruebas de Presión en Yacimientos Fractu-

sEsionEs técnicas

Atahualpa Villareal, Baker Hughes; Carlos Márquez, Pdvsa, y Juan García, Pinacle Technologies

rados”; y Eric Delamaide, de FP Tecnologías (Canadá), “Estado del Arte el Uso en Polímero

(EOR) para Petróleo Pesados y Extra Pesado”.

Evaluación de Formaciones, Caracterización de Reservorios, Geofísica y Geología

Este tema fue cubierto en cuatro sesio-nes en las que se presentaron 12 trabajos correspondientes a empresas de servicios, operadoras y universidades, realizados en

Colombia, Surinam, Brasil, Ecuador, México y USA. Se mostraron diferentes metodolo-gías como el Differencial Cased-Hole Shear Anisotropy (DCHSA), integración de NMR en registros convencionales, metodologías para determinar la saturación de agua, así como estrategias utilizadas en campos como Yulebra y Culebra, en Ecuador, entre otras pruebas e investigaciones que tuvieron por objetivo la evaluación y optimización de


Escenario

diferentes recursos para el entendimiento de los yacimientos y su producción.

Soerin Nandlal, de Staatsolie, presentó el trabajo “Integración de NMR y Regis-

tros Convencionales Para Evaluar Altas

Permeabilidades en Reservorios de Crudo

Pesado” en el que expuso un método que consiste en la combinación de NMR y registros por cable convencionales para medir la pérdida de señal y calcular la vis-cosidad del aceite, donde la viscosidad in situ es mayor que unos pocos cientos cP. El especialista sostuvo que las combinaciones adicionales con los registros convenciona-les se pueden formar con las mediciones de difusión de RMN para inferir los volúmenes de agua móviles. Indicó que estos volúmenes pueden ser utilizados para refinar las interpretaciones de los registros de resistividad, indicando alteraciones en la humectabilidad y proporcionando una estimación mejorada de la permeabilidad en yacimientos de petróleo pesado. En el trabajo presentó la validación de este mé-todo implementado en más de 20 pozos en la cuenca Surinam - Guyana.

Perforación y Completación:Esta sesión presentó seis trabajos reali-

zados por investigadores de Pacific Rubia-les, Schlumberger, Universidad de Calgary, Inflow Control, Halliburton, Pemex y la Universidad Nacional de Colombia. Se analizaron técnicas utilizadas en pozos verticales y desviados, diseño y optimiza-ción de pozos, casos de perforación en la Faja del Orinoco, tecnologías aplicadas en el sur de México con inyecciones de vapor, entre otros.

Procesos de Recobro de Crudo Pesado y Extra Pesado

Esta sesión permitió dar a conocer di-ferentes tipos de métodos de recuperación, abarcando los procesos de recobro térmico y no térmico, inyección de agua, inyección de vapor y químicos EOR. Los 15 trabajos presentados mostraron casos aplicados en México, Venezuela, Argentina, Estados Unidos, Colombia, Surinam, Canadá y Perú.

En cuanto a los procesos de recobro químico, se destacó el trabajo presentado por Eric Delamaide, de IFP Technologies,

en el que explicó que la inyección de polí-meros es una solución económica para la producción de petróleo pesado, esencial en la fase de planificación. El experto expuso las fases de este proceso (detección, estu-dio de viabilidad, preparación de piloto, piloto de ejecución y despliegue en campo completo, cada una de las cuales requiere de cuidado y atención a los detalles para evitar obstáculos y llegar a la etapa final de la implementación completa.

Facilidades Se presentaron seis trabajos provenien-

tes de México y Colombia, cuyos autores mostraron problemas asociados a la extrac-ción de crudos pesados, nuevas tecnologías, caracterización de fluidos para la evaluación del nivel de asfaltenos, mejoradores de flu-jos, así como productos ambientales para reducir la viscosidad del crudo pesado.

Silas Rodrigues Ferreira, de Clariant, explicó que el objetivo del trabajo “Pro-

ductos Verdes para Reducir la Viscosidad

del Petróleo Pesado y Extra Pesado” fue desarrollar productos ambientalmente ami-


Escenario

gables que actúan reduciendo la viscosidad. Mencionó que en un campo de Colombia se realizaron las muestras de aceite y explicó que se han desarrollado productos que con-tienen mezclas de diferentes agentes quími-cos poliméricos ambientalmente correctos con la intención de promover una sinergia multifuncional. Afirmó que los resultados obtenidos en la reducción de viscosidad en un aceite sin tratamiento previo fue de 180.000 cP, a 25 cP.

Rodolfo Camacho, de Pemex, autor del “Nuevo Modelo para Interpretar Pruebas

de Presión en Yacimientos Fracturados”, explicó el alcance de un proyecto de investi-gación orientado a garantizar la seguridad de circulación óptima para el desarrollo de crudos pesados de yacimientos offshore, teniendo en cuenta varias instalaciones de campo, que incluyen la aplicación óptima y el rendimiento de los productos químicos para suprimir o atenuar la precipitación de depósitos orgánicos e inorgánicos, inhibi-dores de corrosión, así como el tratamiento de emulsiones producidas debido a la presencia de agua de formación durante

la producción. Su propuesta tuvo por objetivo establecer la base para optimizar el aseguramiento del flujo, reduciendo al mínimo la dosis de producto químico en las instalaciones de producción y de transporte, maximizando la vida útil de los productos químicos empleados.

Green And Brown FieldsEsta sesión se dividió en dos paneles en

los que se presentaron seis trabajos desarro-llados por Baker Hughes, Staatsolie, Pdvsa, Schlumberger, Emerald Energy y Siemens Industrial Turbomachinery, sobre estudio de casos referentes a próximos proyectos o proyectos en etapa de iniciación en China, Colombia, Venezuela y Surinam.

Oscar Valbuena, de Emerald Energy, presentó el trabajo “Primer Desarrollo de Crudo Extra Pesado en la Cuenca de Caguán-Putumayo, en el Campo Capella”. Resaltó las características geológicas del terreno, los mecanismos de producción y su comportamiento, así como los princi-pales condicionantes de desarrollo, incer-tidumbres y los detalles de la estrategia de

desarrollo del campo. Capella es el primer desarrollo de petróleo extra pesado en la parte norte de la cuenca. El experto sostuvo que se desarrollarán pozos horizontales complementándolos con pozos verticales. El factor de recuperación esperado estará por debajo de 10% por la alta viscosidad del aceite. Con base a los análisis las mejores alternativas identificadas para incrementar el factor de recuperación será la estimulación térmica con vapor de agua (CSS), cíclica y continua, con algunos pilo-tos ya realizados en campo.

Energy Management and EnvironmentalEl objetivo de esta sesión fue pro-

mover las mejores prácticas en gerencia de recursos energéticos y ambientales utilizadas para la producción de crudo pesado y extra pesado. Se presentaron tres trabajos que mostraron nuevas he-rramientas integradas, análisis de casos para conservación de los acuíferos ante la extracción térmica de bitumen en el crudo pesado y nuevos modelos de gerencia en la inyección continua de vapor.


Escenario

panEl dE clausura: Dispositivos de Control de Flujo, Experiencias

de Rendimiento en LatinoaméricaEl objetivo del panel fue mostrar

experiencias reales del uso de dispositivos de control de flujo

utilizados por compañías operadoras en Ecuador, Colombia y Perú

José Luis Bashbush, Chairman SPE Heavy And Extra Heavy Oil; Vanessa Aguas, Andes Petroleum; Francisco Porturas, Halliburton; Hernando Trujillo, Hocol; Ramón Correa, ENI

AGIP Oil Ecuador; José Rojas, Petroamazonas y Jorge Alberto Flores, Pacific Rubiales

Intervinieron como panelistas Vanessa Aguas, de Andes Petroleum Ecuador Ltd; Ramón Correa, de AGIP Oil Ecuador BV; José Rojas, de Petroamazonas EP y Jorge Alberto Flores, de Pacific Rubiales Energy, quienes analizaron los casos según los planes de producción de cada compañía, ubicación geográfica de los bloques y los retos de pro-ducción, en cuanto a acuíferos, viscosidades y condiciones adversas de conectividad.

Ramón Correa detalló que se instalaron ICDs en tres pozos, dos horizontales y uno desviado a 60°, de los cuales sólo el último

produjo bien. Por su parte José Rojas hizo referencia a un caso en la Cuenca Oriente de Ecuador, de un pozo en el que se logró incrementar la producción de petróleo pero en poco tiempo volvió a producir un mayor volumen de agua. Jorge Alberto Flores mostró los resultados obtenidos en el campo Rubiales, en el que se han perfo-rado 936 pozos horizontales, produciendo 3.242 barriles de agua por 346 barriles de petróleo. En este campo se optó por utilizar 4 ICDs de diferentes compañías que no fue-ran afectados por viscosidad, sin embargo

los resultados no fueron los esperados. Los expertos concluyeron que se debe trabajar en lograr disminuir la producción de agua y aumentar la de petróleo entre 8 y 12%, tam-bién se resaltó que las herramientas deben ser mejoradas y que los simuladores deben conectarse porque las simulaciones del ICD son independientes a las del reservorio.

Las presentaciones técnicas están dispo-nibles en la biblioteca virtual de multi-so-ciedades, OnePetro; una biblioteca en línea de literatura técnica para la exploración de petróleo y gas y la industria de producción.

Tecnologías EmergentesEsta sesión reunió cinco trabajos realiza-

dos en Colombia, Corea del Sur y México. Los expertos presentaron lecciones aprendidas, tecnologías de procesos térmicos híbridos, metodologías integradas para la optimización del CO2 para la reducción de asfáltenos y el diseño de un generador electrostático para inhibir la precipitación de parafinas.

Cristian Jiménez, presentó el diseño y construcción de un Generador Electrostático para Pruebas Experimentales de la Inhibición de Precipitación de Parafinas. En su trabajo describió la construcción de un dispositivo capaz de establecer un campo electrostático en paralelo a un flujo de un líquido en una tubería. El dispositivo generador basa su funcionamiento en una configuración de placa paralela plana debajo de una tensión. El modelo E = V/d se utiliza para describir el comportamiento electrostático validado

en dos formas diferentes: la primera en una experiencia de laboratorio y el segundo a través de una ejecución de la simulación. En la experiencia de laboratorio se incorporan (de manera indirecta) la magnitud del cam-po electrostático y permitividad eléctrica del líquido. A través de la ejecución de la simulación y el valor experimental permiti-vidad, se estima, además de la intensidad, la disposición geométrica del campo generado. Se validó un rango de operación para la intensidad del campo electrostático entre 0 y 1 [kV/mm]. El rango recomendado para la distancia entre las placas es de 5 a 14 [mm]. Para una bomba de aceite con un caudal de 5 a 55 [ l / min ], el tiempo de exposición es de entre 10,71 y 329,1 [ms].

Estimación de RecursosLa sesión presentó los trabajos realiza-

dos por Schlumberger en Brasil y Pdvsa en

Venezuela. El primero de los casos mostró el uso de un medidor de flujo multifásico para probar pozos costa afuera de crudo pesado en Brasil, específicamente en el campo Atlan-ta en la Cuenca Santos, en el que se tienen 1.5 mil millones de barriles de petróleo in situ.

En el siguiente caso se habló sobre el proceso de caracterización del área Junín en la Faja del Orinoco, Venezuela, en la que se realizó una evaluación detallada de los datos de reservas de Pdvsa, demostrando que el crudo extra pesado se puede extraer económicamente con la producción de frío a mayores tasas de producción que las obser-vadas en otras regiones con hidrocarburos de características similares. Se presentaron los fundamentos y procedimientos de carac-terización de yacimientos y hallazgos de los estudios importantes, entre ellos los relativos a los volúmenes de cuotas de petróleo origi-nal en factores de lugar y de recuperación.


Interview

Para el Director del Centro Regional de Tecnología – México de Schlumberger, y Presidente del Comité Técnico de la conferencia inaugural de SPE sobre Petróleo Pesado

y Extra pesado para América Latina, las dinámicas de los hidrocarburos han cambiado estableciendo nuevos retos para la industria en la Región

José luis Bashbush “Crecimiento de la producción petrolera en América Latina está asociado a crudos pesados”

Zulay Socorro C./Laura Albarracín

Haber presidido el Comité Técnico de la primera SPE Heavy And Extra Heavy

Oil Conference Latin fue sin duda un honor, como grande la responsabilidad y compromi-so de liderar a un equipo de grandes ligas en la conformación de un programa que respon-diese a las expectativas de los participantes y de la comunidad petrolera en general.

