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EVENTOSLA CONFERENCIA MUNDIAL DEL GAS

BIOCOMBUSTIBLES,¿UN GIRO NECESARIO?

I N T E R N A C I O N A L

COLOMBIA RECUPERA SU IMPORTANCIA ENERGÉTICA

C o n t r o l d e n i v e l d e l í q u i d o s

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asta. Diseñada exclusivamente para el transmisor de nivel Eclipse de

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www.petroleo.com Diciembre 2009 / Enero 2010 / PETROLEO Internacional 3

9 1210

PETRÓLEO INTERNACIONAL (0093-7851) Impreso en Colombia. Se publica seis veces al año en febrero, abril, junio, agosto, octubre y diciembre, por B2Bportales, con oficinas en6505 Blue Lagoon Drive, Suite 430, Miami, Florida 33126, USA. B2Bportales es una empresa del grupo Carvajal. Actualice su dirección en www.petroleo.com/suscripciones.p p

editorialbrasil no para de sorprender 4noticias de la industria

Gasoducto Urucu-Coari-Manaus inicia operación comercial Perupetro visita empresas asiáticas ABB rediseña sus divisiones de automatización Repsol incrementará su producción en Bolivia Prysmian invertirá US$180 millones en Brasil BG Group y Petrobras firman acuerdo de asociación ExxonMobil recibe premio por su programa de gas natural Pemex busca reducir importaciones de

petroquímicos derivados del etano ‘Al agua’ primer buque de PDVSA construido en Brasil 7

novedades industriales Axens moderniza refinería de Talara en Perú Lanzamiento de la versión 5 de Seaware Routing Bomba de cavidad progresiva con diseño de garganta abierta BJ Services aplica energía

electromagnética para remediar pozos Dresser Masoneilan, proveedor de válvulas de control para KoreaHydro and Nuclear Power Baker Hughes alcanza un aislamiento de 24 etapas en Bakken Shale

Mezcla de etanol: cómo prevenir el bloqueo por vapor Technip obtiene contrato en el campo dedesarrollo The Golliat en Noruega Detectores de gas y llama con protocolo Hart Primer arribo a laterminal Oiltanking Merak Auramarine: nuevo competidor en el mercado de sistemas de tratamiento de agua de lastre 10

exploración y produccióntecnología del gas naturalLas innovaciones tecnológicas en E&P del gas natural permiten satisfacer la creciente demanda, en forma más segura. 14

perspectivas de la industriabiocombustibles, ¿un giro necesario?Los biocombustibles tienen un menor efecto ambiental, además de que pueden combinarse directamentecon combustibles fósiles en forma parcial, a costos menores, ya que no requieren cambios radicales en latecnología actual.18

después del presal, ¿el subsal del postsal?El descubrimiento de gigantescas reservas de crudo en la capa llamada presal elevó a Brasil al grado de potencia energética mundial y popularizó un término nuevo. 20

perspectivas de la industriacolombia recupera su importancia energéticaPolíticas gubernamentales sensatas han detenido la tendencia decreciente de la industria petrolera, que yacomenzó a mostrar incrementos. 22

eventosla conferencia mundial del gas 26

infraestructurael mercado del gas natural en el cono sur 31

radiografías regionalesvenezuela 33

Foto Portada:Planta de la Melchorita, Perú

contenido

4 PETROLEO Internacional / Diciembre 2009 / Enero 2010 www.petroleo.com

Brasil no para de sorprenderDURANTE LOS ÚLTIMOS MESES NO HAN PARADO las informaciones sobre el potencial de Brasil, que de seguro lo convertirá en un gran exportador de hidrocarburos. La más reciente novedad, al cierre de esta edición, es la confirmación del potencial de Tupi: Petrobras terminó de perforar el cuarto pozo en el área del plan de evaluación y el resultado respalda el cálculo del potencial de 5000 a 8000 millones de barriles de petróleo liviano y gas natural recuperables de los yacimientos del presal en esa región, localizada en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Campos.

El pozo, llamado 3-BRSA-755A-RJS (RJS-662A), está ubicado en lámina de agua de 2115 metros, a unos 265 kilómetros de la costa del estado de Río de Janeiro, y 18 kilómetros al noreste del pozo descubridor 1-RJS-628 (1-BRSA-369), conocido como Tupi. Atravesó una espesa sección (unos 250 metros) de reservorios en los que se encontró petróleo liviano de 28 grados API, mostrado por pruebas a partir de los 4900 metros de perforación.

La otra noticia de peso son los tres campos, costa afuera, de Tupi, Iara y Guara, que tienen 40 bpc de gas recuperable. Estos tres campos se encuentran entre los descubrimientos más grandes del mundo, ya que contienen de 9100 a 14.000 millones de barriles equivalentes recuperables de gas y petróleo. La confirmación de estas importantes reservas de gas en esos campos, casi cuatro veces mayores que las reservas existentes en Brasil a finales de 2008, y que podrán usarse en la generación de energía eléctrica para el consumo doméstico, es una ventaja adicional para Brasil, que sufrió dos grandes apagones en la ciudad de São Paulo.

El BG Group y su socio, Petrobras, informaron que estudian el uso de nueva tecnología para comercializar las reservas de gas de esos campos, convirtiéndolas en gas natural licuado a bordo de barcos especialmente diseñados y construidos. Luego, el GNL sería suministrado al mercado brasileño o vendido en los mercados mundiales.

Estas noticias coinciden con el informe anual de la Agencia Internacional de Energía (AIE), según el cual, gracias al descubrimiento de nuevos yacimientos de petróleo en la capa del presal, Brasil pasará a ser el sexto productor mundial de crudo en el año 2030, con 3,4 millones de barriles diarios (b/d), después de Arabia Saudí, Rusia, Irak, Irán y Canadá.

De acuerdo con el informe ‘Energy Outlook 2009’ Brasil es, actualmente, el tercer país con el mayor aumento porcentual previsto de producción, de 2,9% al año, entre los años 2008 y 2030.

Es de esperarse que las novedades no paren ahí, pues el consorcio formado por Petrobras (65% y operadora), BG Group (25%) y la portuguesa Galp (10%), que explotan el bloque BM-S-11, donde está el área de Tupi, procederá con las actividades e inversiones previstas en el plan de evaluación aprobado por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), el ente regulador del Brasil. Ese proyecto tiene previsto, además de las pruebas de la formación a efectuarse en el pozo, la perforación de otros pozos en el área. Seguiremos pendientes de la evolución de estas novedades, que no dejan de sorprender.

Eduardo [email protected]

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Año 68 No. 6Diciembre 2009 - Enero 2010

EDITOREduardo Tovar

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EDITORA ASISTENTEÁngela Andrea Castro

CONSULTOR EDITORIALVíctor Prieto

ASESOR EDITORIALJairo Francisco Ruiz Palacio

COLABORAN EN ESTE NÚMEROMauro Nogarin, Hernán Federico Pacheco,

Walter Duer

EDITOR EJECUTIVOTerry Beirne

EDITOR EJECUTIVO ASOCIADOSean Noble

DISEÑO DE PORTADAAlfonso Cano

DISEÑOTypo Diseño Gráfico

PRESIDENTEDavid Ashe [email protected]

GERENTE DIVISIÓN - COMERCIALTerry Beirne [email protected]

GERENTE DIVISIÓN - EDITORIAL,CIRCULACIÓN Y MERCADEO

Alfredo Domador [email protected]

DIRECTOR EDITORIALMiguel A. Garzón G. [email protected]

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ADMINISTRADORA GUÍA DE PROVEEDORES

ADMINISTRADOR DE PRODUCCIÓNOscar Higuera

PRODUCTORJairo Galindo F.

ADMINISTRADOR DE CIRCULACIÓNFerney Martínez [email protected]

Nuestras publicaciones: El Hospital, TV y Video, Artes gráficas, Tecnología del Plástico, Metalmecánica Internacional, Conversión de Películas, Foil, Papel y Cartón, Reportero Industrial, World Industrial Reporter, Laboratorio y Análisis, El Empaque, Petróleo Internacional.

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CALENDARIODE EVENTOS

IADC/SPE DrillingConference and ExhibitionFeb 02 - 04, 2010 Nueva Orleans, Estados Unidos

APPEXLondon 2010Mar 02 - 04, 2010Londres, Reino Unido

Conferencia de TecnologíasCostafuera May 03 - 06, 2010 Houston, Estados Unidos

Conferencia de la AsociaciónInternacional para la Economía EnergéticaJun 06 - 09, 2010 Río de Janeiro, Brasil

Rio Oil & Gas 2010Sep 13 - 16, 2010Rio de Janeiro, Brasil

IADC Drilling HSEEurope Conference & ExhibitionSep 29 - 30, 2010Ámsterdam, Holanda

SegundaExposición y Conferencia Internacional de Combustibles - Biocombustibles - GNC e HidrógenoOct 13 - 15, 2010 Buenos Aires, Argentina

ISA EXPO 2010Oct 19 - 21, 2010Houston, Estados Unidos

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Lo más destacado en Petroleo.comEn el último cuatrimestre de 2009, el equipo editorial y de mercadeo de Petróleo Internacional realizó una encuesta de satisfacción del lector entre una muestra representativa de su base de suscriptores.De las 4904 encuestas enviadas, Petróleo Internacional recibió 424 respuestas válidas con una tasa de respuesta de 8.6%. Vea a continuación algunas de las preguntas y respuestas más destacadas en relación con el uso y utilidad de nuestros productos en Internet.

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Gasoducto Urucu-Coari-Manaus inicia operación comercial Con la presencia del presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, fue inaugurado el gasoducto Urucu-Coari-Manaus. La ceremonia fue realizada en la Refinería Isaac Sabbá (Reman), la primera unidad en recibir el gas natural oriundo de Urucu.

El gasoducto tiene capacidad inicial para trans-portar 4,1 millones de m³/día. Con la instalación de dos estaciones de compresión intermediarias entre Urucu y Coari, llegará a 5,5 millones de m³/día la capacidad total contratada, en septiembre de 2010.

De los 5,5 millones de m³/día de gas natural, el volumen para atender al mercado térmico es de 5,0 millones m³/día, y para atender al mercado no térmico (industrial, comercial, residencial y vehicular), es de 0,5 millón m³/día.

El gasoducto Urucu-Coari-Manaus permite poner a disposición del mercado el gas natural que se produce en la Cuenca de Solimões, la segunda mayor reserva del país, estimada en 52,8 mil millones de m³, superada sólo por Río de Janeiro (144,8 mil millones de m³). Hasta entonces, se reinyectaba la produc-

ción por falta de infraestructura de transporte.Además de la importancia energética y ambiental,

el Urucu-Coari-Manaus también se destaca por las soluciones inéditas de ingeniería adoptadas durante la construcción y que permitirán la conclusión de la obra en el menor plazo posible, con respecto al medio ambiente.

Por primera vez, una obra de gasoductos terres-tres se ejecutó en parte bajo los ríos, utilizando una metodología similar a la que se adoptó para ductos marítimos. En tramos inundados, barcos trans-bordadores fueron transformados en zonas de obra flotantes, donde los ductos eran soldados y formaban columnas de mil metros de largo cada una. Sujetadas a boyas y tambores, las columnas eran transportadas por remolcadores hasta otros barcos transbordadores, donde se realizaba el acopla-miento con otra columna de ducto ya posicionada. Enseguida, se deshacían los amarres, uno a uno, para rebajar los ductos en las franjas abiertas en áreas inundadas.

ABB rediseña sus divisiones de automatizaciónLa empresa está reorganizando sus divisiones de automatización para alinear más de cerca sus actividades con las de los clientes. Estos cambios permitirán a ABB aprovechar las oportunidades de crecimiento en servicios, ampliar su presencia en el sector de fabricación, y responder mejor a la elevada demanda de soluciones de ahorro ener-gético.

A partir de enero de 2010, las actuales unidades de negocio en las divisiones de productos de auto-matización y robótica serán reagrupadas en dos nuevas áreas: automatización discreta y movi-miento, y productos de baja potencia. La división de automatización de procesos se mantendrá sin cambios, excepto por la adición del negocio de la instrumentación proveniente de la división de productos de automatización.

La nueva división de productos de baja potencia incluye empresas productoras de aparatos eléc-tricos, principalmente de bajo voltaje que se venden a mayoristas, fabricantes de equipos origi-nales, así como a los integradores de sistemas, y que tiene requisitos de servicio moderado. Por su parte, el área de automatización discreta y movi-miento incluye productos y sistemas destinados a aplicaciones de fabricación discreta, como controladores lógicos robóticos y programables, y proporciona productos de movimiento en plantas, como motores y unidades.

BG Group y Petrobras firman acuerdo de asociaciónLas dos empresas formalizaron la creación de una joint venture para desarrollar el FEED (Front End Engineering and Design) y construir una unidad de licuefacción de gas natural embarcada (GNLE), proyecto inédito en el mundo. La planta operará en el polo presal de la Cuenca de Santos, ubicado a una distancia de 300 km de la costa. La unidad de GNLE es una de las soluciones tecnológicas de transporte para fluir el gas natural que se produce en las capas de presal.

La joint venture consolida la asociación entre las dos empresas, actualmente socias en tres bloques en el polo presal de la Cuenca de Santos. Por medio de esta asociación, las compañías unen sus conocimientos internacionalmente recono-

cidos: Petrobras, en la explotación y producción de petróleo y gas natural en aguas profundas; y BG Group, en la producción y comercialización de gas natural licuado (GNL).

La licitación para la elaboración del FEED de la unidad de GNLE se inició en agosto de este año. Cada empresa competidora formó un consorcio con agentes de la industria petrolífera con experiencia reconocida en la construcción de FPSOs y de plantas de GNL.

En 2011, a partir de un análisis de viabilidad técnica y económica de los FEEDs presentados y de otras soluciones, como la instalación de gasoductos submarinos, se decidirá la mejor opción para trans-portar el gas del polo presal de la Cuenca de Santos.

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Pemex busca reducir importaciones de petroquímicos derivados del etanoPetróleos Mexicanos suscribió un acuerdo de entendimiento, a través de su subsidiaria Pemex Gas y Petroquímica Básica, con el consorcio de inversionistas integrado por la empresa brasileña Braskem S.A. y la mexicana Grupo IDESA, S.A. de C.V.