La exitosa realización del evento fue el marco propicio para abordar a José Luis (Pepe) Bashbush, destacado profesional de la ingeniería de petróleo, reconocido en la industria petrolera latinoamericana y glo-bal, por su aportes a una mayor compren-sión de los yacimientos, el mejoramiento de prácticas operacionales y la aplicación de nuevas técnicas, especialmente en el campo de los crudos pesados y extrapesados, de los cuales es un acucioso estudioso, conferen-cista y autor de numerosos trabajos, en los que comparte los esfuerzos de investigación y desarrollo adelantados por Schlumberger, empresa en la que labora desde hace muchos años y en la que se desempeña actualmente como Director del Centro Regional de Tecnología – México, posición que le ha permitido igualmente conocer de manera directa el panorama global y los proyectos emprendidos en distintos países para el desarrollo de reservas de crudos pesados.

La multiplicidad de aspectos de la in-dustria es lo que lo apasiona. “Se ha venido

usando tecnología de punta en todos los

eslabones de la cadena de valor y continúa

avanzando progresivamente”, afirma, agre-gando que “siempre hay oportunidad de

aprender y mejorar procesos para hacer las

cosas más eficientemente, apalancando las

experiencias de nuestros colegas. El reto de

desarrollar yacimientos a miles de metros

bajo la superficie, del mar o de la tierra,

integrando la aportación de múltiples dis-

ciplinas es enriquecedor en cualquier etapa

de la carrera profesional de un individuo, es

para mí un estímulo poderoso de la mente

y el espíritu”.

Su legado a la industriaEgresado de la Universidad Autónoma

de México, UNAM, la trayectoria profesio-nal de Bashbush suma ya 45 años, de los cuales ha trabajo 26 en Schlumberger, cola-borando y dirigiendo equipos de profesiona-les en planes de explotación y optimización de yacimientos, así como en la ejecución de estudios integrados de recuperación mejora-da y recuperación térmica en yacimientos de diversas características ubicados en América Latina, África, Medio Oriente, Mar del Norte, Norte América y Asia.

En el ámbito académico goza igualmen-te de un bien ganado prestigio en la UNAM, la Universidad de Austin y la Universidad de Pensilvania, entre otras instituciones, dada su convicción de que la academia es un motor esencial para la industria, razón por la cual impulsa a estudiantes y jóvenes profesionales a vincularse en espacios de

intercambio científico que les permitan relacionarse con casos prácticos de la indus-tria. Ha impartido más de 200 cursos sobre ingeniería petrolera en México, Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Colombia, Ecuador, Emiratos Árabes, Estados Unidos, Japón, Kuwait, Perú, Reino Unido y Venezuela.

A su juicio la relación entre industria y academia se debe fortalecer aún más, ya que existe un cambio generacional que se acrecentará en la próxima década con la jubilación de profesionales experimentados. “Se requiere que la industria apoye este

cambio con mentores que guíen a las nuevas

generaciones y que les permitan desarrollar-

se propiciando la innovación y la excelencia

con una conciencia social acendrada”. Al referirse al legado que quisiera dejar

a la industria petrolera, manifestó su deseo de seguir aportando con su trabajo, com-partiendo experiencias y aprender de sus colegas. De manera particular enfatizó su objetivo de promover la interacción Pana-mericana entre los profesionales y compa-ñías en la región, “una parte importante de

mi actividad profesional se ha desarrollado

en América Latina y el Caribe y me ha

permitido enlazar relaciones y experiencias

productivas entre individuos y compañías

estatales e internacionales. Podemos apren-

der mucho unos de otros y enriquecernos

más compartiendo nuestras experiencias

locales, no solo en tecnología sino también

en responsabilidad social”.


Interview

Subrayó la importante contribución del programa desarrollado en el marco de la conferencia de crudos pesados de la SPE en Medellín, como una oportunidad única de compartir ideas innovadoras para encarar desafíos específicos para lograr que yaci-mientos de este tipo sean más productivos. “Mayormente el crecimiento de producción

en América Latina estará asociada a petróleos

viscosos cuya producción está normalmente

relacionada a altos cortes de agua y a bajas re-

laciones gas-petróleo, por esto debemos enfo-

carnos en hacer las cosas bien desde la primera

vez, con planificación y la correcta aplicación

de procesos de producción”, expresó.

Los crudos pesados en América Latina Bashbush afirma que la industria petro-

lera latinoamericana enfrenta grandes de-safíos en muchos aspectos. Las dinámicas de los hidrocarburos han cambiado y países anteriormente importadores han generado una revolución, que a su vez ha impulsado nuevas prácticas de producción, alterando el flujo del crudo a nivel mundial. Varios países en la región cuentan con un gran po-

tencial de petróleo pesado, lo que implica nuevos retos. Como ejemplos menciona el caso de Venezuela que tiene por objetivo duplicar su producción y el de Colombia, que estima sobrepasar la barrera del millón de barriles por día, y por lo cual se deben mejorar los factores de recuperación y los métodos de producción de los yacimientos. “La relación Reservas/Producción se ha

incrementado tremendamente en Latinoa-

mérica mientras que en el Medio Oriente se

ha estabilizado, y todo gracias a los crudos

pesados”, acotó el experto. Precisamente, la iniciativa de organi-

zar el SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference-Latin America tuvo eco por los grandes volúmenes de petróleo viscoso y súper viscosos que hay en México, Cuba, Guatemala, Trinidad y Tobago, Surinam, Brasil, Venezuela, Colombia y Perú, expli-có Bashbush, resaltando la calidad técnica de las experiencias presentadas en trabajos que permitieron conocer la aplicación de técnicas innovadoras, nuevas tecnologías, lecciones aprendidas, entre otros aspectos que permiten mejorar la recuperación de

petróleo, ofreciendo nuevas perspectivas tanto en exploración como producción.

Profundización de áreas claves Mejores prácticas y avances tecnológicos

en exploración y producción de crudo pe-sado y extra pesado fue el punto central de la conferencia, cuya organización congregó a un grupo especializado de profesionales vinculados a la industria en Latinoamérica y con experiencia en diferentes partes del mun-do, quienes tuvieron a su cargo la selección y evaluación de los trabajos.

- En cuanto a la selección tratamos de evitar los sesgos -destacó Bashbush- por eso el Comité Técnico se conformó con 35 especialistas ubicados en diferentes países de América Latina, pertenecientes a dife-rentes centros de investigación, compañías operadoras y de servicios. Se recibieron más de 200 resúmenes, los cuales fueron evaluados y de acuerdo a la calificación promedio se seleccionaron finalmente los mejores trabajos. Es de resaltar que dichos resúmenes fueron presentados por profe-sionales de 25 nacionalidades, lo que refleja


Interview

la importancia que se le da en América Latina a este tipo de yacimientos.

Respecto al temario explicó que el obje-tivo fue abarcar todos los tópicos principales en materia de crudos pesados, desde el yaci-miento, producción, levantamiento artificial, tratamiento y mejora del uso de diluyentes, estudios de laboratorio, efectos de pozos horizontales y desviados, caracterización de yacimientos y fluidos, proyectos de análisis y simulación de yacimientos, todo ello con la finalidad de tener un punto de vista holístico e integrado para poder optimizarlos.

- La sesión plenaria sobre funciona-miento de los dispositivos de control de flujo mostró casos de éxitos y fracasos, analizados desde el punto de vista de cinco operadoras: Andes Petroleum, AGIP Oil, Petroamazonas, Repsol y Pacific Rubiales Energy. Hay muchos desarrollos impre-sionantes que nos ayudarán a mejorar la producción. Un aspecto destacado espe-cialmente fue el costo de los diluyentes y el transporte, en cual vemos que se está avanzando. Tenemos en la región muchos especialistas en emulsiones, así como

ingenieros químicos, cuyo aporte es fun-damental en la superación de los retos.

La industria colombianaSobre la experiencia de Colombia,

Bashbush considera que es un ejemplo a seguir. “Hace 15 años se decía que con la

declinación de Cusiana y Cupiagua, si no

se hacía algo drástico el país tendría que

pasar de ser un exportador a importador,

pero las reglas de juego cambiaron, de-

mostrando cómo una reforma energética

puede hacer que un país en declinación

ahora esté superando metas de producción

y adquiriendo cada vez más protagonismo,

gracias a las soluciones puestas en marcha

por las empresas para garantizar el mayor

aprovechamiento de estos recursos. Desde

luego, hay muchos puntos pendientes por

resolver, algunos operativos y logísticos,

pero con seguridad también estos esfuer-

zos serán adelantados, tomando en cuenta

los distintos avances en la aplicación de

técnicas y métodos, lecciones aprendidas

y la exitosa experiencia de empresas esta-

blecidas ya en el país”.

Responsabilidad Social y AmbientalComo parte de su filosofía de gestión la

Society of Petroleum Engineers promueve las operaciones respetuosas y responsables con el medio ambiente y las comunidades, por esta razón se exigió que cada uno de los trabajos expuestos en esta conferencia diera a conocer técnicas e innovaciones que al aplicarlas en los yacimientos y en toda su cadena de valor no alteren ni afecten la salud de los trabajadores, la seguridad, el medio ambiente y la relación con el entorno. De igual forma se optó por crear espacios técnicos que presentan noticias y desarro-llos para el mejoramiento de prácticas de la ingeniería de petróleos que tienen una estrecha relación con estas áreas, así como con temas de regulación.

Sobre este aspecto en particular Bas-hbush comentó que toda acción orientada a estimular un mayor compromiso con la responsabilidad social y ambiental nunca está demás. Se requieren muchos más es-fuerzos y eso es lo que motiva a nuestra so-ciedad profesional en su interés de ampliar el conocimiento en estos temas, mediante la organización de foros especializados en temas ambientales. Actualmente la discusión gira en torno a la explotación en tres campos grandes de Ecuador ubicados en ambientes sensibles, Ishpingo, Tiputini y Tambococha, localizados en un parque nacional de gran diversidad. La idea es encontrar la mejor forma de realizar nuestras prácticas.

Talento humanoLa participación estudiantil y de

nuevos profesionales en la conferencia fue notoria, siendo otro factor clave en el éxito alcanzado.

“Tuvimos profesionales de diferentes

empresas y países aportando ideas sobre

cómo producir más eficientemente, y

estudiantes de universidades nacionales,

lo que en mi opinión es un canal idóneo

para brindarles la oportunidad de conocer

los resultados de la aplicación de nuevas

técnicas, y estar presente en la discusión de

temas claves. Esta sinergia de intercambio

de información de una manera abierta, no

comercial, puede ayudar con soluciones a la

comprensión y correcta producción de los

yacimientos, lo que a su vez contribuye al

logro de las metas de producción que tiene

cada país, como en este caso, Colombia”.

(Respuesta Rápida en Ríos)El concepto del Punto de Control Móvil

Elastec continúa a la vanguardia en el desarrollo de las mejores soluciones para los problemas de derrames de hidrocarburos y presenta el sistema 3 erres.

zMóvil; remolcable y fácil de desplegar: Punto de control móvil transportable por carretera, tren o aire.

zDesplegable por un grupo pequeño de personal entrenado.zRápido para llegar al derrame y rápido de desplegar.zEfectivo también en aguas poco profundas y rápidas.zHabilidad de recuperar y almacenar grandes volúmenes de líquidos.zEfectivo en un amplio rango de viscosidades; no afectado por las

basuras, e independiente de puntos de control.

1 Bote de trabajo2 Veletas de barrera para aguas poco profundas2 Longitudes de barrera para ríos (6” x 6” o similar)1 Bote desnatador2 Tanques tipo vejiga1 Dirigible de observación (OceanEye)

SISTEMA 3 ERRES

COMPONENTES DEL SISTEMA:

Carrera 11 No. 94-47 Piso 8 PBX: (571) 623 2161 Fax: (571) 623 2170

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De fácil instalación y mantienen la hermeticidad en condiciones de altas presiones y fuertes concentraciones

de H2S y salinidad.

Permite producir simultánea e independientemente dos zonas, mejorando la rentabilidad del pozo

mientras minimiza los costos de Workover, teniendo un completo sistema de respaldo.

Proporciona una confiable segunda barrera contra los fluidos del pozo,

además de una refrigeración mejorada de la bomba y reduce corrosión del casing.

Permite llevar a cabo operacionescon Wireline, Slickline y Coiled Tubing; mientras el pozo mantiene la producción.

Protege las líneas de potencia y control, a la vez que permite realizar pruebas de producción sin necesidad de retirar la BOP e instalar el Hanger, ahorrando así tiempos operativos.

Una válvula automática ubicada al interior del Y-Block lo que permite correr registros sin necesidad de correr y retirar un Blanking Plug, ahorrando tiempos de operación.

PENETRADORES

DUAL ESP COMPLETION SYSTEMS

CAN SYSTEM

Y-TOOL

BOP CAN

Y-ChECk


Escenario

Con la misión de profundizar en los pasos fundamentales para la comer-

cialización del gas no convencional en Colombia, se realizó esta nueva edición del evento organizado por American Business Conference, el cual reunió a más de 100 representantes del sector de hidrocarburos, quienes participaron activamente en el debate sobre potencial de los recursos no convencionales del país, las condiciones del marco regulatorio e infraestructura.

No obstante su potencial, el desafío para Colombia radica en la variabilidad y profundidad en sus cuencas por lo que es fundamental alcanzar un mayor grado de conocimiento en cuanto a los datos de caracterización geológica, a lo que se suma lograr garantizar la viabili-dad económica de las perforaciones y el completamiento de pozos.

El congreso cubrió un total de 8 sesiones tituladas Valorando los Factores Normati-vos y de Cadena de Abastecimiento de La Industria No Convencional Colombiana; Generación del Respaldo Público Para el Desarrollo de No Convencionales en el

El Congreso para el Desarrollo de los No Convencionales en Colombia convocó a importantes líderes del sector y estuvo principalmente enfocado en la participación de compañías operadoras

País; Infraestructura Para los Servicios de Perforación y Terminación; Balance Hídrico; Cuantificación del Potencial de Recursos e Identificación de los Métodos Óptimos Para la Caracterización de Reservorios No Convencionales y Evaluación de Técnicas más Adecuadas en Materia de Manejo de Aguas; Caracterización de Reservorios: Cuencas No Convencionales Colombianas y Optimización de Perforación, Completación y Espaciado de Pozos.

Valorando los Factores Normativos y de Cadena de Abastecimiento de la Industria No Convencional

Esta sesión se centró en el análisis de cómo las normas ambientales y fiscales, la demanda interna de energía y la dispo-nibilidad de servicios de fracturamiento hidráulico condicionarán la primera etapa del desarrollo de la industria no convencio-nal en Colombia. Se dieron a conocer los planes de gobierno para incluir los recursos no convencionales en la normativa vigente y se aclaró el impacto que tendrán las nuevas políticas en la rentabilidad de los proyectos.

Alejandra Mejía, Geóloga de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, resaltó que Colombia apuesta por una aventura respon-sable con unas directrices ambientales muy importantes, apoyándose en el desarrollo económico, la caracterización de la roca y en resolver la preocupación de los medios y las personas del común. Sostuvo que la ANH ha realizado diferentes estudios donde se demuestra que existe una roca prospectiva, así como comparaciones con análogos pro-ductivos, con el fin de apostar por el objetivo del país de incrementar reservas para el bien de toda la nación.

Edilberto Peñaranda, Subdirector de Ins-trumentos, Permisos y Trámites Ambientales-ANLA, resaltó que actualmente existe una evolución de la normativa ambiental para los procesos de terminación, gestión del agua y estudios sísmicos. Sostuvo que actualmente se está diseñando una estrategia para acelerar el proceso de obtención de permisos. Explicó que la ANLA debe reforzar el seguimiento de los procesos y que las operadoras no han cumplido en su totalidad. Argumentó que ellos son defensores del medio ambiente pero

Edilberto Peñaranda Correa, Subdirector de Instrumentos, Permisos y Trámites Ambientales de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, en su intervención resaltó el esfuerzo de ANLA para acelerar el proceso de obtención de permisos


Escenario

que no se oponen al desarrollo de Colombia, por lo que son ejecutores de la política estatal del país y están obligados a prepararse de la mejor manera.

Generación del Respaldo Público para el Desarrollo de No Convencionales

La discusión se orientó a identificar los mitos comunes en el fracturamiento hi-dráulico y colaborar con los agentes locales que son influyentes claves en la sociedad colombiana para desarrollar una estrategia de relaciones públicas, comunicaciones y responsabilidad social corporativa que contribuya a superar la oposición social a la producción de shales en Colombia.

Ricardo Prieto, Gerente Funcional de Perforación, Terminación y Workover de Equión Energía, resaltó la importancia de separar los mitos sobre el fracturamiento hidráulico de los riesgos reales para con-tribuir a superar las percepciones públicas erróneas sobre el desarrollo no convencio-nal. El experto sostuvo que los riesgos deben afrontarse con la verdad e hizo referencia a los mitos más grandes por los que exis-te desconfianza hacia el fracturamiento hidráulico. Con relación al temor por la contaminación de los acuíferos, explicó que los químicos utilizados no los contaminarán ya que previamente han sido registrados y probados, a lo que se añade el hecho de que estando a 4000 Mts. de profundidad se hace imposible que suban a la superficie. Concluyó en que de las buenas prácticas depende el éxito de la producción de este tipo de yacimientos.

Luis Alfredo Mogollón, Profesional Especialista en Gerencia de Hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales de Eco-petrol, explicó que es de gran importancia comprender el concepto de valor compar-tido y su utilidad en la mejora de la imagen corporativa y manejo de comunidades de empresas de E&P para la exploración de no convencionales. A su juicio es funda-mental que en el diseño de producción se tenga en cuenta no sólo la prospectividad o el potencial del recurso, sino el entorno en general, vinculando a la comunidad y entendiendo sus necesidades. Sostuvo que la empresa debe estar preparada para presen-tar soluciones y afirmó que “una comunidad

no abalará el uso de agua, así sea poca; si

ella carece del recurso”. Acotó que el valor

compartido va más allá de crear proyectos de responsabilidad social o de lo que dice la ley. Es crear junto a las comunidades pro-yectos de valor, lo que genera una estrategia corporativa y una ventaja competitiva.

Infraestructura para los Servicios de Perforación y Terminación

Carlos Santos, Gerente de la Cadena de Abastecimiento de Equión Energía y Ángelo Moreno Sanabria, Asesor Estratégico Inde-

pendiente en Cadena de Abastecimiento-EAM, cuantificaron la disponibilidad de los equipos de perforación y terminación en Colombia para delinear estrategias en la reducción de costos. Explicaron que actualmente hay disponibilidad de taladros de 1.500 Hp a 3.000 Hp, pero que no hay capacidad en los mayores a 3000 Hp. En direccional hay poca competencia porque sólo hay 4 jugadores. En su análisis de in-fraestructura puntualizaron que la entrada


Escenario

en Colombia es altamente costosa, por lo que se debe tener en cuenta en el análisis de riesgo, desabastecimiento por personal y equipos, así como los costos por stand by y los ajustes de contratación que ofrezcan resultados ganar-ganar entre ambas partes.

Richard Moorman, Asesor Ejecutivo de Ingeniería de Accelerate Resources, explicó que se deben predecir los costos de equi-pamiento, terminación y producción para determinar la viabilidad económica media de la producción comercial de este tipo de recursos. Apuntó que se debe analizar el capital inicial y tener en cuenta que estos proyectos pueden ser mucho más largos de lo que se espera incidiendo en un incremento de precios en caso tal de que el proyecto sea exitoso. Asimismo, destacó que es esencial tener en cuenta tanto las características operacionales como la capacidad financiera, el acceso a la tierra y los costos de adquisi-ción, equipos y servicios de completación, servicios sísmicos especiales, entre otros aspectos. Finalmente concluyó que es de vital importancia reducir los riesgos por medio de la conformación de equipos de gerencia con experiencia en la perforación y completación, así como la anticipación a los posibles problemas relacionados con reglamentación, política y oposición social.

Balance HídricoEsta sesión analizó cómo las últimas

técnicas de aprovisionamiento, tratamien-to, desecho, transporte y reciclado de agua pueden garantizar la seguridad y la rentabi-lidad en las operaciones no convencionales en Colombia.

Caracterización de Reservorios: Cuen-cas No Convencionales Colombianas y Optimización de Perforación, Comple-tación y Espaciado de Pozos

Esta sesión contempló la evaluación de los parámetros petrofísicos, geoquímicos y litológicos del Magdalena Medio, la for-mación La Luna, La Cordillera Oriental, Llanos y César-Ranchería para estimar vo-lúmenes de reservorios e identificar puntos óptimos para el desarrollo.

El panel estuvo compuesto por Greg Schlater, Gerente de Ingeniería de Reser-vorio de Sintana Energy, Alejandra Mejía Molina, Geóloga de la ANH; Juan Camilo Rodríguez, Analista de la Universidad de Texas en Austin y Mario García, Geólogo de la Universidad Industrial de Santander. Los expertos mostraron estudios comparativos entre las diferentes cuencas y concluyeron que los plays demostraron que en el Valle del Magdalena Medio se encontraron buenas condiciones, en especial en las formaciones de La Luna y Tablazo, para el análisis se tuvo en cuenta el porcentaje de TOC (Con-tenido de materia orgánica), porosidad, fragilidad y contenido de gas. Concluyeron que en la formación Tablazo se presenta la presencia de bitumen sólido técnicamente evolucionado a lo largo de la secuencia de la roca generadora, lo que contribuye a elevar los contenidos orgánicos reportados y evidencia que la roca pudo generar petróleo, sin embargo parte de estos no alcanzaron a migrar o migraron cortas distancias donde fueron craqueados a gas y bitumen sólido.

Se analizaron también las características geoquímicas y petrofísicas, así como los ambientes deposicionales del Magdalena Medio. Un análisis comparativo entre la formación Tablazo, La Luna, Vaca Muerta y Eagle Ford, demostró que existe gran prospectividad y mucha similitud entre las cuatro formaciones. Se demostró que existe un gran potencial en esta cuenca, pero se es-pecificó que para su producción se requiere inversión en capital y que Colombia debe competir con otros países por este.

Alejandra Mejía Molina, resaltó que para la producción del shale gas, no sólo se debe tener en cuenta la roca, si no un buen contenido en las biomicritas ya fracciona-das, aseguró que se debe tener potencialidad en los dos aspectos. Afirmó que los datos pueden romper antiguos paradigmas y

Carlos Vargas, Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología; Greg Schlachter, Gerente de Ingeniería de Reservorio, Sintana Energy y Gervasio Barzola, Vicepresidente de Subsuelo y Desarrollo, Pioneer Natural Resources

Andrés Londoño, Asesor Técnico In-dependiente para Pacific Rubiales Energy, presentó un trabajo desarrollado por la compañía con el fin de integrar el balance hídrico del riego agrícola con agua derivada de la producción petrolera no convencional, explicó que se pretende buscar otros usos a los recursos producidos en exploración y producción de no convencionales, teniendo en cuenta que por cada barril de petróleo están produciendo 9 barriles de agua. La estrategia se orienta a convertir esta agua residual industrial con métodos conven-cionales de disposición aprobados por la ANLA, en agua para uso del riego agrícola. Los estudios químicos y ambientales indi-can que este recurso después de ser tratado estará en óptimas condiciones para su uso.

Cuantificación del Potencial de Recursos e Identificación de Métodos Óptimos para la Caracterización de Reservorios No Convencionales y Evaluación de Técnicas Adecuadas en Materia de Manejo de Aguas

Gervasio Barzola, Vicepresidente de Subsuelo y Desarrollo de Pioneer Natural Resources, presentó datos críticos, herra-mientas de exploración y técnicas de inte-gración para aumentar la exactitud para examinar una cuenca no convencional. En su estudio utilizó la ubicación de Eagle Ford y explicó el proceso de la revolución de los no convencionales en Estados Unidos. El experto sostuvo que es importante buscar las mejores prácticas, aprendiendo de las perforaciones verticales y realizando la comparación con pozos horizontales.