Estas empresas resultaron ganadoras de la subasta para la asignación de un contrato por el que Pemex les suministrará 66 mil barriles diarios de etano, que serán utilizados como materia prima en el complejo petroquímico que se construirá en la zona de Coatzacoalcos, Veracruz.

Este proyecto, conocido como ´Etileno XXI´, promovido por el gobierno federal y Pemex, pretende que estas empresas construyan, desa-rrollen y operen un cracker de etileno con una capacidad de producción de aproximadamente un millón de toneladas anuales, así como la construc-ción y operación de unidades integradas de poli-merización para la producción de polietilenos. El inicio de operaciones se prevé hacia 2015.

Con ello, además de consolidar los lazos produc-tivos, comerciales y empresariales entre México y Brasil, se reducirán sustancialmente las importa-ciones de productos petroquímicos derivados del etano, mejorando la balanza comercial de México.

noticias de la industria


Prysmian invertirá US$180 millones en Brasil ´Al agua ́primer buque de PDVSA construido en BrasilPDVSA efectuó el lanzamiento del buque “Abreu e Lima”, en las instalaciones del astillero EISA, en Isla del Gobernador, Río de Janeiro, Brasil.

La construcción de la nave es producto de los acuerdos bilaterales suscritos entre Venezuela y Brasil, los lineamientos del Plan Siembra Petrolera 2009-2030 y la estrategia nacional de integración geopolítica.

En el acto de carácter técnico, el director ejecutivo de PDVSA de Brasil, Sergio Tovar, señaló que “esta es la primera de las embarcaciones que se cons-truirán para el transporte de productos limpios de petróleo, con una capacidad de 47 mil toneladas de peso muerto (TPM), equivalente a cerca de 320 mil barriles”.

Potencial para Latinoamérica en hidrocarburos no convencionalesEsta fue una de las conclusiones a las que llegaron los asistentes del Colombia Petroleum Show, evento técnico y académico organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) y Corferias, con el patrocinio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que se realizó del 1 al 4 de diciembre en la capital colombiana.

La feria contó con la presencia de 210 empresas expositoras provenientes de países como Alemania, Canadá, China, Corea, Ecuador, Estados Unidos, Filipinas, México, Nigeria, Perú, Puerto Rico, Reino Unido, Suiza, Turquía y Venezuela, de las cuales 48 buscaban establecer contactos comérciales por primera vez en Colombia

En cuanto al XVII Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, realizado en el marco del Colombia Petroleum Show, éste contó con la participación de expertos internacionales y representantes del gobierno local quienes, en cada una de sus confe-rencias e intervenciones destacaron la necesidad de incrementar la inversión tecnológica, atender el impacto social de las exploraciones, prestar atención a las oportunidades que plantean los hidro-carburos no convencionales para Latinoamérica, e invertir aún más en la capacitación del personal.

Sobre el tema de hidrocarburos no convencio-nales, si bien G. Warfield, presidente de Ammonite Resources y uno de los conferencias presentes en el evento, señaló que el mundo no está abandonando los combustibles fósiles, es necesario prestarles especial atención ya que la demanda de combus-tibles va a ser cada vez mayor, y los hallazgos de pozos petroleros serán cada vez más limitados o de difícil acceso.

Ivan Sandrea, de Statoil Hydro, afirmó en el taller sobre este tema que en países como Brasil, Argentina, Colombia, México y Chile el potencial del shale gas es considerable y existe un promedio de 2000 tcf y cerca de 20 pozos de este tipo en la región. Las limitaciones de producción en este caso están relacionadas con la profundidad de las reservas.

Por su parte, Romeo Flores, de la Universidad de Texas, indicó que en cuanto al gas asociado al carbón, Brasil, Colombia, Chile y México son los países con mayores oportunidades en este sector ya que se encuentran trabajando en pruebas o proyectos piloto. Otras posibilidades en la región se encuentran en las arenas bituminosas y los hidratos de gas.

Ronda Colombia 2010Durante el evento, el ministro de Minas y Energía

de Colombia, Hernán Martínez, señaló que la produc-ción de petróleo en Colombia apunta a 1 millón de barriles diarios en 2015, expectativa que se sustenta en el ascenso de la actividad petrolera del país en los últimos años y en los 704.000 barriles diarios (bpd) que se registraron en octubre de 2009.

Ante este escenario, en el marco del evento se realizó el lanzamiento de la Ronda Colombia 2010

que incluye 168 bloques que el gobierno presentará en diferentes zonas del país para actividades de exploración.

Según Martínez, lo que busca esta ronda es incre-mentar la exploración del país y pasar de los 42 millones de hectáreas de exploración adjudicadas en la actualidad –que incluyen áreas costa afuera- a 90 millones. “Consideraríamos un éxito total si logramos adjudicar al menos 50% de toda la oferta disponible. Esto lo sabremos después de junio de 2010, fecha en la que se realizará la ceremonia de recepción y apertura de ofertas.

En la página web www.rodacolombia2010.com, está publicada toda la información referente al proceso de selección así como los Términos de Referencia, en donde se encuentran los requeri-mientos de habilitación para las compañías intere-sadas.

Prysmian presentó sus planes de desarrollo para Brasil en el marco de una misión comercial a ese país, organizada por un grupo de entidades del gobierno italiano.

La compañía invertirá unos US$180 millones en Brasil durante el período 2009-2010, que sumados con las inversiones realizadas en el periodo 2007-2008, suman un total cercano a los US$270 millones en los últimos años.

A raíz de la crisis económica de 2009, el objetivo de la compañía es aumentar las ventas en América del Sur en cerca de 25% durante 2010-2011. Prysmian está anticipando esta recuperación en el mercado pensando en los efectos del plan de crecimiento y aceleración lanzado por el gobierno de Brasil para nuevos desarrollos de infraestructura y en su ingreso al mercado de tubería flexible para extracción costa afuera,

gracias a su asociación con Petrobras.Los sectores estratégicos en los que la empresa

se está enfocando en Brasil son cables eléctricos de mediano y alto voltaje, cables para el sector de la construcción, cables de fibra óptica para telecomunicaciones y cables especiales para industrias específicas. Las inversiones de Prysmian en Brasil están destinadas a diversificar y ampliar aún más sus actividades en el mercado de la tecnología y productos para el petróleo, el gas y la industria petroquímica.

Después de invertir cerca de US$45 millones en 2007 para la construcción de una nueva planta de cables umbilicales (que conectan pozos costa afuera con plataformas de perforación), el grupo planea empezar a producir tubos flexibles en 2010 gracias a un acuerdo de cuatro años con Petrobras para el diseño y suministro de éstos.

noticias de la industria

eventos


Repsol incrementará su producción en Bolivia El presidente de Repsol, Antonio Brufau, y el presi-dente de Bolivia, Evo Morales, acordaron el desa-rrollo del bloque Caipipendi, que multiplicará porsiete su producción de gas en los próximos cinco años, hasta alcanzar un total de 14 millones de metros cúbicos diarios.

El bloque cuenta con unos recursos de 3,7 Tcfs(tres años de consumo de gas en España) para el total del consorcio, recursos que comenzarían a incorporarse a reservas probadas en los próximos meses.

Brufau explicó al primer mandatario bolivianoel compromiso de Repsol con la ejecución del plan de desarrollo del Bloque Caipipendi que permitirámultiplicar por siete los niveles actuales de produc-ción en 2013 y que contará con una inversión aproxi-mada de 400 millones de euros.

El bloque Caipipendi está ubicado en la zona sur de Bolivia, en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Todos los reservorios del área serán desarrolladosy explotados por el consorcio integrado por RepsolYPF Bolivia S.A. (37,5%-Operador), BG (37,5%) yPAE E&P Bolivia (25%) en el marco del Contrato deOperación suscrito con Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos.

ExxonMobil recibe premio por su programa de gas naturalLa compañía recibió el Premio Star a la ExcelenciaContinua por parte de la Agencia de ProtecciónMedioambiental de Estados Unidos (EPA por sussiglas en inglés), en reconocimiento a su programade gas natural.

Este premio reconoce a las empresas que aplicantecnologías costo-efectivas y prácticas de gestiónpara mejorar la eficiencia operativa y reducir las emisiones de metano. El Premio a la Excelencia Continua está dirigido a las compañías que anual-mente realizan reportes voluntarios a la EPA yque demuestran un alto nivel de rendimiento en lareducción de emisiones, en la implementación de una variedad de tecnologías y prácticas, y apoyando las actividades del programa.

ExxonMobil se unió al programa Star de la EPA en1995. Desde entonces, la empresa ha reducido lasemisiones de metano de sus operaciones de produc-ción en Estados Unidos en más de 21 mil millones depies cúbicos.

Perupetro visita empresas asiáticas Una delegación de la estatal de petróleos peruana,encabezada por su presidente, Daniel Saba De Andrea y los gerentes de Contratos, Exploración y Promoción y Relaciones Comunitarias, visitó las ciudades de Hanoi y Manila para sostener reuniones con altos funcionarios de las empresasPertroVietnam Oil & Gas Group y Philipine National Oil Company, con el propósito de promocionar áreas disponibles para la exploración de hidrocarburos

en Perú.PetroVietnam, es la empresa estatal de Vietnam encargada de todos los procesos relacionados con actividades de hidrocarburos, desde la explora-ción, pasando por el procesamiento hasta la distri-bución combustibles y derivados. Actualmente PetroVietnam es contratista de los lotes Z-47 y162 ubicados en el zócalo central y en la selva norte, respectivamente.



Primer arribo a la terminal Oiltanking MerakPT Oiltanking Merak recibió su primer buque y lo descargó de manera satisfactoria en su recién cons-truida terminal ubicada en Merak, provincia de Banten, Indonesia. Con el descargue exitoso del ‘Torn Mathilda’, el primer buque en la historia de la terminal, se dio inicio a las opera-ciones de manera oficial. Esta terminal está autorizada a recibir buques con bandera internacional y con la ayuda de todas las autoridades relacionadas manejó el primer arribo sin ningún contratiempo. La nueva terminal le ofrece a Jakarta una solución de suministro más económica por tener acceso sin congestiones a la infra-estructura de autopistas, que va en constante mejora. La terminal, que dispone de 21 tanques con una capacidad total de 2.825.000 barriles, ofrece una instalación para facilitar la distribución por toda Indonesia.

Servicio al lector 310

Axens moderniza refinería de Talara en Perú

Bomba de cavidad progresiva con diseño de garganta abierta

Auramarine: nuevo competidor en el mercado de sistemas de tratamiento de agua de lastre

Moyno Inc. ofrece su bomba de cavidad progresiva Moyno 2000 G2, que presenta un diseño de tolva de garganta abierta para una alimentación positiva cuando se manejan lodos con alto contenido de sólidos o de semisecos. La bomba incorpora la junta universal de engranajes de corona que le permite resistir cargas torsionales y de empuje muy altas. El modelo G2 ofrece ratas de flujo de 400 galones por minuto y presiones de 350 psi. Entre otras caracte-rísticas, esta bomba ofrece una mayor resistencia a la abrasión, altas eficiencias mecánicas y volu-métricas y diferentes tamaños de tolva.


La empresa peruana de petróleo, Petroperú (Petróleos del Perú) y Axens firmaron un primer contrato para la modernización de Talara, la refinería más grande de Petroperú. El principal objetivo es expandir la refinería con nuevas unidades de productos de mejor calidad. Las tecnologías que se proveerán, serán:

Hidrotratamiento de nafta –13.300 barriles por día (bpd)

Reformador semirregenerativo –9500 bpd

Unidad de desulfurización de gasolina FCC –9500 bpd

Unidad para el tratamiento de Gas Líquido de Petróleo (GLP) insaturado –8000 bpd

La refinería de Talara, ubicada en el departamento de Piura, fue la primera refinería de Perú. Petroperú es dueña de otras tres refinerías en el país: Conchan en Lima, la refinería de Iquitos en Loreto y la refinería El Milagro en el Amazonas.

Servicio al Lector 301

Dresser Masoneilan, proveedor de válvulas de control para Korea Hydro and Nuclear PowerLos reactores de última tecnología de Shin Kori emplearán válvulas de control de Dresser Masoneilan

Dresser Masoneilan ha sido elegida como proveedora de válvulas de control por parte de Korea Hydro and Nuclear Power. Los reactores Shin Kori, actualmente en fabricación, emplearán sus válvulas de control. Cuando estos reactores estén en operación en el 2013 y 2014, produ-cirán 1400 MWe cada uno, convir-tiéndose en dos de los más grandes reactores nucleares de plantas modernas del mundo. Dresser Masoneilan proveerá las válvulas de control y soporte operacional a lo largo de los 60 años estimados como vida útil de los reactores.

Dresser Masoneilan tiene sus oficinas principales en Houston, Texas. Especialista en aplicaciones de servicios y diagnóstico de instala-ciones en la industria de la generación energética y de gas y petróleo, está presente en más de 100 países.


Auramarine Ltda. está aplicando su experiencia en el flujo de líquidos en un nuevo segmento que beneficia el medio ambiente. Ahora compite en el mercado de los sistemas de trata-miento de agua de lastre. En este momento, el proyecto está en una extensa etapa de pruebas y se espera que obtenga todas las certificaciones necesarias y que los productos se empiecen a comercializar formal-mente en el segundo semestre de 2010. Con esto, Auromarine entrará en un mercado muy prometedor, ya que se espera que para el año 2019 al menos 50.000 embarcaciones cuenten con este tipo de sistemas de tratamiento de aguas de lastre.

El proyecto se enfocó en entender las condiciones del agua de lastre y le apuesta a un sistema flexible que pueda ser ajustado para dife-rentes tipos de embarcaciones, de acuerdo con el tipo de operaciones.

El agua de lastre está bajo estricta supervisión de la Organización Marítima Internacional (IMO por sus siglas en inglés), preocupada por la cantidad de efectos sobre el medio ambiente que puede tener el agua de lastre de las embarcaciones.


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BJ Services aplica energía electromagnética para remediar pozos

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Lanzamiento de la versión 5 de Seaware Routing

más de 60 sistemas de tratamiento eco wave confirman una estimulación libre de químicos en yacimientos subexplotados

La empresa de servicios BJ Services Company anunció una nueva tecnología para aumentar la producción en yacimientos subexplotados mediante una combinación de frecuencia de ondas electromagnéticas que afectan el enlace molecular del fondo del pozo. El sistema transmite ondas de radio de alta frecuencia y microondas en el pozo a baja potencia para eliminar e inhibir la deposición orgánica y mejorar la humectación del yacimiento.

El sistema EcoWave incluye un generador/ampli-ficador de frecuencia, una fuente de potencia portátil y una antena. La antena se extiende dentro de la tubería a través de la cabeza del pozo. A medida que la energía electromagnética es trans-mitida en una combinación adecuada de frecuen-cias de onda, se alteran los ciclos de giro de los protones y los electrones de los depósitos. Estas ondas inhiben la aglomeración de depósitos. Los sistemas permiten ventajas ambientales y de seguridad pues eliminan la necesidad del uso de químicos, aplicaciones de agua y petróleo caliente y frío entre otros.


comunicación en sus detectores de gas, detectores de llama, y detectores de sulfuro de hidrógeno, entre otros.


Una oferta completa de detectores de gas y de llama con protocolo Hart se encuentra disponible por parte de General Monitors. Estos instrumentos de seguridad protegen a empleados, equipos e instalaciones del peligro de los gases de hidrocarburos, gases tóxicos, el agotamiento del oxígeno y las llamas. El protocolo Hart es un protocolo de comunicaciones de instrumentación, de fácil uso, que entrega una señal de comunicación uniforme y consistente sin interrumpir la integridad de la señal análoga 4-20 mA. Este protocolo permite acceso a la información de configuración del dispositivo, diagnóstico y registros de alarmas y de mantenimiento.

Los comandos básicos de Hart permiten que el sistema se configure de una manera sencilla y facilitan un ajuste en tiempo real para suplir las necesidades específicas de la apli-

cación. Este acceso continuo y en tiempo real de la información mejora el control considerablemente. General Monitors ofrece este protocolo de

Mezcla de etanol: cómo prevenir el bloqueo por vaporlos probadores de presión de vapor de grabner instru-ments permiten mediciones en mezclas de gasolina y etanol

Imagínese ir conduciendo su carro y que el motor se pare súbitamente. Cuando vuelve a darle arranque al motor este vuelve y se detiene. Luego de llamar al servicio de grúa y llevar el carro al concesionario y cambiar múltiples piezas, encuentra que esa no es la solución a su problema. Cada año les pasa esto a miles de propietarios de vehículos en el mundo y la razón es que se presenta un bloqueo por vapor que obliga al motor a detenerse súbitamente. Entre mayor la temperatura y mayor la altitud, es más probable que los vapores de la gasolina causen un bloqueo por vapor, lo que impide a la línea de combus-tible enviar combustible al motor.

En las especificaciones para el mundo automotor, la tempe-ratura a la cual una relación de 20 (vapor) a 1 (líquido) se alcanza, comúnmente conocida como T(V/L)=20, indica el riesgo de un combustible en particular de causar un bloqueo por vapor. Esta tendencia es mucho mayor en mayores alturas y climas más calientes.

A medida que las refinerías le agregan más y más etanol a la gasolina, y a medida que cada día se experimentan climas con temperaturas más elevadas por cuestiones de calentamiento global, se ha tornado muy interesante medir el riesgo de que se presente un bloqueo por vapor.

La presión de vapor del etanol es mucho más baja que la presión de vapor de la gasolina. El agregar etanol a la mezcla hace que esas temperaturas en donde se presentan bloqueos por vapor, se alcancen más rápidamente debido a que son menores cada vez a medida que aumenta la relación entre etanol y gasolina en la mezcla.


Seaware AB anunció el lanzamiento de una actualización de su software Seaware Routing, consistente en una optimización de la ruta de navega-ción de los barcos. El software está diseñado para facilitar la presentación de las condiciones climáticas en la ruta de navegación. La nueva actuali-zación está siendo enviada a todos los clientes del software.

Con esta actualización, enfocada en los tramos cortos, se prevén grandes ahorros en combustible. El programa presenta el costo del combustible, el costo diario del barco y la tripula-ción y el impacto en costo de no llegar al destino a tiempo, lo cual permite predecir la mejor ruta para un mayor ahorro.


novedades industriales


Baker Hughes alcanza un aislamiento de 24 etapas en Bakken Shaleeste logro permite reducir los costos de operación y mejora el desempeño en el completamiento de pozos para whiting petroleum

Technip obtiene contrato en el campo de desarrollo The Golliat en NoruegaEni Norge As le ha adjudicado un contrato de ingeniería, compras, construcción e instala-ción a Technip, por un valor aproximado de 200 millones de euros. El contrato será desarrollado en el campo The Golliat. Este campo va a ser el primero en producir petróleo en Noruega al norte del círculo ártico en el mar de Barents. El campo está ubicado aproximadamente a 85 kilómetros al

noroeste de la ciudad de Hammerfest en la costa noruega. El precio global del contrato incluye el suministro y la instalación de los sistemas de tubería dentro del campo, incluidos los eleva-dores fl exibles (2), las líneas de producción de lodos (3) completas con los sistemas de calefac-ción directos, y líneas de inyección de gas y agua. Golliat es el primer gran contrato adjudicado a

Technip por Eni Norge. El proyecto será ejecutado por el centro de operación, ubicado en Oslo, Noruega. Las fases de instalación del proyecto están planeadas para hacerse en tres fases entre 2011 y 2013. El campo está repartido en 65% para Eni Norge, que ejerce como operador del mismo, y 35% para StatoilHydro.


Este es uno de los mayores casos de aislamiento obtenidos mediante la tecnología de bola/camisa. El sistema de fracturación de múltiples etapas Baker Oil Tools FracPoint EX, usado en el Ogden 11-3H, permitió que se aislara en 24 etapas diferentes con una presión de 8000 psi mientras que se alcan-zaron altas ratas de fracturación. La relación entre Baker Hughes y Whiting Petroleum en Dakota del Norte, ha permitido alcanzar mejores tecnologías para trabajos más efi cientes y efectivos. El campo de Bakken Shale ha aumentado su actividad debido a las mejoras en las tecnologías de fracturación con sistemas de camisa y empacadores de múltiples etapas.

Baker Hughes es un proveedor de servicios en consultoría de yacimientos, perforación, evaluación de yacimientos y elementos de producción para la industria del gas y el petróleo a escala mundial.

Servicio al lector 306Servicio al Lector: 5

RENGEN PARTICIPA EN EL DESARROLLO DE MÉXICO MEDIANTE LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS SOLUCIONES MÁS EFICACES A LOS PROBLEMAS DE SUMINISTRO ENERGÉTICO.


EN LOS ÚLTIMOS 30 AÑOS, LA INDUSTRIAdel petróleo y del gas natural se ha trans-formado en una de las más avanzadas tec-nológicamente en Estados Unidos. Las innovaciones han transformado la indus-tria en líder tecnológico, en todos los seg-mentos de la misma. Aquí presentaremos el papel de la tecnología en la evolución de la industria del gas natural, con un enfoque

Tecnología del gas natural

en las tecnologías del sector de explora-ción y producción (E&P), así como algunas innovaciones que han tenido un profundo efecto sobre el potencial del gas natural.

En los últimos tiempos, la demanda de gas natural ha crecido considerablemente. Sin embargo, a medida que la industria en Estados Unidos y otros países se hace más madura, las fuentes disponibles interna-

LAS INNOVACIONES TECNOLÓGICAS EN E&P DEL GAS NATURAL PERMITEN SATISFACER LACRECIENTE DEMANDA, EN FORMA MÁS SEGURA Y EN CONDICIONES CADA VEZ MÁS DIFÍCILES.

fuente: natural gas supply association

mente son más difíciles de encontrar y pro-ducir. A medida que se extraen los grandes yacimientos convencionales, el gas natural que queda en el subsuelo se encuentra en depósitos menos convencionales, más difí-ciles de descubrir y producir de lo que his-tóricamente ha sido el caso. Sin embargo, la industria del gas natural ha podido man-tener el paso de la demanda, produciendo

exploración y producción


mayores volúmenes de gas natural a pesar de su naturaleza menos convencional y elusiva. La capacidad de la industria para aumentar la producción de esta manera es resultado directo de las innovaciones tec-nológicas. A continuación describiremos brevemente algunos de los mayores ade-lantos tecnológicos recientes.

Avances en el sector de E&PLas innovaciones tecnológicas en este campo han dotado a la industria de los equipos y prácticas necesarios para mante-ner el ritmo de la producción de gas natu-ral con el paso de la creciente demanda. Estas tecnologías sirven para hacer que las tareas de exploración y producción sean más eficientes, seguras y respetuosas del medio ambiente. A pesar que los depósitos de gas natural se descubren a profundida-des cada vez mayores, en regiones remotas e inhóspitas que presentan un ambiente difícil para la producción del gas natural, la industria de exploración y producción no sólo ha mantenido el paso necesario, sino que ha mejorado la naturaleza gene-ral de sus operaciones. Algunos desarro-llos tecnológicos destacados en los secto-res de exploración y producción incluyen: tan sólo en Estados Unidos 22.000 pozos menos de los necesarios en base anual, para desarrollar la misma cantidad de reservas de petróleo y gas que se desarro-llaron en 1985.

Si la tecnología hubiese permanecido constante desde 1985, hoy se requerirían dos pozos para producir la misma canti-dad de petróleo y gas natural que un pozo en 1985. Sin embargo, gracias a los avances tecnológicos, un pozo de hoy puede pro-ducir dos veces más que uno en 1985. Los desechos de la perforación han disminuido sustancialmente debido a la mayor produc-tividad de los pozos y al menor número de pozos necesarios.

La huella de perforación que deja el sitio del pozo ha disminuido en hasta 70%, debido a los avances en tecnología de per-foración, extremadamente útiles para per-forar en áreas sensibles. Mediante el uso de taladros de perforación modulares y con la perforación de pozos angostos, el tamaño y peso de los taladros se pueden reducir hasta en 75% en comparación con los equi-pos de perforación tradicionales, reducién-dose así el impacto sobre la superficie.

Si la tecnología, y por tanto las huellas de perforación, hubiesen permanecido inalteradas a los niveles de 1985, las hue-

llas de la perforación habrían ocupado en Estados Unidos unas 7000 hectáreas más de terreno.

Las nuevas técnicas de exploración sísmica y fuentes de vibración signifi-can menos dependencia de los explosivos, para así reducir el impacto sobre el medio ambiente. Algunas de las principales y recientes innovaciones tecnológicas en exploración y producción incluyen:

Sísmica 3-D y 4-D. El desarrollo de imá-genes tridimensionales de sísmica ha cam-biado substancialmente la naturaleza de la exploración en busca de gas natural. Esta tecnología usa técnicas tradicionales de imágenes sísmicas, combinadas con com-putadoras y procesadores poderosos para crear un modelo tridimensional de los estratos subsuperficiales. La sísmica 4-D cuatridimensional amplía la técnica agre-gándole el tiempo como cuarta dimensión, permitiendo al personal de exploración observar cómo las características subsu-perficiales cambian con el tiempo. Hoy, los equipos de exploración pueden identificar más fácilmente los prospectos de gas natu-ral, ubicar los pozos con más eficiencia, reducir el número de pozos secos perfo-rados, disminuir los costos de perforación y recortar el tiempo de exploración. Eso aporta beneficios económicos y ambienta-les.

Fracturación con CO2 y arena. Desde la década de 1970 se usan técnicas de fractu-ración para ayudar a aumentar la tasa de flujo de gas natural y petróleo desde las formaciones productoras subterráneas. La fracturación con CO2 y arena involucra el uso de una mezcla de sustentagrietas com-puesta de arena y CO2 líquido para fractu-rar las formaciones productoras, creando y agrandando las grietas a través de las cua-

les el petróleo y el gas natural pueden fluir más libremente. Luego el CO2 se vaporiza, dejando solamente arena en la formación, que mantiene abiertas las grietas recién ensanchadas. Debido a que en este tipo de fracturación no se usan otras sustancias, no hay “residuos” del proceso de fractu-ración que deban retirarse. Esto significa que mientras este tipo de fracturación abre en forma efectiva la formación, y permite una mayor recuperación de petróleo y gas natural, no daña el yacimiento, no general residuos subterráneos y protege los man-tos de agua subterránea.

Tubería flexible. Las tecnologías con tubería enrollada o en carrete reemplazan a la tradicional sarta de perforación rígida con una larga sarta continua de tubería flexible. Esto reduce sustancialmente el costo de la perforación y brinda una hue-lla de perforación mucho menor, requi-riendo menos lodo, erección más rápida del equipo de perforación y reducción del tiempo normalmente requerido para efec-tuar las conexiones de la tubería de perfo-ración. La tubería flexible también puede usarse en combinación con la perfora-ción de pozo angosto (diámetro reducido) para brindar condiciones muy económicas de perforación y menos impacto sobre el medio ambiente.

Medición al perforar. Los sistemas de medición al perforar (MWD) permi-ten recolectar información del fondo del pozo a medida que se perfora. Esto da a los ingenieros y a las cuadrillas de perfo-ración acceso instantáneo a la información sobre la naturaleza exacta de las forma-ciones rocosas que encuentra la barrena. Así mejora la eficiencia de la perforación y la precisión en el proceso de perforación, permitiendo una mejor evaluación de la


formación a medida que la barrena avanza, y se reduce la posibilidad de daños a la for-mación y reventones del pozo.

Pozos angostos. La perforación de pozos angostos es exactamente lo que su nom-bre indica: perforar un pozo de poco diá-metro para llegar al depósito de gas natu-ral o petróleo. A fin de considerarse pozo angosto, por lo menos 90% de un pozo debe ser perforado con una barrena de menos de 6 pulgadas de diámetro (en tanto que en los pozos convencionales se usan típicamente barrenas de hasta 12,25 pulgadas de diá-metro). La perforación de pozos angos-tos o de pequeño diámetro puede mejorar sustancialmente la eficiencia de las opera-ciones de perforación, así como reducir su impacto ambiental. De hecho, los tiempos menores de perforación y las cuadrillas de trabajo más reducidas pueden traducirse en una disminución de 50% de los costos de la perforación de un pozo, con una huella de perforación hasta 75% menor. Por estas razones, la perforación de pozos angostos brinda un método para perforar en forma económica pozos exploratorios en áreas nuevas, perforar pozos más profundos en

campos existentes, y un medio eficiente para extraer más gas natural y petróleo de campos no agotados.