Escenario

sostuvo que la ANH ha estado estudiando las Cuencas de César Ranchería, Valle Me-dio del Magdalena, Llanos y la Cordillera Oriental para derribar antiguos paradigmas con datos sustentables.

José Carlos Cárdenas Montes, Ingenie-ro de Reservorio de Ecopetrol, complemen-tó el análisis con un examen de las últimas técnicas volumétricas que se aplican para mejorar la exactitud de la estimación de volúmenes de los reservorios no conven-cionales. Presentó también las reglas de oro para los ingenieros de simulación, en lo que resaltó que se deben entender los problemas y sus objetivos. Explicó la metodología para el modelamiento de producción post fractura en proyectos de shale plays en el que definió tres pasos, el primero comprende la identificación de parámetros críticos por medio de la simu-lación predictiva, el segundo comprende la reducción de incertidumbre por medio de la distribución de la probabilidad y el tercero, la optimización de flujo por medio de la definición, completamiento y perfo-ración de pozos.

Hernando Vásquez, Presidente, Fepco;

Ricardo Prieto, Gerente Funcional

de Desempeño, Equión; y Yasmín Ordoñez, Gerente

de Contratos de Producción, ANH

Gervasio Barzola evaluó las últimas estrategias de optimización de completa-miento de pozos para posibilitar operacio-nes económicamente viables en Colombia, el experto mostró los resultados obtenidos en la perforación de tres pozos ubicados en Eagle Ford, caracterizó los reservorios, mostró la modelación de perforación y re-saltó el éxito que obtuvieron en la logística

de las locaciones. Adicionalmente, enfatizó en los factores claves para el espaciado de pozos con el fin de determinar la medida óptima y conseguir el mayor drenado por unidad, enfatizó en las condiciones de pozo, la presión de la formación, el gradiente de fracturas y la presencia de fallas para po-der llevar a cabo un análisis integrado que permita optimizar el proceso.


Escenario

El Simposio Internacional de Perfo-ración de Petróleo y Gas, SINPER

2014, se realizó en la sede de la Dirección Ejecutiva de Producción Oriente de Pdvsa con la participación de 450 profesionales provenientes de Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Colombia, Cuba, Ecuador, Alema-nia, Estados Unidos, México y Venezuela.

El objetivo principal de esta jornada organizada por Pdvsa Intevep y la Direc-ción Ejecutiva de Producción Oriente, fue promover el intercambio de experiencias en avances tecnológicos y operativos entre

Profesionales de 12 países asistieron del 24 al 26 de Septiembre al encuentro técnico organizado por Pdvsa y celebrado en Maturín, estado Monagas, con la finalidad de intercambiar mejores prácticas en

operaciones de perforación y rehabilitación de pozos

Simposio Internacional de Perforación de Petróleo y Gas sinpEr 2014

equipos técnicos de Costa Afuera, Faja Petrolífera del Orinoco, Áreas Tradiciona-les y Ambiente, en línea con el interés de profundizar conocimientos e impulsar la investigación y desarrollo, según lo resaltó en la instalación Orlando Chacín, Director de Pdvsa, quien acotó que el principal reto en Venezuela “es perforar mejor y más rá-

pido los pozos de la Faja”. En los próximos cinco años se contem-

pla la perforación de más de 10 mil pozos en la Faja Petrolífera del Orinoco, un “reto que

no tiene ningún otro país del mundo, lo cual Orlando Chacín, Director de Pdvsa


Escenario

Josefina Salazar, Presidenta de Pdvsa Intevep

sólo será posible desarrollando tecnologías

y generando nuevos métodos de trabajo”, afirmó Chacín.

El SINPER reunió a especialistas de las distintas áreas operacionales, filiales, em-presas mixtas, operadoras internacionales y empresas de servicio, además de estudiantes de pregrado y posgrado de universidades nacionales.

El programa incluyó 13 charlas magis-trales ofrecidas por conferencistas nacio-nales e internacionales, quienes disertaron sobre nuevas tecnologías, optimización de operaciones, perforación y rehabilitación de pozos y ambiente, además de la presentación de 60 trabajos técnicos.

Operaciones Costa AfueraEn el marco de esta jornada Carmelo

Milano, Subgerente Operativo de la Di-visión Costa Afuera Oriental, señaló que Pdvsa avanza en la ejecución de distintos proyectos para la extracción de gas y crudo en el lecho marino de manera de convertir esas reservas en desarrollo.

Milano explicó que Costa Afuera ejecuta proyectos de envergadura únicos en el país y en Suramérica, como el de campo Dragón en el cual se tienen grandes reservas de gas. Puntualizó que el esfuerzo se orienta a ex-traer esas reservas y llevarlas hasta Güiria, y desde esta región se traslada hasta Anaco, al Complejo Criogénico “José Antonio Anzoá-tegui”, y de allí al mercado interno.

Consolidación de Pdvsa Intevep La gestión del Centro de Investigación

y Desarrollo de Pdvsa, Intevep, también fue resaltado por su Presidenta, Josefina Salazar, quien acotó que hoy esta filial concentra y orienta el esfuerzo de más de 1.700 traba-

jadores en proyectos que generen resultados e impacto a corto plazo, “específicamente

en áreas prioritarias establecidas en función

de los planes estratégicos de Pdvsa, entre los

que destacan el desarrollo integral de la Faja

Petrolífera del Orinoco, lo cual pasa por el

aumento del factor de recobro en 20% y la

reducción del uso de diluentes para el trans-

porte de crudos pesados y extra pesados”.Salazar se refirió al esquema organizati-

vo del Centro de I+D, el número de patentes que posee en el mundo, tecnologías en de-sarrollo y las etapas en que se encuentran. También destacó cómo es el proceso de identificación de necesidades para orientar el desarrollo tecnológico y cómo es el mo-delo de relaciones con las organizaciones públicas y privadas con capacidad para masificar las tecnologías creadas por el brazo tecnológico de Pdvsa.

Adicionalmente, Pdvsa Intevep sigue apoyando el trabajo de las áreas de produc-ción petrolera, así como la adecuación del parque refinador venezolano y el desarrollo del gas costa afuera.

“En producción, se ha avanzado en el

desarrollo de la tecnología de estimulación

INTESURFTM, la cual aumenta en 20% la

productividad de los pozos. Esta tecnología

también comienza a dar sus primeros pasos

en recuperación mejorada”, dijo.Destacó también el desarrollo de los

fluidos de perforación, INTEFLOW® y ORIMATITA®, así como la tecnología SOLSURF® en cementación de pozos y la tecnología INDEFLOC™ en producción.

En materia de mejoramiento de crudo, hizo énfasis en el desarrollo AQUACON-VERSION®; tecnología que permitirá dis-minuir el consumo de diluentes en la Faja.

Salazar resaltó como un hecho impor-tante para Intevep como centro de investi-gación, que la tecnología HDHPLUS®SHP esté en etapa de implantación en la Refinería de Puerto La Cruz.

“La clave para que Intevep haya

acelerado y reinventado sus procesos de

investigación y desarrollo en los últimos

años, es nuestra política de soberanía

tecnológica. Pdvsa es una de las empresas

petroleras más importantes del mundo y el

lineamiento es claro. Tenemos que luchar

para importar menos y producir más y así

apuntar hacia el desarrollo sostenible del

país”, enfatizó Salazar.


Análisis

La evolución de los países de América Latina ha estado plagada de complejos

y mitos derivados del “realismo mágico”, y de una cultura del subdesarrollo que ha tenido perversos efectos en el devenir de nuestros pueblos. Son posturas de la identidad cultural de la región alejadas de la realidad, cuando tenemos que enfrentar problemas económicos y relaciones con el resto del mundo, en un entorno de nuevas realidades que obligan a cambios de ac-titudes y concepciones para encarar con éxito las demandas y retos del siglo XXI. Sólo los países que entiendan estas nuevas circunstancias y cuyo liderazgo político sea capaz de promover los cambios requeridos tendrán las posibilidades de progreso en el proceso de la globalización contemporánea. Estas reflexiones introductorias vienen al caso cuando observamos las acciones que se están iniciando en México para reorientar el manejo de su industria petrolera, des-lastrándola de los vicios del estatismo, del populismo y del clientelismo político, que son ingredientes de la cultura del subdesa-rrollo que le han hecho mucho daño a esa industria vital de la economía mexicana.

El petróleo surge en México como recurso emblemático vinculado al proceso posrevolucionario, y la actividad petrolera se inicia durante el gobierno de Porfirio Díaz, quien en 1901 promulgó la Ley de Petróleo para impulsar esa industria dando facilidades a los inversionistas nacionales y foráneos, mediante el sistema de concesio-

La histórica decisión adoptada en Agosto,

establece un nuevo paradigma en el

manejo de los recursos energéticos mexicanos

méxico y el Petróleo: Rompiendo MitosJosé Ignacio Moreno León*

nes, para su participación en la exploración y explotación. Sin embargo, frente a un complejo conflicto laboral y ante la intran-sigencia de las empresas para resolverlo, las mismas fueron nacionalizadas y el gobierno asumió el control de la industria cuando, el 18 de Marzo de 1938, el presidente Lázaro Cárdenas expropió esas empresas. El 7 de Junio de ese mismo año promulgó la creación de Petróleos Mexicanos, Pemex, como compañía estatal para explotar y administrar, con carácter monopólico, los yacimientos de hidrocarburos del estado mexicano. Todo ello fundamentado en el

histórico artículo 27 de la Constitución, (reformado en Noviembre de 1940) para eliminar el régimen concesionario y mante-ner el control absoluto del estado sobre la explotación de los hidrocarburos.

México alcanzó su mayor nivel de producción petrolera en 2004 con una cifra de 3.4 millones de b/d, pero ya para 2012 dicha producción había caída a 2.5 millones de b/d. Las reservas probadas que en 1999 eran de 47.822 millones de barriles, para 2012 habían descendido a sólo 10.260 millones de barriles. Este cambio dramático ha sido consecución de un marcado proceso de deterioro de Pemex, acentuado desde finales de los 80 por una excesiva politización y notorios casos de corrupción. Ello forzó al gobierno de ese entonces a impulsar reformas en la empre-sa, no pudiendo adelantar otros cambios por limitaciones constitucionales y resis-tencia política. Además se ha producido el agotamiento de algunos yacimientos y las actividades de extracción se han he-cho más complejas con reservas ubicadas en sitios más difíciles, lo que ha elevado considerablemente los costos de inversión, con requerimientos de nuevas tecnologías y de elevados recursos financieros de los que el país no dispone. Pemex sufre un elevado endeudamiento que supera los 61 mil millones de dólares, cifra que casi se duplica al agregar los pasivos laborales de la empresa. A todo lo anterior se agrega la creciente demanda energética interna

El agotamiento de algunos yacimientos mexicanos y las actividades de extracción cada vez más complejas, ha elevado considerablemente los costos de inversión, con requerimientos de nuevas tecnologías y recursos financieros de los que el país no dispone

Desde tiempos posrevolucionarios el petróleo ha sido considerado como el elemento emblemático de la soberanía mexicana. Sin embargo, la dramática crisis del sector representa un peligro inminente, pues si no se producen pronto los cambios fundamentales, México puede convertirse en una economía importadora de hidrocarburos”



Análisis

de México que se sustenta en petróleo gas natural y carbón mineral en un 90%, lo cual está generando importantes incre-mentos en las importaciones de gasolina a los Estados Unidos, así como compras externas de gas natural.