Costa afuera. El sector de producción de crudo y gas natural costa afuera a menudo es referido como la “Nasa del Mar”, debido a los monumentales logros de perforación en aguas profundas que se han alcanzado gracias a los avances de la tecnología. Los yacimientos de petróleo y gas natural se están descubriendo en localidades marinas de láminas de agua cada vez más profun-das. Las operaciones de perforación costa afuera eran los emprendimientos más ries-gosos y peligrosos, pero la nueva tecno-logía, que incluye barcos y plataformas de perforación mejorados, dispositivos de posicionamiento dinámico y sistemas sofisticados de navegación ahora permiten la perforación marina segura y eficiente en aguas de más de 10.000 pies.

Los avances mencionados brindan sólo un vistazo instantáneo a la tecnología cada vez más avanzada que se desarrolla y se pone en práctica en la exploración y pro-ducción del gas natural y el petróleo. Con-tinuamente se desarrollan tecnologías y

aplicaciones nuevas que sirven para mejo-rar el aspecto económico de la producción de gas natural, permitiendo producir yaci-mientos que antes se consideraban poco convencionales o antieconómicos para su desarrollo, y asegurando que el suminis-tro de gas natural mantenga el paso de la demanda en crecimiento continuo. Exis-ten suficientes fuentes de gas natural para satisfacer la demanda por un buen tiempo, y la tecnología desarrolla un enorme papel a fin de suministrar métodos ambiental-mente sensatos y seguros para extraer esos recursos.

Otras dos tecnologías que revolucionan la industria del gas natural incluyen el cre-ciente uso del gas natural licuado (GNL) y las celdas de combustible de gas natural.

Gas natural licuadoEl gas natural enfriado a -260 oF, a presión normal, resulta en la condensación del gas en forma líquida, conocida como gas natu-ral licuado (GNL). El GNL puede ser muy útil, particularmente para el transporte ya que tiene un volumen 600 veces menor que el del gas natural. Aunque el costo de pro-ducción del GNL es razonable, los avances



de la tecnología están reduciendo los cos-tos asociados con la licuefacción y refrige-ración del GNL. Debido a que resulta fácil de transportar, el GNL puede tornar eco-nómicamente factibles los yacimientos de gas natural remotos para los cuales no es económico construir un gasoducto.

Barcos metaneros. El GNL, cuando se vaporiza a la forma gaseosa, sólo arde en concentraciones de 5% a 15% mezclado con aire. Además, el GNL o los vapores aso-ciados no explotan en un ambiente no con-finado. Por eso, en el caso poco probable de un derrame de GNL, el gas natural tiene pocas probabilidades de entrar en ignición o explotar. La licuefacción presenta ade-más la ventaja de retirar oxígeno, dióxido de carbono, azufre y agua del gas natural, resultando en un GNL que es casi metano puro.

Típicamente, el GNL se transporta en barcos tanque especializados (metane-ros) con depósitos de paredes aisladas y se mantiene en forma líquida a través de la autorrefrigeración, un proceso en el cual el GNL se conserva a su punto de ebullición, de manera que todas las adiciones de calor son contrarrestadas por la pérdida de ener-gía del vapor de GNL que se desfoga del depósito y se usa para propulsar la embar-cación.

El creciente uso del GNL permite pro-ducir y comercializar yacimientos de gas natural que eran económicamente no recu-perables. Aunque en la actualidad abarca un porcentaje bajísimo del gas natural uti-lizado, se espera que las importaciones de GNL suministren una fuente confiable de gas natural en muchas partes del mundo. En Sudamérica ya existen terminales de regasificación del GNL en Chile, Brasil y pronto en Argentina.

Celda de combustible de gas naturalLas celdas de combustible accionadas por gas natural son una tecnología suma-mente prometedora para la generación limpia y eficiente de electricidad. Las cel-das de combustible tienen la habilidad de generar electricidad a través de reacciones electroquímicas, a diferencia de la com-bustión de combustibles fósiles. Básica-mente, una celda de combustible funciona pasando corrientes de combustible (gene-ralmente hidrógeno) y oxidantes sobre electrodos separados por un electrolito. Esto produce una reacción química que genera electricidad sin requerir la combus-

tión del combustible ni la adición de calor, que es común en la generación tradicio-nal de electricidad. Cuando se usa hidró-geno puro como combustible y oxígeno puro como oxidante, la reacción que tiene lugar en una celda de combustible produce solamente agua, calor y electricidad. En la práctica, las celdas de combustible resul-tan en emisión muy baja de contaminan-tes dañinos, y la generación de electricidad confiable de alta calidad. El uso de celdas de combustible de gas natural tiene varios beneficios, que incluyen:

Electricidad limpia. Las celdas de com-bustible brindan el método más limpio de producir electricidad a partir de combusti-bles fósiles. Aunque una celda de combus-tible de hidrógeno y oxígeno puros pro-duce sólo agua, electricidad y calor, en la práctica las celdas de combustible emiten apenas trazas de compuestos de azufre, y niveles muy bajos de dióxido de carbono. Sin embargo, el dióxido de carbono produ-cido por el uso de la celda de combustible puede recapturarse rápidamente a dife-rencia de ser descargado a la atmósfera.

Generación distribuida. Las celdas de combustible pueden ser de tamaños extre-madamente compactos, que permiten ubi-carlas dondequiera que se necesite electri-cidad. Esto incluye aplicaciones residen-ciales, comerciales, industriales e incluso de transporte.

Confiabilidad. Las celdas de combustible son unidades completamente encerradas, sin piezas móviles ni maquinarias comple-

jas. Eso redunda en una fuente confiable de electricidad, capaz de funcionar durante miles de horas. Son además fuentes gene-radoras muy silenciosas y seguras. Las cel-das de combustible no producen picos de corriente, por lo que pueden usarse donde se necesite una fuente constante y confia-ble de electricidad.

Eficiencia. Las celdas de combustible con-vierten en electricidad la energía almace-nada en los combustibles fósiles mucho más eficientemente que la generación tradicional de electricidad a través de la combustión. Eso significa que se requiere menos combustible para producir la misma cantidad de electricidad. El Natio-nal Energy Technology Laboratory calcula que si se usa en combinación con turbinas de gas natural, se pueden producir instala-ciones de celdas de combustible que fun-cionarían en el rango de 1 a 20 megavatios a 70% de eficiencia, un valor mucho más alto que las eficiencias que pueden lograrse con métodos tradicionales de generación en el mismo rango de producción.

Tradicionalmente, la generación de electricidad es un proceso ineficiente y muy contaminante. Sin embargo, con la nueva tecnología de celdas de combustible, se espera que la generación eléctrica cam-bie de manera sustancial en los próximos 10 a 20 años. La investigación en el campo de las celdas de combustible continúa, para asegurar que la tecnología sea refinada a un nivel en el cual resulte efectiva en costo para toda una variedad de requerimientos de generación eléctrica.


BIOCOMBUSTIBLES SON AQUELLOS CARBURANTES que se obtie-nen de biomasa, organismos vivos (particularmente plantas) o sus desechos. Biocombustible es un concepto que hace referencia a cual-quier tipo de combustible que derive de la biomasa.

Su uso genera una menor contaminación ambiental y son una buena opción para sustituir a los combustibles fósiles tradicionales, como el carbón y petróleo, que debido a su escasez cada vez más noto-ria, sufren alzas permanentes en sus precios.

Los biocombustibles tienen la ventaja, en relación con otras fuen-tes de energía, de un menor efecto ambiental, además de que pueden combinarse directamente con combustibles fósiles en forma parcial, a costos menores, ya que no requieren cambios radicales en la tecno-logía actual.

El petróleo es energía proveniente de la fotosíntesis realizada hace millones de años; los biocombustibles, al utilizarse son el resultado de fotosíntesis reciente, que origina una menor cantidad de dióxido de carbono enviado a la atmósfera. Además, su naturaleza renovable le da ventajas adicionales sobre otras fuentes de energía.

Los biocombustibles líquidos proporcionan actualmente aproxi-madamente la energía equivalente a 20 millones de toneladas de petróleo (lo que equivale al 1% del combustible utilizado mundial-mente para transporte por carretera, según el Comité de Seguridad Alimentaria Mundial 2007). Los biocombustibles más utilizados

son esencialmente el etanol y el biodiesel. El etanol se utiliza en motores que utilizan básicamente gasolina, mientras que el bio-diesel se usa, como su nombre lo indica, en motores diesel.

El primero se obtiene de alcoholes obte-nidos del azúcar, provenientes directa-mente de cultivos como la caña de azúcar, la remolacha o el maíz, entre otros. Según el Departamento de Agricultura de Estados Unidos, del incremento reciente de produc-ción de maíz, 80% se dedica para los com-bustibles, y solo EL 20% restante para el consumo como alimento.

El etanol proviene de la fermentación de componentes de las plantas, especialmente almidones y azúcares. Con nuevas tecnolo-gías se están aprovechando también bioma-sas de celulosa de árboles y pastos.

El grano que se necesita para llenar el depósito de 25 galones de una 4x4 es el mismo que se necesita para alimentar una persona durante 1 año. Suponiendo que se llena el tanque cada dos semanas, durante un año, es el equivalente para alimentar durante el mismo periodo de tiempo a 25 personas.

En el caso del biodiesel, se pueden utili-zar biocombustibles obtenidos a partir de aceites o grasas, provenientes de plantas como la soya, el girasol, la palma, entre las más conocidas. También de grasas anima-les o grasas recicladas, ya sea en forma pura o como aditivo del diesel fósil, en un trata-miento de esterificación, que consiste en la mezcla de dos componentes básicos, un

Biocombustibles, ¿un giro necesario?LOS BIOCOMBUSTIBLES TIENEN UN MENOR EFECTO AMBIENTAL, ADEMÁS DE QUE PUEDEN COMBINARSE DIRECTAMENTE CON COMBUSTIBLES FÓSILES EN FORMA PARCIAL, A COSTOS MENORES, YA QUE NO REQUIEREN CAMBIOS RADICALES EN LA TECNOLOGÍA ACTUAL.por equipo editorial de petróleo internacional

aceite vegetal y un alcohol, en presencia de un catalizador, para acele-rar el proceso químico y eliminar las impurezas.

Estos esteres son la base del biodiesel, no tóxico, biodegradable y renovable, y que pueden ser utilizados directamente como combusti-ble en motores sin modificación alguna, o mezclado con el diesel con-vencional fósil.

Diversos países promueven el desarrollo de la producción de bio-combustibles mediante subsidios u otras políticas, o han incorporado en su legislación metas de sustitución de combustibles fósiles por bio-combustibles.

La Unión Europea proyecta mezclar todo su gasoil, con un 5.7% de biodiesel en el año 2010. Estados Unidos planea reemplazar el 20% de su consumo de petróleo en diez años, utilizando etanol. Brasil fue un pionero en la utilización de biocombustible, ya que hace treinta años implementó un plan para reducir la dependencia del petróleo. Ahora tiene excedentes de etanol, producido a partir de la caña de azúcar. Argentina emitió una ley de biocombustibles, que tiene programado el corte obligatorio del 5% en gasolina y gasoil para el 2010. Colombia inicio el uso obligatorio de gasolina con etanol al 10%.

De acuerdo con un estudio del Fondo de las Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación (FAO) y la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), los países de Latinoamérica que poseen mayor potencial para producir biocombustibles son Brasil,

perspectivas de la industria


Argentina, Perú, Colombia, Bolivia, Para-guay y Uruguay. Dentro de los mismos, los que tienen mayores condiciones para desarrollar etanol son Brasil, Argentina, Bolivia, Colombia, Paraguay y Uruguay. Con respecto al biodiesel, Brasil, Argen-tina, Perú, Colombia y Bolivia son los paí-ses con mayor potencial por sus cultivos de soya, o palma oleaginosa. En el caso de los países centroamericanos, tienen menor potencial debido a que su dieta es a base de maíz, y en los del Caribe, por falta de dis-ponibilidad de tierra para cultivos que sir-van para producir biocombustibles

Adicionalmente, se están desarrollando los llamados biocombustibles de segunda y tercera generación, entre ellos los deri-vados de algas. Estas algas se consideran como productoras de alto rendimiento de

Los países latinoa-mericanos que poseen mayor po-tencial para producir bio-combustibles son Brasil, Argentina, Perú, Colombia, Bolivia, Paraguay y Uruguay.

GlosarioBioenergía es el término genérico dado a la energía derivada de mate-riales biológicos, incluidas las que se utilizan directamente como combus-tibles, que no se utilizan a gran escala; o las que se procesan para convertir-las en biocombustibles.

Biocombustibles. Están definidos como los líquidos y gases utilizados como combustibles en reemplazo de la gasolina o el diesel y que se ob-tienen a partir de materia prima bio-lógica.

Biomasa. Es la masa resultante de materiales biológicos, básicamente plantas, destinada a reemplazar los combustibles fósiles en electricidad y, o calor.

Biogás. Un gas rico en metano que se

obtiene de la fermentación de excre-mentos animales o humanos, o resi-duos de cosechas vegetales. Su uso está restringido como combustible para funcionamiento de dispositivos domésticos o maquinaria menor que genera electricidad.

Bioetanol. Procede de materiales vegetales como tubérculos, caña de azúcar, cereales etc. El material es triturado, fermentado y destila-do para obtener el alcohol del etano (etanol), para ser mezclado o susti-tuir completamente a la gasolina en los motores.

Biodiesel. Es el carburante obteni-do de plantas oleaginosas mediante procesos químicos de esterificación, en presencia de un alcohol y un ca-talizador.

biocarburantes, con la consecuente baja utilización de materia prima. Experimentos de laboratorio indican que las algas producen 30 veces más energía por acre que los cultivos de vegetales en tierra.

Las algas son relativamente fáciles de desarrollar, pero su extrac-ción de aceite es todavía muy difícil de lograr. Las algas marinas tam-bién se consideran como de muy alto potencial en la producción de bioetanol o biogas.

Otra fuente de biocarburantes de tercera generación es la helio-cultura, que es una nueva tecnología para remover dióxido de car-bono de la atmósfera y que involucra la conversión directa del mismo en combustible utilizando la energía solar, desarrollando derivados de productos químicos sin la utilización de agua fresca o productos agrícolas.

Los de segunda generación se consideran aquellos que provienen de cosechas vegetales, no utilizadas, como alimenticias.

costa afuera


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DESDE EL DESCUBRIMIENTO DE LAS gigan-tescas reservas de hidrocarburos del llamado presal brasileño hace dos años, la palabra dejó de ser una ilustre desconocida para trans-formarse en parte del vocabulario básico en periódicos, revistas y sitios de internet de todo el mundo. Sin embargo, no todos cono-cen la existencia de otra palabra en el uni-verso petrolero, casi desconocida en Brasil: el subsal.