Históricamente en México el petróleo -como en Venezuela- ha sido el recurso fundamental de la economía del país. Los ingresos generados por los hidrocarburos representan la tercera fuente de divisas de la nación y aportan cerca del 8% de su PIB. Desde los tiempos posrevolucionarios, el pe-tróleo ha sido considerado como el elemento emblemático de la soberanía mexicana. Sin embargo, la dramática crisis del sector re-presenta un peligro inminente, pues si no se producen pronto los cambios fundamentales, México puede convertirse en una economía importadora de hidrocarburos. Por ello, el gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto, con el apoyo de las fuerzas políticas mayo-ritarias ha logrado romper con los mitos y complejos nacionalistas, modificando, entre otros, el emblemático artículo 27 de la Cons-titución. El objetivo es facilitar de nuevo la

participación privada nacional y extranjera en el negocio petrolero, mediante contratos de servicio y de producción compartida. Esa histórica decisión, adoptada el pasado mes de Agosto, establece un nuevo paradigma en el manejo de los recursos energéticos mexi-canos. Dicho cambio fue difícil de entender por el estamento político, especialmente por la recalcitrante izquierda radical, sumida en los tradicionales complejos estatistas y populistas y reacia a la comprensión de las nuevas realidades globales. Realidades que, especialmente en el ámbito energético, asoma cambios fundamentales en áreas como la tecnología y el surgimiento de nuevos re-cursos energéticos. Así está aconteciendo en los Estados Unidos que ya es autosuficiente en gas natural y apunta a satisfacer toda su demanda energética a mediano plazo con probabilidades de que en los próximos tres años pueda convertirse en el mayor produc-tor mundial de petróleo, e incluso llegar a transformarse en un importante exportador de hidrocarburos.

Venezuela en la actualidad y, a pesar de tener las mayores reservas mundiales

de petróleo (básicamente de crudos media-nos y pesados, cuyo desarrollo no supera el 5%), presenta una crisis similar a la mexicana. Nuestra empresa estatal Pdvsa, altamente burocratizada y politizada, cuya producción cayó de representar el 4.8% de la producción mundial en 1998, al 2.7% -apenas- en el presente, confronta graves dificultades financieras y operacionales y un endeudamiento similar al de Pemex, todo lo cual apunta a la necesidad de que el liderazgo político nacional, superando complejos patrioteros y chauvinistas, al igual que lo ha hecho el mexicano, entien-da la necesidad impostergable de impulsar cambios fundamentales en nuestra industria petrolera, así como la de romper con la cultura del rentismo que ha sido un lastre para el desarrollo. Este es el mayor reto que tiene Venezuela a corto plazo.

* [email protected] General del CELAUPUniversidad Metropolitanawww.unimet.edu.ve > celauptwitter: caratula 2009



Análisis

Argentina ha puesto en marcha un debate sobre un proyecto de ley de

hidrocarburos que le permita superar la instancia de los gobiernos para lograr el anhelado sueño del autoabastecimiento.

La tensión ha saltado a la vista en los go-biernos federales y provinciales en cuanto a cómo pueden obtener una cuota apropiada de ingresos provenientes de las reservas de hidrocarburos del país y al mismo tiempo manejar un nivel razonable de costos sin desalentar la inversión en el sector.

En el país del cono sur la soberanía sobre sus recursos ha pasado entre las pro-vincias y el Estado federal. Con la reforma constitucional de 1994 la soberanía sobre los recursos naturales reside en las provin-cias, incluyendo las reservas de hidrocarbu-ros. No obstante, los hidrocarburos siguen estando regidos por la ley federal, además de la legislación provincial, de manera que el Estado federal es el que estipula el cálculo de las regalías.

Para conceder licencias de exploración y explotación, cada provincia posee procedi-mientos propios pero igual debe manejarse dentro de los parámetros de la ley federal de hidrocarburos. Debido a que las pro-vincias están restringidas en el monto de las regalías a cobrar, se han creado nuevas formas de obtener ingresos, y una manera clave es transferir los derechos y títulos de propiedad de todas las reservas a compañías

Tras intensas discusiones protagonizadas por funcionarios nacionales, especialistas del sector y gobernadores de provincias petroleras, el proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos fue debatido en el Congreso argentino con miras a establecer mecanismos que permita tanto los

gobiernos federales y provinciales la administración adecuada de los ingresos derivados de los hidrocarburos, incluyendo los no convencionales

Nueva Ley de Hidrocarburos Argentinaen pos de un marco nacional equilibrado

cuya propiedad son de la provincia, que luego pueden entrar en joint ventures con

compañías petroleras para desarrollar sus activos.

El gobierno federal ha inten-tado obtener mayores ingresos

de los hidrocarburos para el ma-yor beneficio del estado. El impuesto sobre la exportación de petróleo que se introdujo en Febrero de 2002, fue fijado en un prin-cipio en 25% pero en Agosto de 2004 el Ministerio de Economía le añadió una tasa adicional cuando el precio del WTI estuvo en más de $32 por barril. En consecuencia, ahora se aplica el 45% sobre la exportación. Desde 2011, los productores de petróleo y gas han requerido repatriar el 100% de las ganancias de sus exportaciones, mientras que con anterioridad se había aplicado una excepción del 70% de los ingresos.

Así, los gobiernos federal y provinciales han dado pasos que de manera combinada han hecho menos viable las inversiones en el sector de lo que podría haber sido, llegando a un punto crítico en 2011, cuando por prime-ra vez en dos décadas Argentina se convirtió en un importador neto de hidrocarburos.

Lo que se discuteSi bien el debate actual que se plantea

con la nueva ley de hidrocarburos que se discute en el país, es precisamente entre la empresa YPF y las provincias, al ser el estado federal el mayor accionista de YPF, entonces lo que vive es, en esencia, un debate entre las provincias y el Estado federal.

Entre los puntos álgidos que expone YPF es que existen procedimientos y procesos de licitación en cada provincia, difíciles de manejar e inapropiados para la

inversión. Asimismo cuestiona el papel de las empresas intermediarias creadas por los gobiernos provinciales que suelen tener una participación en cada proyecto de no menos del 10%, y que considera como innecesarias ya que no aportan ningún capital.

Los gobiernos provinciales arguyen por otro lado que estas empresas que son de su propiedad manejan proyectos en lo que de otro modo no se habrían hecho inversiones debido a medidas federales. Consideran que muchos de esos proyectos tienen un mayor efecto sobre la inversión en el sector energético.

El proyecto de ley propuesto por el go-bierno nacional encuentra resistencia en los cuatro gobiernos provinciales -Neuquén, Río Negro, Mendoza y Chubut. Estos aducen que el objetivo del gobierno nacional y YPF es sancionar una ley que sea conveniente para su junta directiva, y que sólo el gobierno nacional apoya, ya que debe ser ratificado posteriormente por las legislaturas provincia-les. En resumen, solo dialogando y llegando a serios acuerdos, YPF y las provincias podrán alcanzar un nuevo instrumento que beneficie a todas las partes.

Proyecto de reforma El proyecto de reforma propuesto por

el partido político Frente para la Victoria del gobierno actual se centra en la necesi-dad de promover la explotación de hidro-carburos no convencionales mediante el financiamiento y aumento de la inversión extranjera además de la promoción de asociaciones privadas en este renglón; evitar la importación de hidrocarburos no convencionales, y prescindir de la práctica del acarreo (carry).


Análisis

El nuevo marco legislativo busca, en muchos otros objetivos: complementar la legislación vigente y regular específicamente la explotación de hidrocarburos no conven-cionales; establecer un nuevo mecanismo de licitación para la exploración y explotación de hidrocarburos y de asociación entre las empresas energéticas privadas y empresas públicas; crear mecanismos impositivos uniformes sobre las actividades de explo-tación de hidrocarburos a nivel nacional, provincial y municipal.

También persigue el establecimiento de normas mínimas para un uso regulado, previsible y uniforme de la mecánica de selección de concesionarios. Que las compa-ñías petroleras puedan utilizar una parte de los impuestos a pagar, para la amortización de capital. De igual modo busca establecer los requisitos mínimos para la protección del medio ambiente en todas las regiones y nuevos límites para los términos de explo-tación y exploración.

El debate pica y se extiende. El proyecto de reforma de la Ley de Hidrocarburos propuesta por el Ejecutivo recibió dictamen

en el Senado, instancia que aprobó y giró a la Cámara de Diputados el proyecto de ley de Hidrocarburos con 38 votos a favor, 28 en contra y dos abstenciones durante más de diez horas de debate.

A partir de esta norma, cuya redacción final contó con el acuerdo de las provincias petroleras, se adaptará la legislación a las nuevas formas de exploración y explotación unificando criterios entre los diferentes distritos. Además, le permitiría a YPF, la petrolera de mayoría estatal, mejorar las condiciones para atraer inversiones de eventuales empresas asociadas.

El proyecto contempla concesiones por espacio de 35 años para los yacimientos no convencionales y de 30 años para los desa-rrollos offshore en la plataforma marítima argentina, entre otros detalles. Además, acorta los plazos de los permisos con la finalidad de incentivar las inversiones en la etapa de explo-ración. Para las nuevas licitaciones, en tanto, se determina que “se suprimen las reservas de áreas”, mientras que las empresas provinciales “podrán participar en la etapa de desarrollo de los proyectos de acuerdo a su inversión”.

Los puntos principalesEl proyecto elaborado por el Ejecutivo fija

nuevos plazos para las concesiones, diferencia-dos según el tipo de explotación: 25 años para los yacimientos convencionales, 35 para los no convencionales y 30 para los desarrollos offshore en la plataforma marítima argentina.

Durante el debate se introdujo un cambio al artículo 19 de la norma que es-tablecen los porcentajes de hidrocarburos respecto de los cuales se aplicarán beneficios impositivos. Será del 20% en el caso de la explotación convencional y no convencio-nal, y del 60% en el caso de la explotación costa afuera.

Las provincias podrán otorgar prórro-gas de 10 años a las empresas que cumplan con las inversiones, que además deberán pagar mensualmente regalías por un 12%, monto que los gobiernos provinciales po-drán incrementar un 3% como máximo. La iniciativa también acorta los plazos de los permisos con el objetivo de incentivar las inversiones en la etapa de exploración, las cuales no podrán ser inferiores a 250 millones de dólares.


Reporte

Desde hace varios años el brazo tecnoló-gico de Pemex ha canalizado esfuerzos

en la búsqueda de soluciones para la ex-plotación, transporte y procesamiento de crudos pesados y extrapesados.

Recientemente el Instituto Mexicano del Petróleo dio a conocer que como resultado del proyecto Desarrollo de Biotensoactivos para el Transporte de Crudo Pesado y Extra-pesado Mediante Emulsiones en Agua y su Rompimiento, se desarrolló una tecnología para la producción de bioproductos con propiedades de superficie que mejora tanto la viscosidad del crudo como su envío a través de ductos. Dicha tecnología se encuentra actualmente en etapa de validación para pos-teriormente formalizar su comercialización.

México posee yacimientos de petróleo de los más pesados o viscosos que existen en el mundo y gracias a este desarrollo, el IMP estará en capacidad de ofrecer soluciones no solo a uno de los problemas que pre-senta el crudo extrapesado que se extrae de campos como Ku-Maloob-Zaap, Samaria, Cacalilao y Campeche Oriente, el cual debe ser mezclado con crudos livianos, sino que además contribuye a minimizar problemas operativos como las caídas de presión, la precipitación de asfalteno o parafinas.

El proyecto se inició luego de que junto con especialistas de la Región Marina Sur de Pemex Exploración Producción, se vio la necesidad de buscar una alternativa para transportar el crudo pesado y extrapesado. En la entonces Coordinación de Investi-gación en Procesos de Transformación se realizó un análisis de las tecnologías que existían para ese fin y se detectaron tanto la reducción de la viscosidad mediante emulsiones inversas, como el calentamiento y la dilución, las dos últimas tecnologías convencionales aplicadas por Pemex.

Se identificó la posibilidad de desarrollar básicos IMP basados en bioproductos, que además tienen propiedades de biodegradabi-lidad que no se encuentran normalmente en

productos existentes actualmente en el mer-cado, los cuales son de origen petroquímico, fósil y su biodegradabilidad es mínima en comparación con los basados en moléculas presentes en la naturaleza.

A diferencia de las tecnologías con-vencionales, la desarrollada en el IMP funciona a temperatura ambiente. Los productos utilizados son biodegradables y el acondicionamiento del crudo para su refinación es mucho menos extensivo que el tratamiento normalmente aplicado en el uso de productos comerciales, lo cual le da una ventaja competitiva.