Después del presal, ¿el subsal del postsal?

El presal es la capa geológica formada antes de una extensa capa de sal, que puede sobrepasar los dos mil metros de espesor. Esta sería llamada capa madre de sal, o sea la faja original de acumulación de sal en el océano. Y la capa formada geológicamente después de la de sal se denomina postsal. Eso significa que la arena, la materia orgánica y otros detri-tos se acumularon en un período posterior a la capa original de sal.

El subsalEsta forma de clasificación (presal ver-sus postsal) considera la edad de formación de las diferentes rocas donde hay poten-cial para la generación y acumulación de hidrocarburos. El término subsal es ya otra manera de observar las camadas del océano, que sólo considera su ubicación en relación con una capa de sal, ya sea la capa madre o cualquier faja de sal. En este caso pode-mos hablar del subsal (debajo de la sal) o del sobresal (encima de la sal), independien-temente del período geológico en el cual se formó tal camada.

EL DESCUBRIMIENTO DE GIGANTESCAS RESERVAS DECRUDO EN LA CAPA LLAMADA PRESAL ELEVÓ A BRASIL AL GRADO DE POTENCIA ENERGÉTICA MUNDIAL Y POPULARIZÓ UN TÉRMINO NUEVO.



En general, la mayor parte de las áreas del subsal son presal, o sea que se forma-ron en un período anterior al de la capa de sal. Pero, debido a movimientos tectó-nicos, la sal puede escurrirse de la capa madre por alguna fractura geológica, for-mando una segunda capa o faja de sal. Así se crea una nueva cavidad y dentro de esta área puede haber generación de petró-leo –explica el geólogo Ivan Simões, inte-grante del Comité de Exploración y Pro-ducción del Instituto Brasileiro do Petró-leo (IBP).

Ese sería el petróleo en el subsal, pero en el área del postsal. O sea, está debajo de una capa de sal, pero en un área que geológica-mente se formó después de la capa de sal.

Para explicar cómo es posible la forma-ción de una segunda capa de sal, Simões hace una analogía entre la sal y la pasta de mol-dear (plastilina). La sal tiene la capacidad de deformarse bajo presión y escurrirse por las fisuras. La sal que se escurre, formando la segunda capa de sal, puede mantenerse ligada a la capa madre o desligarse comple-tamente, dice el geólogo.

En Brasil ya se verificó la existencia del subsal en el presal, en el área donde están las nuevas reservas de petróleo. Sobre la exis-tencia de petróleo en el subsal en la capa del postsal, el geólogo dice que hay señales de reservas en esta área, pero todavía no están confirmadas ni exploradas.

Para Ivan Simões, la Cuenca de Santos es la que tiene más probabilidades de contener petróleo en el subsal del postsal. Según dice, como el espesor de la capa madre de sal en esta región es mayor –más de 2000 metros– resulta también mayor la probabilidad de movimientos geológicos.

Subsal en el postsal del golfo de MéxicoSimões destaca que existe amplia explora-

ción de petróleo en el subsal del postsal en la región del golfo de México, de Estados Uni-dos. Más aún, se cree que también contenga reservas de crudo en esa área en el oeste de África.

Las empresas activas en el golfo de México explotan desde hace muchos años petróleo en el subsal del postsal, o sea, en el área que se formó después de la capa madre de sal. “Ya he visto estudios sísmicos que indican la existencia de petróleo en el sub-sal y el postsal de Brasil”, afirma. Recalca, sin embargo, no haber sido informado de cuáles serían esas áreas.

Tecnologías semejantes de exploraciónPese a la diferente ubicación del presal, Simões explica que no hay diferencias entre la tecnología usada para explorar en busca de petróleo en el subsal del postsal o en el presal.

“La dificultad tecnológica de exploración resulta semejante, pero no es posible prede-cir si el costo va a ser más alto o más bajo”, agrega Ivan Simões.

No obstante, para Rafael Schechtman, profesor de la Universidad de Río de Janeiro y miembro del Centro Brasileiro de Infra-estrutura, el costo tiende a ser más bajo ya que las capas secundarias de sal son gene-ralmente más delgadas que la capa madre. Otros factores siguen influyendo en el costo, por ejemplo, la distancia de la costa.

Si consideramos que otras condiciones se mantienen igual, las capas secundarias de sal generalmente tienen un espesor menor y eso tiende a significar un costo menor de explo-ración. Es necesario ver otros factores como la distancia de la costa y la profundidad de las reservas. Cuanto más lejos, más cara será la exploración debido a los costos mayores de transporte, explica Schechtman.

El presal duplica las reservas de BrasilSegún Petrobras, las pruebas preliminares realizadas en cuatro áreas del presal (tres en la Cuenca de Santos y una en la de Cam-pos) indican volúmenes recuperables de 10.600 a 16.000 millones de barriles equi-valentes (crudo y gas). En caso de que este volumen sea confirmado, tras la evaluación de los descubrimientos, las reservas bra-sileñas de hidrocarburos se duplicarían. Actualmente esas reservas alcanzan la cifra de 14.000 millones de barriles de petróleo equivalente.

El campo de Tupi, ya en producción, tiene el mayor volumen de reservas recu-perables, de 5000 a 8000 millones de barri-les, seguido por el campo Iara, también en la Cuenca de Santos (entre 3000 y 4000 millones de barriles), Guará con 1100 a 2000 millones de barriles, y Parque das Baleias (en la Cuenca de Campos, frente a las costas de Espirito Santo) con 1500 a 2000 millones de barriles.

en www.petroleo.com

Encuentre información relacionada. Lea: ¿Qué pasará con el presal brasileño?››digite: 71718



Colombia recupera su importancia energética

TRAS UN PERÍODO DE DECLINACIÓN conti-nua, en años recientes Colombia ha visto un aumento de su producción petrolera. El gobierno colombiano ha llevado la privati-zación parcial de la estatal Ecopetrol en un intento por revivir su industria petrolera upstream. Además, ha efectuado una serie de reformas regulatorias para hacer al sec-tor más atractivo para la inversión privada. Históricamente, el sector petrolero ha sido blanco de los ataques de grupos insurgen-tes, pero la situación ha mejorado en años recientes con una reducción sustancial del número de ataques contra la infraes-tructura de energía colombiana. Aunque la situación de seguridad ha mejorado, el antiguo conflicto civil de Colombia ha afectado negativamente al sector energé-tico del país, y los oleoductos y líneas eléc-tricas todavía sufren sabotajes ocasionales de los grupos insurgentes.

En 2006, Colombia consumió un total de energía de 1,3 trillones de BTU. El petróleo constituyó la mayor parte de ese consumo, seguido por la hidroelectricidad. Colombia es también un importante productor de car-

POLÍTICAS GUBERNAMENTALES SENSATAS HAN DETENIDO LA TENDENCIA DECRECIENTE DE LA INDUSTRIA PETROLERA, QUE YA COMENZÓ A MOSTRAR INCREMENTOS. LAS RESERVAS DE GAS Y CARBÓN CUBREN AMPLIAMENTE EL CONSUMO INTERNO Y LA EXPORTACIÓN.fuente: energy information administration, u.s. department of energy.

venezuela

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los cinco mayores productoresde petróleo de sudamérica, 2008

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bón de alta calidad. Debido a que el país depende de la generación hidroeléctrica para el grueso de sus necesidades de electricidad, puede exportar casi toda su producción de carbón y se ha tornado en uno de los mayores exportadores de carbón del mundo.

PetróleoSegún una acreditada publicación de la industria, Colombia tenía en 2009 reservas probadas equivalentes a 1360 millones de barriles, las quintas más grandes de Sudamérica. El país produjo 600.000 barriles diarios (b/d) en 2008, más de los 540.00 b/d pro-ducidos en 2007. Antes de ese aumento de producción en 2008, el volumen de crudo producido por Colombia había permanecido casi constante, después de un período de decrementos continuos: en 1999, Colombia alcanzó su producción máxima de 830.000 b/d. La principal causa de la caída de producción fue la declina-ción natural de sus campos y la falta de nuevos descubrimien-tos de consideración. Sin embargo, una combinación de cambios del marco regulatorio y una mejor situación de seguridad contri-buyeron a aumentar la inversión en el país. Con un consumo cal-culado en 267.000 b/d en 2007, Colombia exporta algo más de la mitad de su producción. El grueso de las exportaciones (155.000 b/d) fue a Estados Unidos en 2007. Mucho del crudo colombiano es más liviano y más dulce que el de los otros grandes productores de América Latina, con sus tres principales crudos de exportación (Cusiana, Cupiagua y Orito) con densidades entre 28° y 36° API.

Desde 1999, el gobierno colombiano ha tomado medidas con el fin de hacer que el clima de inversiones sea más atractivo para las compañías petroleras internacionales. Las iniciativas en el sector básico de la industria (upstream) incluyen permitir que las petro-leras extranjeras posean 100% de las acciones en los emprendi-mientos petroleros; establecimiento de una escala menor y decre-ciente de regalías petroleras; licencias de exploración más largas, y obligar a Ecopetrol, la empresa nacional petrolera, a compe-tir con las empresas operadoras privadas. El gobierno ha emitido acciones de Ecopetrol en la Bolsa de Nueva York, aunque retiene una participación mayoritaria en la compañía.

Estas reformas han despertado un interés renovado en el sector de exploración y producción, con niveles récord de perforación exploratoria y de desarrollo. La mejora de la situación de seguri-

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fuente: eia country energy profiles; short term energy outlook

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dad en Colombia también ha contribuido significativamente a ese renovado interés por parte de las empresas petroleras internacio-nales.

Como resultado de estas mejoras, Colombia comenzó a dete-ner la caída de su producción petrolera e incluso a experimen-tar cierto crecimiento. No obstante, el país todavía se enfrenta a muchos retos en su sector petrolero, que incluyen la falta de reser-vas probadas y tasas altas de declinación de sus campos más gran-des. Además, es posible que el aumento de producción visto en 2008 haya sido influenciado en gran parte por los precios más altos del crudo en el mercado mundial, que proporcionaron incen-tivos adicionales para invertir en campos marginales. Finalmente, no está claro si los recientes flujos de inversión pueden mante-nerse a corto plazo, debido a la debilidad de la economía mundial. Como resultado, la Energy Information Administration pronos-tica que la producción petrolera de Colombia decaerá a un prome-dio de 4% anual en el corto plazo, llegando a 590.000 b/d en 2009 y a 550.000 b/d en 2010.

Exploración y producciónEl grueso de la producción de crudo de Colombia tiene lugar en las estribaciones de los Andes (piedemonte) y en la selva ama-zónica del oriente. El campo más grande del país es el complejo de Cusiana/Cupiagua operado por BP. Este complejo representa la mayor parte de la caída nacional de producción de Colombia, habiendo declinado más de 50% desde 1999. El segundo campo más grande de Colombia es Caño Limón, operado por Occiden-tal, que también ha registrado caídas significativas de produc-ción. Otros proyectos petroleros importantes de Colombia inclu-yen el campo Suroriente, operado por un consorcio liderado por Petrotesting Colombia; el campo Guando, a cargo de Petrobras; el campo Rubiales manejado por Meta Petroleum, y el bloque Orito, operado por Petrobank Energy and Resources de Canadá.

Colombia tiene numerosos campos pequeños distribuidos por las regiones petroleras del país. También existen vastas áreas inexploradas potencialmente ricas en hidrocarburos. Colom-bia comparte muchas de las mismas características geológicas de su vecino Venezuela, rico en petróleo. En septiembre de 2008, Colombia otorgó licencias a nueve compañías para explorar la


Cuenca de los Llanos, cerca de la frontera con Venezuela, un área que ha recibido poca atención y que podría contener grandes can-tidades de crudo pesado.

OleoductosColombia tiene cinco oleoductos principales, cuatro de los cuales conectan campos productivos con el terminal de exportación de Coveñas, sobre el mar Caribe. Estos incluyen el oleoducto Ocensa, de 800 kilómetros, que transporta 615.000 b/d de los campos de Cusiana y Cupiagua; el oleoducto Caño Limón, de 740 kilómetros, y los oleoductos más pequeños de Alto Magdalena y Colombia Oil. El quinto oleoducto, el TransAndino, lleva crudo del campo Orito en la Cuenca del Putumayo al puerto colombiano de Tumaco sobre el Pacífico. El oleoducto TransAndino también lleva crudo producido en Ecuador. En 2008, Ecopetrol otorgó una licitación para la construcción de un nuevo oleoducto de 24 pulgadas que conectará el campo de Rubiales. El oleoducto de los Llanos Orien-tales también ayudaría a mantener la inversión en nueva produc-ción en la región.

‘Downstream’En 2008, Colombia tenía una capacidad de refinación de 285.850 b/d de crudo. El país tiene cinco refinerías principales, todas pro-piedades de Ecopetrol. La más grande es la de Barrancaberme-ja-Santander, con capacidad de 205.000 b/d. En 2006, la firma suiza Glencore International y Ecopetrol lanzaron un programa de ampliación de US$800 millones en la refinería de Cartagena. El proyecto, programado para completarse en 2010, aumentará la producción de la planta de 75.000 a 140.000 b/d y la modernizará para entregar productos refinados que cumplen especificacio-nes más altas. Aunque Colombia es un exportador neto de petró-leo, debe importar algunos productos refinados a medida que la demanda interna supera la capacidad de producción. En 2008, Ecopetrol otorgó a Foster Wheeler el contrato para modernizar la refinería de Barrancabermeja, mejorar su aptitud para procesar crudos pesados, aumentar su producción de combustibles limpios y ampliar su capacidad de destilación a 300.000 b/d

Biocombustibles. Según un grupo colombiano de la industria, Colombia produjo 5800 b/d de etanol durante la primera mitad de 2008. Además, un grupo comercial colombiano calcula que ese año el país produjo 17.000 b/d de biodiésel. En Colombia se han anunciado varios nuevos proyectos de biodiésel en los últimos años. En 2006, un consorcio de empresas colombianas anunció que construiría tres plantas de etanol en el país, con una capaci-dad total de producción de 5600 b/d. Las plantas servirán princi-palmente al mercado de exportación, pero también venderán algo de su producción localmente.