En el IMP se hizo el escalamiento en el nivel de kilogramos de dos bioproductos: el IMP-H4, un agente reductor de viscosidad de emulsiones inversas cuya formulación base-agua no usa disolventes orgánicos; y el IMP-GlyC14, un agente desemulsionante de emulsiones inversas, que actualmente está en formulación sólida, aunque también podría ser líquida. El escalamiento se hizo exclusivamente con estos dos bioproductos por ser los que mejor funcionaron.

Al agente reductor de viscosidad se le denomina biotensoactivo porque en su es-tructura principal contiene un azúcar que reduce la tensión interfacial agua-aceite; mientras que el compuesto químico básico principal del agente desemulsionante es un aminoácido.

Jorge Aburto Anell, Líder de Proyecto, destacó que la ventaja de estos bioproduc-tos en comparación con otros productos existentes actualmente en el mercado, es que tienen una biodegradabilidad intrínseca que reduce su impacto ambiental, además que en la reducción de la viscosidad, la biodegra-dabilidad hace que la emulsión inversa de crudo que se forma para poder transportarlo por ducto, se vaya perdiendo conforme se transporta, de tal manera que cuando el crudo llega a las baterías de separación o a la deshidratación electrostática, es mucho más sencillo separar el agua. “Otros productos

disponibles en el mercado pueden reducir la viscosidad del crudo, pero para deshidratarlo y acondicionarlo es mucho más complicado. En estos casos se necesita una mayor inver-sión tanto de productos químicos como de condiciones de tratamiento, probablemente un mayor voltaje, mayor tiempo de residencia en el deshidratador y mayor temperatura”.

Pruebas en planta pilotoLos productos del IMP ya fueron

probados a nivel de planta piloto en el Laboratorio de Sistemas de Combustión, ubicado en el estado de Veracruz. Se hizo el escalamiento de la producción de la emul-sión inversa y del transporte por ducto en un sistema hidrodinámico, en el cual se midie-ron las pérdidas de presión en el transporte de la emulsión inversa. Se observó que son similares a las pérdidas de presión del crudo extrapesado diluido con un crudo ligero.

“A ese nivel —señaló Aburto Anell— las pérdidas de presión son mucho menores que si se tratara de transportar exclusivamente crudo extrapesado, en el que las pérdidas de presión son enormes y no sería posible que fluyera el crudo por el ducto, a menos que se calentara a una temperatura superior a los 60 grados Celsius”.

El proyecto se inició luego de que junto con especialistas de la Región Marina Sur de Pemex Exploración Producción, se vio la necesidad de buscar una alternativa para transportar el crudo pesado y extrapesado

La tecnología permite valorizar los crudos livianos y súper livianos, sin necesidad de mezclarlos con extrapesados

i m p desarrolla tecnología para mejorar el transporte de crudos extrapesados


Tecnología

Seguridad y Retos durante la PerforaciónEl ácido sulfhídrico (H2S) es altamente nocivo para la salud humana,

los organismos vivientes y el medio ambiente. Esta es la razón por

la cual históricamente, los pozos con presencia de ácido sulfhídrico

eran cementados cuidadosamente y posteriormente abandonados.

Dependiendo de la concentración de H2S, los sujetos expuestos, pueden

experimentar síntomas como tos, irritaciones oculares, pérdida del

sentido de olfato, perturbaciones respiratorias, pérdida de conciencia

o incluso muerte del individuo.

Tubulares de acero como las tuberías de perforación pueden ser

expuestos al ácido sulfhídrico durante operaciones de perforación en el

caso de pérdida de control del pozo. Si diversos factores desfavorables

coinciden, el contacto del H2S con el acero puede iniciar un agrietamien-

to que puede propagarse hasta convertirse en una ruptura catastrófica.

Esta situación puede ocasionarse incluso a niveles de esfuerzos inferiores

al límite de resistencia elástica del material.

El número creciente de rupturas en tubulares de acero por agrieta-

miento en presencia de ácido sulfhídrico y una preocupación creciente en

cuanto a Seguridad, Salud y Medio Ambiente ha incitado a la industria al

desarrollo de nuevos grados de acero para tubería de perforación con carac-

terísticas mejoradas para un adecuado desempeño bajo estas condiciones.

Selección de Materiales para Tubería de Perforación Resistentes al H2S

La selección de materiales para tubería de perforación en ambientes

sulfurosos es bastante complejo ya que no existen estándares interna-

cionales dedicados a este segmento. Organismos de estandarización

como API o ISO aún no han incluido requerimientos técnicos para

tubería de perforación en presencia de H2S en las normas que rigen

la fabricación de tuberías de perforación tales como la API 5DP, API

7-1 o la ISO 11961.

La recomendación de materiales MR-0175 escrita por la NACE

(Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión, por sus siglas en

inglés), en 1975, no cubre productos de perforación ya que estos son

supuestamente utilizados en ambientes controlados a través del fluido

de perforación. Los trabajados realizados por las compañías operadoras

BP y Elf a principios de los años 90 contribuyeron a la definición de los

denominados dominios en condiciones de servicio amargo.

Las normas NACE MR-0175 / ISO 15156, revisadas en el año 2004,

definen cuatro dominios de aplicación en función de la susceptibilidad

del material a la presencia de H2S. La NACE MR-0175 es considerada

como una guía durante la selección de tubería de revestimiento de

pozo (casing) y de producción de pozos (tubing) fiable. NACE también

define métodos de ensayos en su publicación TM-0177. Estos métodos

fueron publicados por primera vez en 1977 y revisados posteriormente

Vicent Flores y Héctor Arévalo, Vallourec Drilling Products

en 2005. NACE especifica cuatros métodos de ensayos para tubos: A,

B, C y D. Estos métodos no son equivalentes entre si ya que cada uno

tiene un rol específico. El método A evalúa la capacidad de respuesta

del material, en presencia de H2S y bajo una solicitación mecánica tra-

ducida en una carga axial, a un nivel de que puede ser muy cercano al

nivel de esfuerzo al que estará sometida la tubería durante la operación.

El Volumen 1 de las “Prácticas Recomendadas de la Industria” (IRP,

por sus siglas en inglés), documento con alcance regional fue publicado

por primera vez en el año 2004 en Canadá(1). Este estándar está enfo-

cado en la seguridad industrial, proporciona propiedades específicas a

los materiales y recomendaciones aplicables a los controles de calidad,

ensayos e inspecciones durante el procesos de fabricación de tuberías

de perforación destinadas a operar bajo servicio amargo.

Una Década Utilizando Tubería de Perforación Resistente al H2STuberías de perforación para servicio amargo tal que definida

por la IRP, y otros componentes de la sección inferior de la sarta de

perforación (como pueden ser las tuberías pesadas y portamechas), se

han utilizado durante los últimos 10 años en Canadá, específicamente

en la región de Alberta donde las concentraciones de ácido sulfhídrico

pueden ser elevadas.

Una Década de Evolución en Aceros 2004-2014:Especiales para Tuberías de Perforación a ser Utilizadas en Ambientes Sulfurosos


Tecnología

La industria canadiense, pionera en la exploración y desarrollo de

campos con alta concentración de ácido sulfhídrico utilizó soluciones

diseñadas para ambientes amargos antes incluso de la existencia de las

prácticas recomendadas por la IRP. El nacimiento de la IRP hace una

década ha fomentado la obligación de utilizar materiales especiales para

los pozos con condiciones críticas de H2S en Canadá y cabe destacar

que desde entonces no se ha reportado ninguna ruptura originada por

la presencia de ácido sulfhídrico.

El desarrollo de varios campos en la cuenca de Sichuan en China,

ha generado retos en la perforación y seguridad industrial a causa de

la profundidad del yacimiento y a su alto contenido de gas amargo

(alrededor de 14%). Debido a varios incidentes causado por el H2S en

las etapas de exploración y desarrollo, se ha empujado a las compañías

operadoras a seleccionar productos de perforación diseñados especí-

ficamente para reducir mitigar los riesgos de rupturas y accidentes. En

años anteriores al 2006 ocurrieron fallas importantes en este país por

agrietamiento en presencia de sulfhídrico(2). La experiencia de los prin-

cipales fabricantes tuberías de perforación ha permitido el desarrollo de

grados de acero diseñados especialmente para resistir las condiciones

más severas y fomentar prácticas de perforación más seguras. Estos

grados propietarios son fabricados teniendo en cuenta los métodos de

ensayos propuestos por TM-0177-A de la NACE y las especificaciones

de la IRP 1.8(3). La capacidad de estos grados a reducir el riesgo de

ruptura ha sido corroborada después de 2006 por la exitosa utilización

de los mismos en los pozos más difíciles de la zona.

Otro ejemplo más reciente de la eficiencia de estas tuberías se

ilustra con la exploración realizada en la región de Kurdistán al norte

de Iraq, donde la extracción de hidrocarburos comenzó en el 2007.

Los pozos en esta área contienen cantidades significativas de gas H2S

y pueden tener profundidades de hasta 20.000 pies. La utilización de

grados convencionales de acero para tubería de perforación condujo

a fallas catastróficas en el 2010 después de haber perdido el control de

un pozo(4). Después de esta experiencia, la mayoría de las compañías

operadores en la región han seleccionado cuidadosamente tubulares

de perforación con alta resistencia al H2S para evitar tales incidentes.

En Latinoamérica, cantidades significativas de productos de perfo-

ración para servicio amargo, especialmente tuberías pesadas y cuellos de

perforación, han sido utilizados exitosamente tanto en pozos en tierra

como en costas afuera. La utilización de estos productos en lugar de

aquellos fabricados en base a especificación API ha resultado en una

extensión de la vida útil de estas herramientas de hasta 10 veces el nú-

mero de horas de rotación en pozo antes de ser retirados de la operación.

Proyección de Futuro Con el aumento en la demanda de gas natural en diferentes partes

del mundo, pozos con altas concentraciones de H2S que en algún mo-

mento se pensó que era tarea imposible están siendo explotados. Para

poder explorar, evaluar y desarrollar estos campos, que en algunos

casos combinan la presencia de gas amargo con perfiles complejos

que incluyen zonas direccionales y horizontales que generan solici-

taciones mecánicas adicionales, es necesario contar con la integridad

del material seleccionado.

Es un hecho que para perforar pozos de profundidad o desviacio-

nes significativas se requieren aceros con mayor resistencia mecánica

para aguantar las cargas de tensión, torque y arrastre existentes. Esta

condición en presencia de gas amargo proporciona retos técnicos en

términos de integridad del material así como de seguridad operacional

ya que el incremento de la resistencia del material fomenta la fragilidad

del mismo. Para solventar esta situación se necesitan innovaciones en

cuanto a composición química de los aceros y procesos de tratamiento

térmico(6). Las zonas de la tubería de perforación más susceptibles a

fragilización por hidrógeno son el recalque y el área de soldadura por

fricción. Esta susceptibilidad se debe a factores metalúrgicos asociados

a la microestructura, composición química tanto del cuerpo del tubo

como de las juntas roscadas, así como de los valores de dureza generados

posterior al tratamiento térmico localizado.

Desde un punto de vista regulatorio cabe destacar que las iniciati-

vas en curso como la revisión del IRP Volumen 1 y la emergente IRP

Volumen 6. Este último fue publicado en el 2004 y aborda prácticas de

perforación bajo balance con concentración crítica de H2S.

De igual forma, la industria en China ha diseñado su propio es-

tándar para perforación en pozos con ácido sulfhídrico. Este estándar

fue emitido por la Administración Nacional de la Energía de este país

e implementado en el 2012(5). La especificación contiene elementos

inspirados en la IRP 1.8 y la IRP 6.3 e incluye especificaciones para el

área de la soldadura por fricción en tubería de perforación.

ConclusionesLa existencia de tubería de perforación con resistencia a la fragi-

lización por hidrógeno se debe a una necesidad de la industria. Los

crecientes requerimientos en seguridad industrial y desempeño mecánico

han impulsado a los principales fabricantes a desarrollar materiales

para tuberías de perforación capaces de resistir las condiciones más

desfavorables en cuanto a concentración de H2S se refiere. Hoy en

día existen especificaciones como la IRP Volumen 1 de Canadá que

aborda la problemática de productos de perforación en presencia de

gas amargo. Los productos fabricados bajo esta especificación han sido

satisfactoriamente utilizados durante la última década. De igual manera,

la complejidad de los pozos que se perforarán en el futuro impulsará a

fabricantes a continuar desarrollando materiales y productos con mayor

resistencia mecánica y a la fragilización por hidrógeno.