En 2007, Ecopetrol formó un emprendimiento conjunto con productores locales de aceite de palmera para construir una planta de biodiésel en Barrancabermeja, con capacidad de 2000 b/d. Ecopetrol tiene como objetivo mezclar la mayor parte de la producción de la planta con combustible diésel convencional pro-ducido en su refinería de esa localidad. La ley colombiana requiere que la gasolina contenga una mezcla de etanol de 10%, en tanto que el diésel debe contener una mezcla de biodiésel de 5%.

Gas naturalInformes de expertos indican que en 2009 Colombia tiene reser-vas de gas natural de 3,7 billones (millones de millones) de pies

cúbicos. En 2006, el país produjo y consumió 255 mil millones de pies3, ambas cifras significativamente mayores que en 2005. Las reservas de gas natural de Colombia están distribuidas en 18 cuencas, siete de las cuales tienen producción activa. El mayor volumen de reservas de gas natural de Colombia está ubicado en la cuenca de los Llanos, aunque de la cuenca de La Guajira sale la mayor parte de la actual producción. Según un grupo colombiano ligado al gas natural, el país tiene suficiente producción y reservas de gas natural para suplir su demanda interna hasta por lo menos 2018.

GasoductosEn Colombia hay unos 3200 kilómetros de gasoductos troncales. Los tres principales incluyen el de Ballena-Barrancabermeja, que une el campo Ballena, de Chevron, en la costa noreste, con Barran-cabermeja, en el centro de Colombia; la línea Barrancabermeja-Neiva-Bogotá, que integra la capital colombiana a la red de trans-misión, y la línea Mariquita-Cali a través de las estribaciones occi-dentales de los Andes. Hay otros tramos menores de gasoductos operados por empresas privadas. En 2008, la distribuidora de gas natural Transoriente anunció que construiría un nuevo gasoducto para conectar el campo Gibraltar y la red nacional, con capacidad para transportar 30 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd)

Líneas de exportación. A comienzos de 2008 entró en mar-cha el gasoducto Antonio Ricaurte, que enlaza Colombia y Vene-zuela. Inicialmente la línea llevará gas natural colombiano de exportación del área de Punta Ballenas al occidente de Venezuela, con volúmenes contratados de 80 a 150 MMpcd. Sin embargo, los planes son revertir el flujo de la línea en 2012 para que Venezuela exporte 140 MMpcd de gas natural a Colombia.

CarbónEn 2006, Colombia tenía 7670 millones de toneladas cortas de reservas de carbón recuperable, que consisten principalmente de carbón bituminoso y una porción menor de carbón metalúrgico. El país tiene las segundas reservas más grandes de carbón de Suda-mérica, ligeramente detrás de Brasil, la mayor parte concentrada

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en la península de La Guajira, en el norte, y en las estribaciones de los Andes. El carbón colombiano es de quema relativamente lim-pia, con un contenido de azufre inferior a 1%.

Durante la década pasada, la producción se ha más que dupli-cado, llegando a 70,2 millones de toneladas cortas en 2006. Es muy probable que la producción de carbón de Colombia siga en aumento en los próximos años, a medida que continúan los desa-rrollos rentables a través del norte y el interior del país. El con-sumo de carbón de Colombia fue de 4,4 millones de toneladas cor-tas en 2006, quedando la mayor parte de la producción disponible para la exportación.

Organización del sector. Colombia completó la privatización de su sector del carbón en 2004 con el cierre de Minercol, la anti-gua empresa estatal del carbón. El mayor productor de carbón del país es el consorcio Carbones del Cerrejón, compuesto por Anglo-American, BHP Billiton y Glencore. El consorcio opera el pro-yecto Cerrejón Zona Norte (CZN), la mina de carbón más grande de Latinoamérica y la mayor mina de carbón a cielo abierto del mundo. El proyecto, que consta de un complejo integrado de mina, ferrocarril y terminal de exportación costero, produce unos 30 millones de toneladas anuales.

Drummond opera la segunda mina de carbón más grande de Colombia, La Loma, un proyecto igualmente integrado de mina, ferrocarril y puerto, que produce 25 millones de toneladas al año. En 2008, Drummond recibió permiso para comenzar operaciones en la mina El Descanso, cerca de La Loma, que se espera comience a producir en 2010. Glencore opera las minas de carbón de Jagua y Prodeco, con una capacidad total de producción de 8 millones de toneladas por año.

ExportacionesActualmente, la mayor parte de las exportaciones colombianas de carbón se dirigen a Europa, Norteamérica y América Latina, pues la vasta mayoría de la infraestructura de producción y exportación de carbón está ubicada en la costa del Caribe. En 2006, Estados Unidos importó 25,3 millones de toneladas de carbón de Colom-bia, cerca de la mitad de la capacidad total de exportación del

país y 70% del carbón importado por Estados Unidos. Se cree que la planeada ampliación del canal de Panamá permitirá a Colom-bia exportar carbón a nuevos mercados en Asia. Algunas minas de carbón no integradas de Colombia exportan su producción por los puertos venezolanos de La Ceiba y Maracaibo.

A fin de sostener el aumento de las exportaciones de carbón, Colombia necesitará invertir en infraestructura de transporte a fin de eliminar embotellamientos potenciales de producción. En mayo de 2006, el presidente Álvaro Uribe anunció planes para construir un terminal de exportación cerca de Santa Marta. La instalación tendrá características especiales para reducir la pro-pagación del polvo de carbón en el área circundante, un popular destino turístico. Informes de la industria indican que el gobierno colombiano aprobó en 2008 el inicio de la construcción el puerto, que tendrá una capacidad de exportación de 35 millones de tone-ladas por año.

Gas metano de carbónEl gas metano de carbón (GMC) es un hidrocarburo gaseoso que aparece junto a las reservas de carbón. Es similar al gas natural y puede inyectarse a los gasoductos sin un tratamiento especial. En 2008 se informó que Drummond realizó el descubrimiento de 2,3 billones de pies3 de GMC en sus minas de Colombia. El GMC tiene el potencial de incrementar las reservas probadas de gas natural de Colombia, facilitar una mayor producción y permitir exporta-ciones adicionales a países vecinos.

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LA CONFERENCIA MUNDIAL del Gas es uno de esos eventos que rompen las suposicio-nes, donde se presentan los avances e inno-vaciones que realiza la industria durante tres años y se intercambian conocimien-tos e ideas. Por esto, especialistas del sector energético del mundo entero desembarca-ron en Buenos Aires para discutir el futuro

Conferencia Mundial del Gas

de la industria del gas, más de 3200 dele-gados en representación de 81 países y 270 compañías participantes. Un nutrido pro-grama incluyó más de 300 exposiciones técnicas que se enfocaron en exploración, desarrollo y producción, reservas, temas de gas natural, HSE (health, safety y envi-ronment), seguridad, recursos humanos,

desafíos sociales y temas relacionados con el project managment integrado.

Realizada por primera vez en un país de América Latina, la conferencia, que se lleva a cabo desde 1931, estuvo basada en tres pautas estratégicas: el desafío energé-tico global con vistas a 2030; la contribu-ción de la industria del gas natural en fun-ción de garantía del suministro, seguridad y medio ambiente, y la integración regional de los mercados de gas como factor clave del impulso para el crecimiento económico sustentable.

Una de las conclusiones principales, nodal, es que el gas natural mantendrá su rol primordial, abasteciendo la demanda de energía mundial durante muchas déca-das. La demanda en segmentos tradicio-nales (generación eléctrica, calefacción/refrigeración, materia prima, etc.) aumen-tará, contribuyendo a mejorar el medio ambiente a través de sus eficiencias y menores emisiones de carbono. Así mismo, el gas natural ocupará nuevos roles como combustible complementario a las fuentes renovables de energía, permitiendo la ins-talación y el desarrollo de las mismas, que son de generación intermitente.

Inversiones. Las dudas que existen sobre las reservas y la falta de inversiones en general, en todos los países, imponen el desafío de desarrollar conocimientos para que el gas cumpla su papel presente y futuro en el mundo. En todo caso, primó el optimismo del lado de las oil majors. “El proyecto Gorgon, que costará US$37 mil millones, producirá suficiente gas natural para impulsar una ciudad de 1 millón de personas durante 800 años”, dijo George Kirkland, vicepresidente de Chevron. “Este es un motor de crecimiento a largo plazo con un acceso principal al mercado

ESPECIALISTAS DEL SECTOR ENERGÉTICO DEL MUNDO ENTERO DESEMBARCARON EN BUENOS AIRES PARA DISCUTIR EL FUTURO DE LA INDUSTRIA DEL GAS, MÁS DE 3200 DELEGADOS EN REPRESENTACIÓN DE 81 PAÍSES Y 270 COMPAÑÍAS PARTICIPANTES.

eventos


de Asia-Pacífico –dijo–. Tengo confianza en la capacidad de Chevron para seguir invirtiendo a largo plazo”.

Otro de los temas claves desarrolla-dos en varias de las conferencias fue cómo la importancia de un petróleo indexado puede comenzar a disminuir donde la competencia gas-on-gas y el desarrollo de los mercados negociados y los contratos existentes presentan oportunidades para el cambio, según afirma el Natural Gas Indus-try Study to 2030, realizado por Interna-tional Gas Union. “El cambio del sector energético en el escenario mundial exige investigaciones y metas de largo plazo para que haya certeza de que no faltará gas. Esa seguridad sólo es posible mediante inves-tigaciones y desarrollo de tecnologías, de forma constante y permanente”, reza el estudio.

Avances en las tecnologías de extracción de fuentes no convencionales Los avances en la tecnología para extraer gas del shale y coal bed methane (metano de la capa de carbón) se aceleraron radical-mente y cambiaron el equilibrio de energía global más rápido de lo previsto. Thomas Skains, presidente de American Gas Asso-ciation, señaló que las empresas de inves-tigación independiente difundieron repor-tes que “ratifican que el potencial para los recursos de gas no convencional es verda-deramente enorme”.

El jefe ejecutivo de BP, Tony Hayward, afirmó que las reservas de gas natural pro-badas en todo el mundo se elevaron a 1,2 trillones de barriles de petróleo equiva-lente, suficiente para el suministro de 60 años, y tal vez más. “Hubo una revolución en los campos de gas en Norteamérica. Las estimaciones de las reservas son positivas y la tecnología abre el acceso a recursos no convencionales”, dijo. El gas no convencio-nal actualmente en desarrollo aumentará las estimaciones de reservas globales de BP en 60%. Hayward, quien estudió geología en la Universidad de Birmingham, Inglate-rra, sostuvo que el descubrimiento de nue-vas reservas de estos gases en Estados Uni-dos es resultado de la aplicación de tecno-logías de punta que puede “ser emplazada en otros lugares del mundo”.

“Un campo donde estas técnicas fue-ron promovidas –Barnett Shale, cerca de Ft.Worth en Texas– casi sin ayuda de nadie modificó la producción de gas natural en Estados Unidos (…) La tecnología también

condujo a otros nuevos descubrimientos principales, no sólo en estados petroleros tradicionales como Texas y Louisiana, sino también en Pennsylvania, Ohio y en el inte-rior de Nueva York. Como consecuencia de esto, las cifras del gas natural en Estados Unidos se transformaron en un muy corto período de tiempo”, matizó Hayward.

Daniel Yergin, de IHS CERA, que moderó algunos paneles, precisó que las reservas de gas no convencional en la franja inferior de Estados Unidos llegan a 4000 trillones de metros cúbicos, mientras que en la superior son de 16.000 trillones de metros cúbicos, lo que calificó como “un enorme potencial”.

Hayward no escondió el hecho de que los precios de comercialización del gas no convencional son bajos, dato que podría retrasar las decisiones de inversión en este sector. Sin embargo, aseguró que “lo sor-prendente es que, a pesar de los precios, el gas no convencional es mucho más inte-resante que el gas convencional” para las empresas. “Habrá enormes volúmenes dis-ponibles a precios moderados”, soslayó. Además, a lo largo de las exposiciones téc-nicas se resaltaron las probabilidades de hallar nuevas fuentes de gas no convencio-nal en áreas como Europa central, Oriente Medio y el sudeste asiático, sitios donde hay grandes bases sedimentarias, aunque en el consenso se descartó ver el desarrollo de grandes proyecto offshore por los altos costos de inversión.

Surgimiento del ‘floating LNG’ y expansión de las turbinas de ciclo combinado de gas“Atrás quedó lo peor de la crisis”, diagnos-ticó el presidente del grupo español Rep-sol, Antonio Brufau. Agregó el vaticinio de “buenas perspectivas para la industria del GNL a escala mundial por la creciente demanda de este combustible limpio para su uso en la generación de electricidad, en reemplazo del carbón y de los combusti-bles líquidos, como el fuel oil”. Dio a enten-der que el futuro del gas está en los desa-rrollos no convencionales, como el que proviene de arenas compactas tight y de reservorios caracterizados como shale.“Los productores estadounidenses aumen-taron la producción después que las forma-ciones shale de gas entraran en línea, des-viando o cancelando las cargas de GNL que habían sido destinadas a Estados Unidos”, sostuvo Brufau. Esos envíos de GNL pro-bablemente desembarquen en Europa o en la cuenca del Pacífico, dijo.

El GNL es vital para países de fuerte consumo aislados de los centros de pro-ducción, como China. Brufau consideró que el equilibrio de los precios de este pro-ducto dependerá de los costos de la explo-tación del gas no convencional: tight, shaley coalbed mathane, que hace 20 años en Estados Unidos tiene un enorme potencial. Brufau dijo que el desarrollo de estas fuen-tes gasíferas tiene, además, dependencia de la demanda que exista y de los precios que

variables mecroeconómicas

y socio-demográficas

normas y regulaciones

gubernamentales

cambio climático y preocupaciones

ambientales

desarrollo tecnológico

definición del precio del gas

precios de la energía

disponibilidad de capital de

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disponibilidad y ubicación de los recursos de gas

geopolítica

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principales factores que influyen el desarrollo del mercado mundial del gas

participación del gas en el mercado

energético primario


el mercado pueda llegar a pagar. “La caída abrupta del consumo, particularmente en Europa, se compensará en tres años”, dijo Bernhard Reutersberg, director general de la alemana E.ON Ruhrgas.