(1) http://www.enform.ca/safety_resources/publications/Publication-

Details.aspx?a=15&type=irp

(2) SPE#14968 - The Evolution of the Drill String Design on Sour

field (Puguang) to improve Performance and Safety margins in

Sour environments (V. Flores, K. El Bachiri - Vallourec, F. Li, Y. Li,

D. Zhang - Sinopec)

(3) SPE#131268 - How to define a new higher strength drill pipe for

maximizing safety margins in sour environments (V. Flores, K. El

Bachiri, A. Bertrand, A. Gateaud, H. Marchebois - Vallourec)

(4) http://www.iraq-businessnews.com/2010/11/23/sterling-energy-

shares-slump-after-broken-drill-pipe-in-kurdistan/

(5) Petroleum and Natural Gas Industries – OCTG used for special

environment. Part 2- Drill pipe used in sour oil & gas fields (Na-

tional Energy Administration of China, 2012)

(6) SPE#167939: New Generation of High Strength Sour Service Drill Pipe:

A Breakthrough Innovation to Address Ultra-deep and Extended-Reach

Drilling Challenges Combined With H2S Environments (V. Flores, R.

Rodrigues, K. Gedeke, F. Thebault, A. Thomazic - Vallourec)


SHA

Fernando Correa, Gerente de Higiene, Seguridad y

Ambiente, habló con Petroleum de las exitosas estrategias de Prevención y Control de

Riesgos de la compañía recientemente galardonada

con la Cruz Esmeralda, máxima distinción conferida

por el Consejo Colombiano de Seguridad

Mansarovar Energy desempeño sobresaliente en seguridad industrial

Fernando Correa, Gerente de Higiene, Seguridad y Ambiente de Mansarovar Energy

El sector petrolero se ha caracterizado por ser líder en temas de seguridad

industrial. Este año el Consejo Colombiano de Seguridad confirió la Cruz Esmeralda en la categoría de “Excelencia” a las compa-ñías con menor accidentalidad laboral, un reconocimiento a las buenas prácticas en materia de prevención de riesgos, y en el que también son evaluados aspectos como el liderazgo gerencial, normas y procedimien-tos aplicados, investigación y análisis de los accidentes, métodos de entrenamiento y co-municación, higiene industrial, protección ambiental, uso de elementos de protección personal y preparación para emergencias.

Una de las empresas distinguidas en 2014 fue Mansarovar Energy Colombia, operadora que explora, explota y transporta hidrocarburos con estándares internaciona-les y un control total de todos sus procesos, incluyendo la prevención y seguridad laboral.

Para conocer más del conjunto de polí-ticas y estrategias que en este ámbito ha im-plementado la compañía, conversamos con su Gerente de HSE, Fernando Correa, quien dijo a Petroleum que a lo largo de seis años lograron bajar sustancialmente las tasas de accidentalidad. “Gracias al compromiso

asumido desde la alta gerencia y todas las

instancias de la compañía, a partir de 2009

establecimos diferentes metas y objetivos a

3, 6 y 12 meses, lo que demandó un gran

esfuerzo de comunicación y capacitación. El

propio Presidente de la empresa se involucró

en la difusión de los planes y estrategias de

acción. Quisimos crear un sistema de ges-

tión de una forma estructurada que permitió

a los empleados contar con unas normas y

estándares claramente definidos”.Además del compromiso visible de

la dirección de la empresa, los objetivos establecidos como punto de partida para un modelo de gestión exitoso incluyeron:

El diseño e implementación del pro-grama de HSE, bajo las normas ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:2007.• Contratación de personal de HSE alta-

mente calificado.• Controlar los riesgos de HSE de los

procesos con la intención de mitigar los accidentes con tiempo perdido.

• Definir las funciones, responsabilidades y competencias en HSE.

• Formación en HSE a nuestros trabaja-dores y contratistas.

• Reportar e investigar todos los inciden-tes, reporte de los actos y condiciones subestandar, para identificar y eliminar las causas básicas que generan los acci-dentes de trabajo.

• Contratar con empresas de altos están-dares en HSE.

Cultura OrganizacionalEl éxito del programa radicó principal-

mente en que se hizo parte de la cultura or-ganizacional de Mansarovar, explicó Correa, quien sostuvo que el personal en todos los niveles de la organización hasta los contratis-tas fueron capacitados en los aspectos de HSE, de esta forma los avances comenzaron a ser notorios y en Febrero de 2010 se obtuvieron las certificaciones ISO 9001. “Trabajamos

también en el tema de cultura, no sólo por-

que la compañía quería que sus trabajadores

realizaran sus labores de forma segura, sino

también siendo consientes de su integridad y

el resguardo de su entorno. Cada uno de los

trabajadores regresa a su casa de la misma

forma en que ingresa a la compañía”. Para la consolidación de una cultura de

HSE, se buscaron modelos internacionales exitosos, optando finalmente por el proceso HSE 24/, donde todos los empleados asu-men su competencia y responsabilidad por su propia seguridad y salud, respetando el ambiente y bienestar de todos quienes le rodean, un modelo que a su vez demanda acciones claves, tales como el mejoramiento continuo, la gestión de riesgos e impactos ambientales, el fortalecimiento de com-petencias en HSE, gestión de HSE para los contratistas, inspecciones gerenciales, reporte de actos y condiciones, manejo e


SHA

investigación de incidentes y auditorías.Con el asesoramiento de Intertek, se

realizó una encuesta para tener un diag-nóstico inicial, pasando luego a los talleres con la alta gerencia para definir metas y objetivos, los cuales fueron socializados en cada uno de los niveles de la organización junto al taller de capacitación en el que se reforzaron los conceptos de HSE 24/7, que implica el análisis personal del por qué se debe trabajar de forma segura.

Estos talleres cubrieron cinco pasos específicos: 1. Observar los comportamientos seguros

y las condiciones de riesgo.2. Acentuar las cosas que se están haciendo

bien, comentarle al trabajador que su acción es correcta.

3. Realización de preguntas abiertas so-bre cómo lo está haciendo y por qué lo está haciendo.

4. Enfatizar en la situación de riesgo. Se busca la peor situación y se pregunta so-bre lo que podría pasar si alguna acción, elemento y/o persona causa un accidente.

5. Establecimiento de acuerdo con cada

trabajador. Se muestra la forma más segura de operar. El objetivo no es castigar sino incentivar el cambio de actitud de forma positiva.

¿Qué otros aspectos engloba la capacitación

de los trabajadores?

- Todos los trabajadores deben asistir a un taller previo. En casos de riesgos altos, es el equipo y el asesor quien evalúa hasta dónde puede trabajar alguien en ciertas condiciones. El supervisor en seguridad también es capacitado para exigir e insistir en el tema de seguridad.

El taller ya ha sido interiorizado por profesionales de Mansarovar, quienes a su vez continúan entrenando a otros trabaja-dores de forma continua.

ResultadosRefiriéndose a los resultados del progra-

ma, Correa enfatizó que han sido categóricos: “en Diciembre de 2008 finalizamos con 18 incidentes con tiempo perdido por millón de horas-hombre trabajadas, mientras que en Diciembre de 2013 cerramos con 0.2 inciden-tes con tiempo perdido por millón de horas-

hombre trabajadas. En total hemos alcanzado 5 millones de horas hombre sin accidentes”.

En materia de Salud partimos igualmente del reconocimiento de la responsabilidad que tiene cada trabajador en su propio resguardo. En la empresa manejamos diferentes progra-mas preventivos para todo el personal, a nivel cardiovascular, óseo, articular y psicosocial. Si alguien tiene problemas en estos niveles conta-mos con programas dirigidos por especialistas. Regularmente se práctica el chequeo médico ocupacional anual y en base a los resultados se hacen programas personalizados.

Ambiente En el tema de impacto ambiental, Correa

puntualizó que Mansarovar va más allá del cumplimiento de la normativa legal. “Ma-nejamos programas de biodiversidad, por ejemplo, creamos un programa de vigilancia del Chavarri, un ave en peligro de extinción que está en nuestros campos en Moriche, y que gracias a esta iniciativa cuenta con un medio que le permite sobrevivir. También realizamos programas de reforestación voluntaria, el repoblamiento de peces en la


SHA

SEGURIDAD INDUSTRIAL. Durante un entrenamiento para emergencias con sustancias químicas, el colaborador porta un traje para protección de inhalación de vapores

laguna de Palagua, cerca de nuestras insta-laciones, y estamos creando programas más estructurados en el área de sostenibilidad y manejo de residuos. Queremos producir más con menos recursos, con el fin de ahorrar agua y energía, así como también disminuir la huella de carbón”.

Alcance de los programasAdemás de la labor al interior de la

empresa los programas se aplican por igual a las compañías contratistas, beneficiando también a las comunidades, las cuales se dan cuenta del impacto positivo que nues-tros programas tienen en ellas.

“Para nosotros es imposible contratar a alguien que no entienda lo vital que es la seguridad para su trabajo y la operación de la compañía, por eso capacitamos a las empresas contratistas, a los gerentes, su-pervisores y trabajadores. Hemos dictado talleres y diplomados específicos para em-presas locales, es decir, no sólo capacitamos a nuestros trabajadores, sino también a las personas de la comunidad que quieren tra-bajar con nosotros, de esta forma exigimos pero también ofrecemos las herramientas para que se puedan vincular”.

Por otra parte, los programas de educa-ción ambiental son dirigidos a la comunidad y autoridades ambientales. Además, la com-pañía se ha integrado al CECODES -una red de empresas industriales- para aprender otras prácticas que le permitan mejorar y compartir sus casos de éxito.

“Nuestros retos operacionales apuntan a ser cada vez mayores, y la seguridad de procesos proporciona un medio para alcan-zar un desempeño de excelencia”, concluyó el Gerente de HSE de Mansarovar.


Software

Weatherford International licenció el sistema de software RokDoc RT™

de Ikon Science para apoyar su equipo global de especialistas de presión de poro en la plataforma basada en tiempo real. El sistema RokDoc RT ofrece herramientas de modelado críticos que permiten recalibrar el plan del pozo a las características de la formación y límites reales de presión de poro encontrados durante la perforación (PPwD).

El monitoreo PPwD en tiempo real es una actividad de rápido crecimiento y ope-radoras en todo el mundo han aumentado su inversión en manejo y mitigación de riesgos en perforación costafuera profunda y ultra-profunda. Incidentes relacionados con la

Para el control de presión de poro en tiempo real durante la perforación

implementa software Ikon Sciencie RokDoc RT

presión de poros representan más del 40% de todos los tiempos no productivos (NPT) durante las operaciones de perforación.

“Ikon Science se complace en apoyar a la División de Registro de Superficie de Weatherford con una herramienta madura y eficaz para manejar el riesgo de presión du-rante la perforación”, dijo Martyn Millwood Hargrave, CEO de la empresa. “Con más de 50 años de experiencia en PPwD, espe-ramos con interés trabajar con una de las compañías de servicios petroleros de primer nivel para monitorear y anticipar eventos de presión de poro, reducir los costosos TNP y permitir a los perforadores de pozos diseños complejos con total seguridad”.

Por su parte David Tonner, Director de Sistemas de Registro de Superficie de Weatherford, dijo que “los conceptos inno-vadores y sólidas tecnologías entregados por la plataforma RokDoc es un good match para nuestros experimentados consultores de localización de pozo y las herramientas avanzadas y servicios de apoyo”. Destacó el compromiso de la compañía hacia la optimización del proceso de perforación y en todas las áreas de prestación de servicios, con lo cual la adopción de un nuevo sistema de software avanzado “para nuestros espe-cialistas de presión de poro es otro activo para ayudar a los clientes a alcanzar sus objetivos de forma rápida y segura”.