“La crisis financiera global y la desace-leración económica probablemente van a resultar en una contracción del consumo del gas natural este año, el primer declive en 50 años”, dijo el ejecutivo de la petrolera estatal malaya Petronas, Hassan Marican, durante su exposición. Al mismo tiempo subrayó que los cortes en la inversión por parte de las compañías de gas natural y petróleo podrán atrasar los proyectos de más de 30 millones de metros cúbicos de gas. “Las preocupaciones ambientales y la escasez de crédito resultaron en la elimina-ción de muchos proyectos”, afirmó. Petro-nas, que emitió un bono global en agosto, obtuvo más capital de lo planificado y la compañía no tiene ningún proyecto más para emitir deuda, dijo Marican. El gigante estatal malayo no contempla ninguna adquisición en este momento.

Marican, miembro del directorio del Banco Central de Malasia, citó tecnologías como el floating LNG y las turbinas de ciclo combinado de gas (CCGT, por sus siglas en inglés) como forma de mejorar el atractivo del gas natural. También advirtió contra los recursos gubernamentales “a medidas

populistas” en reacción a presiones socia-les y políticas, citando el peligro a la limi-tación de las exportaciones de gas o el esta-blecimiento de precios límites domésticos y llamó “a acercamientos de colaboración en todas las regiones” que forjen la integra-ción y funcionamiento de mercado del gas.

Marican remarcó que sus comentarios son concordantes con el informe realizado por IGU para el panel estratégico: “Natural Gas and the Sustainability Question: How Many Answers Can We Provide?”, presen-tado por Trude Sundset, vicepresidenta de medioambiente y clima para StatoilHydro, quien postuló el dilema actual por las nece-sidades encontradas de asegurar una pro-visión de energía económica, y la reducción de los efectos sobre el cambio climático, sabiendo que casi 70% de las emisiones de CO2 están relacionadas con la generación de energía.

El propósito del informe es el de expli-car cómo el gas natural –aun siendo un combustible del grupo de los hidrocarbu-ros– se ha transformado también en una parte importante para la solución del pro-blema del cambio climático, al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, reemplazando en el mercado a otros com-bustibles con mayores emisiones de CO2, y a través del uso de tecnologías mucho más eficientes (como turbinas de gas o celdas

de combustible). Dependiendo de la cali-dad del combustible, la combustión del gas natural puede emitir hasta 25-30% menos de CO2 que el petróleo y por lo menos hasta 40-50% menos que el carbón.

En la actualidad, 41% de las emisiones se deben a la generación eléctrica. Sund-set explicó que el cambio de las centrales eléctricas de carbón por CCGT cortaría las emisiones de CO2 globales en 20%, y citó también la potencial combinación del gas natural con las renovables como el biome-tano y el hidrógeno, como la experiencia en Europa de NaturalHy y el rol de liderazgo de la industria en el desarrollo de la tecno-logía de captura y almacenaje de carbono.

Históricamente, el carbón ha sido una opción de las utilities. En Estados Unidos representa 50% de la generación eléctrica, pero es responsable por 80% de las emisio-nes. Y Hayward repitió en la conferencia que la tecnología de captura y almacenaje de CO2 será comercialmente viable “en al menos 10 años y será cara”. Hayward dijo que la industria está en medio de una evo-lución, no una revolución, en el asegura-miento del futuro mix energético. Hayward también mostró argumentos en referencia a que podamos pasar a una economía baja en emisiones de carbono de forma rápida, y señaló que “pese al rápido incremento del uso de las energías solares y eólicas, así

pozos de gas en estados unidos

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eventos


como de los biocombustibles, estas fuentes de energía aún no alcanzan el 2% del total de la producción energética global, por lo que continuaremos dependiendo durante un largo período de tiempo del carbón y los combustibles fósiles que están en rápido crecimiento”.

El gas tiene también el mérito de depen-der de tecnología probada, dijo. Las alter-nativas desempeñarán un rol, pero resta ser definido este. “Tenemos que dar forma a esa evolución, construir un road map para la diversificación del suministro –dijo–, este programa varía por país y por sector (...) El mundo necesitará un suministro más diverso para la seguridad de energía y dirigir las políticas de cambio climático”. Mientras, para Coby van der Linde, cate-drática y directora del Clingendael Inter-national Energy Programme, “habrá un crecimiento en el uso del gas a medida que los países actualicen sus agendas respecto al cambio climático”.

Gazprom, entre geopolítica y profitsAleksei Miller, director de Gazprom, la mayor empresa productora de gas del mundo, fue enfático al afirmar que el desa-rrollo de la economía sólo es posible gra-cias a los hidrocarburos, una fuente a su criterio insustituible de momento, mien-tras aseguró que el gas es la energía más barata y la única que puede garantizar el suministro en momentos de demanda pico. “Para 2020, la población mundial va a lle-gar a 8500 millones de habitantes, con un aumento del consumo de gas per cápita

aportado principalmente por China, India, Brasil e Indonesia”, afirmó el máximo res-ponsable de Gazprom, que provee 70% del gas que consume Europa. “China e India están en un impetuoso proceso de indus-trialización, urbanización y otras movili-zaciones (...) la demanda de energía cre-cerá, pero habrá contribuciones limitadas de petróleo y energía nuclear, mientras las energías alternativas serán insignifican-tes”, dijo Miller en su discurso.

Unos días antes, Brufau señaló que “el ingreso per cápita de los países emergen-tes, que hoy representan dos tercios de la economía mundial, y el hecho de que hay 1500 millones de personas que aún no tie-nen acceso a la energía eléctrica, permi-ten asegurar una creciente demanda de gas natural a largo plazo”. En cuanto a los pre-cios del GNL, más costoso que el gas que circula por ductos, Brufau afirmó que “las reglas serán más complejas de lo que fue-ron hasta ahora, ya que los contratos no estarán tan ligados al precio del crudo y sí más en relación con la generación de elec-tricidad”.

Los temas políticos y geopolíticos pue-den amenazar la continuidad del desarro-llo económico óptimo de la industria de gas. Los acuerdos y las soluciones interna-cionales son necesarios para asegurar que las inversiones requeridas en lugares clave de la cadena de gas no sean retrasadas o impedidas. En el caso de Gazprom destaca el hecho que, tal como la industria petro-lera, la geopolítica también desempeña un papel significativo en los mercados de gas

natural. Una disputa entre Rusia y Ucra-nia vio intermitentes cortes en el suminis-tro de gas natural a los países europeos en los últimos años. Procurando aliviar algu-nos de aquellos miedos, Miller dijo que Gazprom está comprometida a realizar sus obligaciones de largo plazo “y que es nece-sario” disipar los prejuicios ideológicos y políticos.

Agregó que Gazprom es la empresa del sector con mayor cantidad de contra-tos de provisión a largo plazo en el mundo, por un total comprometido de 3 trillones de metros cúbicos hasta 2035. El direc-tivo sostuvo que estos contratos son ins-trumentos que permiten financiar pro-yectos de capital en el sector para dar con-fianza a consumidores y transportadores de gas. “Las inversiones tienen que ser suficientes para garantizar el suministro a largo plazo”, afirmó Miller, al precisar que Gazprom invirtió US$25.000 millones.

El directivo comentó que el gigante ruso tiene en marcha un proyecto para poner en funcionamiento en 2011 un gasoducto ten-dido por debajo del mar Báltico, que conec-tará Rusia con el norte de Europa y otro que llevará a partir de 2015 gas al sur de Europa a través de Bulgaria, Hungría, Grecia y Ser-bia. Precisó que, además, la compañía tra-baja en desarrollar sistemas de almacenaje de gas en el subsuelo para garantizar la pro-visión en momentos de alta demanda. Así mismo, dijo que Gazprom realiza labores de exploración en la península de Yamal (norte de Rusia) y en el yacimiento de Stoc-kman (cerca del mar de Barents, en el cír-culo polar ártico).

“En términos de intereses mutuos y la necesidad financiamiento para ciclos de inversión duraderos, las disposiciones de largo plazo pueden ofrecer una ventaja competitiva traducida en estabilidad (...) Hoy, la cooperación en el sector de ener-gía entre Gazprom y los países consumi-dores de hidrocarburos está basada en el equilibrio de interés y riesgos de merca-dos compartidos entre productores y pro-minentes importadores al por mayor. Tal cooperación es factible debido al sistema existente de contratos a largo plazo”, con-cluyó Miller. La seguridad de suministro es uno de los tres pilares en los que se basa la nueva política energética de la Unión Europea, junto con la competitividad y la eficiencia. Las recientes crisis de gas pro-ducidas por cortes en el suministro pro-cedente de Rusia han venido a reforzar la importancia de este objetivo. “La mejora

porc

enta

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américa américa europa áfrica medio países cis asia asia totaldel norte latina oriente cis pacífico mundo


proyección del crecimiento de la población

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

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-0.5

1.980 - 06

2.007 - 08

(tasas anuales de crecimiento).


de la seguridad de suministro en Europa pasa por la necesidad de diversificar tanto rutas como suministradores de gas”, afir-man off the record desde la compañía espa-ñola Gas Natural.

Pero la mayoría de los proyectos de nue-vos corredores de gas para Europa impli-can sólo la diversificación de rutas alter-nativas respecto de los actuales países de tránsito de gas procedente de Rusia, igno-rando otros proyectos que, además de abrir nuevas rutas, permitirían que gas distinto al ruso llegue hasta el centro de Europa. “Este es el caso del corredor de gas que, atravesando la península Ibérica, permiti-ría que gas procedente del norte de África y el que llega a través de las plantas de GNL, pudiera alcanzar el centro de Europa”, indican las mismas fuentes de Gas Natural.

Por ahora, el mundo no será capaz de vivir sin combustibles fósiles, y el gas natu-ral es el más environmentally-friendly, dijo el CEO de Gazprom. El recurso base de la compañía está en un continuo desarrollo. “Realizamos satisfactoriamente la explo-ración geológica durante los últimos cua-tro años, agregando reservas de gas”, dijo Miller.

Proveedores y consumidores ante la depresión de los precios del gas naturalFaisal Al-Suwaidi, presidente ejecutivo de Qatargas, expuso que el retraso de los proyectos planificados de GNL generará una escasez de suministros para 2015. Al Suwaidi, durante la presentación titulada “International LNG Markets: A Global Perspective”, estaba escéptico de que los productores recorten producción debido a la demanda decreciente. “Como los mer-cados se hacen apretados, Qatar seguirá entregando GNL donde sea más necesa-rio. Qatar usará los barcos Q-Flex y Q-Max para entregar GNL a todos los mercados globales, ayudando a equilibrar la volátil demanda regional por gas natural”, dijo.

“Los mercados tradicionales ven una caída en la demanda, pero los nuevos mer-cados, como China e India, generan el equi-librio –dijo Al-Suwaidi–. Mi opinión es que este es un negocio de largo plazo. Los pre-cios bajarán, los precios subirán. Tenemos que aceptar que durante los próximos 30 a 40 años los precios fluctuarán”. Los pre-cios al contado del gas súper enfriado el verano boreal pasado se desplomaron en Asia desde máximos de más de US$22 por millón de BTU a alrededor de US$5 por

millón de BTU, puesto que la recesión eco-nómica erosionó la demanda.

Al Suwaidi también llamó la atención sobre la reducción de la cantidad de profe-sionales de la industria del GNL para pro-veer de personal a los futuros requerimien-tos que seguirán a la inminente recupera-ción de la economía mundial. Notó que en la industria hay mucha gente talentosa y expe-rimentada que se acerca a la edad de jubila-ción, mientras, al mismo tiempo, las empre-sas buscan formas de reducir costos y los capital projects están siendo aplazados.

La demanda europea de gas “es enorme” y no debería, por consiguiente, suscitar temores por parte de los países proveedo-res más importantes, dijo el ministro de Energía argelino Chakib Khelil, al margen de las exposiciones de la conferencia. “El potencial de la demanda de gas en Europa es inmenso, hay mercados para todo el mundo”, indicó Khelil. Las exportaciones argelinas de gas –unos 62 mil millones de m³/año– deberán alcanzar 89 mil millones de m³ en el curso de los próximos tres años.

Del lado de los compradores de gas natural, Norio Ichino, presidente de la Japan Gas Association, sostuvo que quie-ren más flexibilidad en los contratos de largo plazo para suministro de GNL. “Hay una carga excesiva sobre los comprado-res (...) es necesario construir un sistema comercial más flexible”. Japón, uno de los principales importadores de GNL, com-pra más de 20% de todo el GNL negociado internacionalmente. “Los contratos de largo plazo seguirán siendo básicos para el comercio de GNL en el futuro (…) Mayor flexibilidad en los contratos de GNL ayu-dará a asegurar que toda la industria siga creciendo y permanezca competitiva en función de precios”, dijo Ichino.

¿Gas del presal brasileño para la integración energética regional?En relación con los nuevos descubrimien-tos en las cuencas del presal de gas en Bra-sil, la directora de gas y energía de Petro-bras, Maria das Graças Foster, explicó en el panel “Natural Gas Trade as a Catalyst for Regional Market Integration”, que prime-ramente este será distribuido en el mer-cado interno brasileño, aunque también afirmó que tienen planeado exportarlo y que para eso se está instalando la infraes-tructura necesaria. “Una solución no con-vencional, como una unidad flotante de gas natural licuado, puede ser la solución necesaria para transportar el gas de cam-

pos presal a la costa (…); estimamos contar con cuatro unidades flotantes de GNL ope-rando en los campos productores”.

“El pre-sal representa una oportuni-dad para reforzar la integración de ener-gía en Sudamérica (...) dependiendo de los volúmenes de gas que podamos exportar”. El nuevo modelo de integración planteado para América Latina es el GNL, que podría utilizar la costa de Brasil (en el norte tiene plantas de licuefacción y construye otras en el sur) y las terminales ubicadas en Argen-tina y Chile. Petrobras todavía no puede estimar cuánto gas contiene el área presal, dijo Foster. Los campos pueden tener 100 mil millones de barriles de petróleo equi-valente, relevaron fuentes de Petrobras en los pasillos de la exposición.

La producción de gas natural de Brasil ascenderá a más del triple el próximo año, pasando de 16 millones de metros cúbicos a 55 millones, dijo Foster. La demanda del país casi se triplicará en 168 millones de metros cúbicos para 2020, de los 58 millo-nes del año pasado. “Hoy tenemos gas que podemos exportar, pero vamos a usar ese excedente para mejorar la producción de fertilizantes, para garantizar las necesi-dades de Brasil”, dijo Graças Foster. Brasil depende mucho actualmente de las impor-taciones. La estatal brasileña prevé anun-ciar en diciembre los planes para la cons-trucción de la tercera fábrica de fertilizan-tes nitrogenados en Brasil, aprovechando el excedente de oferta de gas natural. La unidad va a producir 1 millón de tonela-das por año, prácticamente duplicando la capacidad de producción de fertilizantes de Petrobras.