Ricardo Ramírez, Milton Méndez, Alexander González, Alan Black, Carlos Sánchez, Edgar Peláez, Laura de Prieto, Carlos Antonio Prieto, Marinela de Prieto, Ana María de Prieto, Rodulfo José Prieto, Dr. William Fisher y Winston Carrillo en la entrega del certificado del Fondo

torneo de golf prieto invitacional 2014

A seis meses de establecido el Fondo Permanente a la Exce-lencia, en Memoria del geólogo Rodulfo Prieto Cedraro,

sus amigos, colegas y familiares anunciaron el logro de la meta administrativa-financiera requerida por este fondo que será destinado exclusivamente a beneficiar la reconocida Cátedra del Dr. William Fisher, en la Facultad Jackson de Geociencias de la Universidad de Texas en Austin. Fisher fue un admirado profesor y mentor de Prieto Cedraro durante su formación aca-démica en esa casa de estudio.

La recolección de fondos para cumplir la meta establecida se llevó cabo el 4 de Octubre durante el “Torneo de Golf Prieto In-vitacional 2014” en el Club de Golf Cinco Ranch de Katy, Texas. Allí, más de 100 jugadores inscritos y asistentes en general com-partieron un día de golf, almuerzo, premios y celebraciones a

la memoria de Prieto, quien en vida fue socio activo del club y frecuente jugador.

El evento fue honrado con la presencia del Dr. William Fis-her quien anunció el cumplimiento de los objetivos del proyecto que implicaban reunir una cantidad sustancial de aportes, en un plazo de tres años, para dar al fondo perpetuidad financiera en la universidad. Hoy este Fondo Permanente se compone de más de 180 contribuciones individuales de familiares, amigos, colegas, conocidos y corporaciones.

“Rodulfo dijo varias veces que uno de sus proyectos a realizar era enseñar, dedicarse a la docencia. Otro proyecto logrado; el fondo a su memoria hará de ese deseo una realidad desde ahora y hasta siempre en su querida universidad”, comentó el Comité Organizador del Torneo.



Software

Las nuevas versiones 2014 de los softwares líderes en la industria E&P

Petrel, Techlog, Studio y Ocean mejoran la integración, colaboración y productividad

de equipos multidisciplinarios

lanza plataformas de software 2014

Petrel 2014 ofrece una nueva experiencia de usuario para un cambio de ritmo de la productividad

“Las decisiones de inversión en explo-ración y producción son impulsadas

cada vez más por modelos digitales que permiten los análisis de datos físicos a través de la aplicación de flujos de trabajo que incorporan las mejores prácticas de la industria,” dijo Uwem Ukpong, Presidente de Schlumberger Information Solutions. “Las plataformas de software Schlum-berger 2014 están diseñadas para ofrecer un cambio de ritmo de la productividad e integración de equipos multidisciplinarios que trabajan a lo largo de toda la cadena de hidrocarburos, desde el espacio poroso a las facilidades de producción”.

Petrel 2014 ofrece flujos de trabajo de colaboración con la mejor tecnología en su clase y la innovación líder que une a la perfección los dominios del subsuelo de la geofísica, geología, modelización geológica, ingeniería de yacimientos y perforación, en un ambiente de productividad sin prece-dentes. Este enfoque permite a las empresas estandarizar los flujos de trabajo desde la exploración hasta la producción para tomar decisiones más informadas con una clara comprensión de las oportunidades y los riesgos.

Techlog 2014 ofrece un entorno alta-mente integrado para procesar datos de pozos y entregar resultados, con un cambio radical en el rendimiento y escalabilidad, así como una amplia gama de nuevas ca-racterísticas y mejoras en todo el sistema. Organiza de manera eficiente no sólo datos, sino también los flujos de trabajo interdis-ciplinarios en todo el ciclo de vida de E&P. Esta nueva versión incluye funcionalidad para ampliar la oferta de perforación en la

plataforma Techlog y simplifica la adminis-tración de una multitud de datos complejos para reducir el tiempo de respuesta y la transferencia de datos.

Studio 2014 se entrega con la plata-forma Petrel e impulsa la colaboración multidisciplinaria. Los usuarios pueden buscar datos en contexto, y de forma óptima compartir y gestionar esta información. Las nuevas herramientas de visualización de

contenido permiten la vista previa de los resultados de búsqueda.

Asimismo, Ocean ofrece a las compañías de petróleo y gas la libertad para crear una ventaja mediante la construcción o integra-ción de tecnologías especializadas y flujos de trabajo directamente dentro de las platafor-mas de software Schlumberger, incluyendo Petrel E&P y Studio E&P. www.software.slb.com


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 4

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/

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

Media Partner

20 - 22 Enero 2015Pan American Mature

Fields Congress

Veracruz, Méxicowww.maturefieldscongress.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 - Río de Janeiro, Brasil www.energy.fleminggulf.com/

08 - 11 Noviembre - 34ª Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica Río de Janeiro, Brasil - www.apla.com.ar

26 - 28 Noviembre - 11th Southern Cone Energy Summit Lima, Perú - www.events.bnamericas.com/bnamericas_events/southernconeenergysummit

10 - 11 Diciembre - GTW Colombia 2014: Expanding Unconventional Resources in Colombia with New Sciences Bogotá, Colombia - www.aapg.org

10 - 12 Diciembre - NAPE Rockies 2014Denver, USA - www.napeexpo.com/nape-shows/nape-rockies


Gente

Fernando Iregui Mejía asumió como nuevo Director General de la Autoridad Nacional de Licencias Ambien-tales, ANLA, entidad responsable de revisar, analizar y otorgar los permisos para poner en marcha proyectos

mineros, energéticos y de infraestructura en Colombia.Iregui es abogado de la Universidad del Cauca y Especialista en Derecho Ambiental de la Universidad del Ro-

sario. Previo a su nombramiento se desempeñaba como Jefe de la Gerencia Social Ambiental de la Vicepresidencia de Planeación y Entorno de la Agencia Nacional de Infraestructura, ANI.

Nuevo Director General de la anla

Viceministra de minas de Colombia

Fernando Iregui Mejía

María Isabel Ulloa

Presidente Ejecutivo de

campetrol

Rubén Darío Lizarralde

La Junta directiva de la Cámara Co-lombiana de Servicios Petroleros,

Campetrol, creó la Presidencia Ejecutiva del gremio, designando para ocupar esta posición a Rubén Darío Lizarralde. Por su parte, Margarita Villate fue ratificada como Directora Ejecutiva.

Lizarralde posee una amplia trayec-toria, desempeñándose como Ministro de Agricultura y Desarrollo Rural; Gerente Ge-neral Indupalma; Secretario de Hacienda de Bogotá; Asistente por Colombia y Perú en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Corporación Financiera Interamericana en Washington; Vicepresidente Administrativo de la Compañía Colombiana Automotriz y Viceministro de Desarrollo Económico, entre otros importantes cargos.

El nuevo Presidente Ejecutivo de Campetrol afirmó que el sector al que representa esta institución es uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se va a soportar el desarrollo económico y social de Colombia.


María Isabel Ulloa fue juramentada como Viceministra de Minas de Colombia, en reemplazo de César Díaz, quien ejerció el cargo

durante el periodo del Ex Ministro Amylkar Acosta. Es abogada de la Universidad de Los Andes, con maestría en Administra-

ción Pública de la Universidad de Nueva York. Tiene amplia experiencia en el sector público y asuntos políticos. Fue asesora de Presidencia de la República, del despacho del Ministerio de Hacienda y el Ministerio del Interior.

Desde Octubre 2011 a Junio 2012 apoyó jurídicamente las actividades de la ANLA relacionadas con proyectos, obras o actividades, sujetos de licenciamiento, permiso o trámite ambiental. Desde 2005 a Septiembre 2011 fue Asesor Jurídico en el área de Licencias, Permisos y Trámites Ambientales de la Dirección de Licencias del anterior Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.

También trabajó en el Ministerio de Minas y Energía, donde fue Secretaria Privada del Ex Ministro Federico Renjifo, y estuvo involucrada en el desarrollo de varios de los lineamientos de la política minera. Recientemente, venía desempañándose como Coordinadora del Grupo de Regalías de Minhacienda, cargo en el que se ocupó de implementar las funciones relacionadas con el Sistema General de Regalías.


Última Página

Hace solo dos décadas atrás, cuando se descubrían recursos

o reservas de gas natural, la desazón era grande. La búsqueda se centraba en buscar petróleo. Esta sensación aún perdura hasta nuestros días, pero no en la misma intensidad. La gran problemática del gas natural es que es costoso de transportarlo y mucho más aun de almacenarlo, comparado al petróleo y sus deriva-dos. Por ende su monetización fue, es y seguirá siendo más compleja.

Un proyecto de Mini GNL por barco está a punto de iniciar operación en Colombia el 2015 para servir mercados más cercanos en Centro América, el Caribe o Sur América

La silenciosa revolución del Mini GNLÁlvaro Ríos Roca*

ción a los precios del gas natural en Norte América, por efecto de los shales. Por varios años los precios de mercado (fijados por la oferta y demanda) entre el petróleo y gas natural en términos energéticos eran muy parejos. Esto ocurre hasta el año 2004/2005, fecha a partir de la cual se da un desacople muy fuerte y todo indica que continuará por varios años más, sino décadas.

En los últimos seis años, la diferencia (spread) en precio en términos energéticos del petróleo con el gas natural ha sido en promedio de 10 USD/MMBTU. Si miramos el promedio con respecto al diesel y gasoli-na, que tienen costo de refinación, estamos hablando de una diferencia promedio de 14 a 15 USD/MMBTU. Para referencia el precio de venta de gas natural de Bolivia a Brasil está cercano a los 9 USD/MMBTU en frontera y el precio de venta de gas natural a usuarios eléctricos e industriales en Perú está en 5 a 6 USD/MMBTU.

Este diferencial de precio ya observado desde hace casi una década en Norte Amé-rica, está disparando el ingreso acelerado de gas natural al sector transporte (camiones, trenes, barcos, tractores, orugas, aviones, etc., etc.) vía Mini GNL o Small LNG.

Existen fuertes inversiones en inves-tigación y desarrollo tecnológico en dos frentes. Una para hacer menos costosa y más

eficiente (modular) licuefacción, transporte (camiones y trenes) y regasificación del gas natural (modulares). Otro frente son las inversiones en investigación y desarrollo tecnológico para cambiar el uso del sector transporte hacia el gas natural. Es así que ya se ven flotas de camiones, barcos, maquina-ria y hasta motocicletas que están girando hacia el gas natural.

Es más, un proyecto de Mini GNL por barco está a punto de iniciar operación en Colombia el 2015 para servir mercados más cercanos en Centro América, El Ca-ribe o Sur América, donde las distancias y demandas son menores.

Este impulso del Mini GNL está sien-do introducido en otros países que tienen diferencial de precios entre los derivados del petróleo y los de gas natural, como es el caso de Perú y Colombia, o en proyectos de masificación del uso de gas natural con carácter social como son el caso de Ecua-dor, Perú y Bolivia.

Lo cierto es que el gas natural no solo se perfila como el energético preferido en la combustión para generar energía eléctrica o generar calor, sino que hace una fuerte incursión en el segmento transporte.

*Actual Socio Director de Gas Energy y

Drillinginfo

Los gasoductos empezaron desarro-llando la industria del gas natural en un contexto más nacional o regional. Se dio luego la tecnología del Gas Natural Licuado, GNL, como alternativa para transportarlo en forma líquida a través de océanos y a más largas distancias, donde podía competir con los grandes gasoductos. Así se unieron grandes reservas y demandas existentes en diferentes partes del globo.

Hoy día, el GNL representa ya algo más de 10% del total de la demanda de gas natural a nivel global. La tecnología para licuar, transportar y regasificar ha evolu-cionado y reducido los costos. En especial se ha optado por barcos más grandes y los nuevos proyectos de licuefacción flotante, FLNG, que son ya una realidad en algunas partes del planeta.

Empero en los cinco años pasados, lo que estaba reservado para grandes distan-cias y volúmenes de GNL, está haciéndose realidad para pequeños volúmenes y distan-cias menores, mucho más proclives a trans-porte en tierra que por océanos. Hablamos del Mini GNL o Small LNG que se prolifera a pasos agigantados en varios lugares del planeta y en especial en Norte América (USA, Canadá y México, que tienen un mercado integrado). Expliquemos por qué.

La principal razón es el desacople de los precios del petróleo y sus derivados en rela-

Noviembre 2014 - Petroleum 298

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