La compañía trabaja en otro frente para colaborar con la reducción de la dependen-cia de las importaciones de fertilizantes: la transformación de residuos de la produc-ción de pizarra bituminosa, en Paraná, en un “catalizador” para la producción agrí-cola. Fruto de la asociación con Embrapa y el Instituto Agronômico do Paraná (Iapar) la tecnología puede reducir en 40% la necesidad de uso de abonos en el cultivo.

Por último, “Brasil no tiene planes de suspender las importaciones de gas natural de Bolivia”, sentenció Foster. En el inicio del año, Brasil redujo sus importaciones de gas boliviano por una caída de la demanda y un aumento de la producción local de gas natural. “No estamos considerando parar las importaciones de gas boliviano. El gas es importante para Brasil”, dijo.

eventos


SI BIEN EN ESTOS ÚLTIMOS años el mer-cado del gas natural en América Latina ha tenido un ritmo de demanda-oferta bas-tante dinámico, en los países del Cono Sur no se puede decir que la situación se encuentre en perfecto equilibrio entre producción, consumo e integridad infra-estructural, aunque esta región de Amé-rica Latina ha apostado fuertemente al gas natural. A 2006, su matriz primaria se basaba en 31,4% en este combustible.

Para poder crear una red de gasoductos y potenciar aquellos existentes es necesa-rio que los precios del gas natural sean más altos, a fin de justificar los costos de inver-sión, incluida también la construcción de plantas de regasificación y de almacenaje de LNG, como en más de una oportunidad se ha reclamado durante la conferencia mundial del gas natural de Buenos Aires.

Sin duda alguna, la crisis financiera mundial –si bien en forma más leve–, tam-bién ha afectado a América Latina, sobre todo a los países más industrializados como Brasil, Argentina y Chile, donde el sector industrial, cuya matriz energética depende en cierta medida del gas natural, recién se está recuperando, muchos analis-tas confirman que sólo en la segunda mitad de 2010 se recuperará de forma aceptable.

La tasa de crecimiento económico en América Latina hasta 2006 fue de 5,5% (FMI), para bajar a 4,3% en 2008 cuando empezó la crisis, y para 2009 está entre 1 y 1,5%. A este ritmo de crecimiento Brasil justifica la inversión, y por eso también en Chile, a partir de 2010, empezarán a fun-cionar dos plantas de regasificación, en Brasil otro tanto y en Argentina para poder responder a la demanda que exige su mer-cado interno.

Por otro lado, si bien la economía boli-viana ha sido afectada de manera margi-nal por la crisis, no tiene suficientes recur-sos financieros para adelantar la construc-ción de otros gasoductos y la exploración de otros campos de gas, aunque el reciente préstamo de US$1000 millones otor-gado por TGN a YPFB debería impulsar la industria de hidrocarburos.

Según una reciente entrevista al pre-sidente ejecutivo de YPFB Transporte, Cyro Fernando Camacho Chávez, el actual ducto hacia Argentina, de 24 pulgadas, que

El mercado del gas natural en el Cono SurSI BIEN EN ESTOS ÚLTIMOS AÑOS EL MERCADO DEL GASNATURAL EN AMÉRICA LATINA HA TENIDO UN RITMO DE DEMANDA-OFERTA BASTANTE DINÁMICO, EN LOS PAÍSESDEL CONO SUR NO SE PUEDE DECIR QUE LA SITUACIÓN SEENCUENTRE EN PERFECTO EQUILIBRIO ENTRE PRODUCCIÓN, CONSUMO E INTEGRIDAD INFRAESTRUCTURAL.por mauro nogarin

Mapa de los principales gasoductos en América Latina y el Caribe. WF

infraestructura


está transportando el día de hoy 7,5 MMMCD, con una inversión aproxi-mada de US$35 millones, va a poder alcanzar los 15 MMMCD de forma gradual hasta 2014.

El proyecto de construir el gasoducto Urpabol (Uruguay, Para-guay y Bolivia) en estos últimos tiem-pos ha sido reactivado con la firma de un memorando de entendimiento entre los tres países, tardará muchos años hasta ver la construcción de 1000 kilómetros de gasoductos de 32 pulga-das y un costo estimado de US$3000 millones, lo cual es sin duda un desa-fío muy grande para esos países.

Las reservasLas reservas de gas natural probadas en esta región, con base en los datos de EIA a 2006, son 38 bcf para Argen-tina –disminuyeron 2 bcf respecto al año anterior–, 43 bcf para Bolivia –se

En fin, Argentina una vez más es el país que ha desarrollado una red muy eficiente para alimentar el sector doméstico, demanda generada, sobre todo, por la calefacción, donde el porcentaje llega a 28,6%, seguido por Uruguay con 25,8%, Brasil con 6,9%, Chile con 6,7% y Bolivia con 1,1%.

Los gasoductosA 2003, el total de gasoductos construidos en el Cono Sur alcan-zaba 7363 kilómetros, una longitud insuficiente para distribuir el gas natural en una zona tan amplia que abarca más de 13 millones de kilómetros cuadrados y una población de 60 millones de per-sonas.

El profesor Ariel A. Casarin, de la Business Economic de la IAE School, durante la Conferencia Mundial del Gas de Buenos Aires, afirmó que el mercado del gas natural en el Cono Sur puede ser disfrutado de una forma mejor en una integración regional. “Esta región tiene dos elementos importantes: por un lado, amplias reservas y un potencial mercado doméstico necesarios para jus-tificar mayores inversiones, desarrollar más reservas y construir una infraestructura de mayor capacidad a través de una red de gasoductos. Probablemente –continúa el profesor–, el principal límite para realizar esta integración del mercado del gas ha sido el alto nivel de aislamiento entre los diversos países. La falta de una política de desarrollo económico entre los países ha obstaculizado este proceso de integración”.

gasoducto país exp. país imp. inicio oper. long. km cap. mmcf/d

Yabog-YPF Bolivia Argentina 1972 435 230

Gasbol Bolivia Brasil 1999 3219 1000

Paraná/ Uruguayana Argentina Brasil 2000 451 100

Gasoducto del Litoral Argentina Uruguay 1998 19 4.9

Cruz del Sur Argentina Uruguay 2002 402 180

Tierra del Fuego Argentina Chile 1996 84 71

Gas Andes Argentina Chile 1997 467 310

Gas Atacama Argentina Chile 1999 933 300

NorAndino Argentina Chile 1999 781 250

Gasoducto del Pacífico Argentina Chile 1999 531 340

El Cóndor Posesión Argentina Chile 1999 10 71

Patagónico Argentina Chile 1999 32 99

mantiene estable–, 22 bcf para Brasil –con un ligero incremento de 1 bcf– y los constantes 2 bcf para Chile.

En total, las reservas de gas natural en el Cono Sur son de 110 bcf, es decir, una cantidad que puede satisfacer enteramente la demanda generada en el Cono Sur, a pesar de que no hay equili-brio entre el consumo y la producción de gas natural entre los diversos países. La producción actual de gas natural en Bolivia sigue con 42 MMMCD, mientras que la demanda de su mercado interno no alcanza más de 7 MMMCD, que sumada con los con-tratos de Brasil, de 25 MMMCD para el GSA y de 2 MMMCD para Cuiaba, y por último 7,7 MMMCD para Argentina, no puede res-ponder a ningún otro requerimiento.

De hecho, la tendencia que se observa en países como Chile y Brasil desde hace varios años, es que están trabajando para diver-sificar su matriz energética, considerando que la producción y las reservas en el Cono Sur no están acordes con la demanda generada.

Con base en datos oficiales para 2006 del IEA, 63% de la pro-ducción y consumo se concentran en Argentina y que como se mencionaba, desde hace varios años se encuentra en déficit a causa de su creciente consumo, situación completamente dife-rente de Bolivia, donde su producción en el contexto del mercado del Cono Sur representa 20%, con un consumo interno de gas natural de apenas 3,4%.

El consumoLa distribución del consumo del gas natural elaborada por la International Energy con datos de 2005, se puede resumir de la siguiente manera:

En Argentina el sector de electricidad utiliza 43% del gas natu-ral, Bolivia 69,6%, Brasil 42,5%, Chile 47% y Uruguay sólo 5,8%.

El sector industrial en Argentina consume 17,9%, Bolivia 22,9%, Brasil mucho más con 40,9% y sorpresivamente Uruguay utiliza 68,4%.

En transporte, solamente tres países han desarrollado una red de distribución para la industria automotriz: Argentina utiliza 10,5%, Bolivia sólo 6,4% y Brasil 9,7%.

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Gasoducto Carrasco-Cochabamba››digite: 67244

Gasificación del tramo sur del gasoducto Bolivia-Brasil››digite: 34328

infraestructura


Venezuela▶ 1918. Decreto Reglamentario del Carbón, Petróleo y Sustancias Similares. Fija una regalía de entre 8% y 15% y establece que una vez finalizada la concesión, las minas vuelven a la nación, con toda la inversión edilicia realizada, sin pago alguno por parte del gobierno.

▶ 1920. Ley de Hidrocarburos. Fija regalía mínima en 15% y establece la figura de las reservas nacionales, es decir, una vez finalizado el período inicial de exploración, la mitad de la superficie explorada revertía a la nación y al gobierno y debía negociar esas reservas en condiciones más ventajosas para el país.

▶ 1922. Nueva ley que reduce tributos y regalías, redactada por la presión de las empresas del sector.

▶ 1938. Reforma que autoriza al Estado a desarrollar directamente actividades petroleras mediante la creación de empresas o institutos. Vuelven a aumentar las regalías.

▶ 1943. Definición de un régimen único y uniforme para todas las concesiones, incluso las otorgadas con anterioridad y se estableció el vencimiento para todas (inclusive las que estaban próximas a caducar) en 1983. Incrementó las regalías a un mínimo de 16,66% (venían de un máximo de 15%).

VENEZUELA, UNA DE LAS PRINCIPALES potencias petroleras del mundo, ocupa el puesto número 9 en el escalafón mundial de paí-ses productores. Es miembro fundador de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) junto con Irak, Irán, Kuwait y Ara-bia Saudí. El negocio se estatizó en 1975, aunque el actual presidente Hugo Chávez reforzó esa política (la participación de las petroleras privadas creció bastante durante los años noventa) a partir de 2001. Hoy, Petróleos de Venezuela, la compañía perteneciente al Estado, controla casi la totalidad del negocio. Además, las empresas extran-jeras que decidan invertir en el país tienen que firmar acuerdos en los cuales se comprometen a manejar sólo una parte minoritaria de las operaciones en las que intervengan. No obstante las condiciones desfavorables, el potencial petrolero venezolano hace que muchas compañías todavía muestren interés por participar del negocio.

Datos estadísticos actualesexportaciones de petróleo: US$77.860 millones anuales.

reservas de petróleo crudo probadas: 172.320 millones de barriles.

reservas de gas natural probadas: 4.983.000 millones de metros cúbicos.

producción de petróleo crudo: 3.118.000 b/d.

capacidad de refinería: 1.749.000 b/d.

exportación de petróleo crudo: 1.770.000 b/d.

exportación de productos refinados: 912.300 b/d.

(Fuente: OPEC, Organization of the Petroleum Exporting Countries).

meta de producción establecida para 2012: 5.800.000 b/d

(Fuente: Petróleos de Venezuela).

ranking de producción mundial: 9º puesto.

ranking de exportación mundial:10º puesto.

ranking de reservas probadas: 7º puesto.

(Fuente: CIA World Fact Book 2009)

Datos históricos▶ primera concesión para explotación: 24 de agosto de 1865, otorgada por el presidente del estado de Zulia, Jorge Sutherland, al ciudadano norteamericano Camilo

Ferrand. Caduca un año después por incumplimiento.

▶ inicio de la producción comercial: 1878, a través de la Compañía Minera Petrolia del Táchira, creada luego del descubrimiento de petróleo en la hacienda La Alquitrana (empieza a comercializar en 1883).

▶ inicio de la explotación a gran escala: primera década del siglo XX, de la mano de Royal Dutch Shell (controladora de Caribbean Petroleum) y Standard Oil.

▶ certificación del potencial petrolero venezolano: diciembre de 1922, con el hallazgo del pozo Barroso, en Zulia, que arrojó durante 9 días 100.000 barriles diarios (b/d), contra los 6.000 promedio que se producían en el país.

▶ liderazgo en exportación: entre 1928 (producción de 290.000 b/d) y 1970 (pico máximo de producción: 3.780.000 b/d), fue el primer país exportador de petróleo del mundo.

▶ Un sabotaje a las instalaciones de PDVSA en 2002 hizo caer la producción a sólo 25.000 b/d, el piso histórico del país desde principios del siglo XX.

(Fuente: Petróleos de Venezuela)

Evolución del marco legal▶ 1905. Ley de Minas. Permite el traspaso de concesiones y derechos a la explotación del petróleo por lapsos de 50 años con pago de impuestos fijos por hectárea.

▶ 1971. Ley de Reversión de Concesiones. Busca revisar los contratos de 1943 para hacer efectivo el regreso al Estado una vez cumplidos los plazos; deriva en la estatización de 1974.

▶ 1991. Dictamen de la Corte Suprema de Justicia por la Apertura Petrolera, que promueve el regreso de la actividad privada al país.

▶ 2001. El gobierno de Chávez enuncia la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que asegura que los contratos asumidos se van a respetar, pero que serán revisados “en defensa de los intereses de la Nación”. Las regalías se fijan en 20% para el gas y en 30% para hidrocarburos líquidos.

(Fuente: Petróleos de Venezuela y Ministerio de Energía y Petróleo).

Estado del negocioPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), creada en 1975 por decreto, tras la nacionalización. Controla 95% del negocio venezolano de hidrocarburos.

Las empresas privadas firmaron recientemente acuerdos por los cuales controlan una parte minoritaria de su negocio (40%), dejando el resto al gobierno venezolano. En este régimen están, por ejemplo, Petrobras, Repsol y Shell.

(Fuente: datos de las empresas)

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